PERFIL TÉCNICO DEL PROY. DE ccochaccasa LISTO.pdf

Proyecto de Inversión
“MEJORAMIENTO Y AMPLIACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA LOCALIDAD DE CCOCHACCASA Y MILLPO, DISTRITO DE
CCOCHACCASA, PROVINCIA DE ANGARAES-DEPARTAMENTO DE HUANCAVELICA”
6Municipalidad Distrital de Ccochaccasa
ESTUDIO DE PREINVERSION A NIVEL DE PERFIL
“MEJORAMIENTO Y AMPLIACIÓN DEL SERVICIO DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA LOCALIDAD DE CCOCHACCASA Y
MILLPO, DISTRITO DE CCOCHACCASA, PROVINCIA DE ANGARAES-
DEPARTAMENTO DE HUANCAVELICA”

ABRIL - 2021
PROYECTO DE INVERSION
“MEJORAMIENTO Y AMPLIACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
DE LA LOCALIDAD DE CCOCHACCASA Y MILLPO, DISTRITO DE CCOCHACCASA,
PROVINCIA DE ANGARAES-DEPARTAMENTO DE HUANCAVELICA”
INDICE
1 RESUMEN EJECUTIVO 5
A. INFORMACIÓN GENERAL 5
B. PLANTEAMIENTO DEL PROYECTO 7
C. DETERMINACIÓN DE LA BRECHA OFERTA Y DEMANDA 7
D. ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO 8
E. COSTOS DEL PROYECTO 12
F. EVALUACIÓN SOCIAL 13
G. SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO 19
H. GESTIÓN DEL PROYECTO 19
I. MARCO LÓGICO 20
2 IDENTIFICACION 24
2.1 DIAGNÓSTICO 24
2.1.1 Área de estudio 24
2.1.2 La unidad productora de bienes y/o servicios (UP) en los que intervendrá el proyecto 25
2.1.3 Los involucrados en el proyecto 27
2.2 Definición del problema, sus causas y efectos 30
2.2.1 Definición del problema 30
2.2.2 Análisis de las causas 30
2.3 Objetivo del proyecto 33
2.4 Planteamiento de alternativas de solución 40
3 FORMULACION 44
3.1 Definición del horizonte de evaluación del proyecto. 44
3.2 Estudio de mercado del servicio público 45

3.2.1 Análisis de la demanda 45
3.2.2 Análisis de la oferta 50
3.2.3 Determinación de la brecha 51
3.3 Análisis técnico de las alternativas 52
3.3.1 Estudio técnico 52
3.3.2 Metas de productos 54
3.4 Costos a precios de mercado 55
3.4.1 Identificación y medición de los requerimientos de recursos 55
4 EVALUACION 64
4.1 EVALUACIÓN SOCIAL 64
4.1.1 BENEFICIOS SOCIALES 64
4.1.2 Costos Sociales 65
4.1.3 Indicadores de rentabilidad social del proyecto 65
4.1.4 Análisis de Sensibilidad 66
4.2 EVALUACION PRIVADA 67
4.3 ANALISIS DE SOSTENIBILIDAD 69
4.4 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA 70
4.5 GESTIÓN DEL PROYECTO 70
4.5.1 Para la fase de Ejecución 70
4.5.2 Para la fase de funcionamiento 71
4.5.3 Financiamiento 71
4.6 ESTIMACION DEL IMPACTO AMBIENTAL 71
4.7 Línea base para la evaluación ex post de impactos 74
4.8 MATRIZ DE MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA 78
5 CONCLUSIONES: 82
6 RECOMENDACIONES: 84
7. ANEXOS

CAPITULO 1
RESUMEN EJECUTIVO

RESUMEN EJECUTIVO
A. INFORMACIÓN GENERAL
I. NOMBRE DEL PROYECTO
“MEJORAMIENTO Y AMPLIACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE
LA LOCALIDAD DE CCOCHACCASA Y MILLPO, DISTRITO DE CCOCHACCASA,
PROVINCIA DE ANGARAES-DEPARTAMENTO DE HUANCAVELICA” .
II. TIPOLOGIA DEL PROYECTO
El presente proyecto se encuentra sujeto al accionar del sector Energía (Función
12), tal cual se ve reflejado al revisar los siguientes rubros del clasificador de
responsabilidad funcional del sistema nacional de programación multianual y
gestión de inversiones-Anexo N° 02 – conforme lo dispuesto en el párrafo 7.2 del
artículo 7 del Reglamento del Decreto Legislativo N° 1252, Decreto Legislativo que
crea el Sistema Nacional de Programación Multianual y Gestión de Inversiones,
aprobado por el Decreto Supremo N° 284-2018-EF.
Función
12 ENERGÍA
División
funcional
028 ENERGÍA ELÉCTRICA
Grupo
funcional
0057 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Sector
responsable
ENERGIA Y MINAS
Tipología
de proyecto
SUMINISTRO ELECTRICO EN ZONAS RURALES
III. LOCALIZACION
El área afectada se encuentra ubicada en:
UBICACIÓN POLITICA
Departamento Huancavelica
Provincia Angaraes
Zona Ccochaccasa
Ubicación Millpo y
Ccochaccasa

Grafico N° 01: Macro Y Micro Localización del Proyecto de Inversión Pública
Provincia de Angaraes
Huancavelica
Región Huancavelica
en Perú
Localidad de Millpo y
Ccochaccasa
Distrito de
Ccochaccasa

IV. INSTITUCIONALIDAD
IV.1. UNIDAD FORMULADORA
UNIDAD FORMULADORA DEL PROYECTO DE INVERSIÓN (UF)
Nivel de gobierno GOBIERNOS DISTRITAL
Entidad MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE CCOCHACCASA
Nombre de la UF: (Nombre de la Unidad Orgánica a la que
pertenece la UF)
UNIDAD FORMULADORA - AREA DE ESTUDIOS Y
PROYECTOS
Responsable de la UF: JACINTO TARDEO DE LA CRUZ
IV.2. UNIDAD EJECUTORA
UNIDAD EJECUTORA DE INVERSIONES (UEI)
Nivel de gobierno : GOBIERNOS DISTRITAL
Entidad : MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE CCOCHACCASA
Nombre de la UEI: (Nombre de la Unidad Orgánica a la que
pertenece la UEI) UEI DE LA MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE CCOCHACCASA
Responsable de la UEI: RUBEN VARGAS QUICHCA
B. PLANTEAMIENTO DEL PROYECTO
i. OBJETIVO CENTRAL
Objetivo Central
Eficiente acceso al servicio de energía eléctrica en la
localidad de Ccochaccasa y Millpo
C. DETERMINACIÓN DE LA BRECHA OFERTA Y DEMANDA
La oferta de potencia y energía, está dada por una subestación privada de la mina
Buenaventura, que no podrá alimentar a las casas cercanas a esta. Asimismo la
línea existente tiene una capacidad ampliamente suficiente para soportar el
incremento de la demanda proyecta tanto en Ccochaccasa y Millpo.
Cuadro Nº 1: Balance Oferta demanda
Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto
DESCRIPCION
PERIODO
0 1 2 3 4 10 15 20
2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 031 2 036 2 041
Demanda (kW) 7.4 7.5 7.8 7.9 8.1 9.5 10.6 12.1
Oferta (kW)
Deficit -7.4 -7.5 -7.8 -7.9 -8.1 -9.5 -10.6 -12.1

Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación Con Proyecto
DESCRIPCION
PERIODO
0 1 2 3 4 10 15 20
2 021 2 020 2 023 2 024 2 025 2 031 2 036 2 041
Potencia Requerida (kW) 8.0 8.1 8.4 8.5 8.8 10.2 11.5 13.1
Oferta (kW) 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0
Superávit 10.0 9.9 9.6 9.5 9.2 7.8 6.5 4.9
Balance del Recurso Disponible
DESCRIPCION
PERIODO
0 1 2 3 4 10 15 20
2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 031 2 036 2 041
Demanda (kW) 1664.9 1658.1 1 674.9 1 691.7 1 708.9 1 814.5 1 908.0 2 006.0
Demanda del PIP 6.9 7.0 7.3 7.8 7.8 8.7 10.1 11.3
Otras Demandas 1638.0 1 651.1 1 667.6 1 701.1 1 701.1 1 805.8 1 897.9 1994.7
Oferta (kW) 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0
Oferta Total 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0 2 340.0
Saldo Disponible 695.1 681.9 665.1 648.3 631.1 525.5 432.0 334.0
D. ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO
i. ANÁLISIS DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES
Después de analizar los medios fundamentales, y las acciones se ha llegado a las
siguientes conclusiones: los dos medios Fundamentales constituyen ejes del
proyecto a ser realizado y al menos dos medios fundamentales N°01 y 02, son
imprescindibles e independientes entre sí.
De estos dos medios fundamentales, el medio fundamental N° 01, tiene acciones
mutuamente excluyentes, esto quiere decir que es necesario elegir una de ellas
porque solo se podrá llevar a cabo una de ellas.
En el siguiente análisis se plantean y clasifican las acciones relacionadas al medio
fundamental imprescindible:

Relación entre Acciones
Las acciones 1.1 y 2.1 son complementarios.
Las acciones 1.2 y 2.1 son mutuamente excluyentes.
ii. DESCRIPCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
Mediante el análisis del “Árbol de Problema” y “Árbol de
Objetivos”, y asumiendo consideraciones de orden técnico,
ambiental y de uso y costumbres de la población, se plantean las
siguientes alternativas:
ALTERNATIVA 1:
CONSTRUCCION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA POR LINEAS Y REDES
NORMALIZADAS DGER/MEM
Redes Primarias
El equipamiento previsto para las redes primarias será el siguiente:
 Postes de Concreto armado de 13 m.
 Conductores de Aleación de Aluminio de 35 mm2.
Medio Fundamental 2
Existente capacitación
y adecuación ambiental
Medio Fundamental 1
Eficiente acceso al
servicio de energía
eléctrica
Construcción de
Infraestructura eléctrica
por Líneas y Redes
Normalizadas DGER/MEM
Acción 1.1 Acción 2.1
Capacitación y
mitigación
ambiental
por Sistemas de
Fotovoltaicos Domiciliarios
Acción 1.2
Construcción de

 Aisladores de cerámica Clase ANSI 56-3 tipo PIN.
 Aisladores poliméricos tipo suspensión de 36 KV.
 Ménsula de concreto de M/1.00/250.
 Palomillas de concreto de P/1.10/150
 Ferretería y accesorios de acero galvanizado.
 Seccionador Fusible de 27 KV, 150 KV BIL, 100 Amperios
 Pararrayos de óxido de zinc de 21 KV, 10 KA, 150 KV BIL.
 Retenidas del tipo inclinado con aislador polimérico.
 Puestas a Tierra del tipo PAT-0 y PAt-1
 Subestaciones de Distribución
El equipamiento previsto para las subestaciones de distribución será:
 Postes de concreto armado centrifugado.
 Pararrayos tipo distribución de óxido metálico, 21 KV, 10 KA.
 Seccionado fusible de 27 KV, 150 KV BIL, 100 Amperios.
 Transformadores 1Ø de 13.2/0.46-0.23 KV.
 Tableros de Distribución.
 Puestas a Tierra del tipo PAT-3.
Redes Secundarias, Alumbrado Público y Conexiones Domiciliarias
 Redes secundarias monofásicas con tensiones de 440 - 220 V.
 El equipamiento previsto para las redes secundarias será el siguiente:
 Postes de concreto armado centrifugado de 9/200, 9/300 mts
 Conductores Autoportantes de : 1x16+16/25, y 1x16/25 mm2,
2x16+16/25.
 Acometidas domiciliarias, con medidores electrónicos, cable concéntrico
de 2x4 mm2 de sección, y caja portamedidor.
 Alumbrado público con lámparas de 50 W de Na.
ALTERNATIVA 2:
CONSTRUCCION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA POR SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS

El sistema fotovoltaico es un conjunto de componentes interconectados
adecuadamente, con el objeto de transformar la energía solar en energía eléctrica.
El suministro de energía eléctrica es del tipo individual, es decir, que en cada
vivienda se instala un Sistema Fotovoltaico Domiciliario (SFD).
Los componentes principales del SFV son:
 MÓDULO FOTOVOLTAICO (MFV)
Denominado también como panel solar, es el encargado de transformar la energía
solar que incide en su superficie en energía eléctrica, está compuesto por celdas
fotovoltaicas las cuales se encuentran conectadas entre sí y posicionadas entre una
cubierta de vidrio y dentro de un compartimiento formado por perfiles de aluminio
protegida con una capa denominada Tedlar. El MFV además posee, en su parte
posterior, una o más cajas de conexiones, con terminales eléctricos desde donde
se realizarán las conexiones para transmitir la electricidad generada.
Los MFV son hechos a base de silicio y de acuerdo a su estructura cristalina pueden
ser monocristales, policristales o amorfos. Para este proyecto se requiere módulos
fotovoltaicos del tipo cristalino, poli o mono.
 CONTROLADOR DE CARGA
Componente que se encarga del control de los procesos de carga y descarga de la
batería, evitando descargas profundas o las sobrecargas que puedan dañarla. Los
controladores deben ser de bajo consumo de energía y preferiblemente con señales,
luminosas o sonoras que den información al usuario sobre el estado del SFD. Existen
controladores tipo On-Off, denominados así, debido a que realiza aperturas y cierres
(encendidos y apagados) de acuerdo a su diseño, activando las desconexiones y
conexiones del módulo fotovoltaico con el resto de componentes, otro tipo de
controladores son los denominados PWM (Pulse Wide Modular) que realizan las
desconexiones y reconexiones, a través de pulsos con el propósito de simular cargas
a tensión constante. También podemos clasificar los controladores de acuerdo a su
forma de conexión con el módulo fotovoltaico en el momento de activar la
protección de sobre carga de la batería; en serie se denomina cuando desconecta
al módulo fotovoltaico y en paralelo cuando lo cortocircuita. Para el proyecto se
requiere un controlador tipo PWM de 10A/12V.
 BATERÍA
La batería es el componente que almacena la energía eléctrica generada por el MFV
para ser utilizada a cualquier hora del día. La batería es de una tensión nominal de
12 V, existen diferentes tipo de baterías, de plomo ácido, de níquel cadmio, etc.
para los SFD se ve conveniente utilizar baterías de plomo ácido. Las baterías
requeridas para el proyecto serán de 12V y de plomo ácido.
 LÁMPARAS
De acuerdo a la aplicación del sistema fotovoltaico en mención, cuyo uso principal
es el suministrar energía eléctrica para iluminación de una vivienda, se incluyen las

lámparas como parte del SFD. Estas lámparas pueden ser del tipo fluorescentes
compacto, lámpara con tubo extraíble o del tipo LED, de bajo consumo eléctrico
que operan a una tensión de 12 voltios en corriente continua. Para el proyecto se
requiere la instalación de lámparas del tipo fluorescente compacto de 12 voltios.
E. COSTOS DEL PROYECTO
ALTERNATIVA 1:
Sistema convencional que consiste en la implementación de Redes
Primarias, Redes Secundarias y Acometidas Domiciliarias para la localidad
de Millpo y Ccochaccasa.
Cuadro Nº 2: Costos de inversión Alternativa 1
A) COSTOS DE INVERSION S/.
1 Intangibles 20 000.00
Estudios de ingeniería definitiva 20 000.00
2 Activos fijos 252 536.40
2.2 Inversión en activos fijos: Red primaria 101 608.66
Suministro de materiales importados 46 842.14
Montaje electromecánico 50 082.31
Transporte 4 684.21
2.2 Inversión en activos fijos: Red secundaria 112 673.89
Suministro de materiales importados 63 583.51
Montaje electromecánico 42 732.03
Transporte 6 358.35
2.4 Gastos generales 21 252.14
2.5 Utilidades 17 001.71
3 Gastos pre operativos 48 959.89
3.1 Supervisión de obra 14 795.74
3.2 Plan Covid 31 205.00
3.3 Gastos de evaluación, liquidación y fortalecimiento 2 959.15
4 Valor residual (-)(**) 0
TOTAL COSTOS DE INVERSION 321 496.29
ALTERNATIVA 2:
Implementación de sistemas fotovoltaicos en cada vivienda, que permita obtener
la energía suficiente para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e
información (radio y TV).

Cuadro Nº 3: Costos de inversión Alternativa 2
A) COSTOS DE INVERSION S/.
1 Intangibles 17 777.97
1.1 Expediente técnico 15 000.00
1.2 Capacitación 0.00
1.3 Supervisión de estudios y gastos administrativos 2 777.97
2 Activos fijos 204 933.04
2.1 Suministros importados 117 538.62
Módulo fotovoltaico 74 686.92
Baterías 31 792.74
Controladores 7 780.92
Luminarias 3 278.04
Stock de reemplazos 0.00
Inversores 0.00
2.2 Suministros nacionales 23 113.02
Tablero 15 456.00
Estructura, Cables y accesorios 7 657.02
2.3 Montaje 16 726.50
Mano de obra calificada 16 726.50
Mano de obra no calificada 0.00
2.4 Transporte de equipos y materiales 2 725.80
2.5 Gastos generales 32 020.79
2.6 Utilidades 12 808.32
3 Otros gastos 15 809.59
3.1 Supervisión de obra 7 000.00
3.2 Plan de educación y capacitación de consumidores 4 465.93
3.3
Gastos Financieros y de Administración (3,5% de 3,1 + 2% de
2)
4 343.66
4 Valor residual (-)
TOTAL COSTOS DE INVERSION 238 520.60
INVERSION DE EVALUACION 477 041.21
F. EVALUACIÓN SOCIAL
F.1. BENEFICIOS PRIVADOS
Beneficios “Con Proyecto”
ALTERNATIVA 1:
Los beneficios privados en la situación “Con Proyecto” proviene de la venta de
energía a los abonados en BT, a los usuarios en MT y por alumbrado público a las
tarifas vigentes publicadas y aprobadas por el OSINERGMIN, son las siguientes:

Cuadro Nº 4: Tarifas eléctricas
TARIFA
BT5B
TARIFA CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E
MCTER-Sin
IGV
Residencial
a) Para usuarios con consumos menores o iguales a 100 kW.h por
mes
0 - 30 kW.h
Cargo Fijo Mensual S/./mes 3.1 3.1
Cargo por Energía Activa
ctm.
S/./kW.h
52.88 46.55
31 - 100 kW.h
Cargo por Energía Activa - Primeros 30 kW.h S/./mes 15.86 13.96
Cargo por Energía Activa - Exceso de 30 kW.h
ctm.
S/./kW.h
70.5 62.06
b) Para usuarios con consumos mayores a 100 kW.h por mes
Cargo por Energía Activa
ctm.
S/./kW.h
73.18 64.42
Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa año
a año
Cuadro Nº 5: Beneficios incrementales a precios privados
ITEM RUBRO
PERIODO
0 1 2 3 4 5 10 15 20
2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 026 2 031 2 036 2 041
A) SITUACION CON PROYECTO
1.1 Venta de energía doméstica 11 371 11 861 12 028 12 536 12 713 14 741 16 600 19 076
1.2 Venta de energía comercial 0 0 0 0 0 0 0 0
1.3 Venta de energía uso general 0 0 0 0 0 0 0 0
1.4 Venta de energía pequeña Industria 0 0 0 0 0 0 0 0
1.5 Venta de energía cargas especiales 0 0 0 0 0 0 0 0
1.6 Venta de energía alumbrado público 2 164 1948 1948 2 164 2 164 2 381 2 597 2 814
1.7 Cargo fijo 1 596 1550 1550 1 687 1 687 1 824 1 961 2 054
TOTAL BENEFICIOS CON PROYECTO 15 131 15 666 15 834 16 338 16 564 18 945 21 112 23 941
B) SITUACION SIN PROYECTO
Beneficios sin proyecto 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL BENEFICIOS SIN PROYECTO 0 0 0 0 0 0 0 0
C)
TOTAL BENEFICIOS INCREMENTALES (A-
B)
15 131 15 66 15 834 16 338 16 564 18 945 21 112 23 941

ALTERNATIVA 2:
Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por
Cuota Mensual por abonado, la cual según información de OSINERGMIN:
Beneficios “Sin Proyecto”
Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero.
Cuadro Nº 6:
Indicadores del proyecto a precios privados
INDICADORES Indicadores
ECONOMICOS Sistema
Convencional
Sistema
Fotovoltaico
Inversión a precios de mercado
(S/.)
321 496 477 041
Tasa de Descuento % 12% 12%
VAN S/. -294 100 -41 286
TIR (%) 0 10.62%
F.2. BENEFICIOS SOCIALES
Beneficios “Con Proyecto”
Respecto a los Beneficios Sociales se ha tomado en consideración los valores de los
beneficios que fueron cuantificados por NRECA y con información de campo y se
basan en la voluntad de pago de los pobladores, en el ahorro de fuentes alternativas
de energía como son pilas, velas, kerosene. Y en el excedente del consumidor.
Sin FOSE Con FOSE
BT8-070 8.06 409.15 81.82
BT8-100 70.77 353.42 70.67
BT8-160 17.59 260.17 52.03
BT8-240 26.39 226.99 45.39
BT8-320 35.18 222.74 70.78
Cargo Fijo Equivalente
por Energía Promedio
(ctm.S/./kW.h)
Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos
(No incluye IGV)
Vigente a partir del 04/Nov/2018
Sierra
100% Estado
Energía
Promedio
Mensual
Disponible
(kW.h)
Tipo de
Módulo
Region
Inversiones

Cuadro Nº 7: Beneficios sociales valorados
VARIABLES IMPORTANTES VALOR VALOR CON FACTOR DE VARIACIÓN
Tasa de IGV: 19%
Tipo de cambio (S/./US$): 3.30
Beneficio anual por iluminación: 154.80 US$/ abonado 847.03 S/./ abonado
Beneficio anual por radio y televisión: 60.48 US$/ abonado 330.93 S/./ abonado
Beneficio anual por refrigeración: 0.00 US$/ abonado 0.00 S/./ abonado
Beneficio por usos adicionales: 0.15109 US$/ kWh adicional 0.82 S/./ kWh adicional
Factor de variación 1.6581
KWh anuales por iluminación: 87.60 KWh/ abonado
KWh anuales por radio y televisión: 64.80 KWh/ abonado
KWh anuales por refrigeración: 0.00 KWh/ abonado
KWh anuales otros usos: 218.60 KWh/ abonado
Kwh anuales por abonado 371.00 KWh/ abonado
Los beneficios sociales se calculan multiplicando la cantidad anual de usuarios
resultante de la proyección de mercado por estos valores año a año.
Beneficios “Sin Proyecto”
Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero.
Cuadro Nº 8: Beneficios Incrementales para - Alternativa 1 (A Precios Sociales)
ITEM RUBRO
PERIODO
0 1 2 3 4 5 10 15 20
2 019 2 020 2 021 2 022 2 023 2 024 2 029 2 034 2 039
Beneficio por iluminación 26 646 30 493 30 493 31 340 31 340 33 881 35 575 38 116
Beneficio radio y televisión 11 583 11 913 11 913 12 244 12 244 13 237 13 899 14 892
Beneficio refrigeración 0 0 0 0 0 0 0 0
Por Kw.h adicionales 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL BENEFICIOS ECONOMICOS 41 229 42 407 42 407 43 585 43 585 47 118 49 474 53 008
Beneficio económico sin proyecto
C) TOTAL BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B) 41 229 42 407 42 407 43 585 43 585 47 118 49 474 53 008

Cuadro Nº 9: Beneficios Incrementales para - Alternativa 2 (A Precios Sociales)
ITEM RUBRO
BENEFICIOS TOTALES
0 1 2 3 4 5 10 15 20
2 019 2 020 2 021 2 022 2 023 2 024 2 029 2 034 2 039
Beneficio económico iluminación 29 646 30 493 30 493 31 340 31 340 33 881 35 575 38 116
Voluntad de pago por radio y televisión 11 583 11 913 11 913 12 244 12 244 13 237 13 899 14 892
Voluntad de pago por refrigeración 0 0 0 0 0 0 0 0
Beneficio económico otros usos 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL BENEFICIOS ECONOMICOS 41 229 42 407 42 407 43 585 43 585 47 118 49 474 53 008
Beneficio económico sin proyecto 0 0 0 0 0 0 0 0
C) TOTAL BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B) 41 229 42 407 42 407 43 585 43 585 47 118 49 474 53 008
Los beneficios por refrigeración no serán aplicados al proyecto, ya que el proyecto
se desarrolla en la zona de sierra con una altitud promedio de 4200 metros sobre
el nivel del mar aproximadamente.
F.3.- RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN SOCIAL
Los indicadores económicos que nos indican la viabilidad o no del proyecto, son el
VAN y el TIR. Se utilizó una tasa de descuento de 8%, que es lo normado para
proyectos de interés social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son
los siguientes:
Cuadro Nº 10:
Indicadores del Proyecto a precios sociales
INDICADORES Indicadores
ECONOMICOS Sistema
Convencional
Sistema
Fotovoltaico
Inversión a precios de mercado (S/.) 267 510 409 382
Tasa de Descuento % 8% 8%
VAN S/. 64.924 - 114.333
TIR (%) 10.84% 3.94%
Se puede apreciar que el VAN es positivo y que la TIR es mayor a 10%, por lo tanto
el proyecto es viable desde el punto de vista social.
Además del beneficio económico existen otros beneficios al nivel de bienestar social
que no pueden ser cuantificables como es la disminución de los actos delictivos por
la mejora en el alumbrado público, el aumento de las horas de atención médica, el

aumento de las horas de educación pública, el aumento del potencial turístico de la
zona.
De los resultados se desprende que la alternativa 1, es socialmente viable
SENSIBILIDAD DEL PROYECTO
En el análisis de sensibilidad se consideraron como variables relevantes en el
resultado de rentabilidad y por consiguiente la decisión de inversión a las siguientes
variables:
- Precio de compra de energía
- 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 Radio y TV
Cuadro Nº 11:
Análisis de la Sensibilidad
Variable
Variaciones
porcentuales
VAN a precios
sociales (S/.)
TIR
Social
Indice de
Cobertura
Variaciones de
Variable
10% 25 368.95 9.3% 103.6% 42.85
Precio de compra de energía 0 32 285.44 9.7% 110.1% 42.85
(cS/kW-h) -10% 39 201.94 10.0% 117.6% 42.85
5% 32 285.44 9.7% 114.4% 73.18
Tarifa de venta de energía doméstico 0 32 285.44 9.7% 110.1% 73.18
(cS/kW-h) -5% 32 285.44 9.7% 105.8% 73.18
5% 30 155.38 9.6% 108.1% 2.00%
Costo de Operación y Mantenimiento 0 32 285.44 9.7% 110.1% 2.00%
(%) -5% 34 415.51 9.8% 112.2% 2.00%
5% 29 335.26 9.5% 111.4% 32.46
Consumo de Energía por Abonado Domestico 0 32 285.44 9.7% 110.1% 30.92
(kW.h - mes) -5% 35 235.63 9.8% 108.8% 29.37
5% 20 938.65 9.0% 110.1% 298 714
Inversión a precios privados 0 32 285.44 9.7% 110.1% 284 490
(S/.) -5% 43 632.24 10.4% 110.1% 270 265
5% 45 181.79 10.3% 110.1% 0.95
Beneficio social por iluminación 0 32 285.44 9.7% 110.1% 0.95
(S/. / Abonado) -5% 19 389.10 9.0% 110.1% 0.95
5% 37 323.97 9.9% 110.1% 347.48
Beneficio social por Radio y TV 0 32 285.44 9.7% 110.1% 330.93
(S/. / Abonado) -5% 27 246.91 9.4% 110.1% 314.38

G. SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO
El Proyecto de “MEJORAMIENTO Y AMPLIACIÓN DEL SERVICIO DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA LOCALIDAD DE CCOCHACCASA Y MILLPO,
DISTRITO DE CCOCHACCASA, PROVINCIA DE ANGARAES-DEPARTAMENTO DE
HUANCAVELICA” cuenta con la opinión favorable de la empresa concesionaria, del
mismo modo cuenta con el punto de factibilidad eléctrica para el suministro de
energía eléctrica que es el documento que asegura la dotación de energía eléctrica
y autoriza la toma de un punto para la ampliación del sistema de redes
convencional.
Del mismo modo los pobladores afectados han firmado actas de compromiso en las
que se comprometen a pagar las tarifas eléctricas, a dar libre paso a la franja de
servidumbre para las instalaciones eléctricas de Redes Primarias y secundarias.
ELECTROCENTRO es una entidad encargada de la administración de Sistemas
Eléctricos, en el Departamento de Huancavelica, por lo tanto cuenta con el
suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico.
El Servicio Eléctrico Rural es sostenible desde el primer año de operación. Lo que
se explica si consideramos a las fuentes de ingreso del proyecto las ventas de
energía a los usuarios y las fuentes de egreso las compras de energía del sistema
de distribución existente y luego hacemos el balance año a año entre los ingresos
y los egresos, los primeros superan a los últimos, por lo tanto la venta de energía
cubrirá la compra y además permitirá tener una ganancia.
Por consiguiente, el hecho de ser sostenible un sistema de distribución es atractivo
para entes distribuidores para administrar este SER
Cuadro Nº 12:
Análisis de la Sostenibilidad
ALTERNATIVA 1
ITEM COSTOS Y FUENTES
AÑOS
2 022 2 023 2 024 2 025 2 026 2 031 2 036 2 041
1 Compra de energía (S/.) 8 606 8 916 9 022 9 343 9 455 10 879 12 196 13 903
2 Costos de operación y mantenimiento (S/.) 5 051 5 051 5 051 5 051 5 051 5 051 5 051 5 051
3 Impuesto a la Renta (S/.) 0 0 0 0 0 0 0 0
4 Ingresos Venta de Energia (S/.) 15 131 15 666 15 834 16 388 16 564 18 945 21 112 23 941
5 Aportes de terceros (S/.) 0 0 0 0 0 0 0 0
INDICE DE COBERTURA 110.8% 112.2% 112.5% 113.9% 114.2% 118.9% 122.4% 126.3%
H. GESTIÓN DEL PROYECTO
La gestión del proyecto estará a cargo de distintas instituciones de acuerdo al nivel
en el que se encuentra, por ejemplo:

En la etapa de Estudios de Pre inversión, la Municipalidad Distrital de Ccochaccasa
conjuntamente con el comité de Electrificación están a cargo de la elaboración de
los estudios de pre inversión, quien con la contratación de empresas consultoras
está elaborando el presente Estudio a nivel de Perfil para su viabilización, según los
lineamientos del Nuevo Sistema Nacional de Inversión Pública, de conformidad con
el D.L. N° 1252, Reglamento y Normas.
En la Etapa de Ejecución del proyecto, estará a cargo de la Municipalidad Distrital
de Ccochaccasa quienes cuentan con el personal y la capacidad técnica y operativa
que se requiere para la construcción de proyectos similares, es esta entidad que
gestionará a las entidades respectivas el financiamiento y la puesta en marcha de
tan importante proyecto.
En la fase de operación, estará a cargo de la empresa Concesionaria de Distribución
de Energía Eléctrica Electrocentro S.A., tal como lo establece la Ley General de
Electrificación Rural.
I. MARCO LÓGICO
Cuadro Nº 13:
Marco Lógico del Proyecto
Resumen de objetivos Indicadores Medios de verificación Supuestos
FIN
- Mejorar la calidad de vida a
través del uso de una
fuente de energía más
eficiente y su
aprovechamiento para
otros usos.
- Posesión de nuevos artefactos
eléctricos domésticos.
- Encuesta a una muestra
localidades y abonados.
- Los pobladores son el
potencial económico y
social por el desarrollo
productivo y social de
su localidad.
Nuevas actividades económicas
debidas a la electricidad
- Desarrollo productivo de la
zona a través de:
incremento de tiempo
productivo, mejora de
productividad, nuevas
actividades de pequeña
industrias y tiendas.
- Nuevas actividades económicas
debidas a la electricidad
Incremento en la producción y
ventas gracias a la electricidad
PROPOSITO -
Elevar el número de
pobladores con acceso
eficiente al servicio de
electricidad en las
localidades de zonas
rurales.
De Beneficio Directo - Encuesta a una muestra de
los abonados.
- Ahorro promedio mensual familiar
por el uso de la electricidad, en
sustitución a las velas, lámparas,
baterías, etc. (NRECA)
S/. 847.03 Beneficio por
Iluminación (S/.
Año/Abonado)
- La Empresa
Concesionaria operará
y administrará el
proyecto.
Comunicación (S/.
Año/Abonado)
Refrigeración (S/.
Año/Abonado)
S/. 0.82 Beneficio por usos
adicionales (S/./ kWh
adicional)
De utilización/Producción
- Consumo de energía eléctrica del
proyecto
16.82 Año inicial (MWh-año)
27.449 Año final (MWh-año) - Interés de la población
en el aprovechamiento
del servicio eléctrico.
- Consumo unitario promedio
mensual de energía eléctrica
facturada por tipo de abonado
(residencial, cargas especiales y
uso productivo).
- Datos disponibles,
accesibles y confiables de
Empresa Concesionaria,
Osinergmin o Dirección
General de Electricidad.

30.92 Residencial Tipo II,
Inicial (kWh-mes-
abonado)
40.91 Residencial Tipo II,
Final (kWh-mes-
abonado)
- Número de abonados del proyecto
según tarifa y topología.
- Crecimiento vegetativo
dentro de los
indicadores previstos.
35 Abonados tarifa BT5B,
Monofásicos, Inicial
45 Abonados tarifa BT5B,
Monofásicos, Final
- Número de abonados
residenciales, cargas especiales y
uso productivo.
35 Abonados
Residenciales, Inicial
45 Abonados
Residenciales, Final
0 Abonados Uso General,
Inicial
Existe un marco
regulatorio que
establezca una tarifa al
alcance de la
población.
0 Abonados Uso General,
Final
- Factor de carga - Encuesta a una muestra de
localidades y los abonados.
0.24 Factor de Carga, Inicial
0.24 Factor de Carga, Final
De disponibilidad/Oferta
- Índice de duración promedio de
interrupciones por semestre (DIC)
del proyecto o del sistema
eléctrico al que pertenece
- Datos disponibles,
accesibles y confiables de
Empresa Concesionaria y
Osinergmin. Inspección
física de instalaciones y
medición muestral de
indicadores de tensión y
resistencias de puesta a
tierra
- La población no se
opondrá a la alternativa
de electrificación
elegida.
94 a 106
%Un
Variación de Tensión en
MT
92,5 a
107,5 %Un
Variación de Tensión en
BT
- Otros indicadores técnicos
relevantes
2% Tolerancia del Indice de
lámparas apagadas
6.3 KALP
0% Retenidas no
conectadas a tierra
- Encuesta a una muestra de
localidades y abonados.
0% Resistencias de pat de
Subestaciones con
valores mayores a las
normalizadas para SER
COMPONENTES
Relacionados con la
Infraestructura
i) Líneas primarias. 0.00 km de la Línea Primaria
Nueva
-
Datos de la Municipalidad
Distrital de Ccochaccasa
- Adecuada organización
y participación para la
ejecución y
transferencia del
proyecto.
2 Localidades
beneficiadas
ii) Redes primarias 3 Subestaciones
requeridas
iii) Redes secundarias. 35 Número de conexiones
Relacionados con la
Funcionalidad
iv) Plan de Educación y
Capacitación
1 Numero Maximo de
Talleres
3 Horas por Taller de
Educación y
Capacitación
- Relación de asistencia y
fotografias
v) Adecuada estructura
organizacional para la
OyM
Electro
Centro S.A.
Unidad de
mantenimiento y
comercialización
- Entrevistas en DGER y
Empresa Concesionaria
- Las instituciones
involucradas cumplen
los acuerdos y
convenios firmados.
vi) Disponibilidad de contratos
de suministro
35 Abonados con contrato
de suministro
- Datos de Empresa
Concesionaria
vii) Disponibilidad de
instalación interiores o de
utilización
35 Cantidad de
instalaciones interiores
o de utilización.
- Encuesta a una muestra de
los abonados e inspección a
las instalaciones.

ACCIONES
- Elaboración del Perfil del
proyecto y viabilidad.
- Costo total, plazos y ratios de
costos del perfil
Datos de la OPMI
Municipalidad Distrital de
Ccochaccasa
- Los Presupuestos
requeridos se obtienen
de manera oportuna.
Indicadores Economicos de
Viabilidad
Inversión Total del Proyecto
(Nuevos Soles)
S/. 16 949 Intangibles
S/. 101
481
Red primaria
S/. 153
530
Red secundaria
S/. 41 491 Gasto preoperativo
S/. 0.00 Costo Total de
conexiones
domiciliarias
S/. 56 421 IGV (18%)
S/. 368 87 Inversión Total
Ratios
3 202 US$ /Conexión Total
del Proyecto
0.00 US$ / km Línea
Primaria de Obra
0.00 US$ / Abonado Linea
Primaria de Obra
1 036 US$ / Abonado Red
Primaria de Obra
1 568 US$ / Abonado Red
Secundaria de Obra
3.30 Tipo de Cambio (S/. /
US$)
Plazo (Meses)
2 Plazo de Obra
- Elaboración del Estudio
Definitivo
* Costo Total, plazos y ratios de
costos del Estudio Definitivo
- Entrevistas en
Municipalidad Distrtital de
Ccochaccasa y otras
Entidades. (Liquidaciones
Contractuales, Liquidación
Final del Proyecto,
Transferencia del Proyecto).
- Los acuerdos,
contratos y
adquisiciones se hacen
de manera oportuna.
- Ejecución de obras: Líneas
Primaria, Redes Primarias
y Redes Secundarias
* Costo Total, metrados, plazos y
ratios economicos y técnicos de
la Ejecución de obra.
- Interés de las
instituciones
involucradas en la
ejecución del proyecto.
- Supervisión de las obras * Costo Total y plazos de la
Supervisión.
- Obtención de el apoyo
de la población en la
ejecución del proyecto.

CAPITULO 2
IDENTIFICACION

1 IDENTIFICACION
1.1 DIAGNÓSTICO
1.1.1 Área de estudio
El área de influencia del proyecto corresponde el área geográfica que será servida
por el proyecto y donde se espera que se produzcan los impactos de la demanda,
El área de influencia es el ámbito donde se ubican los afectados por el problema.
Analizando a los beneficiarios atendidos en la cual comprende a la localidad de
Ccochaccasa y Millpo; por lo tanto el área de influencia para el presente proyecto
es la zona rural.
- Diagnóstico del área de estudio
En general el diagnóstico del área de influencia comprende los indicadores sobre:
aspectos demográficos históricos, niveles de educación, situación de salud,
disponibilidad de servicios públicos, calidad de las viviendas, condiciones
económicas del área de influencia, tipo de producción y actividad económica
predominante, niveles de ocupación, ingreso promedio familiar mensual.
La energía eléctrica resulta fundamental para proporcionar muchos servicios
esenciales que mejoran la calidad de vida. En el centro poblado considerado dentro
del Proyecto, la carencia de la energía es un obstáculo importante para su desarrollo
socioeconómico.
El centro poblado tiene poco desarrollo comercial y sus actividades cotidianas se
limitan a realizarlas en horas del día, carecen de industrias de todo tipo al no contar
con energía eléctrica. Los servicios públicos disponibles se encuentran limitados de
manera considerable y en su mayoría se hallan a varias horas de camino
representando, la prestación de estos servicios, un grave problema al centro
poblado. Por lo afirmado, los pobladores presentan un bajo nivel económico y con
acceso a servicios básicos de poca calidad. Las actividades económicas se
caracterizan por la falta de generación de valor agregado, lo que provoca un proceso
de descapitalización del campo. Se adjunta fotografías el Anexo 6.1.
El distrito de Ccochaccasa presenta una base productiva agropecuaria, pero con una
estructura productiva primaria, deficiente y desarticulada que configura una
economía de subsistencia incapaz de satisfacer plenamente las necesidades básicas
de la población.
Actualmente existe la explotación de la tierra en actividades de agricultura intensiva
no hace sino acelerar el proceso de erosión del suelo con los consiguientes efectos
negativos de una baja productividad y la agudización del empobrecimiento de la
masa campesina.

Estos hechos determinan una baja rentabilidad por lo que para el sector privado no
es atractivo la inversión en la electrificación de la zona y se requiere la participación
activa del Estado.
1.1.2 La unidad productora de bienes y/o servicios (UP) en los que intervendrá el
proyecto
 Zona afectada
El clima en la zona es típico de la zona sierra, encontrándose un clima templado,
con temperaturas promedio de 15ºC. El clima en la zona de la sierra es seco, con
precipitaciones pluviales durante los meses de diciembre a marzo.
 Población afectada
La mayoría de la población del centro poblado vive en zonas rurales y se dedica a
una agricultura de subsistencia, con los consiguientes efectos negativos de una baja
productividad y la agudización del empobrecimiento de la masa campesina. Las
viviendas que ocupan son en un 96% hecho en base a tapia lo que evidencia sus
bajos ingresos económicos.
En el área de estudio del Proyecto, la población a ser beneficiada en su mayoría se
ubica en el ámbito rural y representa un total de 300 pobladores al año 2021, con
un total de 35 viviendas domésticas por ser electrificadas.
La actividad que predomina en la zona de estudio es la actividad Agrícola donde
destaca el cultivo de la papa, el maíz amiláceo, el café y el arroz.
La actividad que predomina en la zona de estudio es la actividad Agrícola donde
destaca el cultivo de la papa, maíz y otros propios de la sierra.
El 17.3 % de los Hogares en el ámbito Rural No tiene Necesidades Básicas
Insatisfechas (NBI), el 50.3 % tiene 1 NBI (pobres no extremos), el 22.2 % tienen
2 y el 10.2% tienen 2 o mas NBI (pobres extremos).

A nivel la provincia involucrada el 27.33% de la población se abastece de agua en
los rios, acequias, manantiales o similares. El cuadro muestra el % promedio en las
provincias que abarca el Proyecto.
(Fuente INEI-Elaboración propia).
El 52.92 % de la población utliliza el kerosene (mechero y lámparas) como servicio
de alumbrado y la leña en un 77.19% como combustible para la cocina. Cabe
mencionar que el servicio eléctrico en el centro poblado a beneficiar, carecen de
este servicio.
 Educación
En la Provincia involucrada según el INEI el 17.11% de la población no tiene nivel
educativo, 54.56% alcanzó algún grado de primaria, el 20.6% alcanzó el nivel
secundario mientras que solo el 3.00% de la población tiene Estudios Universitarios
concluidos.

 Salud:
Las viviendas cuentan en un 49.01% con pozo ciego o letrina como SS. HH., el
1.35% tiene pozo séptico, el 1.65 utiliza el río, canal o acequia y el 31.02% no tiene
instalación alguna lo que hace vulnerable a sus ocupantes a contraer enfermedades.
El 24.54% tiene conexión publica domiciliaria (zona urbana).
Los niveles de salud no son solo consecuencia de la falta de inversión social, sino
de la falta de saneamiento ambiental y de servicios básicos, como agua, desagüe y
en este caso del servicio de electricidad que limita el desarrollo del centro poblado
involucrado en el presente estudio.
1.1.3 Los involucrados en el proyecto
Para el desarrollo del proyecto es necesaria la participación activa y decidida de las
autoridades locales y de la población (beneficiarios) para garantizar la ejecución del
proyecto.

Del análisis de involucrados obtenemos el siguiente esquema institucional:
Electrocentro S.A.
Es una empresa que forma parte del Grupo DISTRILUZ la misma que lo conforman
otras empresas eléctricas, que tienen por finalidad administrar la infraestructura
eléctrica ejecutada por los gobiernos locales, en zonas fuera del área de concesión
de las empresas eléctricas distribuidoras. En este proyecto Electrocentro S.A. se
hará cargo de la obra una vez finalizada la etapa de ejecución.
Gobierno Local
Será la institución que se encargará de la ejecución de las obras del proyecto.
Tendrá un papel importante pues deberá coordinar con las diferentes instituciones
para la adecuada ejecución del proyecto. Participará en las acciones de autorización,
supervisión y control de las obras, cubriendo los gastos de financiamiento.
Población beneficiaria
Los pobladores del centro poblado que conforma el proyecto, están organizados y
representados por Juntas Directivas elegidas en Asambleas Extraordinarias y
reconocidas por su Municipalidad Distrital.
La población del centro poblado del proyecto ha manifestado su deseo de apoyar
con mano de obra local no calificada 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 debe ser informada mediante la realización de
Talleres organizados con la finalidad de que adquieran conciencia de los problemas
actuales y de las alternativas de solución existentes relacionadas al servicio de
energía eléctrica, haciéndose énfasis que este tipo de proyectos requieren de un
costo económico que debe ser asumido por ellos.

ANÁLISIS DE GRUPOS INTERES:
Baja calidad de vida de
GRUPOS ACUERDOS COMPROMISOS
INTERES
Electrocentro
S.A.
El conocimiento
real de la zona del
proyecto, el poder
de convocar para
prestar apoyo en
las obras de
electrificación rural
Poco interés de
inversión en el sector
rural por estar fuera de
su área de concesión
Escaso desarrollo de las
actividades económico
productivas
Sus autoridades
muestran poco interés
en el desarrollo de sus
centros poblados
Gobierno
Local
Necesidad de ampliar el servicio de
electricidad para los centros poblados
que aún no cuentan con este servicio
Incrementar la calidad de vida de los
pobladores, en especial porque podrán
hacer uso de medios de comunicación
como radio y televisión, asícomo de
otros artefactos eléctricos que les
proporcionen mayores comodidades
Cobro justo por
servidumbre
Población
Beneficiaria
La obra no se ejecute
en épocas de
siembra o cosecha;
podría retrazar la
ejecución de la obra
Brindan la
información
necesaria para el
desarrollo del
proyecto.
La obra no se ejecute
en épocas de lluvias
La voluntad de usar
de manera
eficiente el
servicio de
electricidad
Manifiestan que
apoyarán con
brindar facilidades
logísticas para el
desarrollo del
proyecto
Los propietarios de
los terrenos
permitan el paso de
la línea eléctrica por
sus terrenos
Mejorar la productividad en las
actividades que se llevan a cabo
actualmente y desarrollar otras nuevas,
relacionadas a la utilización de la energía
eléctrica
Incrementar la calidad de vida de los
pobladores, en especial porque podrán
hacer uso de medios de comunicación
como radio y televisión, asícomo de
otros artefactos eléctricos que les
proporcionen mayores comodidades
Los consumos
cubran la operación
y mantenimiento del
sistema
Cuentan con un comité de electrificación
de las comunidades que se encuentran
en el área del proyecto
Organizarse en faenas para lograr la
ejecución del proyecto en el tiempo
previsto
Incrementar el número de clientes de
servicios de energía a fin de incrementar
la recaudación
Cuentan con la
logística, capacidad
técnica y
administrativa para
operar el nuevo
proyecto de
electrificación que
se viene
desarrollando
Sus autoridades
apoyen durante la
ejecución de la obra,
dando
mantenimiento a las
vías de acceso a los
centros poblados
ESTRATEGIAS
Cuentan con la capacidad de convocatoria
de los centros poblados para el mejor
desarrollo de la obra
Es conocedor de la administración de la
infraestructura eléctrica en el centro
poblado del proyecto, lo cual representa
una ventaja
PROBLEMAS
PERCIBIDOS
La no existencia de vías
de acceso al centro
poblado del proyecto
Centros poblados muy
dispersas, incide en la
sostenibilidad del
proyecto
La capacidad de las
líneas eléctricas
satisfagan las
demandas de las
instalaciones
recientes

1.2 Definición del problema, sus causas y efectos
1.2.1 Definición del problema
El problema se define como:
1.2.2 Análisis de las causas
Entre las principales causas identificadas que generan el problema central están:
Causas directas:
-Insuficiente Infraestructura eléctrica.
Causas indirectas:
- Insuficiente Infraestructura eléctrica.
- Inexistente Capacitación y Adecuación Ambiental.
Análisis de efectos
Los efectos identificados son:
Efectos directos:
 IMPACTO NEGATIVO EN LAS ACTIVIDADES SOCIOECONÓMICAS:
Las localidades involucradas se dedican principalmente a actividades tradicionales
debido a la carencia de energía eléctrica, las actividades comerciales resultan
costosas incidiendo negativamente en la economía de los pobladores. Los
pobladores tienen limitadas actividades productivas, sus actividades las realizan en
horas del día limitando así sus ingresos económicos y sus expectativas de
desarrollo.
La migración de la población rural a centros urbanos consolidados se da por las
escasas oportunidades que ofrecen las localidades. Los jóvenes emigran hacia las
grandes urbes o lugares con mayores oportunidades de desarrollo.
 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: la agricultura, el comercio. Los pobladores no
tienen posibilidad de mejorar sus actividades productivas (por ejemplo: mejorar el
potencial turístico-artesanal), que les ayuden a incrementar sus ingresos
económicos. Esto es más notorio cuando los pobladores no encuentran el estímulo
para salir adelante y poder desarrollar su localidad.
Problema
Deficiente acceso al servicio de energía eléctrica
en la localidad de Millpo y Ccochaccasa

 BAJA PRODUCTIVIDAD EN ACTIVIDADES PRODUCTIVAS:
La actividad productiva de la zona se ve limitada a que la jornada laboral sea solo
durante el día y no por la tarde o noche, afectando de esta manera su productividad.
 INCREMENTO DE COSTOS DE ACTIVIDADES COMERCIALES:
La actividad comercial nocturna en la zona es escasa, se ve afectada por el elevado
costo del combustible que se necesita para los artefactos de iluminación
(petromax), además solo existen pequeñas casa tiendas que expenden productos
de primera necesidad.
 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 en horas nocturnas. Sumado a esto el poco interés del estado
peruano en apoyar a estas comunidades con este servicio que es necesario.
 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.
Agregar a esto el ausentismo de maestros en horas de clase y la dejadez de los
pobladores y de la UGELs que son las encargadas de supervisar su labor, y peor
aún la enseñanza que se imparte no es la adecuada para estas zonas de Frontera
donde no se imparte una buena educación.
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.
EFECTOS INDIRECTOS:
 BAJA CALIDAD DE VIDA DE LA POBLACION RURAL:
La existencia del problema hace que el modo de vida este condicionado a lo que
pueda realizarse durante las horas del día, así mismo la carencia de los servicios en
muchas localidades limita las oportunidades de desarrollo de la población. Muchas
localidades no cuentan con servicios de alcantarillado de aguas negras ni mucho
menos pluvial, sus calles son afirmadas resultando contaminantes en épocas de

sequía y resultando poco transitables en época de lluvias ocasionando malestar a
la población.
 LIMITADO DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES ECONÓMICAS DE LAS
LOCALIDADES:
La carencia de los servicios básicos como la electrificación y el saneamiento hacen
escasas las posibilidades de desarrollo para las localidades muchas de las cuales
solo cuentan para comunicarse con trochas carrozables en mal estado de
conservación.
EFECTO FINAL:
RETRASO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LA LOCALIDAD:
El efecto final es el retraso en el desarrollo integral de dichas comunidades: sus
actividades productivas, comerciales y turísticas, no serán las suficientes como para
superar su estado de pobreza.

ÁRBOL DE CAUSAS Y EFECTOS
1.3 Objetivo del proyecto
ANTECEDENTES DEL PROYECTO
En el Departamento de Huancavelica, el 83.3% de la población total cuenta con
servicio de Energía Eléctrica y aproximadamente el 27.9% en las zonas rurales y
Limitado Desarrollo de las
Actividades Económica de la
localidad
Retraso socioeconómico y productivo de la localidad
CAUSAS
INDIRECTAS
Insuficiente
Infraestructura
eléctrica
Inexistente Capacitación y
Adecuación Ambiental
PROBLEMA
CENTRAL
Deficiente acceso al servicio de energía eléctrica en la localidad de
Yanaccocha
CAUSAS
DIRECTAS
Insuficiente
Infraestructura
eléctrica
EFECTO
DIRECTOS
Bajos Ingresos
económicos de la
población
EFECTO FINAL
EFECTOS
INDIRECTOS
Baja Calidad de
Vida de la Población
Rural

aisladas carece del servicio de electricidad. Estos indicadores, comparados con los
índices de los departamentos costeños (cuyo coeficiente de electrificación es del
orden de 94 a 99%); lo cual incide en el bajo Desarrollo Socio Económico de la
Región.
El Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección General de Electrificación
Rural, ha asumido desde 1993, el compromiso de ampliar la frontera eléctrica a nivel
nacional, permitiendo a los pueblos del interior del País, el progresivo acceso a la
energía eléctrica como un medio para acelerar el desarrollo y mejorar su calidad de
vida.
Sin embargo, esta tarea no es suficiente para el desarrollo de las provincias de
Huancavelica; por lo que, es necesario complementar con las acciones de la Dirección
Regional de Energía y Minas, consolidado en el Plan de Electrificación Regional
(Sistema energético al servicio de desarrollo integral) en el mediano plazo 2010-
2020, el cual ha sido elaborado con la firme voluntad de realizar todos los esfuerzos
necesarios para lograr que al final de la década, toda la Región Huancavelica cuente
con la energía suficiente para su desarrollo.
Las 07 provincias de Huancavelica, conformado por 97 distritos, presentan un bajo
coeficiente de electrificación, el cual se refleja en el bajo desarrollo socio económico
del departamento.
La Municipalidad Distrital de Ccochaccasa, ha previsto la ejecución del proyecto
“MEJORAMIENTO Y AMPLIACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRIFICACIÓN
RURAL DE LA LOCALIDAD DE CCOCHACCASA Y MILLPO, DISTRITO DE
CCOCHACCASA, PROVINCIA DE ANGARAES-DEPARTAMENTO DE
HUANCAVELICA”, a fin de atender al centro poblado considerado en el estudio y
que aún no cuentan con el servicio eléctrico. Con lo cual se beneficiará a un total de
140 habitantes al 2021.
El presente proyecto se desarrollará mediante redes primarias en 13.2 kV Sistema
Monofásico, Redes Secundarias en 440/220 Voltios y Acometidas Domiciliarias.

PERTINENCIA CON LOS LINEAMIENTOS DE POLÍTICA.
El proyecto de inversión se sustenta en el marco legal de las siguientes normas:
Ley que crea el Sistema Nacional de Inversión Pública (Ley concordada) (Ley Nº
27293, publicada en el Diario Oficial “El Peruano” el 28 de Junio de 2000; modificada
por las Leyes N° 28522 y 28802, publicadas en el Diario Oficial “El Peruano” el 25 de
Mayo de 2005 y el 21 de Julio de 2006, respectivamente).
Reglamento del Sistema Nacional de Inversión Pública (DS Concordado) (Aprobado
por Decreto Supremo N° 102-2007-EF, publicado en el Diario Oficial “El Peruano” el
19 de Julio de 2007. Modificado por Decreto Supremo N° 038-2009-EF, publicado en
el Diario Oficial “El Peruano” el 15 de Febrero de 2009)
Directiva General del Sistema Nacional de Inversión Pública (RD Concordada)
Aprobada por Resolución Directoral N° 002-2009-EF/68.01 publicada en el Diario
Oficial “El Peruano” el 05 de Febrero de 2009 y modificada por Resoluciones
Directorales Nos. 003-2009-EF/68.01 y 004-2009-EF/68.01, publicadas el 21 de
marzo de 2009 y 15 de abril de 2009, respectivamente.
Nuevo Sistema Nacional de Inversión Pública, de conformidad con el D.L. N° 1252,
Reglamento y Directivas
Incorporan Gobiernos Locales al Sistema Nacional de Inversión Pública (Aprobada
por Resolución Directoral N° 005-2007-EF/68.01 y publicada en el Diario Oficial “El
Peruano” el 31 de Marzo de 2007).
Delegación de Facultades para declarar la Viabilidad de los Proyectos de Inversión
Pública (RM Concordada) (Aprobada por Resolución Ministerial N° 133 – 2009 –
EF/10. publicada en el Diario Oficial “El Peruano” el 07 de Marzo de 2009. Resolución
Ministerial 314-2007-EF/15 concordada, publicada en el Diario Oficial "El Peruano" el
01 de Junio del 2007).
Aprueban Directiva General del Sistema Nacional de Inversión Pública (Resolución
Directoral N° 003 – 2011-EF68.01, publicada en el Diario Oficial “El Peruano” el 09
de Abril de 2011.

*PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACION RURAL (PNER)
Objetivo general
El objetivo general del PNER es ampliar la frontera eléctrica desarrollándola en forma
articulada entre el Gobierno Nacional, los Gobiernos Regionales y Locales, utilizando
tecnologías adecuadas que minimicen costos de inversión, proporcionando un medio
para acelerar el desarrollo socio–económico y mejorarla calidad de vida de los
habitantes de las localidades aisladas y rurales del país.
Objetivos específicos.
Alentar el incremento de la producción, productividad y generación de valor agregado
de los sectores productivos y extractivos, con énfasis en las actividades agrícolas,
pecuarias forestales y agroindustriales.
Ampliación de la frontera eléctrica, mediante la utilización de energía eléctrica
convencional y no convencional.
LA INVERSIÓN REGIONAL.
Estrategias para la Priorización de Inversiones.
La Inversión en Zonas de Pobreza:
Para superar los actuales niveles de pobreza y reducir la exclusión social, se requiere
financiar proyectos de infraestructura básica que contribuya a la ampliación de la
cobertura y prestación de los servicios sociales y la generación de empleo,
indispensables para desarrollar el capital humano regional.
PLAN DE DESARROLLO CONCERTADO DEL DISTRITO DE SURCUBAMBA
OBJETIVOS ESTRATÉGICOS:
DESARROLLO INTEGRAL DE LA PERSONA:
Pobladores de la zona rural y urbana tienen acceso a los servicios de salud,
educación, recreación y servicios básicos, los cuáles han alcanzado un nivel de
eficiencia y calidad.

OBJETIVO PRINCIPAL
ANÁLISIS DE MEDIOS
Los medios para lograr los objetivos son:
Medio de primer nivel
 Ampliación de la Infraestructura eléctrica.
Medios fundamentales
 Ampliación de la Infraestructura eléctrica
 Existente capacitación y adecuación ambiental
ANÁLISIS DE FINES
Los fines a alcanzar:
Fines directos:
 Incremento de los ingresos económicos de los pobladores.
Fines indirectos:
 Baja migración de la población joven hacia las ciudades como oportunidad de
desarrollo.
 Accesibilidad a los servicios de comunicaciones.
 Permanente actividad socioeconómica
Fin último:
 Retraso socio económico y baja calidad de vida de la población de la localidad de
Millpo y Ccochaccasa.
PROBLEMA CENTRAL
Deficiente acceso al servicio de energía eléctrica de
la localidad de Millpo y Ccochaccasa
OBJETIVO CENTRAL
Eficiente acceso al servicio de energía eléctrica en la
localidad de Millpo y Ccochaccasa

ÁRBOL DE MEDIOS Y FINES
MEDIOS
FUNDAMENTALES
Ampliación de la
Infraestructura
Eléctrica
Existente capacitación y
adecuación ambiental
FIN FINAL Incremento del nivel socioeconómico y calidad de vida de la localidad de Yanaccocha
FINES
INDIRECTOS
Baja migración de la
población joven
hacia las ciudades
como oprtunidades
de desarrollo
Permanente actividad
socioeconómica
FINES DIRECTOS
Accesibilidad a los
servicios de
comunicaciones
Incremento de los
ingresos
económicos de los
pobladores
Ampliación de la
Infraestructura
Eléctrica
OBJETIVO
CENTRAL
Incrementar el eficiente acceso al servicio de energía elétrica en la localidad de
Yanaccocha
MEDIOS Primer
Nivel
Incrementó del nivel socio económico y calidad de vida de la localidad
de Ccochaccasa y Millpo.
Incrementar el eficiente acceso al servicio de energía eléctrica en la
localidad de Ccochaccasa y Millpo.

ANÁLISIS DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES
Después de analizar los medios fundamentales, y las acciones se ha llegado a las
siguientes conclusiones: los dos medios Fundamentales constituyen ejes del proyecto a
ser realizado y al menos dos medios fundamentales N°01 y 02, son imprescindibles e
independientes entre sí.
De estos dos medios fundamentales, el medio fundamental N° 01, tiene acciones
mutuamente excluyentes, esto quiere decir que es necesario elegir una de ellas porque
solo se podrá llevar a cabo una de ellas.
En el siguiente análisis se plantean y clasifican las acciones relacionadas al medio
fundamental imprescindible:
Relación entre Acciones
Las acciones 1.1 y 2.1 son complementarios.
Las acciones 1.2 y 2.1 son mutuamente excluyentes.
Medio Fundamental 2
Existente capacitación
y adecuación ambiental
Medio Fundamental 1
Eficiente acceso al
servicio de energía
eléctrica
Construcción de
por Líneas y Redes
Normalizadas DGER/MEM
Acción 1.1 Acción 2.1
Capacitación y
mitigación
ambiental
por Sistemas de
Fotovoltaicos Domiciliarios
Acción 1.2
Construcción de

1.4 Planteamiento de alternativas de solución
Mediante el análisis del “Árbol de Problema” y “Árbol de Objetivos”, y asumiendo
consideraciones de orden técnico, ambiental y de uso y costumbres de la población,
se plantean las siguientes alternativas:
ALTERNATIVA 1:
 Redes Primarias
 Subestaciones de Distribución
 Redes Secundarias, Alumbrado Público y Conexiones Domiciliarias
Redes secundarias monofásicas con tensiones de 440 - 220 V.

El equipamiento previsto para las redes secundarias será el siguiente:
 Conductores Autoportantes de: 1x16+16/25, 1x16/25 Y 2x16+16/25 mm2.
 Acometidas domiciliarias, con medidores electrónicos, cable concéntrico de
2x4 mm2 de sección, y caja portamedidor.
ALTERNATIVA 2:

 BATERÍA
12 V, existen diferentes tipos de baterías, de plomo ácido, de níquel cadmio, etc.
 LÁMPARAS

CAPITULO 3
FORMULACION

2 FORMULACION
2.1 Definición del horizonte de evaluación del proyecto.
El horizonte de evaluación es de 20 años tiempo en que se estima la vida útil
del proyecto, este horizonte considera las fases de inversión y post inversión
para las dos alternativas identificadas en el presente estudio de Pre inversión.
Para la determinación del horizonte de evaluación se tomó en cuenta el anexo
10 del Sistema Nacional de Inversión Pública (parámetros de evaluación para
vías locales), el mismo que recomienda que el periodo de evaluación de un PIP
no deba ser mayor de 20 años.
 FASE DE PRE INVERSIÓN Y SU DURACIÓN:
Esta fase se inicia con la elaboración del estudio de pre inversión, el cual tuvo
una duración de 01 mes. No se recomienda la elaboración del estudio a nivel
de Factibilidad, por tratarse de un PIP, cuya inversión no supera los
parámetros exigidos por la DGPM.
 FASE DE INVERSIÓN Y SU DURACIÓN:
En la fase de inversión, consideramos un total de 2.5 meses, comprendido
en dos etapas. Primero: La elaboración del expediente (01 mes) y Segundo:
la ejecución de obra (1.5 meses).
 FASE DE POST INVERSIÓN:
Las actividades de Operación y Mantenimiento correspondiente a la fase de
post inversión, se realizará la consolidación del proyecto, del año 01 al 20
(horizonte del proyecto).
EL HORIZONTE DE EVALUACIÓN
El horizonte de evaluación del proyecto es de 20 años, para ello se ha considerado
los componentes más importantes en materia de inversión, costos que van a
permitir poner en funcionamiento el proyecto, los costos de operación y
mantenimiento de la infraestructura para garantizar su funcionamiento durante su
vida útil.
ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2
Horizonte del Proyecto 20 Años 20 Años
Ejecución de Obra 45 días 45 días
DESCRIPCION
Horizonte de Evaluación del Proyecto

2.2 Estudio de mercado del servicio público
2.2.1 Análisis de la demanda
Este análisis tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía
eléctrica de la localidad ubicada en el área del proyecto, para el dimensionamiento
de las líneas primarias en 13,2 kV del proyecto.
INFORMACIÓN DE ZONAS SIMILARES AL PROYECTO:
La información de consumos por localidad de zonas similares al proyecto ha sido
del SE CCOCHACCASA, obteniéndose de ellos un promedio de consumo unitario
anual por localidad, adecuándose más a la realidad del centro poblado en proyecto,
los usuarios utilizan la tarifa BT7; dichos datos de consumo de energía por
localidad fue proporcionado por la empresa distribuidora ELECTROCENTRO S.A.
Este análisis y algunos consumos históricos del SE Ccochaccasa se presentan a
continuación:
• CUD inicial es de 371 kWh-anual, correspondiente al consumo promedio del
SE Ccochaccasa (localidad tipo II). Los CUD asumidos para el presente
proyecto se detallan mas adelante.
• Se considera una tasa de crecimiento de la demanda inicial de 1,41 % anual
para los primeros 10 años y 1,41 % para los siguientes 10 años.
PROYECCIÓN DE POBLACIÓN Y NÚMERO DE VIVIENDAS
Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas, se empleó la
información de las localidades proporcionada por el INEI (censos de 2005 y 2007).
Por tanto para dar más realce a la proyección de Demandas del proyecto se toma
una tasa de crecimiento poblacional anual de 1,41% para localidades tipo II.
 La tasa de crecimiento poblacional máxima considerada es de 1,41 % y
mínima de 1,25%.
 Se calculó el promedio de la relación población / número de viviendas entre 3
y 7 habitantes por lote.
1 MES 2 MES 3 MES 4 MES 5 MES 1 A 20 AÑOS
Pre Inversión X
a. Elaboración del Expediente Técnico X
b. Proceso de selección y contrataciones X
X X
X
a. Etapa de operación y mantenimiento X
ETAPA OPERATIVA
Post Inversión
Inversión
PERIODO
ETAPAS Y ACTIVIDADES
FASES
Elaboración del perfil
ETAPA PRE OPERATIVA
c. Ejecución de Obras
d. Liquidación

 El centro poblado del proyecto se clasifica de acuerdo a las posibilidades de
consumo de la energía eléctrica actual y futura clasificación recomendada por
la Agencia de Cooperación Alemana y por la Consultora Canadiense AGRA
MONENCO (Montreal Engineering Consultants), cuyas características se
describe a continuación:
 Tipo II: Son localidades de escenario medio, con desarrollo moderado, con
recursos económicos medios, por lo tanto, con mayor capacidad de consumo
de energía por su mayor densidad poblacional actual y futura, además por ser
capitales de distrito donde existen cargas de uso general, comerciales,
especiales, domésticas y pequeñas industrias. Poseen una configuración
urbana con calles y plazas definidas.
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA
Información Existente
Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las
siguientes:
• Censos Nacional de Población y Vivienda de 2007 y 2015, tasas de
crecimiento a nivel provincial y distrital las cuales se detallan en el Cuadro 3
anteriormente expuesto.
• Coeficientes de electrificación de 0,92 para año inicial y 0,96 año final para
las localidades tipo II.
• De igual manera la evolución del factor de carga es de 0,240 año inicial y
0,290 año final para localidades tipo II.
• Además en el Cuadro siguiente se muestran los consumos unitarios emulados
en función a la potencia instalada por lote y los consumos históricos de
sistemas existentes antes ya expuestos. Considerados para la proyección de
la Demanda en zonas rurales:

Cuadro 5
Consumo Unitario Doméstico Localidades Tipo B
LOCALIDAD DE TIPO B
Factor de Carga Inicial (%) 24.0%
Horas Total de Utilización (h/mes). 315
Consumo de Energía / Mes. 30.95 kWh/mes
Consumo de Energía / Año. 371.40 kWh/Año
Consumo de Energía / Año. 371.40 kWh/Año
Estos consumos se basaron en el análisis de consumos históricos del sistema
existente SE Cochaccasa.
METODOLOGÍA DE PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Se utiliza la metodología formulada por la Agencia de Cooperación Alemana y por
la Consultora Canadiense AGRA MONENCO (Montreal Engineering Consultants
);metodología utilizada para países en vías de desarrollo, válida para localidades
con menos de 20 000 habitantes, recomendada para pequeños centros poblados
rurales. Debido a que el componente principal, de mayor incidencia en la demanda
total es el consumo creciente de energía del sector doméstico en la zona, se ha
introducido algunas modificaciones a la metodología indicada, esto a fin de
adecuarla a la información existente y a la realidad socioeconómica de la localidad
perteneciente a la zona estudio.
La metodología empleada comprende el análisis de lo siguiente:
- Proyección de la población.
N
POB
0
N )
T
(1
*
POB
POB 

POBN : Población al año “N”
POB0 : Población al año inicial (2 017).
TPOB : Tasa de crecimiento de la población, constante en el periodo de
análisis.
N : Año a proyectarse la población.

- PROYECCIÓN DEL NÚMERO DE VIVIENDAS.
HAB/VIV
HABITANTES
N
VIV
N



Cabe mencionar también, que la densidad familiar ha sido obtenida
tomando como referencia los Censos de Vivienda Nacionales.
3 ≤ HAB / VIV ≤ 7,14
- PROYECCIÓN DEL NÚMERO DE ABONADOS DOMÉSTICOS.
VIV
N
*
CE
AD
N 


NAD : N° de Abonados del Sector Doméstico.
CE : Coeficiente de Electrificación.
N° VIV : N° Total de Viviendas por localidad.
- PROYECCIÓN DE LOS CONSUMOS DE ENERGÍA UNITARIO Y NETO
EN EL SECTOR DOMÉSTICO.
CAD = Nº AD* CUAD
CAD : Consumo de Energía Eléctrica anual del sector Doméstico.
N°AD : Número de Abonados del sector Doméstico.
CUAD : Consumo Unitario del Abonado del sector Doméstico.
- PROYECCIÓN DEL CONSUMO DEL SECTOR DE ALUMBRADO
PÚBLICO.
Se consideró según la NORMA DGE “ALUMBRADO DE VÍAS PÚBLICAS EN ÁREAS
RURALES” Ley No. 27744 “Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y
de Frontera”.
Con la consideración anterior, para el análisis, se ha tomado en cuenta la potencia
por punto de luz de 80,0 W, con 70 W de potencia por lámpara más 9,5 W de
pérdidas, con 4380 horas de utilización anual.
- Pérdidas en MT y BT.
Se consideraron de 1,99% en MT y 10,07% en BT haciendo un total de 12,06%.
- Proyección de la máxima demanda.
La metodología se basa en la proyección de consumo de energía y de la máxima
demanda, que para el caso de pequeños y medianos centros poblados se basa en
el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía
por abonado doméstico (kWh/abonado) y el número de abonados estimados para

cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a consecuencia del
crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades
productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por ende, el
crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica. Algunos de los criterios
también aplicados para la proyección de la demanda en el presente proyecto se
detallan a continuación:
Cuadro Nº 14:
Proyección de la demanda de energía y potencia
DESCRIPCION
PERIODO
0 1 2 3 4 5 10 15 20
2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 026 2 031 2 036 2 041
Población total 140 142 144 145 147 149 159 169 179
Población a electrificar 140 142 144 145 147 149 159 169 179
Grado de electrificación
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
Número de abonados totales 35 35 36 36 37 37 40 42 45
Número de abonados domésticos 35 35 36 36 37 37 40 42 45
Número de abonados comerciales 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Número de abonados uso general 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Número de abonados peq. industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Número de abonados de cargas especiales 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual por abonado doméstico 371 376 382 387 392 398 427 458 491
Consumo anual por abonado comercial 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual por abonado de uso general 445 445 445 445 445 445 445 445 445
Consumo anual por abonado peq. industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual por abonado de cargas
especiales 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual de abonados domésticos (kWh) 12,985 13,168 13,735 13,929 14,518 14,722 17,070 19,224 22,090
Consumo anual de abonados comerciales (kWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual de abonados uso general (kWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual de abonados peq. industrial
(kWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual de abonados de cargas
especiales (kWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Consumo anual de energía (kWh) 12,985 13,168 13,735 13,929 14,518 14,722 17,070 19,224 22,090
Calculo del consumo de Alumbrado Público
Consumo mensual de AP - CMAP (KWh) 221 221 227 227 233 233 252 265 284
Puntos de Iluminación Sistema Convencional 10 10 10 10 10 10 11 12 13
Puntos de Iluminación Sistema Fotovoltaico 25 25 25 25 25 25 25 25 25
Consumo anual de AP en Sist. Convencional
(kW.h) 2,592 2,592 2,592 2,592 2,592 2,592 2,851 3,110 3,370
Consumo anual de AP en Sist. Fotovoltaico
(kW.h) 2,160 2,160 2,160 2,160 2,160 2,160 2,160 2,160 2,160
Consumo total de energía en Sist. Convencional
(kW.h) 15,577 15,760 16,327 16,521 17,110 17,314 19,922 22,334 25,460
Consumo total de energía en Sist. Fotovoltaico
(kW.h) 15,145 15,328 15,895 16,089 16,678 16,882 19,230 21,384 24,250
Maxima demanda con Sist. Convencional (kW) 7.4 7.5 7.8 7.9 8.1 8.2 9.5 10.6 12.1

2.2.2 Análisis de la oferta
El proyecto será alimentado de la barra de 22,9 kV de la AA4124 SET P415 ;S.E.
Rumichaca, 60/22,9kV; asegurando así la oferta de potencia para la demanda del
proyecto.
El suministro de energía eléctrica para el Proyecto, se efectuará a partir de la S.E
Rumichaca, esta oferta es la optimizada ya que en la zona no existe otra fuente de
energía que pueda satisfacer la demanda del proyecto.
Oferta sin Proyecto
En cuanto a la oferta optimizada no se podría dar, porque las únicas fuentes de
energía para su iluminación e información son: Conexiones artesanales, el
kerosene, pilas, velas, baterías, otros, pero esto no solucionaría el problema, pues
el problema no se trataría a calidad.
ALTERNATIVA Nº 01
Según la información obtenida la oferta de energía disponible en el área de
influencia del proyecto de electrificación proviene de la sub estación de Rumichaca
y la linea de distribución ubicado en el distrito de Lircay, con los siguientes puntos
de alimentación: desde la estructura de media tensión 22.9 KV kV, lo cual garantiza
la disponibilidad de energía, potencia y la confiabilidad del sistema con una oferta
disponible de 702 KW.
El documento de factibilidad que se tiene otorgada por Electrocentro Servicio
Eléctrico Ccochaccasa y fijación del punto de diseño está autorizado, el cual
garantiza la disponibilidad de energía y potencia.
Alternativa Nº 02
La oferta está dada por 20 módulos fotovoltaicos, que corresponden a lo requerido
en el primer año de operación (2019), cantidad determinada a partir del consumo
total de energía (Energía Vendida), que requerirá el proyecto en el horizonte de
evaluación.
El nivel de radiación en la zona del proyecto, es de 5,5 KWh/m2 Considerando los
niveles de radiación solar en la zona del proyecto y el tamaño de los módulos
fotovoltaicos domiciliarios, la oferta mensual de energía por panel será de: 8,25
KWh/ mes Por su parte, la potencia por panel será de: 50 Wp.
Demanda
Utilizada
(KW)
1638
Demanda de
Reserva
(KW)
702
Potencia
Nominal
(KVA)
Demanda
Efectiva
(KW)
Fuente de Suministro
Sub Estación de Potencia
(SEP) Rumichaca 22.9-
13.2/0.46-0.23 KV (2.6 MVA)
2600 2340

2.2.3 Determinación de la brecha
La oferta de potencia y energía, está dada en la Sub Estación de Potencia Rumichaca
con un transformador de 2.6 MVA, que a la fecha según información de
Electrocentro S.A. la máxima demanda MD en horas punta no supera el 85% de la
capacidad del transformador. Asimismo la línea existente tiene una capacidad
ampliamente suficiente para soportar el incremento de la demanda proyectada
Cuadro Nº 15: Balance Oferta demanda
Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto
DESCRIPCION
PERIODO
0 1 2 3 4 10 15 20
2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 031 2 036 2 041
Demanda (kW) 7.4 7.5 7.8 7.9 8.1 9.5 10.6 12.1
Oferta (kW)
Deficit -7.4 -7.5 -7.8 -7.9 -8.1 -9.5 -10.6 -12.1
Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación Con Proyecto
DESCRIPCION
PERIODO
0 1 2 3 4 10 15 20
2 021 2 020 2 023 2 024 2 025 2 031 2 036 2 041
Potencia Requerida (kW) 8.0 8.1 8.4 8.5 8.8 10.2 11.5 13.1
Oferta (kW) 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0
Superávit 10.0 9.9 9.6 9.5 9.2 7.8 6.5 4.9
Balance del Recurso Disponible
DESCRIPCION
PERIODO
0 1 2 3 4 10 15 20
2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 031 2 036 2 041
Demanda (kW) 1,645.4 1,658.6 1,675.4 1,692.1 1,709.3 1,815.3 1,908.5 2,006.8
Demanda del PIP 7.4 7.5 7.8 7.9 8.1 9.5 10.6 12.1
Otras Demandas 1,638.0 1,651.1 1,667.6 1,684.3 1,701.1 1,805.8 1,897.9 1,994.7
Oferta (kW) 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0
Oferta Total 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0 2,340.0
Saldo Disponible 694.6 681.4 664.6 647.9 630.7 524.7 431.5 333.2

2.3 Análisis técnico de las alternativas
2.3.1 Estudio técnico
ALTERNATIVA 1:
Redes Primarias
Subestaciones de Distribución
Redes Secundarias, Alumbrado Público y Conexiones Domiciliarias
Redes secundarias monofásicas con tensiones de 440 - 220 V.
El equipamiento previsto para las redes secundarias será el siguiente:

 Conductores Autoportantes de : 1x16+16/25, y 1x16/25 mm2.
 Acometidas domiciliarias, con medidores electrónicos, cable concéntrico de
2x4 mm2 de sección, y caja portamedidor.
ALTERNATIVA 2:

 BATERÍA
12 V, existen diferentes tipos de baterías, de plomo ácido, de níquel cadmio, etc.
 LÁMPARAS
2.3.2 Metas de productos
En los cuadros siguientes se muestran las metas de los productos y su duración de
cada proyecto alternativo. Se ha elegido un período de evaluación de 20 años para
lo cual se cuenta con el sustento técnico de la unidad formuladora.
Duración
75 días
Instalación de Infraestructura eléctrica
Elaboración de Expediente Técnico 30 días
Suministro de Materiales 15 días
Montaje Electromecánico 30 días
20 años
Operación y Mantenimiento de redes primarias y secundarias 20 años
Proyecto Alternativo 1: Construcción de Infraestructura eléctrica por líneas y
redes normalizadas DGER/MEM
FASE I : INVERSION
Actividades
FASE II : POST INVERSION
Actividades Alternativa 1

2.4 Costos a precios de mercado
2.4.1 Identificación y medición de los requerimientos de recursos
Extensión de redes convencionales
1.1.1.1 Extensión de redes Convencionales
a) Factibilidad de Suministro y Punto de Diseño: la empresa
concesionaria encargada de la distribución de energía eléctrica ha
otorgado el punto de factibilidad de suministro al proyecto, tal como se
muestra en los anexos. El punto de factibilidad se encuentra a 800 m de
la localidad de Millpo y Ccochaccasa.
b) Descripción Técnica:
LINEAS y REDES PRIMARIAS
Las líneas serán aéreas monofásicas, las subestaciones serán monofásicas aéreas,
Mono postes.
Nivel de Tensión
Los niveles de tensión del sistema serán:
- SISTEMA 13,2 kV
- Sistema monofásico con neutro corrido 13,2 kV
Materiales a utilizarse en el Proyecto
i. Postes
Los postes serán de concreto armado, debido a las características propias del
terreno, por la presencia de humedad. Las crucetas serán de madera.
Duración
180 días
Instalación de Infraestructura eléctrica
Elaboración de Expediente Técnico 30 días
Suministro de Materiales 90 días
Montaje Electromecánico 60 días
20 años
Operación y Mantenimiento de sistemas fotovoltaicos domiciliarios 20 años
Proyecto Alternativo 1: Construcción de Infraestructura eléctrica por sistemas
fotovoltaicos domiciliarios (SFD)
Actividades
FASE I : INVERSION
FASE II : POST INVERSION
Actividades Alternativa 2

Los postes serán de 13 metros de longitud.
De acuerdo a las recomendaciones de Electrocentro S.A. exigen el uso de postes de
concreto armado centrifugado de 13 metros de longitud y de 300 ó 400 kg de
esfuerzo en la punta.
ii. Conductores
Los conductores serán de aleación de aluminio desnudo (AAAC), desnudo,
compuesto de alambres cableados concéntricamente de las secciones siguientes:
iii. Líneas y Redes Primarias : 35 mm ²
iv. Aisladores
Se utilizarán aisladores poliméricos, tipo PIN de 36 KV y tipo Suspensión poliméricos
de 36 KV.
v. Ferretería
Todos los elementos de hierro y acero, como pernos, abrazaderas
y accesorios de aisladores, serán galvanizados en caliente.
vi. Retenidas
Las retenidas se instalarán en las estructuras en, ángulo, retención, y fines de línea,
cuando las cargas mecánicas superen la máxima carga que puedan soportar las
estructuras por sí solas.
Las retenidas estarán compuestas principalmente por cable de acero galvanizado
grado Siemens .Martin. de 10 mm ø, varilla de anclaje de acero galvanizado,
mordaza preformada de acero, perno ojo, bloque de anclaje de concreto armado y
contrapunta para las retenidas verticales.
vii. Subestaciones de Distribución:
Las subestaciones de distribución serán del tipo aéreo, monopostes monofásicas, la
protección en lado primario será con seccionadores fusibles tipo expulsión y
pararrayos clase distribución de óxido metálico de 18 kV, 10 kA. Para protección
en el lado de baja tensión el transformador deberá contar con un interruptor
termomagnético incorporado en la cuba, la medición se hará en el lado de baja
tensión mediante un totalizador ubicado dentro de una caja metálica con accesorios
necesarios para ser montado al poste.
viii. Sistema de Protección

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