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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS
PROYECTO PER/98/G31
“ELECTRIFICACION RURAL A
BASE DE ENERGIA FOTOVOL-TAICA
EN EL PERU”
ANALISIS DE PROGRAMAS Y
MODELOS DE GESTIÓN EN
ELECTRIFICACIÓN RURAL
APLICADOS EN LATINOAMERICA Y
EL MUNDO Y PROPUESTAS DE
MODELOS DE APLICACIÓN
NACIONAL
Octubre, 2006

ANALISIS DE PROGRAMAS Y MODELOS
DE GESTIÓN EN ELECTRIFICACIÓN RU-RAL
APLICADOS EN LATINOAMERICA Y
EL MUNDO Y PROPUESTAS DE MODELOS
DE APLICACIÓN NACIONAL
PROYECTO PER/98/G31
“Electrificación Rural a base de Energía Foto-voltaica
en el Perú”

i
INDICE GENERAL
1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................1
2. MARCO DE REFERENCIA .......................................................................2
2.1. Modelos a nivel mundial...................................................................2
2.1.1. Modelo de Solar Electric Light Fund (SELF).........................2
2.1.2. Proyecto de electrificación rural en Indonesia ......................2
2.1.3. Programa de Electrificación rural en Ghana.........................3
2.2. Referencias iberoamericanas...........................................................5
2.2.1. Programa PRONASOL en México........................................5
2.2.2. Modelo de gestión de la Cooperativa de Electrificación
Rural (CRE) en Bolivia..........................................................5
2.2.3. Modelo de gestión de la Cooperativa Agropecuaria
Integral de NorEste (COAINE) en Bolivia ............................6
2.2.4. Modelo de gestión de Golden Genesis – Fundación
Antonio Vilela en Brasil (FTV)...............................................6
2.2.5. Programa SOLUZ en la República Dominicana ...................7
2.3. Casos en el Perú..............................................................................9
2.3.1. Modelo de gestión de ITDG..................................................9
2.3.2. Modelo de gestión de la CER – UNI.....................................9
2.3.3. Modelo de gestión de ADINELSA.......................................10
3. MARCO OPERATIVO (PNER)................................................................13
3.1. Objetivo ..........................................................................................13
3.2. Principios........................................................................................13
3.3. Características ...............................................................................14

3.4. Proyecto Masivo de Instalación de Módulos Fotovoltaicos............15
4. PAUTAS PARA EL DISEÑO DE LOS MODELOS DE GESTIÓN...........16
4.1. Objetivo ..........................................................................................16
4.2. Estructura .......................................................................................16
4.2.1. Definición y características generales ................................16
4.2.2. Financiación, gestión y propiedad ......................................16
4.2.3. Valoración económico-financiera........................................16
4.2.4. Análisis de riesgo................................................................16
4.2.5. Ventajas e inconvenientes..................................................17
4.3. Caracterización ..............................................................................17
4.4. Metodología y criterios ...................................................................17
5. MODELOS DE GESTIÓN PROPUESTOS..............................................19
5.1. Modelo A ........................................................................................20
5.2. Modelo B ........................................................................................23
5.3. Modelo C ........................................................................................25
5.4. Modelo D ........................................................................................27
5.5. Modelo E ........................................................................................29
6. CONCLUSIONES....................................................................................31
7. BIBLIOGRAFÍA........................................................................................37
ii

ANEXOS 39
Anexo I. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 10 años ....................1
Anexo II. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 20 años ...................2
Anexo III. Modelo de gestión A: sistema prepago............................................3
Anexo IV. Modelos de gestión: fichas resumen ...............................................6
iii

iv
INDICE DE TABLAS
Tabla 1 – Comparación de modelos de gestión a nivel mundial......................4
Tabla 2 – Comparación de modelos de gestión en Latinoamérica ..................8
Tabla 3 – Comparación de modelos de gestión en Perú ...............................12
Tabla 5 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis I).34
Tabla 6 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis
II) ...............................................................................................................35
Tabla 7 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis
III) ..............................................................................................................36

1
1. INTRODUCCIÓN
Este documento realiza el análisis a los diferentes modelos de concesión y gestión en
electrificación rural aplicados a nivel mundial, latinoamericano y local. Su contenido se
basa en el Estudio de Electrificación rural en el Perú con Energía Fotovoltaica - Pro-grama
Masivo I, realizado en el año 2005.
En el capítulo 2 se realiza un análisis pormenorizado de los modelos de gestión que
sobre electrificación rural se han llevado a efecto a nivel mundial, iberoamericano o
que han sido aplicados dentro de las fronteras peruanas.
El capítulo 3 recoge la descripción del marco operativo en Perú, es decir, del Plan Na-cional
de Electrificación Rural (PNER) 2004-2013 y de su aplicación a nivel de energía
solar.
Posteriormente, en el capítulo 4, se presenta la estructura bajo la cual se definen y ca-racterizan
los modelos de gestión propuestos, para seguidamente y en el capítulo 5,
abordar la descripción de cada uno de ellos concretando sus especificidades.
Finalmente, se recoge en el capítulo 6 las conclusiones donde se resumen los aspec-tos
principales abordados a lo largo del documento.

2
2. MARCO DE REFERENCIA
2.1. Modelos a nivel mundial
2.1.1. Modelo de Solar Electric Light Fund (SELF)
Descripción: Solar Electric Light Fund, es una organización no guberna-mental
internacional, que ha realizado exitosos proyectos de electrifica-ción
rural en varios países del mundo (China, India, Vietnam, Brasil, Sri
Lanka, etc). La característica principal del modelo que lleva a cabo, se
basa en la participación del beneficiario en casi todas las etapas del pro-grama,
incluyendo la inversión de una parte del costo del proyecto, parti-cipación
en la instalación y la administración del mantenimiento a nivel lo-cal.
SELF proporciona el capital inicial, y los mecanismos para que los
beneficiarios puedan obtener pequeños préstamos, para la compra de los
sistemas solares; las cuotas de estos microcréditos no superan, por lo
general, el gasto anterior en keroseno, velas, etc.
Financiación: Los proyectos de SELF son financiados por diversas institu-ciones
y donaciones, pero además, con el fondo rotatorio que se genera
de todos los proyectos que llevan a cabo.
Propiedad: De los usuarios cuando pagan el préstamo.
Gestión: SELF en colaboración con socios locales, adiestra a técnicos lo-cales
en tecnología solar, y tareas de instalación y mantenimiento, de
modo, que a medio plazo, sea la gente del lugar la gestione por completo
el proyecto. Además, se encarga de instruir a jóvenes y mujeres, en las
tareas básicas de mantenimiento.
Usuario: paga las cuotas de su préstamo, y participa en diferentes tareas
de utilización de los equipos.
2.1.2. Proyecto de electrificación rural en Indonesia
Descripción: El Banco Mundial, en colaboración con el Gobierno de Indo-nesia
y a través del organismo nacional de ciencia y tecnología (BTTP),
ha desarrollado un programa de expansión de la energía solar para la
electrificación de comunidades aisladas de la red eléctrica. El proyecto
proporciona diversas formas de asistencia con el propósito de promover
la participación del sector privado, incluida la provisión de asistencia téc-nica
en materia gerencial a las nuevas empresas privadas, el desarrollo
de una guía de manejo del proyecto, incluyendo especificaciones técnicas
para los sistemas fotovoltaicos y la provisión de un capital inicial.

3
Financiación: El programa está financiado en parte a través de un prés-tamo
para electrificación rural y en parte por una donación del Fondo para
el Medio Ambiente Mundial (FMAM) y se canaliza a través de los empre-sarios
locales.
Propiedad: Es del empresario local.
Gestión: el organismo nacional es el encargado de asistir a los empresa-rios
locales, mediante préstamos y asistencia técnica, que a su vez serán
los encargados de instalar los sistemas fotovoltaicos, además de toda su
gestión posterior.
Usuario: paga por un servicio eléctrico
2.1.3. Programa de Electrificación rural en Ghana
Descripción: Programa llevado a cabo por el Ministerio de Energía de
Ghana, para la electrificación rural tanto para las viviendas que carecen
del servicio como para diversos servicios de la comunidad, y para usos
comerciales. Llevado a cabo a través del Programa de las Naciones Uni-das
para el Desarrollo (PNUD) y con el Gobierno como intermediario, las
instalaciones fueron realizadas tanto por personal del proyecto como por
empresas privadas. El usuario ha podido elegir entre equipos de diferente
potencia (50-100 Wp) en función de sus necesidades.
Financiación: Fondo del PNUD.
Propiedad y gestión: Empresas privadas y públicas, en ciertos casos, que
realizan todas las labores de instalación, mantenimiento y contratación del
servicio.
Usuario: paga por un servicio eléctrico dos veces al año, para abaratar
costos de cobro de tarifas.

4
PROPIEDAD
Usuario
Empresario lo-cal
Empresas
GESTIÓN DEL
SERVICIO
Socios locales
Organismo público /
Empresa local
Empresas públicas
y privadas
MODALIDAD
Venta de
equipos
Servicio
eléctrico
Servicio
eléctrico
FINANCIACIÓN
Modo
Fondo
SELF
Subsidio
Préstamo
Tarifa
Origen
Mixto
Público
PNUD
MODELO DE GESTIÓN
SELF (diversos países)
Programa de Electrifica-ción
Rural (Indonesia)
Programa de electrifica-ción
rural (Ghana)
Tabla 1 – Comparación de modelos de gestión a nivel mundial

5
2.2. Referencias iberoamericanas
2.2.1. Programa PRONASOL en México
Descripción: El proyecto de electrificación con energía solar está dentro
de este programa, auspiciado por el gobierno mexicano para la electrifi-cación
con otras fuentes de energía en zonas rurales, en el que una em-presa
de servicio público, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), bajo
la administración de un comité directivo de PRONASOL, se encarga de la
implantación de sistemas solares residenciales.
Financiación: Con fondos de contrapartida del Estado y de los gobiernos
locales, de en el 40 y 80% en algunos de los casos.
Propiedad: Donación de equipos a los usuarios
Gestión: Participación del sector privado, en función de proveedor de bie-nes
y servicios, no como propietario u operador de los sistemas.
Usuario: Los beneficiarios aportan entre un 10 y 15% del costo del pro-yecto,
generalmente a través de contribuciones en especie, como mano
de obra, o materiales utilizados para la instalación de los equipos.
2.2.2. Modelo de gestión de la Cooperativa de Electrificación Rural (CRE)
en Bolivia
Descripción: El modelo llevado a cabo por esta cooperativa se caracteriza
principalmente por tratarse de una empresa de servicio público, que no
está interesada en vender productos, si no que proporciona servicio eléc-trico,
mediante pago de una tarifa, que cubre la totalidad del costo del
servicio. Este pago, está ligado al ciclo de ingreso de las comunidades,
bien cada dos meses o, en ocasiones, dos veces al año.
Financiación: El proyecto fue financiado por USAID (Agencia de los Esta-dos
Unidos para el Desarrollo Internacional), a través de la NRECA (Aso-ciación
Nacional de Cooperativas Eléctricas Rurales) pero bajo un acuer-do,
en el que la CRE se comprometía a devolver los fondos completos.
Aunque en parte este modelo se ha beneficiado de dotaciones de asis-tencia
técnica, por lo que ha habido un subsidio indirecto.
Propiedad: La propiedad de los equipos es de la cooperativa.

6
Gestión: En principio, todo era gestionado por la propia cooperativa, pero
debido a la distancia de algunas localidades, se requirió asistencia técnica
en las zonas más remotas.
Usuario: El usuario hace un pago inicial de 100$ y una tarifa establecida
de 8,5$ mensuales.
2.2.3. Modelo de gestión de la Cooperativa Agropecuaria Integral de
NorEste (COAINE) en Bolivia
Descripción: La NRECA llevó a cabo el modelo, a través de esta coope-rativa
cafetera, ya establecida, y que proporcionaba otro tipo de servicios
a los usuarios. La cooperativa optó por vender los sistemas a sus miem-bros
proporcionando préstamos a una tasa similar a la del mercado.
Financiación: La COAINE paga a la NRECA mediante una tasa de amor-tización
fija y recibe apoyo técnico si ocurre alguna falla importante.
Propiedad: Pasa a ser del usuario tras los pagos del préstamo percibido.
Gestión: Tras la puesta en marcha de los sistemas, la COAINE proporcio-na
un contrato de mantenimiento que cubre las baterías, el controlador de
voltaje y los estabilizadores. Estos componentes tienen una garantía de 1
año y los paneles de diez por parte del fabricante.
2.2.4. Modelo de gestión de Golden Genesis – Fundación Antonio Vilela en
Brasil (FTV)
Descripción: Golden Genesis, una empresa privada estadounidense, que
ha desarrollado una tecnología para cargar baterías con sistemas fotovol-taicos
solares con capacidad de carga de hasta 60 hogares. Se estima
que la vida útil del sistema es de 20 años, con una vida de batería de 8
años, según Golden Genesis – FTV.
Financiación: El propietario adquiere el equipo de Golden Genesis a tra-vés
de FTV, y la FTV facilita préstamos para el dueño mediante el Banco
Nacional de Brasil (BNB). El préstamo se amortiza a lo largo de un perío-do
de cuatro años.

7
Propiedad: La estación de carga es propiedad de un empresario local
que opera el sistema, administra la carga de baterías y recauda las tarifas
de carga.
Usuario: El usuario final paga una tasa de 3$ por cada carga, o sea apro-ximadamente
12$ por mes, dependiendo de las veces que cargan las
baterías.
2.2.5. Programa SOLUZ en la República Dominicana
Descripción: Soluz es una empresa que ofrece servicio eléctrico a hoga-res
dispuestos a pagar una tarifa de conexión y una cuota mensual por el
servicio. El servicio ofrecido varía según la capacidad de pago del usuario
y la demanda de energía. Se ofrecen varias opciones a los clientes, que
varían según el precio y el servicio provisto. El programa emplea a varios
técnicos que instalan los sistemas y proporcionan servicios de reparación
y mantenimiento. Si se efectúa algún cambio al diseño de los sistemas
estándar instalados, los cambios los llevan a cabo los técnicos de Soluz.
Propiedad: Soluz es el propietario y financiador de todo el sistema ener-gético.
Gestión: La empresa tiene completa responsabilidad y autoridad para
gestionar los equipos
Usuario: Alquiler de los equipos, además, no están autorizados ni se les
requiere efectuar ningún cambio al equipo o llevar a cabo el mantenimien-to
del sistema.

8
PROPIEDAD
Usuario
CRE
Usuario
Empresa local
Soluz
GESTIÓN DEL
SERVICIO
Empresa pri-vada
CRE / Opera-dores
locales
COAINE
Empresa local
Soluz
MODALIDAD
Donación de
equipos
Servicio eléc-trico
Venta de
equipos
Carga baterí-as
Servicio eléc-trico
FINANCIACIÓN
Modo
40-80% del
capital
Préstamo
Préstamo
Préstamo
Arrendamiento
Origen
Público
USAID /
NRECA
NRECA /
COAINE
FVT / BNB
Privado
MODELO DE GESTIÓN
PRONASOL (México)
CRE (Bolivia)
COAINE (Bolivia)
Golden Genesis (Brasil)
SOLUZ (Rep. Dominicana)
Tabla 2 – Comparación de modelos de gestión en Latinoamérica

9
2.3. Casos en el Perú
2.3.1. Modelo de gestión de ITDG
Descripción: Modelo diseñado para pequeños sistemas eléctricos o mi-nihidráulica,
en el que el propietario entrega todas las responsabilidades
de operación, gestión y administración a una microempresa local privada,
bajo un contrato a medio o largo plazo. Esta empresa se responsabiliza
de toda la gestión del sistema.
El reclutamiento de esta empresa local es complicado y no inmediato,
normalmente en los centros poblados no existen tales empresas. Para
ello se convoca un concurso, previamente se capacita a los candidatos a
postular y se elaboran las bases. Así mismo, se conforma una comisión
evaluadora, se definen criterios de evaluación, etc. En este proceso de
reclutamiento participa la asamblea de usuarios y el propietario, además
de un comité de vecinos. Se evalúan las candidaturas y se elige la gana-dora.
La población que recibe el servicio eléctrico pagará una tarifa en función
de su consumo, para ello, se instalan instrumentos de medición de con-sumo.
Financiación: Se lleva a cabo desde la Administración.
Propiedad: En este caso la propiedad coincide con el financiador, que
pueden ser el Gobierno, la Municipalidad, la comunidad.
Gestión: Microempresa local, se encargaría de todas las labores de insta-lación,
operación, mantenimiento y recaudación de tarifas.
Usuario: Paga por el servicio eléctrico.
2.3.2. Modelo de gestión de la CER – UNI
Descripción: El gobierno de Perú financió la 1ª Fase de adquisición de
100 SFD (Sistema Fotovoltaico Domiciliario) para la comunidad insular de
Taquile, en el Lago Titicaca, Puno. La gestión la desarrolló el Centro de
Energías Renovables de la UNI (CER – UNI). La característica principal
de este modelo es, que los usuarios adquieren totalmente la propiedad de
los equipos tras el pago del 70% del total en 5 cuotas de 150$ durante 3
años, lo que hace un total de 750$; el 30% restante es subsidiado por el
Estado. Con la recaudación de estas cuotas se ha creado un fondo revol-vente
y se han financiado otros 72 SFD.
La 2ª fase de este proyecto se realizó sin ayuda del gobierno, por lo que
se añade una cuota más, también de 150$, en total 900$, para eliminar el

10
subsidio inicial. Para ello, la propia Universidad ha concedido un préstamo
bancario de US$100,000, que debe ser pagado en 5 cuotas anuales por
la UNI a un 7,5% de interés. La licitación posterior de los equipos resultó
ser de precio inferior a lo previsto, y esto ha permitido eliminar la cuota
añadida volviendo a ser 5 cuotas de 150$.
Financiación: Gobierno (1ª fase), UNI en fases posteriores.
Propiedad: Usuario, tras el pago de las cuotas pertinentes.
Gestión: La UNI se encarga de la adquisición y petición del préstamo, (no
queda clara la asistencia post-venta).
Usuario: Es el propietario de la instalación.
2.3.3. Modelo de gestión de ADINELSA
Descripción: La DEP-MEM financia y ejecuta la instalación de los SFD pa-ra
posteriormente transferirlo a la Empresa Administradora de Infraestruc-tura
Eléctrica (ADINELSA). La administración de los SFD son gestionados
por un Comité Pro Electrificación compuesto de:
• Presidente (preside, convoca y toma las decisiones del comité).
• Secretario (custodia archivos, levanta actas de las reuniones, etc).
• Tesorero (dedicado al cobro de tarifas y/o multas).
• Soporte Técnico (tareas de operación, mantenimiento, reposición,
etc).
El proceso de capacitación técnica y administrativa del Comité Pro Electri-ficación
(CPE), fue realizado por el Centro de Energías Renovables de la
Universidad Nacional de Ingeniería. Dicho proceso tuvo una duración de
una semana. La capacitación comprendió el manejo de cada uno de los
componentes que conforman el Sistema Fotovoltaico Domiciliario-SFD,
en la instalación del mismo y en su mantenimiento preventivo y correctivo.
Adicionalmente, se diseñaron los recibos para la cobranza y los formatos
para reportes del estado situacional de los componentes, y las actas del
servicio de mantenimiento. Así mismo, se diseñó el sistema administrativo
relacionado con las cobranzas y los depósitos en la cuenta bancaria de
ADINELSA por el uso de los SFD, deduciéndose los gastos por manteni-miento
preventivo y correctivo en los que se incurría. A la fecha, el man-tenimiento
lo realiza el Soporte Técnico del CPE, a través de visitas men-suales
que se efectúan a las viviendas, para observar el funcionamiento
de cada componente del SFD e informar a la Dirección Regional de Ener-gía
y Minas.

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Financiación: Donación y Tesoro Público.
Propiedad: ADINELSA.
Gestión: corre a cargo del Comité Pro Electrificación (CPE).
Usuario: El rasgo fundamental del modelo administrativo es la participa-ción
de los usuarios. En las comunidades en las que se han instalado los
SFD, se ha seguido, en forma estandarizada, un Convenio entre ADI-NELSA
y el CPE que especifica lo siguiente:
(a) Pago único por derecho de conexión de S/. 150.00 por usuario.
(b) Pago mensual de S/. 20.00 por usuario por el uso del SFD.
(c) El compromiso de los usuarios de custodiar el SFD, no trasladarlo, ni
modificar sus instalaciones.
(d) La obligación de devolver a ADINELSA los equipos que conforman el
SFD, en el caso de que la red pública resulte, en el futuro, accesible a
la comunidad.
Electrificación de comunidades del Amazonas (PER 98)

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PROPIEDAD
Financiador
Usuario
ADINELSA
GESTIÓN DEL
SERVICIO
Microempresa
local
UNI-CER
Comité Pro
Electrificación
MODALIDAD
Servicio
eléctrico
Venta de
equipos
Servicio
eléctrico
FINANCIACIÓN
Modo
Tarifa
Subsidio
Préstamo
Tarifa
Origen
Pública
Mixta
Pública
MODELO DE GESTIÓN
ITDG
UNI-CER
ADINELSA
Tabla 3 – Comparación de modelos de gestión en Perú

13
3. MARCO OPERATIVO (PNER)
Ante la evidencia de que una parte importante de Perú se encuentra sin cobertura
eléctrica y que esta situación se agrava, de manera sustancial, en las zonas rurales, en
mayo del año 2002 el Gobierno Nacional aprueba la Ley de Electrificación Rural y de
Zonas Aisladas y de Frontera que se irá desarrollando con la promulgación de un Re-glamento
que tenga como uno de los objetivos básicos la mejora de la calidad de vida
de la población rural.
Con posterioridad la DEP/MEM desarrolla el Plan Nacional de Electrificación Rural
2004-2013 (PNER), con el compromiso de actualizarlo anualmente. Este plan que en-caja
dentro del diseño de la política energética estatal, está coordinado con los Go-biernos
Regionales al objeto de compatibilizar estrategias y aunar esfuerzos.
3.1. Objetivo
El objetivo general del PNER es “ampliar la frontera eléctrica, con tecnologías
adecuadas que minimicen costos de inversión, como un medio para acelerar el
desarrollo socio-económico y mejorar la calidad de vida de los habitantes de las
localidades aisladas y rurales de Perú”.
3.2. Principios
Además, el PNER pretende cumplir otros principios básicos como:
• Desarrollar, en modo integral y coordinado, los planes de electrificación
rural entre el Gobierno Nacional y los Gobiernos Regionales y Locales.
• Mantener la presencia del Estado en actividades eléctricas menos des-arrolladas.
• Incrementar el coeficiente de electrificación nacional del 76% en el año
2003 al 91% en el horizonte del año 2013, con especial incidencia en
aquellas zonas geográficas donde el coeficiente está por debajo del 50%
(actualmente sucede en 89 provincias).
• Propiciar la presencia de la inversión privada en proyectos de electrifica-ción
rural.
• Enmarcar la electrificación rural dentro de un Plan de Desarrollo Rural
Integral, orientando la electrificación a potenciar el desarrollo de la zona.
• Promover la preservación del medio ambiente de los impactos negativos
que pudieran generar los proyectos eléctricos.
• Estimular el uso productivo y el ahorro de la energía eléctrica, en los
centros poblados rurales y asilados del país, que cuentan con servicio
eléctrico.
• Concertar acuerdos con otros sectores de actividad del país para inten-tar
complementar proyecto de interés común.
• Proseguir con la ejecución de los Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE’s)
y la expansión del sistema eléctrico interconectado del país.

14
• Utilizar tecnologías apropiadas y de mínimo costo en el diseño de pro-yectos,
como pueden ser aquellas que están relacionadas con el apro-vechamiento
de las energías renovables.
• Conseguir el apoyo y participación financiera de instituciones públicas y
privadas de Perú y del extranjero.
3.3. Características
Como ha quedado dicho con antelación la meta principal del PNER es alcanzar,
en el año 2013, un coeficiente de electrificación del 91% para el conjunto del pa-ís.
De esta manera se conseguirá beneficiar, desde un punto de vista social y
económico, a más de 4,3 millones de habitantes, para lo que se requerirá una
inversión total de US$ 858,6 millones.
Las estrategias y acciones técnicas identificadas en el PNER van orientadas a
desarrollar proyectos como:
• Líneas de transmisión y subestaciones asociadas. Para suministrar
energía eléctrica a zonas aisladas y reforzar los sistemas eléctricos exis-tentes.
• Pequeños sistemas eléctricos. Distribución de electricidad en zonas
geográficas localizadas.
• Pequeñas centrales hidroeléctricas. Implantación de sistemas de gene-ración
eléctrica mediante el aprovechamiento de la energía hidráulica,
para la electrificación de localidades aisladas.
• Centrales térmicas. Instalación de grupos electrógenos en localidades si-tuadas
en zonas aisladas.
• Paneles solares. Alternativa de suministro eléctrico para localidades ru-rales
y/o nativas aisladas con bajos consumos de energía. (Proyecto
Masivo de Instalación de Módulos Fotovoltaicos)
• Aerogeneradores. Utilización de la energía eólica para producir electrici-dad
mediante el uso de pequeños aerogeneradores.
•
Minicentral hidroeléctrica en Perú

15
Un aspecto fundamental para poder cumplir los objetivos que se presentan en el
PNER es su financiación económica. En tal sentido, la Ley de Electrificación Ru-ral
y de Zonas Aisladas y de Frontera crea el Fondo de Electrificación Rural
(FER) que será administrado por la DEP/MEM y cuyos recursos no podrán ser
inferiores al 0,85% del Presupuesto General de la República de Perú.
El FER queda constituido por recursos financieros provenientes de las siguientes
fuentes:
• Empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras del sector eléctrico.
• Recursos que se obtengan de la privatización de las empresas eléctricas del
sector Energía y Minas.
• Sanciones que imponga OSINERG.
• Transferencias del Tesoro Público.
• Financiación externa.
• Convenios de ejecución de obras de electrificación rural entre el Gobierno
Nacional y los Gobiernos Regionales y/o Locales.
• Otros medios (donaciones, aportes de comunidades, fondos de inversionis-tas,
entre otrso).
3.4. Proyecto Masivo de Instalación de Módulos Fotovoltaicos
Una de las estrategias contempladas en el PNER, como ya se ha comentado, es
la de electrificar zonas aisladas con bajo consumo energético mediante instala-ciones
de energía solar fotovoltaica.
Una primera actuación en este campo se está desarrollando el Proyecto
PER/98/G31 “Electrificación Rural a base de energía Fotovoltaica en el Perú”,
con el Gobierno peruano como contraparte local y el Fondo Mundial para el Me-dio
Ambiente (Global Enviromental Facility – GEF), y se ha requerido una inver-sión
de US$ 3,8 y US$ 3,9 millones respectivamente.
Una segunda actuación es, el establecimiento del Proyecto Masivo de Instala-ciones
de Módulos Fotovoltaicos que se desarrollará en 3 etapas:
• Fase I. Instalación de 20.000 SFD durante los años 2006-2013.
• Fase II. Instalación de 50.000 SFD en el período 2007-2013.
• Fase III. Instalación de 50.000 SFD a lo largo del intervalo 2008-2013.
A través de este proyecto se prevé beneficiar a un conjunto de 610.000 habitan-tes,
con una inversión total para el período 2006-2013 de US$ 96,2 millones.
Desde un punto de vista técnico se puede decir que se instalarán 122.000 pane-les
con una potencia total de 6.100 kW (50 W por panel instalado).
Es bajo esta estrategia concreta donde se encaja el Estudio de Factibilidad que
es objeto del presente informe.

16
4. PAUTAS PARA EL DISEÑO DE LOS MODELOS DE GESTIÓN
En los distintos apartados de este capítulo se identifican las pautas seguidas para es-tablecer
los modelos de gestión propuestos para implementar proyectos de energía so-lar
fotovoltaica en zonas rurales de Perú.
4.1. Objetivo
Establecer patrones (instrumentos de gestión) para la administración de los sis-temas
fotovoltaicos que se instalen dentro de los programas y proyectos a ejecu-tarse
con sistemas fotovoltaicos, impulsado por el Gobierno de Perú según el
Plan Nacional de Electrificación Rural, mediante la determinación de la propie-dad,
costo de los equipos, cuotas a cobrar a los usuarios de los servicios y nive-les
de subsidio, mantenimiento, entre otros.
4.2. Estructura
Con el objeto de definir, identificar y entender mejor la caracterización de los mo-delos
de gestión que se proponen para la implantación de sistemas fotovoltaicos
en zonas rurales de Perú, se ha creído conveniente establecer la estructura que
se describe seguidamente.
4.2.1. Definición y características generales
En este primer apartado se realiza una descripción del modelo objeto de
análisis, identificando, a nivel general, sus principales características.
Asimismo, se especificarán aquellos detalles que no se recogen en los si-guientes
apartados de este capítulo.
4.2.2. Financiación, gestión y propiedad
Se recogen e identifican los actores fundamentales que intervienen en el
modelo. De una parte, los promotores financieros del modelo (Gobiernos,
entidades bancarias, etc) y los mecanismos de financiación (créditos,
subsidios, etc.). En segundo lugar, los gestores de la instalación y mante-nimiento
de las instalaciones solares fotovoltaicas (empresas públicas,
privadas,.etc). Por último, los propietarios de las instalaciones (Gobiernos,
gestores, usuarios, etc.) y el tipo de relación contractual (propiedad, alqui-ler,
concesión, etc.).
4.2.3. Valoración económico-financiera
Se realiza una valoración económico-financiera del modelo cuestionado,
estableciendo los indicadores económicos estándares utilizados en este
tipo de análisis.
4.2.4. Análisis de riesgo
Se analizan los diferentes riesgos económicos, legislativos, sociales y
medioambientales que se pueden derivar de la aplicación del modelo de
gestión seleccionado.

17
4.2.5. Ventajas e inconvenientes
Se detallan las principales ventajas y los inconvenientes más reseñables
que presenta la aplicación del modelo objeto de estudio.
4.3. Caracterización
Se trata de una inversión que va a ser financiada con fondos públicos y con re-torno
de parte del importe invertido.
La inversión a realizar en la ejecución del Programa Masivo I se caracteriza, en-tre
otras, cosas por estar altamente fraccionada. Efectivamente, la ejecución se
va a prolongar, según el programa previsto durante 10 años (2004-2013) y que
va a constar de 20.000 puntos de instalación en siete regiones diferentes de la
geografía nacional..
Por otro lado, el perfil de los usuarios es diferente, la mayoría son unidades fami-liares
pero también existen centros comunales. Además, la capacidad de pago
de los usuarios para hacer frente a las cuotas de abono es diferente, así como la
periodicidad con la que los ingresos son obtenidos. La necesidad de prestación
del servicio es alta, siempre igual para la familia que carece del servicio, pero di-ferente
en cada comarca o localidad por el grado de electrificación de la misma.
Independientemente del modelo de gestión que se adopte, es necesario que el
Gobierno tenga garantizada la inversión, para lo cual sería conveniente estable-cer
un programa anual de Auditoria con varios propósitos fundamentales:
• Mejorar los objetivos marcados, por lo que es necesario comparar las
proyecciones con los resultados reales.
• Mejorar las gestiones del modelo de gestión en aras a buscar un desem-peño
con nivel de eficiencia más alto.
• Hacer una inspección del estado de las instalaciones y proponer acciones
correctoras cuando existan evidencias de deterioro de las mismas por un
uso deficiente imputable al usuario o bien por un mal servicio de mante-nimiento.
4.4. Metodología y criterios
Primeramente se han diseñado los modelos basados en distintas alternativas de
propiedad, que se ha venido a denominar estructura. Se pretende en este apar-tado
describir el modelo y definir el régimen de propiedad.
En base a los modelos de gestión se han realizado los estudios económicos ba-sados
en el cálculo del VAN. Se han establecido las cuotas de abono a cobrar a
los usuarios por el servicio prestado y se han establecido niveles de subsidio.
Se ha elaborado una tabla comparativa de los resultados económicos de un mo-delo
frente a otro con el objeto de analizar las ventajas, diferencias y oportunida-des
para cada uno de los agentes implicados.

18
El horizonte temporal contemplado para los cálculos de VAN realizados ha sido
de 10 años (también se ha hecho el análisis a 20 años). Los estudios técnicos in-forman
que la vida útil estimada de las instalaciones, puede superar los 10 años,
pudiendo ésta alcanzar los 20. Sin embargo, en los 10 primeros años de vida, el
rendimiento óptimo de las instalaciones esta totalmente garantizado, por lo que
es posible el cobro de un canon al usuario del servicio de la misma cuantía que
el primer año, lo que en definitiva simplifica la gestión y evita que se tengan que
establecer nuevos precios a partir del momento en que la calidad del servicio sea
inferior por deterioro de algunas placas, con el agravante añadido de que el gra-do
de deterioro no se presentará por igual en todas ellas, pues dependerá de
muchos factores, exposición a humedades, roturas, etc.
En el modelo de gestión en el que las instalaciones son patrimonio del Estado se
ha contemplado el dar la oportunidad al usuario a ejercitar una opción de compra
del sistema en el décimo año. A partir de este momento el usuario del servicio
que ejecute la opción de compra se convertirá en propietario y el Estado dejará
de percibir el canon.

19
5. MODELOS DE GESTIÓN PROPUESTOS
El objetivo de este apartado es desarrollar unos modelos de gestión que definan la
forma en que los sistemas fotovoltaicos van a ser implementados de acuerdo a las
condiciones geográficas y socioeconómicas de los habitantes de las poblaciones rura-les
en el Perú.
En primera instancia se deben destacar algunas características comunes a todos los
modelos de gestión:
• El análisis económico se ha realizado a nivel individual para una única instala-ción.
El desconocer de antemano el número de instalaciones que se abordará
desde cada modelo e incluso su periodificación, obliga a realizar un plantea-miento
individual.
• Se considera el cobro de una cuota inicial que asegure la implicación del bene-ficiario
en el proyecto.
• La reposición de las baterías de los SFDs se realiza cada 4 años.
• Las cuotas mensuales a lo largo del periodo analizado (10 o 20 años) se consi-deran
constantes.
• La viabilidad económica de cada modelo de gestión se analiza a través del
VAN, siendo el Gobierno Peruano quien decida su factibilidad.
• En los análisis económicos no se han incluido los seguros de las instalaciones
ni los costos medioambientales de las mismas.
Al margen de estas premisas, se presentan 3 escenarios diferentes que tienen, cada
uno de ellos, las siguientes especificidades:
Escenario I
Esta alternativa es la que se detalla posteriormente, para cada modelo de gestión, en
este mismo apartado del informe. Cada modelo cuenta con una parte preliminar de de-finición,
establecimiento del régimen económico en el que se sustenta, fuentes de fi-nanciación,
relación de los agentes que intervienen en el mismo, definición del perfil de
los destinatarios e indicación de las ventajas de los mismos.
Sus características básicas son:
• Período de amortización de la inversión de 10 años.
• Tasa de actualización del 5% (inversión privada para empresa pequeña).
• Buscar un equilibrio en la apuesta económica desde la administración. Cual-quier
beneficiario, independientemente del modelo escogido, recibe la misma
ayuda económica.
En el Anexo I se aportan los estudios económicos elaborados para el análisis de la
rentabilidad y determinación de las cuotas mensuales, subvención y otros conceptos,
basados en el régimen económico de cada uno de ellos.

20
Escenario II
En el Anexo II se recogen los análisis económicos realizados. Sus características son:
• Tasa de actualización del 14% (VAN social).
• A los 10 años se realiza la reposición del regulador.
Escenario III
En el mismo Anexo II se recogen, también, los análisis económicos realizados. En es-te
caso, las características principales son:
• Tasa de actualización del 12% (VAN privado).
• A los 10 años se realiza la reposición del regulador.
Finalmente, en el Anexo IV, se presentan las fichas que sintetizan esquemáticamente
la caracterización de cada uno de los 5 modelos de gestión seleccionados.
5.1. Modelo A
Definición y características generales
Las instalaciones y obras que se realicen formarán parte del patrimonio del Esta-do,
quien cederá la propiedad a ADINELSA a título gratuito, el particular que opte
por este modelo se convertirá en usuario de un bien público, contra abono de un
canon a la Administración, en este caso a ADINELSA quien será el agente que
este presente en la fase de explotación.
Financiación, gestión y propiedad
La inversión inicial será ejecutada y financiada por la DEP/MEM con cargo al los
recursos para la Electrificación Rural contemplado en el Artículo 7º de la Ley Ge-neral
de Electrificación Rural – Ley Nª 28749.
El modelo contempla un horizonte temporal de 10 años y establece en el décimo
año una opción de compra por 1 US$. A partir de este momento el propietario de
la instalación es el usuario, quien será el responsable del mantenimiento y con-servación
para un buen uso. El precio de la opción de compra es simbólico pero
puede tener un efecto positivo en el periodo de explotación, por la mayor implica-ción
que puede tener en el buen uso y conservación la persona, que sabe que la
instalación puede ser suya contra el pago de 1 dólar en el décimo año.

21
Por otro lado, desde el punto de vista del Estado mediante las cuotas habrá re-cuperado
el costo de la inversión inicial minorada por la subvención que le ha si-do
concedida a través de los precios públicos.
Una vez instaladas las placas solares, durante la fase de explotación se requiere
el seguimiento en estos tres aspectos:
• Cobro de las cuotas.
• Mantenimiento y conservación.
• Auditoria al menos con periodicidad anual.
Los gastos de mantenimiento de las instalaciones correrán por cuenta de ADI-NELSA,
quien lo podrá realizar con personal propio o bien teniendo en cuenta
estas otras alternativas:
• Subcontratar el servicio de mantenimiento a las empresas instaladoras.
• Responsabilizar del servicio de mantenimiento a personal de las mismas
comunidades mediante la capacitación de personal local. Esta alternativa
va en línea con las sugerencias realizadas por los habitantes de las zonas
rurales y tiene la ventaja del abaratamiento de los costos.
Valoración económico-financiera
El usuario por la utilización de las instalaciones deberá abonar a ADINELSA una
cuota. La cuantificación del precio a pagar se ha hecho teniendo en cuenta el co-sto
de la instalación y su encaje en la capacidad de pago de la población objeto
del Programa Masivo I que ha sido declarada en las encuestas realizadas con
ocasión del Estudio de Mercado incluido en este mismo proyecto.
En el modelo se ha calculado el monto anual, pero el cobro puede tomar otra pe-riodicidad.
Del estudio de mercado se desprende que la periodicidad en los ingresos de las
familias es muy variable, unas veces es mensual, otras cada tres meses, otras
en función de cosechas de café, etc. Por otro lado, los habitantes de estas zonas
rurales han declarado en las encuestas que no están habituados a trabajar con
bancos, por lo que la gestión de cobro es difícil que se puede hacer a través de
entidades bancarias y deba ser cobrado a domicilio. Una dificultad unida a la otra
aconsejan el establecimiento del cobro con una periodicidad como mínimo de
tres meses y canalizarlo a través de las organizaciones comunales.
El canon a pagar adquiere aquí la figura de precio público. Efectivamente, del es-tablecimiento
de una contraprestación pecuniaria por la cual el usuario de un
servicio en régimen de derecho publico no cubre en su totalidad los costos del
servicio que recibe se desprende una bonificación en el precio. La cuantificación
de esa bonificación supone en definitiva una subvención concedida por el Estado
y cuyo beneficiario es el usuario del servicio.

22
Desde el punto de vista del Estado mediante las cuotas habrá recuperado el co-sto
de la inversión inicial minorada por la subvención que le ha sido concedida a
través de los precios públicos. Por último, en el año décimo hay un cobro extra-ordinario
por 1 US$ por la venta de los equipos para aquellos usuarios que opten
por la opción de compra.
Análisis de riesgo
• Riesgos económico-financieros: La falta de dotación a los recursos pa-ra
la Electrificación Rural, o prioridad a otros proyectos contemplados en
el PNER en detrimento del Programa Masivo I. En caso de materializarse
este riesgo se darían retrasos en la ejecución de las obras o bien una pa-ralización
total si es que la falta de dotación al fondo se da en todos los
años del calendario de ejecución del Programa Masivo I. Los agentes de
este riesgo son el Estado como parte autora, y los usuarios como parte
perjudicada.
El incremento de precios de los equipos o mano de obra tanto en la insta-lación
como en la fase de explotación para el servicio de mantenimiento y
reparación de los sistemas.
• Riesgos en la administración del programa: Se pueden producir impa-gos
o retrasos en el cobro de las cuotas que deben abonar los usuarios
que disfrutan del servicio eléctrico. Esta circunstancia se puede dar en
casos aislados o presentarse en grupo, poblado, por estar afectado todo
un colectivo por el mismo problema (p.e. mala cosecha, sequía, inunda-ciones,
etc). Al diseñar el procedimiento de cobro se deberán contemplar
estas situaciones e indicar las medidas a adoptar en caso de que se pro-duzcan:
concesión de aplazamientos, recargos por demora en el pago,
embargos, etc.. En cualquier caso, al contrario que el riesgo anterior, éste
no afecta a la implantación del proyecto.
• Riesgos técnicos: Por mal uso o falta de mantenimiento de las instala-ciones.
Para minimizar el riesgo, se deben establecer inspecciones perió-dicas
y fijar de antemano en el momento de la adjudicación de la instala-ción
una serie de medidas cautelares tales como retirada de la misma en
caso de uso deficiente, etc.
• Riesgos naturales o medioambientales: Tales como catástrofes natura-les,
inundaciones, tormentas, fuertes vientos etc. Y aún no siendo de tipo
natural, se corre el riesgo de robo o destrozo de los equipos al no estar
ubicadas las placas en zonas totalmente vigiladas. Se debe prever la co-bertura
de estos siniestros mediante la inclusión de estos equipos en las
pólizas de seguro que tenga contratadas el Estado para el resto de sus
elementos patrimoniales.
Ventajas e inconvenientes

23
Las ventajas de este modelo de gestión radican en que permite acceder al servi-cio
de electrificación rural mediante sistemas fotovoltaicos a usuarios con escaso
poder adquisitivo o bien que no desean adquirirlo en propiedad.
NOTA
En el caso concreto de este modelo, en el Anexo III se presenta un análisis para
la gestión con regulador de sistema prepago.
5.2. Modelo B
Los usuarios que opten por este modelo adquieren la propiedad de los equipos
mediante pago de la inversión al Estado. El Gobierno adquiere el rol de promotor
de la implantación de las instalaciones solares fotovoltaicas, mediante la conce-sión
de ayudas económicas a los inversores.
La financiación de los equipos corre por cuenta de los usuarios, a través de los
siguientes mecanismos:
• Con subvención a fondo perdido concedida por el Gobierno.
• Con fondos propios tras la instalación y puesta en marcha del sistema.
• Con fondos ajenos, mediante la obtención de un préstamo en una entidad
financiera. Los gastos financieros que originen este endeudamiento serán
asumidos por el usuario no formando parte de los costos del sistema a los
efectos de este análisis económico.
• Los gastos de mantenimiento y conservación serán por cuenta del usua-rio.
En el aspecto del endeudamiento con entidades financieras, es posible pensar
en una variante de este de este modelo, introduciendo un marco de relación con
las entidades financieras operantes en Perú. Consistiría en la firma de un conve-nio
entre la Administración de la Republica y las entidades bancarias operantes
en Perú que quieran adherirse al mismo, para el establecimiento de créditos
blandos encaminados a la implantación del Proyecto Masivo I.
El mantenimiento de las instalaciones será responsabilidad del propietario. El
propietario podrá realizarlo por su cuenta o bien mediante la contratación del ser-vicio
total o parcialmente en aquellos casos en que no se vea capacitado para
ello.

24
Este modelo contempla la concesión de una subvención por cuenta de la Admi-nistración,
ya que de lo contrario, sin la presencia del Estado no sería una inver-sión
objeto del Proyecto Masivo.
Consecuentemente se requiere del análisis y establecimiento de un programa de
concesión de subvenciones, cuyo contenido básico sería: cuantía de la ayuda,
plazos de concesión, acreditación de la inversión, órgano que la concede y forma
de pago (directamente o minorando el costo), gestión de las ayudas, etc.
Del análisis de costos realizado en el modelo de gestión A, donde la propiedad
de las instalaciones recae en el Gobierno, se desprende un VAN negativo de
270,86 US$. Éste supone una subvención al usuario que ha optado por este
modelo.
La subvención que recibe el propietario que opte por el modelo B deberá ser
equivalente a la que perciba en usuario del modelo A, llegándose a este equili-brio
con la cifra anteriormente mencionada de con esta medida que la elección
de un modelo u otro no constituya discriminación entre los beneficiarios.
Análisis de riesgo
• Riesgos económico-financieros: De la misma manera que en el Modelo
A, la falta de dotación de recursos para la Electrificación Rural, o prioridad
a otros proyectos contemplados en el PNER en detrimento del Programa
Masivo I supondría, en caso de materializarse este riesgo, retrasos en la
ejecución de las obras o bien una paralización total si es que la falta de
dotación al fondo se da en todos los años del calendario de ejecución del
Programa Masivo I. Los agentes de este riesgo son el Estado como parte
autora, y los usuarios del Modelo B, que al perder el apoyo económico de
la subvención tendrían más dificultades económicas para acceder a la
compra del equipo.
Por falta de atención a las cuotas de amortización del préstamo solicitado
a las entidades financieras. De producirse esta situación las entidades fi-nancieras
adoptarán las medidas previstas para impagos: cobro de inte-reses
de demora, embargos etc. Este riesgo afecta a las personas que se
encuentren en esta situación, no supone paralización del proyecto.
• Riesgos técnicos: El mantenimiento es un gasto imputable al usuario,
por tanto no afectaría a la explotación del programa. Sin embargo, si se
dejara de hacer un mantenimiento correcto por ser un servicio caro y por
ello las instalaciones no alcanzasen un rendimiento optimo, podría perju-dicar
los índices de electrificación que se pretenden alcanzar al final del
programa.
Por lo anteriormente mencionado, se cree oportuno intensificar la capaci-tación
de los usuarios de este modelo por lo que en el informe corres-pondiente
a la “Organización de Comunidades y Programas de Capacita-ción”
se incluye un anexo donde se presenta un temario adecuado a sus
previsibles necesidades.

25
natural, se corre el riesgo de robo o destrozo de los equipos al estar las
placas ubicadas en zonas aisladas. Estos siniestros pueden quedar cu-biertos
con la contratación de pólizas de seguro. En este modelo el riesgo
lo corre el usuario por ser el propietario.
En este modelo el Estado no tiene absoluta garantía de que la instalación de pla-cas
solares siga funcionando durante toda la vida útil estimada para estos ele-mentos.
La responsabilidad del buen uso y conservación en buen estado del
equipo se deja en manos del propietario. El propietario es la parte más interesa-da
en sacar el mejor rendimiento a la instalación, por el esfuerzo económico rea-lizado
y por el cambio en las condiciones de vida que supone disfrutar de electri-cidad.
Un mal uso o mantenimiento deficiente supondría una pérdida económica
para él y un retroceso a los antiguos hábitos de vida sin electricidad.
Las ventajas para el Programa Masivo I son que el Estado requiere de menos
fondos para cumplir con el objetivo de instalación de las 20.000 placas. En este
modelo el desembolso del Estado son los 270,86 US$ que concede en concepto
de subvención, frente a los 780 US$ del costo inicial del modelo A.
Cuantas más personas se acojan a este modelo menos fondos públicos serán
necesarios para el cumplimiento del objetivo total o bien el objetivo se puede co-rregir
y ampliar el número de personas beneficiadas.
Otra ventaja es la derivada de que el Estado no se ve obligado a gestionar las
placas instaladas gracias a su impulso en este modelo, sin olvidar que además,
este modelo contribuye a que se consiga antes e incluso se supere el objetivo de
electrificación en las zonas rurales.
5.3. Modelo C
Este modelo está basado en un régimen económico de arrendamiento de las ins-talaciones.
Considerando que el beneficiario final de las instalaciones es el usua-rio
se le haría participe en mayor medida de los costos de la instalación y mante-nimiento,
esta reversión de los costos ofrece proyectos empresariales
generadores de ingresos, por tanto, el usuario paga un precio de mercado por el
alquiler de la instalación.
Este modelo puede ampliarse con una variante de arrendamiento financiero y
con opción de compra al valor residual, de tal manera que tras un periodo de
tiempo, la propiedad revierta a los usuarios.

26
Podría definirse este modelo como una cofinanciación público - privada. Este
modelo favorecería la movilización de las capacidades empresariales, tanto fi-nancieras
como de gestión, que es uno de los objetivos de la política económica
de la Republica de Perú.
La propiedad de las instalaciones es de las empresas arrendatarias, quienes re-cuperan
costos mediante el establecimiento de un precio de mercado.
El Estado haría las correspondientes aportaciones a este modelo mediante la
concesión de una subvención, de lo contrario no seria un modelo de gestión que
tuviese encaje en el Programa Masivo I. A partir de ahí seguirían las reglas de
mercado.
El mantenimiento de las instalaciones es responsabilidad de la propiedad, de tal
manera que hasta el momento en que el arrendador no ejecute la opción de
compra la responsabilidad del servicio recae en ADINELSA o la empresa pública
o privada que gestione los sistemas y posteriormente por el usuario que ya se
habrá convertido en propietario.
En el alquiler que la empresa privada cobra mensualmente repercute todos los
costos en los que incurre desde su puesta a disposición del cliente hasta los gas-tos
de mantenimiento y conservación, más un margen de beneficio empresarial.
Análisis de riesgo
• Riesgos económico-financieros: La falta de dotación de los recurso pa-ra
la Electrificación Rural que diese lugar a la no concesión de la subven-ción
que minora el costo de los equipos, obligaría al arrendatario a incre-mentar
las cuotas de alquiler. Los nuevos precios de mercado
conseguirían que el modelo no fuese atractivo para el usuario.
El incremento de precios de los equipos también supone un riesgo en la
viabilidad del modelo.
• Riesgos en la administración del programa: Por falta de atención a las
cuotas de alquiler por parte del arrendador. De producirse esta situación
las empresas arrendatarias tomarían las medidas previstas para impagos:
retirada de los equipos, etc. Este riesgo afecta a las personas que se en-cuentren
en esta situación, no supone paralización del proyecto.
natural, se corre el riesgo de robo o destrozo de los equipos al estar las
placas ubicadas en zonas aisladas. Estos siniestros pueden quedar cu-biertos
con la contratación de pólizas de seguro. En este modelo el riesgo
lo corre la empresa arrendataria, por poseer la propiedad.

27
Aplicabilidad territorial
Esta pensado para usuarios que ven en la formula de arrendamiento de los bie-nes
una solución al problema del suministro eléctrico, pero sin ningún compromi-so
a largo plazo, ni en la adjudicación por parte del Gobierno (Modelo A) ni en
propiedad (Modelo B). Es para personas que tienen prevista una movilidad geo-gráfica,
matrimonios jóvenes que tienen otros proyectos más inmediatos o gente
que de entrada quieren probar.
Este modelo viene a paliar el hecho de que la inversión pública a realizar por el
Gobierno de la Nación en la Electrificación Rural sería un gasto por no contribuir
a la generación de riqueza en este caso (en el supuesto de que la energía no se
vende, es para uso exclusivo de las familias).
Se trata de un modelo de gestión donde la intervención del Estado se minimiza y
se puede conseguir una reducción del plazo de implantación de las 20.000 sis-temas
fotovoltaicos contemplados en el Programa Masivo I, porque se liberan
fondos públicos.
5.4. Modelo D
Configurando una red formada por el Estado, ADINELSA, empresas istaladoras y
usuario, con el fin de delegar en las empresas instaladoras parte de la gestión
administrativa.
Este modelo requiere que la DEP/MEM haga un registro de empresas instalado-ras
homologadas que reúnan unos requisitos básicos tales como solvencia eco-nómica,
capacidad técnica y administrativa para la labor de instalación y segui-miento.
La financiación será la contemplada en los modelos A y B ya que la propiedad no
varía sino el intermediario.
El régimen económico en este modelo puede ser de propiedad estatal y cobro de
tarifa al usuario (igual que modelo A) o de propiedad del usuario con pago de la
instalación subvencionada por el Estado (modelo B). Es una derivación de los
dos modelos anteriores pero introduciendo un nuevo elemento en la gestión, las
empresas instaladoras.

28
La subvención a conceder por el Estado se hará mediante la empresa instalado-ra,
minorando el costo de adquisición y liquidando directamente el Estado con las
empresas instaladoras.
La responsabilidad del mantenimiento sigue el mismo esquema descrito para los
modelos A y B.
Como ha quedado patente, la novedad de este modelo de gestión radica en que
entre el Gobierno (DEP/MEM o ADINELSA) y el usuario hay un intermediario,
que es la empresa instaladora.
Pensado por ser la empresa instaladora la organización que está más cercana al
usuario y con una estructura empresarial suficiente para mantener relación con
ADINELSA a la hora de efectuar las liquidaciones correspondientes (p.e.: cobro
de cuotas mensuales).
Análisis de riesgo
En este caso, y en función de la alternativa seleccionada (esquema de modelo A
o B), los riesgos se corresponderán con los descritos anteriormente para cada
modelo.
Cabe añadir sin embargo, que en este modelo hay un riesgo de fracaso en caso
de incumplimiento por parte de las empresas instaladoras de las funciones que le
han sido delegadas. Con el fin de minimizar en lo posible que este riesgo se pro-duzca,
será necesario disponer de unas bases precisas y un procedimiento que
regule las relaciones entre los agentes implicados, a saber ADINELSA, empresas
instaladoras o intermediarios, y usuarios.
Desde el punto de vista de la Administración, en este modelo el Gobierno se ve
liberado de la gestión de mantenimiento y cobro de cuotas ya que recae sobre
terceros, las empresas instaladoras.
Las empresas instaladoras son organizaciones que se encuentran cerca del
usuario, repartidas por toda la geografía nacional, más próximas a las localida-des
donde se van a instalar los sistemas fotovoltaicos. Generalmente están do-tadas
de una estructura empresarial adecuada que conecta, por un lado, con los
usuarios para el cobro de los recibos y, por otro, con ADINELSA a la hora de
efectuar las liquidaciones correspondientes.

29
5.5. Modelo E
Régimen de propiedad pública en Gobiernos Regionales o Locales mediante
traspaso de fondos del Gobierno Central a los Regionales. Este modelo podrá
ser gestionado como el modelo A o como el Modelo B, ya que la variedad está
en la descentralización de la Administración Central.
La financiación de las inversiones se hará mediante el traspaso del Fondo de
Electrificación Rural a los Gobiernos Regionales para poder seguir los modelos
de gestión A y B, anteriormente expuestos.
En relación al mantenimiento se seguirán las pautas establecidas tanto para el
modelo A como para el B.
Se ha observado que las localidades visitadas cuentan un alto grado organizati-vo,
por lo que el cobro de los cánones sería aconsejable canalizarlos a través de
los comités locales o centros comunales.
Análisis de riesgo
Los riesgos descritos en los modelos A, B y D le son de aplicación a este mode-lo.
Un riesgo especifico de este modelo es un retraso en la transferencia de fondos
económicos del Gobierno Nacional a los Gobiernos Regionales y Locales, que
supondría un incumplimiento del Programa Masivo I o, al menos, una variación
en el calendario de ejecución previsto.
La Ley Nº 27.783 Ley de Bases para la Descentralización es una marco jurídico
para que el traspaso de competencias entre Gobierno Nacional y Gobiernos Re-gionales
y Locales sea posible. Sin embargo, las gestiones burocráticas para la
aplicación de esta Ley pueden hacer que el inicio de las obras se demore en el
tiempo.
Los habitantes de las zonas rurales han manifestado preferencia porque la rela-ción
sea con las instituciones públicas que para ellos son más cercanas, las re-gionales
o locales.

30
Comunidad beneficiada por proyecto de electrificación rural

31
6. CONCLUSIONES
A pesar de la novedad que puede suponer la aplicación de los sistemas de energía so-lar
fotovoltaica para la producción de electricidad y su ubicación en zonas aisladas,
existen numerosas experiencias sobre modelos de gestión que se han ido desarrollan-do
a lo largo de los últimos años.
Estas experiencias, en ciertos casos replicadas de unos países a otros, varían en fun-ción
de las variables que definen e intervienen en cada modelo de gestión, a saber la
financiación, la propiedad, la gestión y el usuario, entre otros.
De los numerosos programas llevados a cabo por gobiernos u otro tipo de institucio-nes,
se desprende que éstos deben evitar subsidios continuos y establecer metas para
la recuperación de costos y normas mínimas de calidad del servicio para garantizar el
éxito del programa y asegurar la satisfacción del usuario.
También es importante que las instituciones no se vean sobrecargadas con costosos
sistemas administrativos, y que estén bien capacitadas y preparadas para ofrecer un
servicio de calidad a precios razonables.
Un hecho que no debe descuidarse es que el éxito o el fracaso de un programa pue-den
afectar la confianza generada entre el proveedor del servicio y las comunidades
atendidas. La implicación de todas las partes, desde las instituciones hasta la del pro-pio
usuario, es esencial para el buen funcionamiento de cualquiera que sea el modelo
adoptado.
El reducido nivel de electrificación en zonas rurales de Perú ha obligado al Gobierno
Nacional a elaborar distintas normativas para su desarrollo e implantación. La Ley de
Electrificación Rural y de Zonas Aisladas y de Frontera, por un parte, y su posterior de-sarrollo
en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) son los principales hitos
llevados a cabo.
Uno de los primeros problemas que se plantean para desarrollar el PNER es su modo
de financiación. En este sentido, la Ley General de Elecrificación Rural promulgada el
30 de mayo de 2006 contempla la asignación de Recursos para la Electrificación Rural
(Art. Nº 7), cuyos recursos financieros se consiguen a través de fuentes diversas como
las empresas eléctricas, los recursos obtenidos por la privatización de empresas públi-cas,
financiación externa, etc.
Una de las principales estrategias recogidas en el PNER es la electrificación de zonas
aisladas con reducido consumo energético mediante sistemas de energía solar fotovol-taica.
En este sentido, se ha establecido el Programa Masivo de Instalaciones de Mó-dulos
Fotovoltaicos que se desarrollará en 3 etapas desde el año 2006 al 2013, con
una inversión total de US$ 96,2 millones y se prevé beneficiar a 610.000 personas,
siendo la que nos ocupa la Fase 1 donde se instalarán 20.000 Sistemas Fotovoltaicos
Domésticos (SFD).

32
La definición y caracterización de los modelos de gestión para la implementación de
instalaciones de energía solar fotovoltaica en zonas rurales de Perú, se convierte en
uno de los apartados fundamentales del trabajo desarrollado en este proyecto. A tal
efecto, además de seguir una metodología concreta se han tenido en consideración
una serie de criterios generales que han marcado la definición y selección de los mo-delos
de gestión, entre otros los siguientes:
• Sólo se tendrán en cuenta aquellos modelos en los que el Gobierno de Perú o
los Gobiernos Regionales y Locales tengan una participación activa, es decir,
que exista realmente una promoción pública. Este criterio se entiende que que-da
recogido, de forma evidente, en el Plan Nacional de Electrificación Rural
(Programa Masivo I) y otras leyes y ordenamientos jurídicos.
• La gestión económica de compra-venta de las instalaciones solares y su pro-ducción
eléctrica no quedará regulada bajo un sistema tradicional de tarifas sino
que se han establecido otro tipo de mecanismos económicos como los subsi-dios,
cuotas de abono, etc.
• El horizonte temporal contemplado para el cálculo del VAN ha sido de 10 años,
entendiendo que en este período el rendimiento óptimo de la instalación solar
está garantizado y, por lo tanto, se pueden establecer las fórmulas de financia-ción
correspondientes. También se han realizado los análisis económicos del
VAN para el horizonte de los 20 años, tiempo de vida útil de los paneles solares
fotovoltaicos.
• Los modelos de gestión planteados, desde una óptica estrictamente económica,
han seguido un criterio común en relación a la participación de la Administra-ción.
Así, por ejemplo, en el análisis a 10 años en todos los casos el apoyo
económico gubernamental es el mismo por lo que no existirán diferencias por la
aplicación de modelos entre las diferentes regiones, localidades, viviendas, per-sonas,
etc.
• En alguno de los modelos planteados se permite al Estado recuperar parte de la
inversión inicial, lo que podrá permitir liberar recursos económicos para, por
ejemplo, acelerar el proceso de implantación de las instalaciones solares.
Seguidamente se comentan los resultados más interesantes obtenidos a partir de los
escenarios planteados.
Escenario I
En la tabla 5 se presentan las características fundamentales de este escenario, donde
nos encontramos con todos los modelos de gestión (A, B, C, D y E, en estos dos últi-mos
casos con sus correspondientes 2 alternativas). Destacar que en todos los casos
el Gobierno Peruano destina la misma cantidad económica quedando, por lo tanto, la
elección del modelo a disposición del beneficiario sin que existan privilegios desde la
administración.
La no aplicación, en este escenario, del VAN social hace que todos los modelos de
gestión presenten un VAN negativo (salvo el modelo C).
Escenario II

33
En este caso, los modelos de gestión aplicables son aquellos donde tiene sentido in-troducir
el concepto de VAN social, es decir, A, B, C, D y E. Sus características se re-cogen
en la tabla 6.
La aplicación del VAN social hace que todos los modelos de gestión presenten un VAN
positivo lo que, de alguna manera, justifica la participación de la administración (Go-biernos)
en este proyecto.
Escenario III
Los fundamentos de los modelos aplicados (A, C, DI y EI), en esta ocasión, quedan re-cogidos
en la tabla 7. En el caso concreto del modelo C, teniendo en cuenta que los
agentes privados que intervienen en el proceso (empresas pequeñas) no buscan la
misma rentabilidad económica que las grandes compañías eléctricas, se ha considera-do
para la comparación una tasa de actualización del 5%.
El VAN para todos los modelos planteados, salvo el modelo C, bajo este escenario sa-le
negativo, lo que indica que, en principio, la iniciativa privada no tendrá demasiado in-terés
en participar en este tipo de proyectos, bajo las consideraciones establecidas.

34
PAGO POR EL
USUARIO
78 US$ (anuales)
en un periodo de 10
años
509,14 US$ + gas-tos
de mantenimien-to
92,2 US$ (anuales)
s/ modelo A o B
s/ modelo A o B
SUBVENCIÓN
Mediante la fijación de precios
públicos concede 270,86 US$
con cargo a RER
Concedida por el Estado con
cargo al RER por una cuantía
de 270,86 US$ y a fondo perdi-do
de 270,86 US$
Con cargo al RER por cuantía
de 270,86 US$ y la modalidad
variará en función de los mode-los
A y B que son aplicables a
este modelo
de 270,86 US$ y con la moda-lidad
de precios públicos (igual
que en el modelo A)
MANTENIMIENTO
ADINELSA
Usuario o subcontra-tando
el servicio
Arrendador (empresa
privada)
En función de los mo-delos
A y B que son
aplicables a este
modelo
Gobiernos Regionales
o Locales
FINANCIACIÓN
Recursos para la
Electrificación Rural
(Art. 7 Ley Nº 28749)
- Con fondos propios
del usuario
- Endeudamiento del
usuario
- Con subvención del
Estado
Financiado con fon-dos
propios de las
empresas privadas
Recursos para la
(Art. 7 Ley Nº 28749)
Recursos para la
(Art. 7 Ley Nº 28749)
PROPIEDAD
ADINELSA (por traspaso
del Gobierno Nacional)
Adquisición por el con-sumidor
Empresarios privados
que ejercen de arrenda-dores
de un bien
ADINELSA o los usua-rios
(una variante de ,los
modelos A y B con la
colaboración de empre-sas
instaladoras
Gobiernos Regionales o
Locales
MODELO DE
GESTIÓN
A
B
C
D
E
Tabla 4 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis I)

35
PAGO POR EL
USUARIO
39 US$ (anuales)
en un periodo de 10
años
509,14 US$ + gas-tos
de mantenimien-to
90 US$ (anuales)
s/ modelo A o B
s/ modelo A o B
SUBVENCIÓN
con cargo a RER
de 270,86 US$ y a fondo perdi-do
de 270,86 US$
Con cargo al FER por cuantía
este modelo
que en el modelo A)
MANTENIMIENTO
ADINELSA
Usuario o subcontra-tando
el servicio
Arrendador (empresa
privada)
A y B que son
aplicables a este
modelo
o Locales
FINANCIACIÓN
RER
- Con fondos propios
del usuario
- Endeudamiento del
usuario
- Con subvención del
Estado
propios de las
empresas privadas
RER
RER
PROPIEDAD
Adquisición por el con-sumidor
de un bien
instaladoras
Locales
MODELO DE
GESTIÓN
A
B
C
D
E
Tabla 5 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis II)

36
PAGO POR EL
USUARIO
39 US$ (anuales)
en un periodo de 10
años
90 US$ (anuales)
s/ modelo A o B
s/ modelo A o B
SUBVENCIÓN
con cargo a RER
de 270,86 US$
este modelo
que en el modelo A)
MANTENIMIENTO
ADINELSA
Arrendador (empresa
privada)
A y B que son
aplicables a este
modelo
o Locales
FINANCIACIÓN
RER
propios de las
empresas privadas
RER
RER
PROPIEDAD
de un bien
instaladoras
Locales
MODELO DE
GESTIÓN
A
C
D
E
Tabla 6 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis III)

37
7. BIBLIOGRAFÍA
• Decreto Ley Nº 25.844 donde se establece la Ley de Concesiones Eléctricas
(LCE).
• Decreto Supremo Nº 009-93 EM donde se define el Reglamento de la Ley de
Concesiones Eléctricas (RLCE).
• Ley Nº 27.232 donde queda estructurada la Ley Marco de Organismos
Reguladores de la inversión Privada en Servicios Públicos.
• Ley Nº 28059 - Ley Marco de Promoción de la Inversión Descentralizada.
• Ley Nº 28749 - Ley General de Electrificación Rural.
• PROYECTO PER/98/G31 “Electrificación Rural a base de Energía Fotovoltaica
en el Perú”, Informes de gestión 2003 y 2004.
• Plan Nacional de Electrificación Rural de Perú (Agosto, 2004).
• Ley 27.744 de 31 de mayo de 2002 sobre Electrificación Rural y de Zonas Ais-ladas
y de Frontera.
• Rural electrification in the developing world: Lessons from successful programs,
World Bank Infrastructure Knowledge Base on the Internet.
• Evaluación de programas de electrificación rural - Banco Mundial:
⇒ República Dominicana (1995)
⇒ Indonesia (1995)
⇒ Filipinas (1995)
⇒ Sri Lanka (1995)
• Institutional and finantial models – Hansen, R.D 1994.
• Modelos y métodos de provisión de servicios eléctricos rurales - Daniel B. Wa-ddle,
NRECA Internacional, LTD,1997:
⇒ Bolivia
⇒ Brasil
⇒ Solar Electric Light Fund
• México: Programa de electrificación rural con energía renovable PRONASOL –
Huacuz, J.M y A.M. Martínez, México, 1994.
• Rural electrification : A review of World Bank and USAID – Finanaced Projects
– World Bank Background paper 1990.
• Solar Photovoltaics in Africa: Experiences with financing and delivery models –
United Nations Delivery Programme – Global Environment Facility, 2004.
• Proyecto Taquile (Perú) - Manfred Horn, Centro de Energías Renovables de la
Universidad Nacional de Ingeniería (CER-UNI).
• Modelo de gestión de servicios eléctricos aislados - Teodoro Sánchez Campos
y Rafael Escobar ITDG.

38
• Modelo de administración de la energía eléctrica no convencional con sistemas
fotovoltaicos domiciliarios (SFD) – ADINELSA.
• Aproximación a una metodología para abordar proyectos de electrificación rural
fotovoltaica – Eduardo Lorenzo, septiembre 1999.
• La electrificación rural en el ámbito de cooperación - Eduardo Lorenzo, sep-tiembre
1999.
• Energía solar fotovoltaica para la agricultura y desarrollo sostenibles – B. Van
Campen, D. Guidi y G. Best, FAO 2000.
• The GEF Solar PV Portfolio: Emerging Experience and Lessons - E. Martinot,
R. Ramankutty and F. Rittner, 2000.
• Artículo “Solar energy from the weekly market” – Iris Krampitz Sun & Wind En-ergy
Magazine 1- 2005

1
Anexo I. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 10 años

2
Anexo II. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 20 años

3
Anexo III. Modelo de gestión A: sistema prepago
El modelo que se presenta en este Anexo, en el que también se incluye el análisis
económico-financiero (analizando tanto la opción del VAN social como del VAN priva-do),
no es más que el modelo de gestión A adaptado. Por este motivo, entre otros
(p.e.: el nivel de inversión inicial es distinto), el análisis no es comparable con el resto
de modelos.
Alguna característica especial de este modelo es:
• A través del establecimiento de la tarjeta prepago se busca una compensación
de la gestión administrativa con el mantenimiento.
• Las cuotas mensuales no están vinculadas con la inversión sino con cánones
establecidos con criterios comerciales (nivel de uso semanal/mensual/... del
equipo).
Características técnicas de los contadores prepago
A medida que el mercado fotovoltaico evoluciona van apareciendo nuevos productos
con prestaciones diseñadas específicamente para cada aplicación, y el caso de los
SFDs no es una excepción.
Por ejemplo, existe la innovación de ofrecer en una sola pieza un sistema de almace-namiento,
regulación y control que desempeña, además de las funciones conocidas
del acumulador y del regulador fotovoltaico, la función de controlar el pago que el
usuario ha satisfecho por la utilización del sistema. En este caso, mediante el pago de
una cantidad, el usuario recibe una clave a introducir en su sistema que le da derecho
a la utilización del mismo durante un determinado número de días, en función del des-embolso
efectuado. Al término de dicho plazo, si el usuario no ha adquirido e introduci-do
mediante un teclado una nueva clave en el sistema, el suministro eléctrico quedará
interrumpido hasta que el pago se efectúe.
Este sistema, denominado contadores de prepago, presenta la aparente ventaja de
gestionar el pago de las cuotas a satisfacer por el cliente, con el supuesto beneficio de
la rápida acción punitiva de cortar el suministro al moroso. Otra ventaja puede ser la de
crear una cierta actividad económica con la comercialización de claves del sistema que
puede venir a paliar la merma que en la comercialización de queroseno puedan tener
los agentes que hasta la llegada de los SFDs vendían a los usuarios el queroseno de
las lámparas, en caso de ser estos los nuevos comercializadores de claves.
Lógicamente, para evitar que un mismo código sea introducido en varios contadores
de prepago, es necesario un sistema de códigos que a partir del número de serie de
cada contador de prepago sea capaz de generar una clave que proporcione informa-ción
al sistema, a cada sistema en concreto, del número de días por el que el pago ha
sido realizado (es de suponer que pueda no ser un número fijo de días). El número de
claves necesario por cada regulador ha de ser muy elevado para que estas claves no
se agoten antes del fin de vida útil del sistema y, además, ante la contingencia de que
la clave pudiera ser comprada a distintos comercializadores de claves, se ha de
controlar que, dado que cada clave ha de ser de un solo uso, distintos
comercializadores no venden dos veces la misma clave ya que el contador de prepago
no aceptará la clave dos veces; es decir, los puntos de comercialización han de estar
comunicados entre sí. Es de suponer que estos condicionamientos ya han sido
resueltos por los comercializadores de los contadores de prepago y que disponen de

4
mercializadores de los contadores de prepago y que disponen de sistemas capaces de
acomodarse a las mencionadas especificaciones.
Controlador prepago
Más allá del costo de adquisición de los contadores de prepago -más complicados que
los acumuladores y reguladores convencionales, por lo que serán más caros-, parece
que el costo de los equipamientos que han de acompañar al sistema de comercializa-ción
completo ha de ser muy elevado, dado que el programa de electrificación rural
tendrá que incluir la adquisición de los terminales de venta que, a partir del número de
serie, generan los códigos sin posibilidad de agotamiento de claves, ni de repetición, y
con un servicio de venta de claves cercano al usuario de los SFDs -por lo menos ha de
haber tantos puntos de comercialización de códigos como puntos de venta de quero-seno
para que el usuario no note una merma de servicio-.
Conjunto cofre de batería - controlador
Además, los suministradores de contadores de prepago han de responder satisfacto-riamente
a las siguientes cuestiones:

5
Interrogantes a los contadores prepago
¿Es el sistema de introducción de claves adecuado para lugares en los que el nivel de
educación es bajo? ¿Es una persona en esas condiciones será capaz de utilizar el sis-tema
sin dificultad?
¿La red de comercialización de claves será lo suficientemente extensa? Si el punto de
adquisición de claves no es cercano al usuario, existe la posibilidad de cortes de sumi-nistro
por imposibilidad física de desplazarse a efectuar el pago, por ejemplo, por ser
un desplazamiento que se viene efectuando cada varios días. Esto se evita mediante
el prepago de suficientes días como para salvar las posibles contingencias, pero a cos-ta
de un esfuerzo económico por adelantado que quizá no sea fácil de satisfacer por
muchos usuarios. Esto puede dar lugar a la infrautilización de los SFD sin que concu-rra
falta de recursos económicos.
¿Cuál es el número mínimo de días que se puede comprar mediante la adquisición de
claves? ¿Son días consecutivos o pueden utilizarse aleatoriamente? Dependiendo las
respuestas a estas preguntas la rentabilidad de la administración del sistema puede
ser, cuando menos, dudosa.
En caso de corte de suministro por impago, a la hora de comprar la clave para el reen-ganche
¿es necesario pagar por los días que no se ha utilizado? En caso afirmativo,
esto puede dar lugar a que en un momento dado los sistemas se dejen de usar por ser
grande la deuda contraída, y por tener que pagar por unos días en que no se ha obte-nido
ningún servicio.
¿Cuál será el plazo de respuesta del administrador local de los sistemas en el caso de
que, por vandalismo o por accidente –niños-, alguien manipule el contador de prepago,
dejando al usuario, por activarse la alarma de fraude, sin suministro? ¿A cargo de
quién será la intervención? Parece lógico que recaiga sobre el propietario del sistema,
siendo éste un costo que en los sistemas convencionales no existe, un costo exclusivo
de este sistema de gestión.
Existe la posibilidad de que un usuario opte por desconectar el panel del contador de
prepago, conectarlo a otra batería (incluso sin regulador) a la que conectaría también
directamente las cargas, y opte por utilizar el SFD la mitad del mes según este esque-ma
y la otra mitad según el sistema de claves (reconectando el panel y las cargas al
contador de prepago). ¿Cuál sería la respuesta del sistema de administración? ¿Cabe
la posibilidad de retirarle el SFD por utilizarlo solamente quince días al mes, si no se
detecta el fraude de los otros quince días? Es decir, ¿a alguien que sólo paga quince
días al mes, porque no tiene dinero para más, se le retiraría el SFD? En caso negativo,
¿cómo afecta este uso a la rentabilidad del sistema?
Y por último, el que posiblemente es el interrogante más importante a la hora de tomar
la decisión: ¿Qué sucederá en caso de una segunda o de una tercera fase de electrifi-cación
rural con SFD? Es necesario que la red de comercialización de códigos sea la
misma en el hipotético caso de un nuevo programa de electrificación rural con SFDs.
Para ello, si no se quiere duplicar la red de comercialización de códigos (lo que signifi-ca
duplicar gastos de administración del sistema) el sistema utilizado para la genera-ción
de claves ha de ser abierto a los diversos fabricantes que quieran ofertar (cosa
harto dudosa) o de lo contrario, el suministrador de contadores de prepago será siem-pre
el mismo, con lo que significa quedar atado en un primer concurso a un único su-ministrador
de sistemas.

6
Anexo IV. Modelos de gestión: fichas resumen

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