Snip apv asamblea de dios final

AMPLIACIONDEL SERVICIO DE ENERGIAELECTRICAMEDIANTE SISTEMACONVENCIONAL ENEL SECTORAPV ASMABLEADE DIOS,
DISTRITO DE URCOS, PROVINCIADE QUISPICANCHI DEPARTAMENTO DEL CUSCO
MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE QUISPICNACHI –CUSCO
MUNICIPALIDAD PROVINCIALDE QUISPICANCHI-CUSCO
DIRECCIÓN DE PROYECTOS
PERFIL TÉCNICO
“AMPLIACION DEL SERVICIO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTESISTEMA
CONVENCIONAL, EN EL SECTORAPV
ASAMBLEA DE DIOS. DISTRITO DE
URCOS, PROVINCIA DE QUISPICANCHI,
DEPARTAMENTO DE CUSCO”
QUISPICANCHI - ENERO – 2012

INDICE
CAPITULO I : RESUMEN EJECUTIVO
A. Nombre del Proyecto.
B. Objetivo del Proyecto.
C. Balance Oferta y Demanda del proyecto.
D. Descripción Técnica del proyecto.
E. Costos del Proyecto.
F. Beneficios del Proyecto.
G. Resultados de la evaluación social.
H. Sostenibilidad del PIP.
I. Impacto Ambiental.
J. Organización y Gestión.
K. Plan de Implementación.
L. Financiamiento.
M. Resultados obtenidos del proyecto.
CAPITULO II : ASPECTOS GENERALES
2.1 Nombre del Proyecto.
2.2 Unidad Formuladora y Ejecutora.
2.3 Participación de las entidades involucradas y de los beneficiarios.
2.4 Marco de Referencia.
2.5 Objetivos del proyecto.
CAPITULO III : IDENTIFICACION
3.1 Diagnóstico de la situación actual.
3.2 Definición del problema y sus causas.
3.3 Objetivo del proyecto.
3.4 Alternativas de Solución.
CAPITULO IV : FORMULACION DEL PROYECTO
4.1 Análisis de Demanda

4.2 Análisis de Oferta
4.3 Balance Oferta – Demanda
4.4 Descripción técnica de las alternativas
4.5 Costos de las alternativas.
4.6 Beneficios de las alternativas.
CAPITULO V : EVALUACION DEL PROYECTO
5.1 Evaluación Social.
5.2 Evaluación Privada.
5.3 Análisis de Sensibilidad.
5.4 Análisis de Riesgo.
5.5 Análisis de Sostenibilidad
5.6 Plan de Equipamiento e Implementación.
5.7 Impacto Ambiental
5.8 Selección de alternativa
5.9 Organización y Gestión.
5.10 Financiamiento.
5.11 Matriz de Marco Lógico.
5.12 Línea de Base para Evaluación de Impacto.
CAPITULO VI : ANEXOS

CAPÍTULO I
RESUMEN
EJECUTIVO

A. NOMBRE DEL PROYECTO.
“AMPLIACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA MEDIANTE
SISTEMA CONVENCIONAL, EN EL SECTOR APV ASAMBLEA DE DIOS,
DISTRITO DE URCOS, PROVINCIA DE QUISPICANCHI, DEPARTAMENTO
DE CUSCO”.
B. OBJETIVO DEL PROYECTO.
DOTAR DE ENERGIA ELÉCTRICA EN FORMA PERMANENTE Y CONFIABLE
AL SECTOR APV ASAMBLEA DE DIOS.
C. BALANCE OFERTA Y DEMANDA DEL PROYECTO.
Cuadro N°01
Fuente: Elaboración Propia.
D. DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL PROYECTO.
Alternativa I:
Interconexión al Sistema Eléctrico existente a través de Línea y Redes
Primarias, Redes Secundarias y Acometidas Domiciliarias: Consiste en la
construcción de la infraestructura eléctrica, interconectada al sistema de
electrificación nacional para dotar de energía al Sector “APV Asamblea de Dios”,
mediante la instalación de líneas y redes primarias, redes secundarias y
acometidas domiciliarias beneficiando a los abonados mencionados en el cuadro.
Cuadro N°02
DESCRIPCIÓN CANTIDAD
Usuarios de abonado doméstico. 32
Usuarios de abonado de carga especial. -
TOTAL : 32
Fuente: Elaboración Propia.
Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Demanda (kW) 2.6 2.6 2.7 2.8 2.9 2.9 2.9 3.0 3.0 3.2 3.3 3.4 3.4 3.5 3.6 3.6 3.8 3.9 4.0 4.0 4.2
Oferta (kW)
Deficit -2.6 -2.6 -2.7 -2.8 -2.9 -2.9 -2.9 -3.0 -3.0 -3.2 -3.3 -3.4 -3.4 -3.5 -3.6 -3.6 -3.8 -3.9 -4.0 -4.0 -4.2
Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación Con Proyecto
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Potencia Requerida (kW) 2.9 2.9 3.0 3.1 3.2 3.2 3.2 3.4 3.4 3.6 3.6 3.8 3.8 3.9 4.0 4.0 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6
Oferta (kW) 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0
Superávit 42.1 42.1 42.0 41.9 41.8 41.8 41.8 41.6 41.6 41.4 41.4 41.2 41.2 41.1 41.0 41.0 40.8 40.7 40.6 40.5 40.4
Años
DESCRIPCIÓN
Años
DESCRIPCIÓN

Alternativa II:
Instalación de módulos fotovoltaicos: Consiste en la instalación de paneles
solares fotovoltaicos en cada vivienda, que genere la suficiente energía para
satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV). Se
instalarán 32 módulos fotovoltaicos que alimentarán: 01 panel por carga
doméstica. Los módulos fotovoltaicos serán instalados sobre postes de metálicos
de 3 m de altura ubicados en la parte exterior del predio por alimentar.
Cuadro N°03
DESCRIPCIÓN CANTIDAD C. PANEL TOTAL
Usuarios de abonado doméstico. 32 1 32
Usuarios de abonado de carga especial. - - -
TOTAL PANELES : 32
Fuente : Elaboración Propia.
E. COSTOS DEL PROYECTO.
Cuadro N°04
Fuente : Elaboración Propia.
A. Descripcion Precios
Privados S/.
1 Intangibles 2,461.66
Estudio Definitivo 2,461.66
Otros Intangibles 0.00
2 Inversión en activos 81,354.87
2.2 Red Primaria 50,748.59
Suministro Origen Transable 3,605.49
Suministro Origen No Transable 38,223.94
Montaje (Mano de obra Calificada) 2,396.44
Montaje (Mano de obra No Calificada) 3,594.66
Transporte de Equipos y Materiales 2,928.06
2.3 Red Secundaria 23,210.38
2.4 Gastos Generales 7,395.90
3 Otros Gastos 3,697.95
3.1 Supervision de obra 3,697.95
VALOR RESIDUAL (-)
COSTO TOTAL INVERSION 87,514.48

F. BENEFICIOS DEL PROYECTO.
Se considera los beneficios sociales adicionales porque con el servicio de energía
eléctrica los beneficiarios podrán hacer uso de otros artefactos a un costo menor
de los que utilizaban con energías alternativas ineficientes.
Para estimar los beneficios sociales incrementales se utiliza los datos del trabajo
de campo de NRECA International, ltd. – Seta, “Estrategia Integral de
Electrificación Rural”, cuyos valores actualizados a precios del año 2010 son:
Cuadro N°05
Fuente : NRECA
Teniendo en consideración los indicadores de beneficio adicional por otros usos
se calcula los beneficios incrementales a precios sociales para las alternativas de
solución del proyecto; sistema convencional y sistema fotovoltaico, cuyos
beneficios incrementales se muestran en los cuadros siguientes.
Cuadro N°06
Fuente : Formato F6-SC del proyecto.
Beneficio anual por iluminación 668.49 S/. / abonado
Beneficio anual por radio y televisión 255.24 S/. / abonado
Beneficio anual por refrigeración 0 S/. / abonado
Por kW.h Adicionales 0.423 S/. / abonado
924.15 S/. / abonado
NECESIDAD COSTO ANUAL
TOTAL
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
A. SITUACIONCONPROYECTO
Venta deenergía domésticos 2752 2880 2923 3057 3103 3150 3291 3340 3487 3540 3692 3748 3907 3965 4025 4193 4256 4430 4497 4678
Venta deenergía comerciales
Venta deenergía uso general
Venta deenergía peq. Industrial
Venta deenergía alumbrado público 119 119 119 119 119 119 119 119 134 134 134 134 134 134 134 149 149 149 149 149
Cargo Fijo 1572 1621 1621 1671 1671 1671 1720 1720 1769 1769 1818 1818 1867 1867 1867 1916 1916 1965 1965 2015
Beneficios con Proyecto 4443 4621 4664 4847 4893 4939 5130 5179 5390 5442 5644 5700 5908 5967 6026 6258 6321 6545 6611 6842
B. SITUACIONSINPROYECTO
Beneficios sin Proyecto
C. BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B) 4443 4621 4664 4847 4893 4939 5130 5179 5390 5442 5644 5700 5908 5967 6026 6258 6321 6545 6611 6842
FICHA 06
BENEFICIOS INCREMENTALES - SISTEMA CONVENCIONAL
(A precios privados S/.)
RUBRO
Años

Cuadro N°07
Fuente : Formato F6-SF del proyecto.
G. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN SOCIAL.
Con los costos increméntales y los beneficios increméntales, se calculan los flujos
de beneficios netos para cada alternativa:
Cuadro N°08
Fuente: Formato F7A del proyecto.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
A. SITUACIONCONPROYECTO
Venta deenergía domésticos 34295 35367 35367 36438 36438 36438 37510 37510 38582 38582 39654 39654 40725 40725 40725 41797 41797 42869 42869 43940
Venta deenergía comerciales
Venta deenergía uso general
Venta deenergía peq.Industrial
Venta deenergía alumbrado público
B. SITUACIONSINPROYECTO
C. BENEFICIOSINCREMENTALES(A-B) 34295 35367 35367 36438 36438 36438 37510 37510 38582 38582 39654 39654 40725 40725 40725 41797 41797 42869 42869 43940
FICHA 06
BENEFICIOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO
RUBRO
Años
SISTEMACONVENCIONAL
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
1 BENEFICIOSINCREMENTALES 29,559 30,483 30,483 31,407 31,407 31,407 32,331 32,331 33,254 33,254 34,178 34,178 35,102 35,102 35,102 36,025 36,025 36,949 36,949 37,873
2 COSTOSINCREMENTALES 65,459 3,533 3,607 3,631 3,707 3,734 3,760 3,841 3,869 4,026 4,056 4,143 4,174 4,265 4,298 4,332 4,501 4,537 4,637 4,674 -12,239
BENEFICIOSNETOS -65,459 26,026 26,877 26,852 27,699 27,673 27,647 28,490 28,462 29,229 29,199 30,035 30,004 30,837 30,803 30,769 31,524 31,488 32,313 32,275 50,111
SISTEMAFOTOVOLTAICO
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
2 COSTOSINCREMENTALES 293,865 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 43,022 4,945 40,093 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 43,022 4,945 4,945 4,945 40,093
BENEFICIOSNETOS -293,865 24,614 25,538 25,538 26,461 26,461 26,461 27,385 -10,691 28,309 -6,839 29,233 29,233 30,156 30,156 30,156 -6,996 31,080 32,004 32,004 -2,220
FICHA 07
VALORACTUALDEBENEFICIOS NETOS
(A PreciosSociales)
RUBRO
Años
RUBRO
Años

De los resultados de beneficios netos a precios sociales hecha de la evaluación
social determinamos el Valor Actual Neto Social (VANS).
El VANS, es la diferencia entre el valor actual de los beneficios sociales netos
(VABSN), y el valor actual de los costos sociales netos (VACSN).
VANS = VABSN – VACSN
El VANS es el indicador que mide la rentabilidad social de cada proyecto. Para
cumplir con el objetivo del proyecto se elige la mejor alternativa de solución, el
cual derivara de la solución que determine el mayor VANS. Los resultados de
los VANS de cada alternativa se muestra en el cuadro siguiente:
Cuadro N°09
Fuente: Formato F7A del proyecto.
Se observa que la alternativa que tiene mayor VAN es la del sistema
convencional, el cual es elegido para el cumplimiento del objetivo del presente
proyecto.
H. SOSTENIBILIDAD DEL PIP.
El presente proyecto es una ampliación de la frontera eléctrica del Cusco, por lo
tanto, la fase de la inversión estará a cargo de La Municipalidad Provincial de
Quispicanchi con recursos propios y la etapa del mantenimiento de la
infraestructura eléctrica deberá estar a cargo de ELECTRO SUR ESTE S.A.A, por
ser ésta la encargada de la administración de las redes, en todo el departamento
del Cusco.
Por otro lado, ELECTRO SUR ESTE S.A.A es la encargada de la administración
de varios Pequeños Sistemas Eléctricos en el departamento del Cusco, por lo
tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico.
Con la finalidad de establecer mecanismos que permitan su funcionamiento y
operación del proyecto durante el horizonte de su vida útil.
 Institucional : El Municipio Provincial de Quispicanchi, comprometido
su participación durante la ejecución de la obra. De otro lado, se logra la
participación de la empresa Electro Sur Este S.A. en la etapa Post Inversión,
empresa que se hará cargo del mantenimiento y administración de la
infraestructura.
INDICADORES Indicadores
ECONOMICOS
Sistema
Convencional
Sistema
Fotovoltaico
Tasa de Descuento % 10% 10%
VAN S/. 179,971 -104,580
TIR (%) 41.4% 4.1%

 Económico : Tienen como fuente de financiamiento los recursos
propios de la municipalidad, financiamiento que será cubierto en su totalidad
durante la ejecución de la obra.
 Técnico : La experiencia del personal profesional y técnico,
disponibilidad de equipos y maquinaria, necesarios durante el ciclo del proyecto
a través de las instituciones.
 Social : Se compromete la participación de la población con el apoyo
indirecto durante el proceso de ejecución.
Para la sostenibilidad del proyecto se garantiza con el documento de
Compromiso de Operación y Mantenimiento de la infraestructura que está a
cargo de Electro Sur Este S.A.A. En el cuadro siguiente se presenta el análisis de
sostenibilidad del proyecto.
Cuadro N°10
Fuente: Formato F8 del proyecto.
1 Entidad se hace cargo de la operación y mantenimiento del proyecto.
2 Capacidad técnica y logística de los encargados de la operación y mantenimiento.
3 Fuentes para financiamiento
4 FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
SISTEMA CONVENCIONAL
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Compra de Energia (S/.) 2542 2628 2657 2747 2778 2810 2905 2938 3123 3158 3261 3298 3405 3445 3485 3684 3726 3844 3888 4011
Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627 1627
Base Impuesto a la Renta (S/.)
COyM
2.00% Ingresos Venta de Energia (S/.) 4443 4621 4664 4847 4893 4939 5130 5179 5390 5442 5644 5700 5908 5967 6026 6258 6321 6545 6611 6842
Aporte de Terceeros (S/.)
INDICE DE COBERTURA 106.6% 108.6% 108.9% 110.8% 111.1% 111.3% 113.2% 113.5% 113.5% 113.7% 115.5% 115.7% 117.4% 117.6% 117.9% 117.8% 118.1% 119.6% 119.9% 121.4%
SISTEMA FOTOVOLTAICO
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Reposición de Equipos (S/.) 41600 38400 41600 38400
Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766 5766
Base Impuesto a la Renta (S/.) 4335 4607 4607 4880 4880 4880 5152 5425 5697 5697 5970 5970 5970 6242 6515 6515
COyM
2.00% Ingresos Venta de Energia (S/.) 34295 35367 35367 36438 36438 36438 37510 37510 38582 38582 39654 39654 40725 40725 40725 41797 41797 42869 42869 43940
Aporte de Terceros (S/.)
INDICE DE COBERTURA 339.5% 340.9% 340.9% 342.3% 342.3% 342.3% 343.6% 79.2% 344.8% 87.4% 345.9% 345.9% 347.0% 347.0% 347.0% 88.2% 348.1% 349.1% 349.1% 99.5%
Valor Actual de los Costos Operativos (S/.) 86,497 340,947
Valor Actual de los Beneficios (S/.) 99,437 697,573
INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO 115.0% 204.6%
5 Participacion de la Poblacion
INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO
DESCRIPCIÓN
Tasa de Descuento %
Valor Actual de los Costos Operativos (S/.)
Valor Actual de los Beneficios (S/.)
Indicadores - Sistema Fotovoltaico
Años
DESCRIPCIÓN
Indicadores - Sistema Convencional
FICHA 08
ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO
La participación de los beneficiarios en la etapa de ejecución de las obras del proyecto, será con mano de obra no calificada
En la etapa de la prestación del servicio, la participación de los beneficiarios se hará tangible a través de pago oportuno de su facturación mensual por el servicio de energía eléctrica.
Empresa de Servicio Público de Electricidad - ELECTRO SUR ESTE S.A.
Empresa de Servicio Público de Electricidad - ELECTRO SUR ESTE S.A.
Los costos de operación y mantenimiento estara a cargo de la consecionaria con sus propios recursos
Años

I. IMPACTO AMBIENTAL.
El proyecto presenta pequeños impactos negativos que no afectan el ecosistema y
la salud de la población pero que son mitigados por tanto presupuestados,
incidiendo en manifestar que se produce un impacto ambiental positivo por
cuanto satisface una necesidad básica del poblador de la zona.
J. ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN.
La modalidad de ejecución será de Administración Directa, por el Municipio
Provincial de Quispicanchi, quien será la encargada de coordinar todo el proceso
hasta la ejecución de la misma.
Por lo tanto la organización de este proyecto será:
 Municipalidad Provincial de Quispicanchi, como institución responsable de
la formulación del perfil y del expediente técnico y la respectiva ejecución.
 Electro Sur Este S.A.A., esta institución será la encargada de la Operación y
Mantenimiento del sistema eléctrico en la zona, en vista que tiene experiencia y
personal idóneo para dicho trabajo, dicha empresa distribuye el servicio de
energía eléctrica hacia la zona beneficiada.
K. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN.
El plan de implementación estará a cargo de la Municipalidad Provincial de
Quispicanchi, en el momento de la ejecución. Quienes tienen que hacer cumplir
las metas establecidas para este proyecto.
L. FINANCIAMIENTO.
El financiamiento será por parte de la Municipalidad Provincial de Quispicanchi.
M. RESULTADOS OBTENIDOS DEL PROYECTO.
 De la evaluación económica realizada, se concluye que la alternativa N° 1
(Sistema convencional) es la más conveniente en la evaluación social.
 La alternativa seleccionada tiene un VAN social de S/. 179,971 nuevos soles y
una TIR social de 41.4% - Alternativa 1
 El monto de inversión del PIP asciende a la suma de S/. 87,514.48 nuevos
soles.
 En la alternativa N° 1, los factores ambientales no serán negativos, ya que en
la etapa de construcción no será afectado ninguna reserva natural o área natural

protegida por el estado, así como también no se afectaran restos arqueológicos de
ninguna índole.
 Vistas las dos alternativas técnicas como solución al problema central solo
hay una posible solución 01, la ejecución del proyecto de Red Primaria, Redes
Secundarias y Conexiones Domiciliarias, mediante el sistema convencional, por
tres razones fundamentales que son: los costos de inversión; la cercanía a los
puntos de conexión y por último la eficiencia en la administración de las
actividades de operación y mantenimiento.
Cuadro N°11
Item METAS TOTAL UND.
01 Intangibles 1 Und.
02 Líneas y Redes Primarias 1.093 Km.
03 Redes Secundarias 0.36018 Km.
04 Acometidas Domiciliarias 32 Usuario
05 Gastos Generales 100 %
06 Supervisión 100 %
Fuente : Elaboración Propia

CAPÍTULO II
ASPECTOS
GENERALES

2.1 NOMBRE DEL PROYECTO.
“AMPLIACION DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA MEDIANTE
SISTEMA CONVENCIONAL, EN EL SECTOR APV ASAMBLEA DE DIOS.
DISTRITO DE URCOS, PROVINCIA DE QUISPICANCHI, DEPARTAMENTO
DE CUSCO”.
UBICACIÓN GEOGRAFICA:
Región : CUSCO
Provincia : QUISPICANCHI
Distrito : URCOS
Ubicación Provincial
Ubicación Distrital

Ubicación de “APV Asamblea de Dios”
2.2 UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA.
Unidad Formuladora : Municipalidad Provincial de
Quispicanchi
Sector : Energía
Dirección : Urcos-Cesar Vallejo Nº109 (Plaza de
Armas de Urcos)
Teléfono : 084-307050
Personas Responsables de Formular : Ing. José Luis Garay Honor.
Persona Responsable de UF : Eco. Elizabeth Ayma Mejia
Unidad Ejecutora : Municipalidad Provincial de
Quispicanchi.
Sector : Energía
Persona Responsable : Sr. Graciano Madura Crispin.
Cargo : Alcalde Provincial de Urcos.

2.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADAS Y DE LOS
BENEFICIARIOS.
Para el desarrollo del proyecto es necesaria la participación activa y decidida de
las autoridades locales, y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena
ejecución del mismo.
LA POBLACIÓN, organizada en sus ámbitos territoriales, ha priorizado la
solución del inadecuado sistema de suministro de energía eléctrica en sus
viviendas, en sus locales públicos, así como el alumbrado público de su
localidad, por lo que han solicitado a la Municipalidad Provincial de
Quispicanchi, la gestión y la priorización de las redes eléctricas.
Los directivos de los grupos organizados han participado en el PRESUPUESTO
PARTICIPATIVO y en la elaboración del PLAN ESTRATEGICO DE
DESARROLLO CONCERTADO de la provincia de Quispicanchi, solicitando
que el presente PIP, sea considerado como prioritario.
Los beneficiarios serán los que directamente usen el servicio y den la
sostenibilidad a lo largo del proyecto ya que actualmente no disponen de este
servicio de energía eléctrica.
MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE QUISPICANCHI, (Unidad
Formuladora) .- La Municipalidad Provincial de Quispicanchi, recogiendo las
solicitudes de los grupos organizados se encargará de la formulación del
presente Perfil de Proyecto, así como de la elaboración del proyecto definitivo,
documento que debe estar aprobado por la empresa concesionaria Electro Sur
Este S.A.A., de acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844.
MUNICIPALIDAD
PROVINCIAL DE
QUISPICANCHI
ELECTRO SUR
ESTE S.A.A.
POBLACION
BENEFICIADA

MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE QUISPICANCHI, (Entidad Ejecutora).-
La Municipalidad Provincial de Quispicanchi, con la OPI acreditada, una vez
viabilizada asignara recursos económicos para la ejecución del presente PIP,
habiéndolos priorizado en el presupuesto participativo.
ELECTRO SUR ESTE S.A.A., Cuenta la capacidad suficiente para satisfacer la
demanda correspondiente. Por normatividad de la Empresa Concesionaria
Electro Sur Este S.A.A. dispone el sistema de distribución tanto en media
Tensión (LP, RP), teniendo en cuenta los parámetros de la cantidad de
población beneficiaria y su consumo. Mediante el documento de factibilidad de
suministro y punto de alimentación de la empresa determina el tipo de sistema
de distribución trifásico, la misma que se hará a cargo en la etapa de operación
y mantenimiento. Asimismo estará a cargo de la supervisión en la ejecución de
obra.
Esta institución proporcionara los Acuerdos y compromisos de operación y
mantenimiento del proyecto.
2.4 MARCO DE REFERENCIA.
2.4.1 Antecedentes del Proyecto
La Dirección de Proyectos de la Municipalidad Provincial de Quispicanchi, en
la provincia de Quispicanchi en el Departamento de Cusco, a fin de atender y
satisfacer la demanda de energía eléctrica requerida por la localidad “APV
Asamblea de Dios”, cuya población no cuenta con el servicio de energía
eléctrica ha previsto la ampliación y construcción de redes eléctricas.
El presente proyecto abarca las líneas y redes primarias, redes secundarias,
alumbrado público y acometidas domiciliarias que beneficiaran a 32 cargas
domesticas en un tramo de 1.093 km de línea y red primaria, redes
secundarias de 0.36 km y acometidas domiciliarias.
2.4.2 Lineamientos de Política relacionados con el Proyecto.
Los gobiernos regionales y gobiernos locales se incorporan al sistema nacional de
inversión pública como un sector, elaboran planes y políticas de alcance
territorial, formulan y evalúan proyectos (en el marco de las delegaciones).
 Formular, aprobar, ejecutar, evaluar, fiscalizar, dirigir, controlar y
administrar los planes y políticas en materia de energía, minas e hidrocarburos
de la región, en concordancia con las políticas nacionales y los planes sectoriales.

 Impulsar proyectos y obras de generación de energía y electrificación
urbana rurales.
 Conducir, ejecutar, supervisar y cooperar en programas de electrificación
rural regionales, en el marco del Plan Nacional de Electrificación Rural.
Entre los lineamientos de política del sector energía y minas, función 12: Energía,
programa 028: energía eléctrica y subprograma 057: Distribución de Energía
Eléctrica, relacionados con el presente proyecto se encuentran:
 Promover el desarrollo de infraestructura energética en los lugares aislados
y lejanos del país como medio que permite un crecimiento homogéneo de la
economía, de equidad social y generadora de empleo.
 Ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional con calidad, seguridad y
optimizando los costos de inversión con el fin de brindar la posibilidad de
acceder al uso de la energía eléctrica.
El presente proyecto se fundamenta en la Ley N° 27293 del 27 de Junio del 2000,
Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública, modificada por las Leyes N°
28522 y 28802, normas reglamentarias y complementarias, la Resolución
Ministerial Nº 158-2001-EF/15 y la Resolución Ministerial Nº 702-2006-EF/10.
Directiva General del Sistema Nacional de Inversión Pública Resolución
Directoral N° 002-2007-EF/68.01; como también el ultima directiva de fecha 10 de
febrero del 2009, en la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales, en la Ley Orgánica
de las Municipalidades y el Plan Referencial de Electrificación Rural (PNER 2009
-2018).
2.5 OBJETIVOS DEL PROYECTO.
DOTAR DE ENERGIA ELÉCTRICA EN CONDICIONOES ADECUADAS DE
CALIDAD Y CONTINUIDAD EN EL SECTOR “APV ASAMBLEA DE DIOS”.

CAPÍTULO III
IDENTIFICACIÓN

3.1 DIAGNÓSTICODELA SITUACIÓNACTUAL
3.1.1. DETERMINACIÓN DEL AREA DE INFLUENCIA.
3.1.1.1. Ubicación del proyecto:
Región : Cusco
Provincia : Quispicanchi
Distrito : Urcos.
Latitud sur : 13º 41’ 00’’
Longitud oeste : 71º 37’ 27’’
Altura media : 3,300 msnm
Cuadro Nº 12
UBICACIÓN EN COORDENADAS UTM DEL SECTOR APV ASAMBLEA DE
DIOS
Provincia Distrito Sector
Coordenadas UTM
WGS 84 19L
Este Norte
Quispicanchi Urcos "APV Asamblea de Dios" 201887 8467351
3.1.1.2. Población afectada
a. Vías de Comunicación
Para dirigirse hacia el distrito de Urcos se van por diferentes vías de
comunicación:
Fuente: mapa vial Cusco MTC

 Pista asfaltada Cusco – Urcos – Puno.
 Pista Asfaltada Cusco – Oropesa – Urcos.
b. Estimación de la población afectada.
La población estimada, según el último censo nacional del 2007 por el INEI, en el
Distrito de Urcos zona urbana es de 5766 habitantes. Se puede apreciar que entre
el censo del año 1993 y del 2007 la tasa de crecimiento es de 1.24%. se tomó la tasa
de crecimiento intercensal urbana y de acuerdo a la verificación en campo en la
sector APV Asamblea de Dios se tiene una configuración urbana y ordenada.
Cuadro Nº 13
TASA DE CRECIMIENTO INTERCENSAL
Población Distrito de Urcos Zona Urbana
Censos 1993 - 2007
Censo 1993 Censo 2007
Categorías Casos Categorías Casos
Hombre 2424 Hombre 2773
Mujer 2430 Mujer 2993
Total 4854 Total 5766
Tasa de crecimiento Anual de la Población 1.01 %
Tasa de crecimiento Intercensal de la Población. 1.24 %
Fuente: Censos Nacionales 1993 IX Población y IV Vivienda
Censos Nacionales 2007 XI Población y VI Vivienda
De acuerdo al XI Censo Nacional de Población y VI de vivienda realizado el año
2007, en el distrito de Urcos, se tiene:
Cuadro Nº 14
Población Económicamente Activa
PROVINCIA DISTRITO CATEGORIA
PEA
OCUPADA
PEA
DESOCUPADA
PEA
TOTAL
Quispicanchi Urcos
Urbana 2117 103 2220
Rural 1112 56 1168
Fuente:
Elaboración propia de los Censos Nacionales 2007 : XI Población y VI
Vivienda
La población económicamente activa (PEA) en la zona de estudio corresponde a
la población comprendida entre 15 a mas años de edad, teniendo como
ocupación principal la actividad comercial de intercambio de productivo, esta
población se constituye en la fuente de oferta de mano de obra débilmente
ocupada, especialmente por la estacionalidad de las actividades agropecuarias
actuales; el resto de la población se dedica a otras actividades como, el acopio y
comercialización de carne y algunos cereales, así como a otras actividades

menores complementarias especialmente de servicio. La población rural
desarrolla actividades básicamente agropecuarias en forma individual o
agrupada por familias cuya producción agrícola en su mayoría son orientados al
autoconsumo.
El ámbito de intervención del proyecto, presenta las siguientes características:
Cuadro Nº 15
Ámbito de Intervención del Proyecto.
PROVINCIA DISTRITO APV.
Nº VIVIENDAS
BENEFICIADAS
POBALCIÓN
BENEFICIADA
Quispicanchi Urcos ASAMBLEA DE
DIOS
32 128
c. Características socio económicas de la población afectada.
Los pobladores de la APV Asamblea de Dios, tienen como actividades
económicas la albañilería, agricultura, comercio y otros.
Se anexa el padrón de usuarios con la actividad que realiza cada poblador en el
sector del proyecto de inversión.
d. Condiciones de vivienda.
En el distrito de Urcos un 97.80% sus casas son independientes, en su mayoría
casi todos son dueños de sus viviendas, y solo un 0.61% de la población vive en
chozas esto es más común en las comunidades campesinas.
Cuadro Nº 16
Condiciones de vivienda
CATEGORIAS
AREA
TOTAL %
URBANA RURAL
Casa independiente 1349 1535 2884 97.8
Departamento en edificio 6 6 0.2
Vivienda en quinta 25 25 0.85
Vivienda en casa de vecindad 12 12 0.41
Choza o cabaña 18 18 0.61
Vivienda improvisada 1 1 0.03
Local no dest.para hab. humana 3 3 0.1
TOTAL 1396 1553 2949 100
Fuente: Elaboración propia de los Censos Nacionales 2007 : XI Población y VI
Vivienda
En el sector de “APV Asamblea de Dios” la construcción de viviendas es de
adobe y de material noble.

e. Servicios Básicos
 Servicio de Energía eléctrica.-
En la actualidad el sector APV Asamblea de Dios, no cuenta con el servicio de
energía eléctrica, sin embargo la población utiliza energía no convencional (velas,
petromax, pilas, etc), y energía eléctrica en pocos casos que es suministrada de
pobladores cercanos a la red de distribución eléctrica de Electro Sur Este, creando
pérdidas y desbalances de energía dentro del área de influencia del área del
concesionario.
 Servicio de Agua y Desagüe.-
En la actualidad el sector APV Asamblea de Dios cuenta con los servicios de agua
y desagüe.
3.1.1.3. Fuentes alternativas de energía usados
En la actualidad las fuentes alternativas usadas para cocinar en el distrito de
Urcos se reflejan en los datos tomados en el Censo 2007 en la que se puede
apreciar que en el distrito de Urcos la población que se cocina a leña es un
93.54% en el área rural y un 54.08% en el área urbana haciendo un total de 71.25%
del distrito de Urcos que cocinan a leña. Determinando de esta manera que la
leña es uno de los combustibles más usados en este distrito, lo que también se
refleja en el Sector APV Asamblea de Dios.
Cuadro Nº 17
Energía o Combustible que más usa para cocinar
Descripción
Área
Total %
Urbana % Rural %
Energía o
Combustible
que más usa
para cocinar
Electricidad 100 0.71 16 0.15 116 0.46
Gas 5536 39.23 244 2.25 5780 23.17
Kerosene 342 2.42 4 0.04 346 1.39
Carbón 312 2.21 96 0.89 408 1.64
Leña 7630 54.08 10140 93.54 17770 71.22
Bosta, Estiercol 8 0.06 304 2.8 312 1.25
Otro 6 0.04 14 0.13 20 0.08
NO COCINAN 176 1.25 22 0.2 198 0.79
TOTAL 14110 100 10840 100 24950 100
Fuente: Elaboración propia de los Censos Nacionales2007 : XI Población y VI Vivienda
3.1.1.4. Comunicación
En el distrito de Urcos, se observa mayoritariamente que cuentan con el servicio
de telefonía celular por el cual las personas se encuentran comunicadas en un

promedio mayor, viendo que en el distrito de Urcos un 33.95% cuenta con
telefonía celular, con la que también cuenta el Sector APV Asamblea de Dios..
Cuadro Nº 18
3.1.1.5. Intereses de los grupos involucrados
En el cuadro 19, se muestra la matriz de involucrados:
Cuadro Nº 19
Matriz de Involucrados
GRUPOS PROBLEMAS INTERÉS
RECURSOS Y
MANDATOS
CONFLICTOS
Población o
Beneficiarios
Carencia de
energía
eléctrica, para
mejorar el
desarrollo
socioeconómico
.
Tener
energía
eléctrica
ilimitada en
cantidad y
tiempo.
Mano de obra
no calificada.
Pago por tarifa de
energía a Electro
Sur Este S.A.A.
Municipio
Provincial de
Quispicanchi
Dificultad en
acceso a las
comunidades
rurales para la
atención de
servicios
básicos (Salud,
educación,
energía, etc.).
Impulsar
proyectos de
electrificació
n rural.
Financiamient
o Propio.
Por
incumplimiento
de proyecto de
sistema eléctrico
aprobado por
Electro Sur Este
S.A.A
Electro Sur
Este S.A.A.
Los servicios no
son rentables.
Tiene por
finalidad
maximizar
los servicios
de
electricidad a
su cargo.
Dotar de
energía
eléctrica.
Incumplimiento
de las tarifas de
energía de los
usuarios.
Equipamiento
Cifras
Absolutas
%
Telefono fijo 2648 9.82
Teléfono celular 9158 33.95
Conexión a internet 104 0.39
Conexión a TV. Por Cable 170 0.63
Ninguno 14894 55.22
Total 26974 100
Fuente: Elaboración propia de los Censos Nacionales 2007 : XI Población y VI Vivienda
Comunicación

3.1.2. DIAGNOSTICO Y EVALUACION DE LAS INTALACIONES DE ENERGIA
ELECTRICA.
En el sector beneficiado existe el alimentador Huaro – 01, el cual proviene de la
Sub estación de Transformación de Huaro, ubicado en el distrito de Urcos con un
nivel de tensión de 10 KV., con conductor de AAAC, de 25 mm2 desde la
Subestacion de Huaro hace un recorrido por el distrito de Urcos – Huaro y
Retorna a Urcos para alimentar al APV Asamblea de Dios.
Las características mecánicas eléctricas, en cuanto se refiere a la morseteria son
crucestas de fierro galvanizado, espigas de Acero Galvanizado, aisladores Pin 56-
3, aisladores RPP de suspensión, retenidas inclinadas y verticales de cable de
acero galvanizado de 10mm, varilla de anclaje de 2.4 mts, seccionadores fusibles
tipo cut-out 12KV. 100 A.,Pararrayos Unipolares 12KV y 10 KA.
En cuanto se refiere a los soportes el alimentador Huaro-01 (HU-01); esta
constituido por postes de Concreto Armado esencialmente de 12mts. De
longitud.
El alimentador Huaro-01, se encuentra en un estado conservado, suficiente para
poder hacer maniobras desde los puntos de derivación.
Por lo tanto se solicitó a la empresa concesionaria los puntos de diseño y
factibilidad del Sector APV Asamblea de Dios. Se presenta en ANEXO.

3.2 DEFINICIÓNDELPROBLEMAYSUSCAUSAS
El problema central se define como:
3.2.1 ANALISIS DE CAUSAS Y EFECTOS
3.2.1.1. ANÁLISISDELASCAUSAS.
 CAUSASDIRECTAS
a. Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes.
El bajo conocimiento del uso del servicio de energía, el poco apoyo del estado
a estas zonas, las inexistentes infraestructuras que hay y la mala calidad de
vida que hay en la zona hace que el uso del servicio sea ineficiente.
 CAUSASINDIRECTAS
a. Inexistencia de infraestructura para el uso del servicio de energía eléctrica.
En la actualidad existen puntos de alimentación en todo el ámbito del
proyecto pero al no haber infraestructura de conexión hace que se no haiga
una infraestructura para poder alimentarse del servicio.
b. Desconocimientos de los usos domésticos y aprovechamiento de sistemas
convencionales y no convencionales del servicio de energía eléctrica
Los beneficiarios de la zona no cuentan con un conocimiento adecuado de
como se usa los sistemas convencionales y no convencionales de energía
eléctrica al no tener un conocimiento y al no hacer practica de ello hacen de
que sus niveles de vida sean inadecuados.
3.2.1.2. ANÁLISISDELOSEFECTOS.
 EFECTOSDIRECTOS
a. Baja desarrollo en la actividades productivas y generación de ingresos
El débil apoyo del estado, las malas prácticas del manejo de energías
convencionales y no convencionales y el escaso nivel de comercialización
hacen que las actividades productivas (agricultura, ganadería, etc.) sean muy
bajas y por lo tanto su generación de ingreso sea bajo (ingreso per cápita)
“ESCASO ACCESO DEL SECTOR APV ASAMBLEA DE DIOS AL
SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA”

b. Restricción en la disponibilidad de telecomunicaciones
El desarrollo en aspectos de telecomunicación son bajo ya que los sistemas de
radio telefonía en pocas zonas del ámbito del proyecto tienen cobertura y las
personas tiene un acceso muy limitado a este servicio
c. Restricciones en la calidad de servicios de salud y educación
La insuficiencia de energía eléctrica, ha limitado de alguna manera los
servicios de educación, orientándose solo a las necesidades básicas, que
pueden ser solo atendidas durante las horas matinales y no poder usar
equipos o instrumentos ya que los tipos de energías alternas que usan son
muy consumibles rápidamente y el tiempo de uso es en un corto tiempo.
Adicionalmente las pocas horas de estudio que se les brinda a los estudiantes
a cumplir con sus labores y que estas se realicen en horas nocturnas hacen
que se vean en la necesidad de utilizar otros productos para su iluminación y
alumbrado.
d. Almacenamiento inadecuado de alimentos
La insuficiencia de energía eléctrica, no permite tener un sistema de
refrigeración económico adecuado, siendo éste de alto costo. Las carnes se
malogran sí como otros productos perecibles distrito y los demás alimentos
tienen que ser almacenados, por lo general, de manera inadecuada.
 EFECTOSINDIRECTOS
a. Baja calidad de Vida
Se presenta este efecto por la mala calidad de vida que llevan los pobladores de
la zona.
 EFECTO FINAL
“BAJO DESARROLLO SOCIOECONÓMICO Y DE CALIDAD DE VIDA EN
EL SECTOR “APV ASAMBLEA DE DIOS”.

3.2.2 ARBOL DE PROBLEMAS Y CAUSAS DEL PROYECTO.

3.2.3 ANALISIS DE MEDIOS Y DEL PROYECTO.
3.2.3.1. ANALISISDEMEDIOS
 MEDIO DEPRIMERNIVEL
a. Uso generalizado de fuentes de energía eficientes.
La estabilidad de carga en el sistema hace que la energía que se entregue al
cliente final sea garantizado y no existiendo fluctuaciones de energía que hagan
daño a los equipos y artefactos de los usuarios.
Adicionalmente se resalta que la población en conjunto podrá interconectarse al
servicio.
 MEDIOSFUNDAMENTALES
a. Existencia de infraestructura para el uso del servicio de energía eléctrica
Con la instalación de una infraestructura adecuada se podrá satisfacer la
creciente demanda de energía eléctrica y se dotara de energía eléctrica a todos los
beneficiarios.
El equipamiento de la energía eléctrica para la interconexión es eficiente en vista
que existe en el mercado en cantidad y calidad y que se puede realizar el
mantenimiento oportuno.
b. Conocimientos del uso doméstico y aprovechamiento de sistemas
convencionales y no convencionales del servicio de energía eléctrica
Se dotaran de cursos y capacitaciones para que la población tenga conocimientos
claros en el uso del servicio de energía eléctrica.
3.2.3.2. ANALISISDEFINES.
 FINESDIRECTOS
a. Aumento del desarrollo en la actividades productivas y generación de
ingresos.
Con la instalación del sistema eléctrico se tendrá la posibilidad de aumentar y
mejorar su actividad productiva como también en la agricultura, ganadería y
caza, de tal manera que se incrementen los ingresos económicos. Aumentará la
actividad productiva.

b. Oportunidades en la disponibilidad de telecomunicaciones
Con la interconexión del sistema de energía eléctrica la población tendrá un
adecuado acceso a los servicios de salud ya que se incrementaran los equipos, se
adecuara de mejor forma la infraestructura.
c. Oportunidades en la calidad de servicios de salud y educación
Con la interconexión se tendrá la posibilidad de que el servicio de energía
eléctrica sea permanente y no sufra cortes o perdidas del servicio para que de
esta forma la población educativa cuente con más horas del servicio para así
incrementar el nivel de aprendizaje. Se mejorara el logro educativo y el índice de
escolaridad.
d. Almacenamiento adecuado de alimentos
Con la disponibilidad de energía eléctrica, los pobladores podrán incrementar el
tiempo de almacenamiento de los productos perecibles y otros productos
domésticos y de esta forma pondrán desarrollar de mejor forma sus actividades
domésticas.
 FINESINDIRECTOS
a. Aumento en la calidad de Vida
Se presenta este fin de aumento en la calidad de vida porque los pobladores
tendrán mejoras en todo aspecto.
 FIN ÚLTIMO:
“MEJOR DESARROLLO SOCIOECONÓMICO Y DE CALIDAD DE VIDA
EN EL SECTOR APV ASAMBLEA DE DIOS”

3.2.4. ARBOL DE MEDIOS Y FINES.

3.2.5. ANALISIS Y SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS DE SOLUCION
IMPRESCINDIBLE – 1
Existencia de infraestructura
para el uso del servicio de
energía eléctrica
IMPRESCINDIBLE – 3
Conocimientos del uso
domestico y aprovechamiento de
sistemas convencionales y no
convencionales del servicio de
energía eléctrica
ACCION – 1
Interconexión al sistema
eléctrico mediante líneas y
redes primarias, redes
secundarias y acometidas
secundarias ACCION – 3
Capacitación en conocimientos
de los usos de los sistemas
convencionales y no
convencionales del servicio de
energía eléctrica
I
I I
II
ACCION – 2
Instalacion de Modulos
Fotovoltaico
Por lo tanto los proyectos alternativos a considerar son:
I. Interconexión al sistema eléctrico existente a través de Líneas y Redes
Primarias, Redes Secundarias, Acometidas Domiciliarias.
Las acciones a realizar en esta alternativa son:
 Línea y Red primaria.
 Redes Secundarias,
 Acometidas Domiciliarias, se ejecutara 32 acometidas para cargas
domésticas que serán ejecutadas directamente por la empresa concesionaria
cuyos costos son regulados por OSINERGMIN.
II. Instalación de Módulos Fotovoltaicos y Capacitación.
 Se ejecutará 32 paneles solares para los usuarios.

3.3. OBJETIVO DEL PROYECTO
“DOTAR DE ENERGIA ELÉCTRICA AL SECTOR APV ASAMBLEA DE DIOS”.
El servicio de electricidad es un servicio básico, que ofrecerá nuevas
oportunidades de desarrollo a la zona. Este objetivo se puede alcanzar mediante
los medios de primer nivel.
3.4. ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
Alternativa I
INTERCONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO EXISTENTE A TRAVÉS DE
LINEA Y RED PRIMARIAS, REDES SECUNDARIAS, ACOMETIDAS
DOMICILIARIAS.
Consiste en la construcción de la infraestructura eléctrica, interconectada al
sistema de electrificación nacional para dotar de energía al sector APV Asamblea
de Dios, mediante la instalación de líneas y redes primarias, redes secundarias
y acometidas domiciliarias beneficiando a 32 usuarios.
Alternativa II
INSTALACION DE MODULOS FOTOVOLTAICOS.
Consistente en la instalación de paneles solares fotovoltaicos en cada vivienda,
que genere la suficiente energía para satisfacer las demandas básicas de
alumbrado e información (radio y TV). Se instalarán 32 módulos fotovoltaicos
que alimentarán: 01 panel por carga doméstica. Los módulos fotovoltaicos serán
instalados sobre postes de Metálicos de 3m de altura ubicados en la parte exterior
del predio por alimentar.

IMPRES
CINDIBLE 1.1 IMPRES
CINDIBLE 2.1
Presenc ia de
infraestruc tura para
c onec tarse c on el sistema
de generac ión más
c erc ano.
M ayor c onoc imiento de los
sistemas no
c onv enc ionales de
generac ión de energía
eléc tric a.
Presenc ia de
c erc ano.
sistemas no
eléc tric a.
Presenc ia de
c erc ano.
sistemas no
eléc tric a.
ACCION 1 ACCION 2
Interc onexión al sistema
eléc tric o existente a trav és
de redes primarias, redes
sec undarias y c onexiones
domic iliarias.
Instalac ión de módulos
fotov oltaic os.
ALTERNATIVA I ALTERNATIVA II
MUT
UAMENT
E EXCLUYENT
ES
MUT
UAMENT
E EXCLUYENT
ES
RELACIÓN DEMEDIOSFUNDAMENT
ALES.
PLANT
EAMIENT
O DEACCIONES.

CAPÍTULO IV
FORMULACIÓN

4.1. ANÁLISISDEDEMANDA
El análisis de la demanda tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y
energía eléctrica en el Sector a intervenir en cargas domésticas y cargas
especiales ubicadas en el área del proyecto, para el dimensionamiento de líneas y
redes primarias en 10 kV del tramo en el sector “APV Asamblea de Dios”.
4.1.1 HORIZONTE DEL PROYECTO
El horizonte de evaluación está determinado por el tiempo de vida útil de los
activos. El horizonte recomendado por OSINERGMIN y el Ministerio de Energía
y Minas para la ampliación del servicio de energía eléctrica de líneas e
interconexión al sistema eléctrico nacional, es de 20 años.
Para el estudio del presente perfil se ha establecido un periodo de 20 años como
horizonte de evaluación del proyecto:
ALTERNATIVA 1.- Los activos fijos de la presente alternativa tienen una vida
útil mayor a 20 años como son: Postes de concreto armado, conductores de
aluminio, aisladores, seccionadores, transformadores, tableros de distribución,
retenidas, crucetas durante este periodo la alternativa 1 es capaz de generar
beneficios.
ALTERNATIVA 2.- En la presente alternativa tenemos activos fijos: paneles
solares, interruptores de polo, inversores de voltaje con una vida útil de 20 años y
activos renovables como son: luminarias con lámpara, baterías, y controladores
de vida útil menores de 10 años por tal motivo en esta alternativa se deberá hacer
reinversión cada 4 años y 10 años respectivamente.
4.1.2 Proyección de población y número de viviendas
Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas, se empleó
la información de la localidad visitada (Datos de Campo 2011) e incluidas en el
presente planeamiento, e información proporcionada por el INEI (Tasa de
Crecimiento ínter censal = 1.24% a nivel urbano del distrito de Urcos, según
Censos 1993 y 2007, considerando 4 habitantes por abonado.

Cuadro Nº 20
Fuente: Censos INEI-1993 y 2007.
Cuadro Nº 21
Fuente: Censos INEI-1993 y 2007.
Las cargas especiales son consideradas en electrificación como: instituciones
educativas inicial, primaria y secundaria, como también posta médica o centro de
salud, iglesias o templos, salones comunales y otros (Camales, Estadios)
demandan carga mayor. Por lo tanto en nuestra zona de estudio se tiene: En la
APV. Asamblea de Dios no se cuenta con este tipo de cargas especiales
mencionadas
Cuadro Nº 22
Resumen de Proyección de la Población Total
Fuente: Elaboración Propia
Hombre 2424 Hombre 2773
Mujer 2430 Mujer 2993
Tasa de crecimiento Anual de la Población 1.01 %
Tasa de crecimiento Intercensal de la Población. 1.24 %
Población Distrito de Urcos Zona Urbana
Censos 1993 - 2007
Censo 1993 Censo 2007
CASA INDEPENDIENTE 1140 Casa independiente 1349
DEPARTAMENTO EN EDIFICIO 6 Departamento en edificio 6
VIVIENDA EN QUINTA 4 Vivienda en quinta 25
VIVIENDA EN CASA DEVECINDAD 74 Vivienda en casa de vecindad 12
VIVIENDA IMPROVISADA 5 Choza o cabaña -
LOCAL NO PARA HABITACION HUMANA 6 Vivienda improvisada 1
CENTRO DEREADAPTACION SOCIAL 1 Local no dest.para hab. humana 3
OTRO TIPO DEVIVIENDA COLECTIVA 2
TRANSEUNTES 1
Tasa de crecimiento Anual de Viviendas 1.01 %
Tasa de crecimiento Intercensal de Viviendas. 0.86 %
Censo 1993
Viviendas Distrito de Urcos Zona Urbana
Censos 1993 - 2007
Censo 2007
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
PoblacionTotal 128 130 131 133 134 136 138 140 141 143 145 147 148 150 152 154 156 158 160 162 164
PoblaciónaElectrificar 128 130 131 133 134 136 138 140 141 143 145 147 148 150 152 154 156 158 160 162 164
Años
DESCRIPCIÓN

Cuadro Nº 23
Resumen de Proyección del Número de Viviendas Totales
4.1.3 Proyección de la demanda de Potencia y Energía
Información Existente
Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las
siguientes:
 Metodología Uniforme de Proyección de la Demanda Eléctrica utilizada
Por Electro Perú y las Empresas Regionales.
 Información recopilada en el área de influencia del proyecto
Identificando las localidades a ser electrificadas.
 Censos Nacionales de Población y Vivienda de 1993 y 2007.
Cuadro Nº 24
Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia (kW)
Cuadro Nº 25
Resumen de la Proyección de la Energía Total (kwh-año)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
AbonadosTotales 32 32 33 33 34 34 34 35 35 36 36 37 37 38 38 38 39 39 40 40 41
Númerode abonadosdomésticos 32 32 33 33 34 34 34 35 35 36 36 37 37 38 38 38 39 39 40 40 41
Años
DESCRIPCIÓN
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Consumoanualporabonadodoméstico 228 231.4 234.9 238.4 242 246 249 253 257 260.7 264.6 269 272.6 276.7 280.8 285.1 289.33 293.7 298 302.5 307.1
Años
DESCRIPCIÓN
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Consumodeenergía(kW.h) 7296 7405 7751 7868 8228 8351 8476 8857 8989 9385 9525.7 9937 10086 10514 10672 10832 11284 11453 11923 12102 12590
Años
DESCRIPCIÓN

4.2. ANÁLISISDEOFERTA
4.2.1. Diagnostico de la situación actual de la provisión del servicio de energía
eléctrica.
En la actualidad el sector APV Asamblea de Dios no tiene energía eléctrica por lo
cual no tienen un desarrollo socioeconómico de buena calidad, siendo la fuente
de energía velas, combustibles y leña que no ayudan de ningún valor agregado
en la zona.
4.2.2. Oferta Optimizada a partir de los Recursos Físicos, Humanos y Gestión.
Realmente la oferta optimizada seria incrementando el uso de esas fuentes de
energía el cual no tendría ningún efecto en la mejora del desarrollo
socioeconómico en la zona del proyecto.
4.2.3. Proyección de la Oferta Optimizada.
La oferta optimizada en este caso no habría en vista de que es un proyecto nuevo
y no existe infraestructura en la zona del proyecto. La oferta “sin proyecto” está
dada por la capacidad actual de transmitir energía eléctrica a la zona, dado que
no existen instalaciones, dicha capacidad es nula, es decir, la oferta “sin
proyecto” será 0 KW.
4.2.4. Proyección de la Oferta Con Proyecto.
La proyección de la oferta con proyecto se da desde el alimentador o subestación
HU-01 (Huaro 01) en 10KV que pertenece a Electro Sur Este S.A.A.,
considerando las pérdidas, factores de carga y potencia tendríamos una oferta de
3000 KW de potencia en el alimentador (que a su vez representa la oferta “con
proyecto”). Con este resultado se garantiza la disponibilidad de energía y
potencia en continuidad que requiere el presente proyecto, para el horizonte de
evaluación.
4.3. BALANCEOFERTA-DEMANDA
Con la información anterior se realiza el balance Oferta-Demanda:

Cuadro Nº 26
Balance Oferta – Demanda
(*) Oferta sin proyecto
Cuadro Nº 27
(*) Oferta con proyecto
4.4. DESCRIPCION TECNICADEALTERNATIVAS
4.4.1. Localización.
Ambas alternativas se encuentran dentro de la provincia de Quispicanchi,
distrito de Urcos, la Interconexión que parte del punto de diseño emitido por
Electro Sur Este S.A.A. y los módulos fotovoltaicos que serán instalados en cada
vivienda beneficiada.
4.4.2. Tecnología de producción o de construcción.
Esta tecnología está dada por la descripción técnica para ambas alternativas:
ACCIÓN I :
INTERCONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO EXISTENTE A TRAVÉS DE
LINEAS Y REDES PRIMARIAS, REDES SECUNDARIAS, ACOMETIDAS
DOMICILIARIAS Y ALUMBRADO PÚBLICO:
A.- MEDIA TENSIÓN:
A.1) LINEA Y RED PRIMARIA
 Tensión nominal : 10 KV.
 Sistema : Trifásico.
 Longitud : 1093 Mts.
 Conductor : Aleación de Aluminio.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Demanda (kW) 2.6 2.6 2.7 2.8 2.9 2.9 2.9 3.0 3.0 3.2 3.3 3.4 3.4 3.5 3.6 3.6 3.8 3.9 4.0 4.0 4.2
Oferta (kW)
Deficit -2.6 -2.6 -2.7 -2.8 -2.9 -2.9 -2.9 -3.0 -3.0 -3.2 -3.3 -3.4 -3.4 -3.5 -3.6 -3.6 -3.8 -3.9 -4.0 -4.0 -4.2
Años
DESCRIPCIÓN
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Potencia Requerida (kW) 2.9 2.9 3.0 3.1 3.2 3.2 3.2 3.4 3.4 3.6 3.6 3.8 3.8 3.9 4.0 4.0 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6
Oferta (kW) 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0
Superávit 42.1 42.1 42.0 41.9 41.8 41.8 41.8 41.6 41.6 41.4 41.4 41.2 41.2 41.1 41.0 41.0 40.8 40.7 40.6 40.5 40.4
Años
DESCRIPCIÓN

 Sección : AAAC 35 mm².
 Soportes : Postes de C.A.C 12/300 y 12/200 m.
 Aislamiento : Aisladores de porcelana Tipo PIN Clase ANSI 56-3 y de
suspensión de Goma de silicona RPP-25.
 Disposición : Horizontal y Vertical.
 Cruceta : Metálicas de F°G° de 75mm x 75mm x 2500mm, E =6.4mm.
Metálicas de FºGº de 64mm x 64mm x 6.4mmx 2750mm.
A.1) SUBESTACION DE DISTRIBUCION
 Tipo : Aérea.
 Potencia Nominal : 50 KVA
 Relación de Transformación : 10/0.38-0.22 KV
 Sistema de Refrigeración : ONAN
 Tipo de Conexión : Dyn5
 Tipo de Instalación : Barbotante Monoposte.
 Altura de Trabajo : 3300 m.s.n.m.
 Medición SG : Medidor Totalizador de Servicio General multifunción
polifásico de alta precisión con registrador de valores instantáneos,
memoria para almacenaje de perfiles de carga y 3 transformadores de
corriente para medición indirecta.
 Medición AP : Medidor electrónico monofásico 220V, 10 a 60A, para
medición directa.
 Tablero de Distribución : Trifásico 380/220 V. Con 03 Termomagnéticos
SP y AP.
 Seccionadores : Tipo CUT-OUT, 12KV., 100A.,125KV- BIL.
 Pararrayos : Unipolares tipo autoválvula, 12 KV.,10KA.
B.- BAJA TENSIÓN:
B.1) RED SECUNDARIA
 Tensión Nominal : 380/220.Voltios
 Sistema Adoptado : Aéreo - Autoportante.
 Tipo de Distribución : 3Ø multiaterrado, con suministro 1Ø y 3 Ø
 Frecuencia: 60 Hz.
 Soportes: Poste de CºAºCº de 8/300 y 8/200.
 Tipo Conductor
o De fase : Aluminio cableado, de 07 hilos tipo Autoportante,
Aislado con polietileno reticulado, Temple Suave.
o Neutro o mensajero : Aleación de Aluminio cableado, de 7 hilos,
Aislado, Temple Duro.
 Sección Nominal: 35 mm².

 Gancho Suspensión: Tipo perno pasante.
 Longitud: 360. 18 Mts.
B.2). ACOMETIDAS DOMICILIARIAS
 Las acometidas domiciliarias serán ejecutadas directamente por la
empresa concesionaria, con equipos y materiales estandarizados con que
cuentan. Para el efecto los interesados cancelarán el costo regulado por
OSINERG
B.3). ALUMBRADO PUBLICO
 Tipo de Distribución: Monofásico.
 Tipo Conductor: Aluminio cableado, de 7 hilos tipo Autoportante,
Aislado, con polietileno reticulado, Temple Suave.
 Sección Nominal: 16 mm2 (Autoportante).
 Pastoral: F°. G°. con desarrollo de 0.5 V/1.0H/1 ¼”.
 Lámpara: Vaporde Sodio A.P. de 50 W.
 Luminaria: Corta, Tipo II, Haz Semi- recortado.
 Tipo de Control: Célula Fotoeléctrica.
 Número de unidades: 7 UAP.
Para el dimensionamiento de secciones de conductor, armados y cálculo de caída
de tensión en redes primarias y redes secundarias se ha empleado los programas
de cálculo eléctrico NEPLAN y DLTCAD.
Toda la información se encuentra en los archivos de CALCULOS, en el cual se
encuentra el cálculo de sustento de los conductores, postes y diseño de ruta.
ACCION II :
INSTALACIÓN DE MODULOS FOTOVOLTAICOS:
Se instalarán 32 paneles fotovoltaicos y el número de conexiones son 32, por lo
tanto 01 panel por carga doméstica. Los paneles solares serán instalados sobre
postes metálicos de 3 m de altura ubicados en la parte exterior de la vivienda por
alimentar. Los elementos que conformarán cada uno de los paneles son:
 01 Panel solar de 80 Wp.
 01 Soporte metálico de 3m.
 01 Batería de libre mantenimiento de 100A/Hora
 01 Controlador de Carga 10A.
 01 Lámparas ahorradoras

 01 Interruptor Termomagnético
 01 Inversor de 300 Watt (12/220 V)
4.5. COSTOS
4.5.1. COSTOSA PRECIOSDEMERCADO
Se detalla el costo de inversión a precio de mercado de ambas alternativas, cuyo
resumen para cada proyecto alternativo, se muestra a continuación:
Cuadro Nº 28
Costos Alternativa 1 en S/.
A. INVERSION COSTO EN S/.
1 Intangibles 2,461.66
1.1 Estudio Definitivo 2,461.66
1.2 Otros Intangibles 0.00
2.1 Linea Primaria 0.00
Suministro Origen Transable 0.00
Suministro Origen No Transable 0.00
Montaje (Mano de obra Calificada) 0.00
Montaje (Mano de obra No Calificada) 0.00
Transporte de Equipos y Materiales 0.00
2.2 Red Primaria 50,748.59
2.3 Red Secundaria 23,210.38
3 Otros Gastos 3,697.95
3.1 Compensación por Servidumbre 0.00
3.2 Supervision de obra 3,697.95
3.3 Otros 0.00
VALOR RESIDUAL (-)
COSTO TOTAL INVERSION del PIP 87,514.48

Cuadro Nº 29
Costos Alternativa 2 en S/.
4.5.2. FLUJO DECOSTOSA PRECIOSDEMERCADO
En este punto, se encuentra el detalle de los flujos de costos a precio de mercado
de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo, se muestra
a continuación:
A Flujo de Costos de inversión y reinversión.
Para la alternativa 1, la vida útil de las redes eléctricas es de 20 años, por lo que
no se considera valor de reinversión durante todo el periodo de evaluación.
A. INVERSION COSTO EN S/.
1 Intangibles 550.08
1.1 Expediente Técnico 412.56
1.2 Capacitación 137.52
1.3 Otros Intangibles 0.00
2.1 Suministros Importados 112,960.00
Módulos fotovoltaicos 57,600.00
Baterías 20,800.00
Controladores 19,200.00
Luminarias 960.00
Stock de reemplazos 0.00
Inversores 14,400.00
2.2 Suministros Nacionales 9,936.00
Tablero 2,400.00
Cables y accesorios 7,536.00
2.3 Montaje 9,707.17
Mano de obra calificada 3,882.87
Mano de obra no calificada 5,824.30
2.4 Transporte de Equipos y Materiales 4,915.84
2.6 Utilidades 0.00
3 Otros Gastos 687.60
3.1 Supervision de obra 550.08
Otros 137.52
VALOR RESIDUAL (-)
COSTO TOTAL INVERSION del PIP 145,386.84

AMPLIACIONDEL SERVICIO DE ENERGIAELECTRICAMEDIANTE SISTEMACONVENCIONAL ENEL SECTORAPV ASMABLEADE DIOS, DISTRITO DE URCOS, PROVINCIADE QUISPICANCHI DEPARTAMENTO DEL CUSCO
Cuadro Nº 30
Alternativa 1 - (S/.)
Fuente: Propia del Proyecto Formato F5-SC.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
A. INVERSION
1 Intangibles 2462
1.1 Estudio Definitivo 2462
1.2 Otros Intangibles
2 Inversión en activos 81355
2.1 Linea Primaria
Suministro Origen Transable
Suministro Origen No Transable
Montaje (Mano de obra Calificada)
Montaje (Mano de obra No Calificada)
Transporte de Equipos y Materiales
2.2 Red Primaria 50749
Suministro Origen Transable 3605
Suministro Origen No Transable 38224
Montaje (Mano de obra Calificada) 2396
Montaje (Mano de obra No Calificada) 3595
Transporte de Equipos y Materiales 2928
2.3 Red Secundaria 23210
Suministro Origen Transable 1360
Suministro Origen No Transable 13118
Montaje (Mano de obra Calificada) 3088
Montaje (Mano de obra No Calificada) 4632
Transporte de Equipos y Materiales 1013
2.4 Gastos Generales 7396
2.5 Utilidades
3 Otros Gastos 3698
3.1 Compensación por Servidumbre
3.2 Supervision de obra 3698
3.3 Otros
VALOR RESIDUAL (-) -27118
COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios privados) 87514 -27118
RUBRO
Años
FICHA 05
COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA CONVENCIONAL
A precios privados (S/.)

Para la alternativa 2, se considera la reinversión requerida para renovar los componentes cuya vida útil es menor a 20 años.
Cuadro Nº 31
Fuente: Propia del Proyecto Formato F5-SF.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
A. INVERSION
1 Intangibles 550
1.1 Expediente Técnico 413
1.2 Capacitación 138
1.3 Otros Intangibles
2.1 Suministros Importados 112960
Módulos fotovoltaicos 57600
Baterías 20800
Controladores 19200
Luminarias 960
Stock de reemplazos
Inversores 14400
2.2 Suministros Nacionales 9936
Tablero 2400
Cables y accesorios 7536
2.3 Montaje 9707
Mano de obra calificada 3883
Mano de obra no calificada 5824
2.4 Transporte de Equipos y Materiales 4916
2.5 Gastos Generales 6630
2.6 Utilidades
3 Otros Gastos 688
3.1 Supervision de obra 550
Otros 138
VALOR RESIDUAL (-)
COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios privados) 145387
FICHA 05
COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO
RUBRO
Años
Factor de
Evaluación

B Flujo de costos de Operación y Mantenimiento
Los costos de operación y mantenimiento de la situación “sin proyecto”, serán
cero, debido a que es un nuevo servicio para la zona, y no se incurre en ningún
costo actualmente.
Los costos de Operación de la Alternativa 1, serán los costos por la compra de la
energía eléctrica, esto es, el pago que se deberá abonar mensualmente a la
distribuidora, en este caso Electro Sur Este.
Con respecto a los costos de mantenimiento y otros costos de operación, estos se
han calculado como el 2% de la inversión inicial (Porcentaje sustentada por el
PIP, dado por la empresa concesionaria).
Cuadro Nº 32
Costos de Operación y Mantenimiento
Fuente: Propia del Proyecto Formato F5A-SC
Para los costos de Operación y Mantenimiento de la Alternativa 2, se ha
estimado que al igual que la Alternativa 1, es del 2% del monto correspondiente a
los costos directos de la inversión. Así mismo se considera el 0.8475 de factor de
corrección en ambas alternativas (Fuente: Guía Para la Formulación de Proyectos
de Inversión de Electrificación Rural – MEF 2011)
Cuadro Nº 33
Costos de Operación y Mantenimiento
Fuente: Propia del Proyecto Formato F5A-SF
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
CompradeEnergia 0.8475 2,154.29 2,227.57 2,252.20 2,328.46 2,354.60 2,381.14 2,461.67 2,489.81 2,646.80 2,676.62 2,763.78 2,795.35 2,886.01 2,919.41 2,953.32 3,122.23 3,158.08 3,257.61 3,295.50 3,399.00
CostodeOperacióny
Mantenimiento
0.8475 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97
COSTOTOTALdeOyM 3,533.25 3,606.54 3,631.17 3,707.43 3,733.57 3,760.10 3,840.64 3,868.78 4,025.77 4,055.58 4,142.74 4,174.31 4,264.97 4,298.38 4,332.29 4,501.20 4,537.05 4,636.58 4,674.46 4,777.96
Años
RUBRO Factorde
Corrección
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Reposiciónde Equipos
Baterias 0.8475 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 38,076.48 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 38,076.48 0.00 0.00 0.00 0.00
Controladores 0.8475 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 35,147.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 35,147.52
Inversores 0.8475
Costode Operacióny
Mantenimiento
0.8475 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45
COSTOTOTALde OyM 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 43,021.93 4,945.45 40,092.97 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 43,021.93 4,945.45 4,945.45 4,945.45 40,092.97
Años
Factorde
Corrección
RUBRO

4.6. BENEFICIOS
4.6.1. EVALUACIÓNECONÓMICAA PRECIOSDEMERCADO
En la evaluación económica a precios privados las alternativas planteadas dan
como resultado un VAN negativo, por lo que los inversionistas privados no
resulta atractivo este tipo de inversiones, siendo necesaria la intervención del
estado quien tiene como objetivo una rentabilidad social.
Cuadro Nº 34
Fuente: Propia del Proyecto Formato F7F
Se puede apreciar, que para la Alternativa 1 el VAN es negativo y la TIR no tiene
valor y que la Alternativa 2 el VAN es negativo y la TIR es negativo,, por lo tanto
el proyecto no es rentable desde el punto de vista privado, para ambas
alternativas.
4.6.1.1. Flujo de ingresos generados por el proyecto a precios de mercado
Para la alternativa 1, los únicos ingresos que genera el proyecto, son los ingresos
por la venta de energía. En la situación “sin proyecto” no existen ingresos.
La tarifa de venta de energía al abonado es de S/ 0.3149por KWh. regulado
según OSINERGMIN-GART – Pliegos tarifarios del servicio público de
Electricidad, Tarifa BT5B (Cargo por Energía Activa)
ECONOMICOS
Sistema
Convencional
Sistema
Fotovoltaico
VAN S/. -80,451 -127,088
TIR (%) 3.9%

Cuadro Nº 35
Fuente: Propia del Proyecto Formato F6-SC
Para la alternativa 2, la tarifa de venta de energía al abonado es por KWh.
regulado según OSINERGMIN-GART, cuyos resultados se presentan en el
siguiente cuadro.
Cuadro Nº 36
Fuente: Propia del Proyecto Formato F6-SF
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
A. SITUACION CON PROYECTO
Venta de energía domésticos 2752 2880 2923 3057 3103 3150 3291 3340 3487 3540 3692 3748 3907 3965 4025 4193 4256 4430 4497 4678
Venta de energía comerciales
Venta de energía uso general
Venta de energía peq. Industrial
Venta de energía alumbrado público 119 119 119 119 119 119 119 119 134 134 134 134 134 134 134 149 149 149 149 149
Cargo Fijo 1572 1621 1621 1671 1671 1671 1720 1720 1769 1769 1818 1818 1867 1867 1867 1916 1916 1965 1965 2015
B. SITUACION SIN PROYECTO
FICHA 06
RUBRO
Años
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Venta de energía alumbrado público
FICHA 06
RUBRO
Años

CAPÍTULO V
EVALUACIÓN DEL
PROYECTO

5.1 EVALUACIONSOCIAL
5.1.1 ESTIMACIÓNDECOSTOSSOCIALES
5.1.1.2. Factores de corrección
El Ministerio de Economía y Finanzas recomienda según los factores de
corrección en Electrificación que publico el 24 de Marzo del 2010, y entran en
vigencia a partir de 01 de Abril del presente año, de costo privado a costo social.
Los factores de corrección según los parámetros del aplicativo de los PIP a
factores parciales son.
 El factor de corrección para la mano de obra no calificada es 0.41
 El factor de corrección para la mano de obra calificada es 0.848.
 El factor de corrección para bienes transables 1.08.
 El factor de corrección para bienes no transables 0.8475.
5.1.1.3. Flujo de Costos sociales totales y su valor actual (VACST)
Aplicando los factores de corrección a los precios privados, se obtienen los costos
sociales.
Entonces para la alternativa 1, se tiene:
Cuadro Nº 37
Costo Social de Inversión y Reinversión.
Fuente: Propia del Proyecto
A. Descripcion Precios
Privados S/.
Factor de
Corrección
Precios
Sociales S/.
1 Intangibles 2,461.66 2,086.26
Estudio Definitivo 2,461.66 0.8475 2,086.26
Otros Intangibles 0.00 0.8475 0.00
2 Inversión en activos 81,354.87 60,238.30
2.2 Red Primaria 50,748.59 42,276.24
Suministro Origen Transable 3,605.49 1.08 3,893.93
Suministro Origen No Transable 38,223.94 0.8475 32,394.79
Montaje (Mano de obra Calificada) 2,396.44 0.848 2,032.18
Montaje (Mano de obra No Calificada) 3,594.66 0.41 1,473.81
Transporte de Equipos y Materiales 2,928.06 0.8475 2,481.53
2.3 Red Secundaria 23,210.38 17,962.06
Suministro Origen Transable 1,359.50 1.08 1,468.26
Suministro Origen No Transable 13,117.97 0.8475 11,117.48
Montaje (Mano de obra Calificada) 3,087.80 0.848 2,618.45
Montaje (Mano de obra No Calificada) 4,631.69 0.41 1,898.99
Transporte de Equipos y Materiales 1,013.42 0.8475 858.87
2.4 Gastos Generales 7,395.90 0.8475 6,268.03
3 Otros Gastos 3,697.95 3,134.01
3.1 Supervision de obra 3,697.95 0.8475 3,134.01
VALOR RESIDUAL (-)
COSTO TOTAL INVERSION 87,514.48 65,458.57

Cuadro Nº 38
Costo Social de Operación y Mantenimiento
Y para la alternativa 2, se tiene:
Cuadro Nº 39
Costo Social de Inversión y Reinversión.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
CompradeEnergia 0.8475 2,154.29 2,227.57 2,252.20 2,328.46 2,354.60 2,381.14 2,461.67 2,489.81 2,646.80 2,676.62 2,763.78 2,795.35 2,886.01 2,919.41 2,953.32 3,122.23 3,158.08 3,257.61 3,295.50 3,399.00
CostodeOperacióny
Mantenimiento
0.8475 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97 1,378.97
Años
RUBRO Factorde
Corrección
A. Descripción Precios
Privados S/.
Factor de
Corrección
Precios
Sociales S/.
1 Intangibles 550.08 466.19
1.1 Expediente Técnico 412.56 0.8475 349.64
1.2 Capacitación 137.52 0.8475 116.55
2 Inversión en activos 144,149.17 145,883.43
2.1 Suministros Importados 112,960.00 121,996.80
Módulos fotovoltaicos 57,600.00 1.08 62,208.00
Baterías 20,800.00 1.08 22,464.00
Controladores 19,200.00 1.08 20,736.00
Luminarias 960.00 1.08 1,036.80
Inversores 14,400.00 1.08 15,552.00
2.2 Suministros Nacionales 9,936.00 8,420.76
Tablero 2,400.00 0.8475 2,034.00
Cables y accesorios 7,536.00 0.8475 6,386.76
2.3 Montaje 9,707.17 5,680.64
Mano de obra calificada 3,882.87 0.848 3,292.67
Mano de obra no calificada 5,824.30 0.41 2,387.96
2.4 Transporte de Equipos y Materiales 4,915.84 0.8475 4,166.17
2.5 Gastos Generales 6,630.16 0.8475 5,619.06
3 Otros Gastos 687.60 582.74
3.1 Supervision de obra 550.08 0.8475 466.19
Otros 137.52 0.8475 116.55
VALOR RESIDUAL (-)
COSTO TOTAL INVERSION 145,386.84 146,932.36

Cuadro Nº 40
Costo Social de Operación y Mantenimiento
5.1.3.4. Flujo de Costos sociales netos y su valor actual (VACSN)
5.1.3.4.1. Costos sociales en la situación sin proyecto
Dado que la población actualmente no cuenta con el servicio de energía eléctrica,
como se vio en el diagnóstico, los costos sin proyecto son cero.
No obstante, se ha realizado una encuesta en la zona del proyecto para
determinar la disponibilidad de pago de la población. Se obtuvo información
sobre el costo en que incurre el usuario en otras fuentes alternativas de energía,
como son: velas, kerosén, pilas, baterías, gasolina, etc.
Cuadro Nº 41
Gasto Anual en Fuentes Alternativas “sin proyecto”
Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo.
Precio
unitario
Gasto
M ensual Total Anual
(S/.) (S/.) (S/.)
Kerosene (lt) 2.0 2.5 5.0 60.0
Velas (und) 8.0 0.5 4.0 48.0
Pilas (und) 4.0 1.25 5.0 60.0
Otros 0.0 0.0 0.0 0.0
Baterías (re) 0.01 120.0 1.20 14.4
Pilas (und) 4.0 1.3 5.0 60.0
0.0 0.0
Kerosene (lt) 0.0 2.5 0.0 0.0
Gas (balon) 0.0 34.0 0.0 0.0
Diesel Eventual 0.0 0.0 0.0
Otros
Necesidad
Fuente
Actual de
Energía
Unidades
consumidas
mensuales
Iluminación
Radio y TV
Refrigeración
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
ReposicióndeEquipos
Baterias 0.8475 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 38,076.48 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 38,076.48 0.00 0.00 0.00 0.00
Controladores 0.8475 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 35,147.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 35,147.52
Inversores 0.8475
CostodeOperacióny
Mantenimiento
0.8475 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45 4,945.45
Años
Factorde
Corrección
RUBRO

Cuadro Nº 42
Resumen Gasto Anual en Fuentes Alternativas
Del cuadro anterior, se estima que el gasto mensual por abonado es igual a
S/20.20 nuevos soles que equivale a la disponibilidad de pago de los usuarios del
proyecto.
Así los flujos de costos sociales netos, para ambas alternativas son:
Para la Alternativa 1, se tiene:
Necesidad Costo Anual
Costo anual por iluminación: 168 S/. / abonado
Costo anual por radio y televisión: 74.4 S/. / abonado
Costo anual por refrigeración: 0 S/. / abonado
Costo anual por otros usos: 0 S/. / abonado
TOTAL 242 S/. / abonado

Cuadro Nº 43
Flujo de Costos Sociales Netos
Alternativa 1 – (S/.)
Fuente: Propia del Proyecto Formato F5A-SC
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
A. INVERSION
1 Intangibles 2086
Estudio Definitivo 0.848 2086
2.1 Linea Primaria
Suministro Origen Transable 1.080
Suministro Origen No Transable 0.848
Montaje (Mano de obra Calificada) 0.848
Montaje (Mano de obra No Calificada) 0.410
Transporte de Equipos y Materiales 0.848
2.2 Red Primaria 42276
Suministro Origen Transable 1.080 3894
Suministro Origen No Transable 0.848 32395
Montaje (Mano de obra Calificada) 0.848 2032
Montaje (Mano de obra No Calificada) 0.410 1474
Transporte de Equipos y Materiales 0.848 2482
2.3 Red Secundaria 17962
Suministro Origen Transable 1.080 1468
Suministro Origen No Transable 0.848 11117
Montaje (Mano de obra Calificada) 0.848 2618
Montaje (Mano de obra No Calificada) 0.410 1899
Transporte de Equipos y Materiales 0.848 859
2.4 Gastos Generales 0.848 6268
2.5 Utilidades
3 Otros Gastos 3134
3.1 Compensación por Servidumbre 0.848
3.2 Supervision de obra 0.848 3134
3.3 Otros 0.848
VALOR RESIDUAL (-) -17016
COSTO TOTAL INVERSION 65459 -17016
Factor Global de Corrección Social
COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios sociales) 65459 -17016
B. Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto
Compra de Energia 0.848 2154 2228 2252 2328 2355 2381 2462 2490 2647 2677 2764 2795 2886 2919 2953 3122 3158 3258 3295 3399
Costo de Operación y Mantenimiento 0.848 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379 1379
COSTO TOTAL de OyM 3533 3607 3631 3707 3734 3760 3841 3869 4026 4056 4143 4174 4265 4298 4332 4501 4537 4637 4674 4778
C. Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto
Compra de Energia
Costo de Operación y Mantenimiento
Impuesto a la Renta
COSTO TOTAL de OyM
TOTAL COSTOS INCREMENTALES 65459 3533 3607 3631 3707 3734 3760 3841 3869 4026 4056 4143 4174 4265 4298 4332 4501 4537 4637 4674 -12239
FICHA 05
COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA CONVENCIONAL
A precios sociales (S/.)
RUBRO
Años
Factor de
Corrección

Para la Alternativa 2, se tiene:
Cuadro Nº 44
Flujo de Costos Sociales Netos
Alternativa 2 – (S/.)
Fuente: Propia del Proyecto Formato F5A-SF
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
A. INVERSION
1 Intangibles 466
1.1 Expediente Técnico 0.848 350
1.2 Capacitación 0.848 117
2.1 Suministros Importados 121997
Módulos fotovoltaicos 1.080 62208
Baterías 1.080 22464
Controladores 1.080 20736
Luminarias 1.080 1037
Stock de reemplazos 1.080
Inversores 1.080 15552
2.2 Suministros Nacionales 8421
Tablero 0.848 2034
Cables y accesorios 0.848 6387
2.3 Montaje 5681
Mano de obra calificada 0.848 3293
Mano de obra no calificada 0.410 2388
2.4 Transporte de Equipos y Materiales 0.848 4166
2.5 Gastos Generales 0.848 5619
2.6 Utilidades
3 Otros Gastos 583
3.1 Supervision de obra 0.848 466
Otros 0.848 117
VALOR RESIDUAL (-)
COSTO TOTAL INVERSION 146932
Factor Global de Corrección Social
Factor de Evaluación 2
COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios sociales) 146932
INVERSIÓN DE EVALUACIÓN 293865
B. Costo de Operación y Mantenimiento con
Proyecto
Reposición de Equipos
Baterias 0.848 38076 38076
Controladores 0.848 35148 35148
Inversores 0.848
Costo de Operación y Mantenimiento 0.848 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945
COSTO TOTAL de OyM 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 43022 4945 40093 4945 4945 4945 4945 4945 43022 4945 4945 4945 40093
C. Costo de Operación y Mantenimiento sin
Proyecto
Compra de Energia
Costo de Operación y Mantenimiento
Impuesto a la Renta
COSTO TOTAL de OyM
TOTAL COSTOS INCREMENTALES 293865 4945 4945 4945 4945 4945 4945 4945 43022 4945 40093 4945 4945 4945 4945 4945 43022 4945 4945 4945 40093
FICHA 05
COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO
RUBRO
Años
Factor de
Corrección

Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Totales, para
cada alternativa.
Cuadro Nº 45
VACST de Alternativas
Fuente: Propia del Proyecto Formato F7A
De los resultados obtenidos se aprecia que a costos sociales el VAN y el TIR en la
alternativa 1 son positivos y en la alternativa 2 el VAN es negativo y el TIR positivo.
De estos resultados se demuestra que la alternativa 1 es la mejor solución para
cumplir con el objetivo del proyecto ya que a costos sociales es rentable.
5.1.3.5.ESTIMACIÓN DEBENEFICIOSSOCIALES
Metodología de NRECA
Para estimar los beneficios sociales incrementales se utiliza los datos del trabajo de
campo de NRECA International, ltd. – Seta, “Estrategia Integral de Electrificación
Rural”. En 1999 este estudio estimó tanto los consumos anuales y los beneficios por
concepto de iluminación, radio y televisión de los pobladores como el del sector de
la APV Asamblea de Dios.
Como los valores citados en el documento corresponden a precios del año 1999, se
ha procedido a actualizarlos a precios del año 2010.
Por tanto, para cuantificar los beneficios en el análisis del proyecto de la
electrificación para la APV.Asamblea de Dios se considerara los valores siguientes:
Cuadro Nº 46
Fuente: NRECA International, Ltd. – SETA. “Estrategia Integralde Electrificación Rural”
ECONOMICOS
Sistema
Convencional
Sistema
Fotovoltaico
VAN S/. 179,971 -104,580
TIR (%) 41.4% 4.1%

Por otro lado, se presenta beneficios por “usos adicionales” de la electricidad que
equivale a US$ 0.15109 por KW.h adicional, que en soles equivale a S/ 0.423.
Para el caso de la alternativa 1, por ser una alternativa de extensión de red eléctrica,
se mejorará el servicio de iluminación y comunicación, y además se podrá tener
nuevos usos como talleres de carpintería talleres de metal mecánica, etc.
Entonces se tiene, que el beneficio social anual por abonado doméstico es:
Cuadro Nº 47
Beneficio Económico de la Electricidad – Alternativa 1
El flujo de beneficios increméntales será:
Cuadro Nº 48
Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales
Fuente: Propia del Proyecto Formato F6-SC.
Para el caso de la alternativa 2, instalación de paneles solares, esta alternativa solo
mejorará el servicio de iluminación y comunicación, sin embargo, por su poca
capacidad no podrá proveer energía para otros usos.
TOTAL
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Venta de energía alumbrado público 119 119 119 119 119 119 119 119 134 134 134 134 134 134 134 149 149 149 149 149
Cargo Fijo 1572 1621 1621 1671 1671 1671 1720 1720 1769 1769 1818 1818 1867 1867 1867 1916 1916 1965 1965 2015
FICHA 06
RUBRO
Años

Se tiene que el beneficio social anual por abonado doméstico es:
Cuadro Nº 49
Beneficio Económico de la Electricidad – Alternativa 2
El flujo de beneficios increméntales será:
Cuadro Nº 50
Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales
Fuente: Propia del Proyecto Formato F6-SF
5.1.3.6. Flujo de Costos y Beneficios a precios Sociales
Con los costos increméntales y los beneficios increméntales, se calculan los flujos de
beneficios netos para cada alternativa.
TOTAL
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Venta de energía alumbrado público
FICHA 06
RUBRO
Años

Cuadro Nº 51
Flujo de Beneficios Netos a precios Sociales
Cuadro Nº 52
Flujo de Beneficios Netos a precios sociales
5.1.3.7. VALORACTUAL NETO SOCIAL (VANS)
El valor actual neto social de cada proyecto alternativo (VANS), es la diferencia
entre el valor actual de los beneficios sociales netos (VABSN), y el valor actual de los
costos sociales netos (VACSN).
VANS = VABSN – VACSN
Dado que este indicador mide rentabilidad social de cada proyecto, se elegirá aquel
que tenga mayor VANS.
Cuadro Nº 53
VANS de Alternativas en S/.
ECONOMICOS
Sistema
Convencional
Sistema
Fotovoltaico
VAN S/. 179,971 -104,580
TIR (%) 41.4% 4.1%
SISTEMACONVENCIONAL
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
2 COSTOSINCREMENTALES 65,459 3,533 3,607 3,631 3,707 3,734 3,760 3,841 3,869 4,026 4,056 4,143 4,174 4,265 4,298 4,332 4,501 4,537 4,637 4,674 -12,239
BENEFICIOSNETOS -65,459 26,026 26,877 26,852 27,699 27,673 27,647 28,490 28,462 29,229 29,199 30,035 30,004 30,837 30,803 30,769 31,524 31,488 32,313 32,275 50,111
RUBRO
Años
SISTEMAFOTOVOLTAICO
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
2 COSTOSINCREMENTALES 293,865 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 43,022 4,945 40,093 4,945 4,945 4,945 4,945 4,945 43,022 4,945 4,945 4,945 40,093
BENEFICIOSNETOS -293,865 24,614 25,538 25,538 26,461 26,461 26,461 27,385 -10,691 28,309 -6,839 29,233 29,233 30,156 30,156 30,156 -6,996 31,080 32,004 32,004 -2,220
RUBRO
Años

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