361o de Programas. Herramienta para la Planificacion

Grant agreement No. EIE/05/212/SI2.420249-

Intelligent Energy – Europe (IEE) COOPENER

Type 1 Actions

Acronismo CRECER CON ENERGIA

Título Vinculando microempresas y actividades

generadoras de ingresos con servicios energéticos para la población en condiciones de pobreza del Chaco Sudamericano.

D13 HPE (Herramienta para la Planificación de

la Electrificación Rural Descentralizada)

I. Diseño de PROGRAMAS

WP4: Desarrollo de una Herramienta para la Planificación de la Electrificación Rural (HPE).

Fecha de Entrega

30 / 06 / 2007

Nombre y organización del responsable de este producto:

Pol Arranz-Piera / TTA

Fecha de iniciación del Proyecto

01 / 01 / 2006

Duración:

30 meses

Nombre y organización del coordinador:

Dr. Manuel Fuentes / IT Power

D13 HPE (Herramienta para la Planificación de la

Electrificación Rural Descentralizada)

I. Diseño de PROGRAMAS

Versión Final

Autores

Pol Arranz-Piera (TTA, España) Con la colaboración de: Victorio Oxilia (ESENERG, Paraguay) Miguel Fernández (Energética, Bolivia)

X PU Público

PP Restringido a otros participantes del proyecto (incluidos servicios de la EU)

RE Restringido a un grupo especificado por el consorcio (incluidos servicios de la EU)

CO Confidencial, solo para miembros del consorcio (incluidos servicios de los EU)

Disclaimer: Vinculando microempresas y actividades generadoras de ingresos con servicios energéticos para la población en condiciones de pobreza del Chaco Sudamericano.-CRECER CON ENERGIA recibe fondos del programa Intelligent Energy Europe (IEE) COOPENER bajo el contrato EIE/05/212/SI2.420249. El contenido de este documento solo compromete a su autor y no refleja necesariamente la opinión de las Comunidades Europeas. La Comisión Europea no es responsable de la utilización que se podrá dar a la información que figura en el mismo.

CRECER CON ENERGIA página 3�� de 63��

D13 – Diseño de Programas. Herramienta para la Planificación Energética

Prefacio CRECER CON ENERGIA es un proyecto financiado por el programa COOPENER de la Agencia Intelligent Energy–Europe (IEE) que vincula microempresas y actividades generadoras de ingresos con servicios energéticos para la población en condiciones de pobreza en una de las regiones más pobres de América Latina, la región Chaqueña en Paraguay y Bolivia. Para lograr este objetivo hay varias barreras que tienen que ser superadas y este proyecto se dirige a crear condiciones favorables de tratamiento de la mayoría deesas barreras. Se creará una plataforma de comunicación horizontal para estimular el diálogo entre todos los ministerios públicos de gobierno y las organizaciones involucradas en la electrificación rural y reducción de la pobreza. Se desarrollarán herramientas para capacitar a personal clave de los ministerios involucrados en la evaluación del impacto de servicios de energía en el desarrollo social y económico y se ayudará a tomadores de decisión a entender como los programas de energía pueden se diseñados para satisfacer sus metas sectoriales. El proyecto ayudará a desarrollar políticas energéticas coordinadas con el fin de contribuir al cumplimiento de las Metas de Desarrollo del Milenio y Estrategias de Reducción de Pobreza. El proyecto fortalecerá los conocimientos en temas como energía para el desarrollo rural, financiamiento rural y micro-emprendimientos rurales de los gobiernos regionales y nacionales con un vasto y ambicioso programa de capacitación.



Tabla de Contenidos

1 PREFACIO...................................................................................................................................... 3

2 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 5

3 MARCO CONCEPTUAL DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL DESCENTRALIZADA .................. 6

4 LISTADO DE LAS NECESIDADES A DIAGNOSTICAR POR COMPONENTE............................ 6

4.1 NECESIDADES DE PROGRAMA..................................................................................................... 6

4.1.1 Componente Institucional........................................................................................... 6

4.1.2 Componente Desarrollo Social .................................................................................. 8

4.1.3 Componente Financiero.............................................................................................. 9

4.1.4 Responsables: ¿Quién debe diagnosticarlas, Quién debe recibir su diagnóstico?.................................................................................................................................. 9

4.2 NECESIDADES DE PROYECTO.................................................................................................... 10

4.2.1 Componente Técnico ................................................................................................ 10

4.2.2 Componente Económico........................................................................................... 10

4.2.3 Componente Organizativo ........................................................................................ 10

4.2.4 Responsables: ¿Quién debe diagnosticarlas, Quién debe recibir su diagnóstico?................................................................................................................................ 10

5 DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PLANIFICACIÓN ELÉCTRICA DESCENTRALIZADA............... 11

5.1 DIAGRAMA DE FLUJO DE UN PROGRAMA .................................................................................... 11

5.2 DOCUMENTOS ENTREGABLES DE REFERENCIA DENTRO DE UN PROGRAMA .................................. 13

5.3 DIAGRAMAS DE FLUJO DE PROYECTO ........................................................................................ 14

6 SOSTENIBILIDAD = DESARROLLO DE OPERADORES DEL SERVICIO ELÉCTRICO......... 17

6.1 QUÉ ES OPERADOR Y QUÉ NO (G&O&M).................................................................................. 17

6.2 LA CLAVE DE LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERA: ESTRUCTURA DE INGRESOS APROPIADA ............. 17

6.3 DESCRIPCIÓN DE MODELOS SEGÚN TITULARIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO ................................ 19

6.3.1 Modelos de referencia: Compañía eléctrica / Organización comunitaria ......... 19

6.3.2 Propiedad ................................................................................................................... 20

6.3.3 Normas del servicio y contratos .............................................................................. 20

6.4 MODELOS ALTERNATIVOS ......................................................................................................... 21

6.4.1 Modelos mixtos.......................................................................................................... 21

6.4.2 Modelo de propiedad mixta: Indoor/Outdoor.......................................................... 22

7 PROPUESTA DE ROLES PARA UN PROGRAMA EN EL CHACO............................................ 23

7.1 CHACO BOLIVIANO ................................................................................................................... 23

7.2 CHACO PARAGUAYO................................................................................................................. 24

ANEXOS

ANEXO A: RESUMEN EJECUTIVO EN INGLÉS / EXECUTIVE SUMMARY IN ENGLISH ................ 25

ANEXO B: DEFINICIÓN DE ROLES Y RESPONSABILIDADES DENTRO DE UN PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DESCENTRALIZADA............................................................................. 34

ANEXO C: FICHAS EJEMPLO DE PROGRAMAS Y PROYECTOS EN CURSO ............................... 36

a. Bolivia: PNUD/GEF

b. Argentina: PERMER

c. Brasil: Luz Para Todos

d. Catalunya (estado español): PERC



1 Introducción El éxito o fracaso de una acción de electrificación rural está sujeto a una amplia relación de factores. Algunos de dichos factores son endógenos, es decir, provienen de sus actores o del mismo proceso interno (mecanismo de promoción) que rige la acción planteada, mientras que otros factores son exógenos, provinentes de aspectos geográficos, socio-políticos o de evolución de la coyuntura económica (por ejemplo, fluctuación de precios de equipos o de combustible). Al mismo tiempo, el acceso al servicio eléctrico es un valioso mecanismo para la lucha contra la pobreza y el fomento del desarrollo humano dado que habilita la creación de actividades productivas, razón por la cual la mejora de la electrificación rural es un punto principal en la agenda de los responsables políticos y sociales, especialmente (pero no exclusivamente)1 en países y zonas en vías de desarrollo. Por consiguiente, la atención de este servicio, de importancia axial para el desarrollo social y económico de la población en el marco de la vida moderna, constituye un asunto directamente vinculado con los derechos fundamentales del ser humano, por lo que debe ser incorporado a la agenda de prioridades en las políticas públicas, en los diversos niveles de gobierno.

Finalmente, la electrificación rural moderna se enfrenta a un reto adicional: la harmonización del desarrollo humano con la conservación ambiental y la preservación del patrimonio y de la diversidad cultural, reto que indiscutiblemente debe ser solucionado mediante el aprovechamiento de recursos energéticos locales y renovables.

Con el objetivo de guiar y apoyar a los responsables de la planificación de la electrificación rural en el Chaco, dentro del Work Package 4 del proyecto CRECER CON ENERGÍA hemos desarrollado una Herramienta que analiza los factores que condicionan dicha actividad, propone criterios de decisión y recomendaciones metodológicas, y ofrece soluciones concretas.

El presente documento es la primera parte de la Herramienta; contiene la definición del marco conceptual (distinguiendo entre Programas y proyectos) y una guia para el diseño de Programas de Electrificación Descentralizada basada en energías renovables.

Este documento se complementa con una aplicación informática para el diseño de Proyectos de Electrificación Descentralizada basada en energías renovables. 1 Las últimas Directivas del Consejo de la Unión Europea y del Parlamento Europeo sobre el mercado interno de la

energía (en particular, gas natural y electricidad) y la expansión de redes de interés dan especial énfasis a la prestación

de servicio a áreas insulares o aisladas, buscando así la cohesión social y económica en las zonas del bloque europeo.



2 Marco conceptual de la electrificación rural descentralizada En el proyecto CRECER CON ENERGÍA vamos a utilizar los siguientes 3 elementos básicos para la articulación lógica de actividades de electrificación rural descentralizada (o dispersa):

1. Comunidades: Son los grupos sociales o poblaciones usuarias del futuro servicio eléctrico. Su beneficio socio-económico debe ser el objetivo final de la electrificación planteada.

2. Programa (o Plan): Estructura-marco integral de diseño, implementación, seguimiento y evaluación de una electrificación a medio y largo plazo. Fija los componentes legal, institucional, desarrollo social y financiero de la electrificación planteada, y por tanto selecciona las comunidades. La duración temporal de los programas es variable (en función del impacto deseado de la electrificación planteada), oscilando generalmente entre 3 y 15 años.

3. Proyecto: Conjunto de acciones concretas para la materialización a corto plazo de las directrices fijadas en un programa (o plan). Parte de las comunidades seleccionadas y fija los componentes técnico, económico y organizativo de la electrificación planteada. La duración temporal de un proyecto es variable (en función de los recursos disponibles para la electrificación planteada), oscilando generalmente entre 1 y 4 años. Un mismo proyecto puede estar dirigido a más de una comunidad, y una misma comunidad puede ser el objetivo de más de un proyecto.

Figura 1: Esquema de la planificación de la electrificación rural mediante programas y proyectos

Muy importante: un proyecto de electrificación descentralizada debe permitir la puesta en marcha de un servicio eléctrico y a la vez sentar las bases para su sustentabilidad en el tiempo, como mínimo en los aspectos de gestión, operación y mantenimiento; es decir, establecer el rol del operador del servicio eléctrico y designar a alguna entidad para desempeñarlo.

3 Listado de las necesidades a diagnosticar por componente

3.1 Necesidades de Programa

3.1.1 Componente Institucional - Competencias políticas y administrativas sobre la electrificación rural (nivel nacional y

regional y local) - Otros condicionantes legales (por ejemplo: régimen legal del servicio, entrada y salida de

los agentes en toda la cadena de valor de la industria eléctrica, restricciones de participación de los agentes en la cadena de valor, condiciones especiales para sistemas aislados o para la universalización del servicio, etc.)



- Previsión de la extensión de red de distribución eléctrica convencional (BT / MT) - Previsión de la densificación de las redes de distribución eléctrica convencional (BT / MT) - Definición de modelos de operador eléctrico (vendedor, concesionario, comunitario,

tercerización, mixto) - Definición de roles clave2 que deberán participar en el programa:

0. Coordinador del Programa 1. Promotor Institucional 2. Regulador 3. Normalizador, que puede o no estar vinculado con el de regulador. 4. Facilitador Social o Promotor de las Comunidades 5. Usuarios o Comunidades 6. Director técnico 7. Financiadores 8. Proveedores 9. Instaladores 10. Capacitador - Comunicador 11. Mantenedores – Encargados de mantenimiento 12. Generador 13. Operador del servicio eléctrico 14. Evaluador o Inspector 15. Director de Divulgación 16. Responsable de Monitoreo y Evaluación

- Identificación de algunos roles clave sin los cuáles no debe avanzar el programa (según marco legal, por adjudicación directa o licitación):

0. Coordinador del Programa 1. Promotor Institucional 2. Regulador 3. Normalizador 4. Facilitador Social o Promotor de las Comunidades 5. Usuarios o Comunidades 6. Director técnico 7. Financiadores 14. Evaluador o Inspector 15. Director de Divulgación 16. Responsable de Monitoreo y Evaluación

Una misma entidad u organismo puede desempeñar más de un rol - por ejemplo, es frecuente que el Coordinador del Programa sea a la vez el Director Técnico, o que el Promotor Institucional sea a la vez Financiador - Previsión de proceso de evaluación / aprobación de proyectos (licitación de infraestructura

eléctrica)

2 Ver la definición de definición de roles y responsabilidades en el Anexo B



3.1.2 Componente Desarrollo Social - Priorización – cuantificación de comunidades - Estructura social y cultural de las comunidades – organización, nivel de alfabetización y

valores socio-culturales, enfoque de la energía en la cultura (si corresponde) - Demografía - Actividades generadoras de ingresos (las existentes y las potenciales) y estudio de

posibles usos productivos de la electricidad - Priorización de servicios básicos a atender: Salud, Educación, Seguridad Alimentaria,

Información / Comunicación, Agua - Competencia y referentes políticos y administrativos sobre infraestructuras, nivel local - Definición de duración y metas temporales del programa - Selección de indicadores para seguimiento y evaluación; establecimiento de una matriz de

indicadores cualitativos con ponderación para puntaje y selección de proyectos. Dado que el desarrollo social debe ser el fin último de cualquier acción de electrificación rural, es importante realizar un monitoreo y evaluaciones periódicas del impacto del programa de electrificación rural en este componente. El monitoreo y la evaluación son ampliamente tratados en otra fase del proyecto CRECER CON ENERGÍA, el Paquete de trabajo No. 7, en el cuál se han trabajado tres documentos:

• “Monitoring and Evaluation of Energy Projects for Social Development“, WP 7-D25 (2) – Facilita la comprensión de aspectos sociales básicos para la identificación e implementación de proyectos de energía para el sector rural. La primera parte de este documento se enfoca en los pasos y criterios para iniciar las conversaciones de un proyecto, tomando en cuenta los temas de desarrollo social. Esta sección continúa con la identificación de un Plan de M&E específico e indicadores importantes para medir impactos sociales.

• “Monitoring and Evaluation Frameworks and Indicators: A Review of Energy Stakeholders in Bolivia & Paraguay”, WP 7-D25, February 2007 - Aporta una visión de los participantes institucionales y sus roles, vinculados a políticas de energía, pobreza y ejecución. La primera parte del documento se enfoca en los enfoques de M&E, seguido por una sección que destaca el rol de los participantes institucionales en el proceso de M&E. La segunda parte del documento se enfoca en el M&E de indicadores de apoyo para desarrollo de políticas energéticas y ejecución de programas en Bolivia y Paraguay.

• “Monitoreo y Evaluación de programas y proyectos energéticos-Manual de Capacitación”, WP 7- D26, - Diseñado para apoyar a los grupos meta durante los talleres de capacitación en M&E: elaboradores de políticas de ministerios afines al tema del desarrollo de la energía para el sector rural, de gobiernos regionales y/o municipales, personas de instituciones que trabajan con estrategias de alivio a la pobreza, grupos comunitarios, microempresarios, instituciones financieras; directivos y técnicos de organizaciones no gubernamentales que trabajan en el sector energético y de desarrollo rural, a la comunidad donante e implementadores de programas. El Manual tiene 5 módulos que cubren lo esencial del M&E: desarrollo e indicadores, conducción de análisis de actores, así como el proceso de ejecución y análisis. Los módulos del manual son los siguientes: Introducción al M&E, Estructura, Análisis de actores, Indicadores y Proceso de ejecución del plan de M&E.

Para mayor información, recomendamos la consulta de estos documentos.



3.1.3 Componente Financiero - Definición de niveles mínimos de sustentabilidad – rentabilidad de los proyectos:

TIR privado, TIR social - Cuantificación de beneficios sociales del servicio eléctrico, VAN social - Niveles de Voluntad de pago de las comunidades (determinación del gasto actual

sustituible mediante el servicio eléctrico) - Definición de origen de los fondos para:

1. Costes de Formulación (Técnica, Económica, Social) 2. Costes de Infraestructura (Capital):

i. Inversión inicial ii. Reposición de equipos

3. Costes de Explotación: Gestión, Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico 4. Costes de Acompañamiento Social: Capacitación, Seguimiento y Evaluación. 5. Costes de Evaluación o Inspección del programa 6. Costes de Divulgación del Programa

- Disponibilidad de subsidios (donaciones, cruzado, impuestos) o (micro)créditos bonificados – para qué tipo de costes?

- Marco tarifario aplicable - Disponibilidad de inversión privada (nacional e internacional) – con qué contrapartida? - Determinación de procedimientos para consecución de fondos.

3.1.4 Responsables: ¿Quién debe diagnosticarlas, Quién debe recibir su diagnóstico? (ver roles clave del componente institucional) El responsable último del diagnóstico de las necesidades de Programa depende del marco de promoción; si se trata de un programa con promoción de abajo – arriba (bottom-up), será el Facilitador Social. Pero si se trata de un programa con promoción de arriba – abajo (top-down), entonces será el Promotor institucional. En ambos casos, el responsable de diagnosticar las necesidades de un programa debe recibir la colaboración de:

- Coordinador del Programa - Facilitador Social / Promotor Institucional - Director Técnico

Los destinatarios del diagnóstico de necesidades de Programa son: - Financiadores - Operadores del servicio eléctrico - Director de Divulgación



3.2 Necesidades de Proyecto

3.2.1 Componente Técnico - Demanda de electricidad - por aplicaciones domésticas, productivas, comunales - Perfiles de carga (demanda de potencia) - Recursos energéticos renovables - Disponibilidad de otras infraestructuras básicas: agua, accesos, comunicaciones - Capacidades – nivel formativo local mínimo (usuarios, técnicos locales) - Otros condicionantes técnicos y medioambientales sobre tipo de tecnología o arquitectura

de generación

3.2.2 Componente Económico - Capacidad y dinámicas de pago de las comunidades - Referencias locales y pre-cotizaciones para:

1. Costes de Formulación (Técnica, Económica, Social) del Proyecto 2. Costes de Infraestructura (Capital):

(i) Inversión inicial (ii) Reposición de equipos

3. Costes de Explotación: Gestión, Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico 4. Costes de acompañamiento social: Capacitación, Seguimiento y Evaluación

- Niveles de morosidad en pago / gestión de actividades comunitarias - Experiencias locales previas con micro-crédito: principales deficiencias (y éxitos) - Experiencias locales previas de inversión privada. principales deficiencias (y éxitos) - Experiencias locales previas con programas/proyectos de organismos gubernamentales o

ONGs (con o sin cooperación internacional)

3.2.3 Componente Organizativo - (ver roles clave del componente institucional Necesidades de Programa) Identificación de

algunos roles clave (según marco legal, por adjudicación directa o licitación): 8. Proveedores 9. Instaladores 10. Capacitador - Comunicador 11. Mantenedores 12. Generador 13. Operador del servicio eléctrico

- Cadenas de suministro (nacional, internacional) de equipos y materiales - Capacidades y recursos para el modelo de gestión del servicio eléctrico definido eléctrico

(vendedor, concesionario, comunitario, tercerización, mixto) - Tiempo y recursos para acompañar la adaptación por parte de los usuarios

3.2.4 Responsables: ¿Quién debe diagnosticarlas, Quién debe recibir su diagnóstico? (ver roles clave del componente institucional) El responsable último del diagnóstico de las necesidades de Proyecto es el Coordinador del Programa, quién debe recibir la colaboración de:

- Facilitador Social o Promotor de las Comunidades - Director Técnico - Operador del servicio eléctrico - Usuarios / Comunidades

Los destinatarios del diagnóstico de necesidades de Proyecto son: - Promotor Institucional - Regulador



4 Diagrama de flujo de la Planificación Eléctrica descentralizada

En esta sección se presenta la secuencia de acciones a ser realizadas dentro de un programa de electrificación descentralizada. En la siguiente figura, puede observarse el esquema general de un programa. La precondición de todo programa debe ser la identificación de una necesidad de abastecimiento eléctrico. Y el resultado, la puesta en marcha (inicio de la operación) de dicho abastecimiento, mediante la realización de uno o varios proyectos concretos.

Figura 2: Esquema general de un programa electrificación rural, en el cuál se ejecutan uno o varios proyectos concretos. Ver figura 3 para el diagrama de flujo detallado de un programa.

Una vez terminados los proyectos concretos, es decir, iniciada la operación de la infraestructura eléctrica y terminadas las fases de seguimiento y evaluación, se cierra el programa de electrificación. Y la operación de la infraestructura eléctrica continúa.

4.1 Diagrama de flujo de un programa En la figura 3 se muestra el diagrama de flujo (secuencia temporal) detallado para un programa, junto con la asignación de responsabilidad de cada etapa a los roles más indicados3 según dos esquemas de promoción: abajo-arriba (o Usuario) y arriba-abajo (o Regulador). Una vez lanzado el programa, puede observarse la inclusión de los proyectos concretos en dos etapas: - (*) Diseño y habilitación, cuyo flujo se detalla en la figura 4. - (**) Ejecución, cuyo flujo se detalla en al figura 5.

3 Ver definición de roles y responsabilidades en el Anexo B.

Necesidad de abastecimiento

eléctrico

PROGRAMA

PROYECTO 1

(*) Diseño y habilitación

(**) Ejecución

Operación …

PROYECTO N

Diseño y habilitación

Ejecución

Operación …

PROYECTO 2

Diseño y habilitación

Ejecución

Operación …

...

Cierre de PROGRAMA



Figura 3: Diagrama de flujo de un programa de electrificación descentralizada. Para las etapas de cada proyecto concreto (*) ver figura 4 y (**) ver figura 5.

Necesidad de abastecimiento eléctrico

Selección de zonas a atender (nivel regional y municipal)

Priorización usos de electricidad

Revisión de no inclusión en planes extensión de red

Cuantificación de beneficiarios

Definición de niveles de sostenibilidad de Proyectos

Definición del origen de fondos y sus mecanismos de consecución

Selección de indicadores de desarrollo social y matriz de puntaje proyectos

Identificación de roles clave

Definición de modelos de operador del servicio eléctrico

Planificación de metas temporales

Definición de procedimientos para habilitación, diseño y ejecución de

proyectos

Diseño y habilitación de Proyectos concretos (*)

Planificación final Programa

Ejecución de Proyectos concretos (**)

Seguimiento técnico y social del programa

Evaluaciones periódicas

Evaluación final

Abastecimiento eléctrico ¿satisfecho?

Divulgación

Cierre de PROGRAMA

Si

Si

No

No ¿Aprobación del lanzamiento

del Programa?

Responsable

promoción USUARIO

Bottom-up

promoción REGULADOR

Top-down

Facilitador social Promotor institucional

Usuarios / Comunidades Director Técnico

Director Técnico Director Técnico


(Facilitador social)

Facilitador social

Promotor institucional

Coordinador del programa Promotor institucional

Financiadores

(Promotor institucional)

Financiadores


Financiadores

(Facilitador social

Financiadores



(Regulador) Regulador

Coordinador del programa Coordinador del programa

Facilitador social +

Coordinador del Programa

Promotor institucional +

Coordinador del Programa

Facilitador social

(Financiadores)


(Financiadores)

Facilitador social

+ Director Técnico (Promotor institucional)

Director Técnico +

Facilitador social (Normalizador)

Coordinador del programa


Coordinador del programa


Facilitador social +

Director Técnico + Operador

del servicio

Promotor institucional +

Director técnico +

Operador del servicio

Facilitador social Director de Divulgación

Director técnico +

Facilitador social

Director técnico +

Facilitador social

Coordinador del Programa Coordinador del Programa

Evaluador / Inspector


Evaluador / Inspector





En la figura 3, puede observarse que el rol con responsabilidad sobre más etapas (rol principal o, podríamos decir, “ejecutor”) del programa es:

• el Facilitador Social, en una promoción abajo-arriba (promoción “Usuario”)

• el Promotor Institucional, en una promoción arriba-abajo (promoción “Regulador”).

La figura también muestra dos hitos de valoración y toma de decisión (o disyuntiva), marcados en un rombo de fondo amarillo. Una valoración positiva en estos hitos permite el avance del programa, mientras que una valoración negativa obliga a retroceder y repetir alguna (o algunas) de las etapas anteriores. Cabe observar también la intersección con los proyectos concretos:

• una vez aprobado el lanzamiento de un programa, puede procederse al diseño de uno o varios proyectos así como a su habilitación para ser materializado;

• tras el diseño y habilitación, puede ajustarse la planificación final del Programa; y

• finalmente, proceder a la ejecución del proyecto o de los proyectos.

Además, tras el lanzamiento de un programa, empezarían las tareas de divulgación, actividad paralela al resto de actividades siguientes hasta el cierre del programa. La divulgación puede tener diversas finalidades, mayoritariamente de tipo:

• informativo (para anunciar decisiones, o convocar a otros actores, beneficiarios …)

• sensibilizadoras (para favorecer el cumplimiento de objetivos, mobilizar otros actores, …)

• formativas (para transmitir lecciones aprendidas, transferencia de conocimientos, …)

• promocionales (para fines sociales, políticos, búsqueda de financiación para replicación o ampliación del alcance, …)

Las últimas etapas de la ejecución de cada proyecto concreto - tras la puesta en marcha de los equipos o del servicio eléctrico - incluyen la monitorización técnica y social por un tiempo definido (mínimo 12 meses, recomendable de 2 a 3 años). En paralelo, a nivel de programa debe realizarse el seguimiento y evaluaciones periódicas del conjunto de proyectos en ejecución, para terminar con una evaluación final.

4.2 Documentos entregables de referencia dentro de un programa Cualquier programa de electrificación rural deberá enmarcarse en los requerimientos legales y administrativos vigentes en cada ubicación, o aplicables para las entidades participantes, que se materializan formalmente en la documentación exigible a lo largo del programa. Este es principalmente el caso de los programas que siguen un esquema de promoción de arriba-abajo. En cambio, los programas con esquema de promoción de abajo-arriba, a menudo se encuentran con situaciones de alegalidad o falta de regulación y de procedimientos, dando lugar a un espectro amplio de resultados, desde una ejecución rápida y satisfactoria, hasta verdaderas travesías de obstáculos, retrasos y, eventualmente recortes y cierres prematuros. Así, el exito o fracaso pasa a depender en gran parte de acciones individuales. En todo caso, podemos ofrecer una lista de documentos entregables de referencia:

• Identificación social (Mapas, censos poblacionales, referencias de VdP - voluntad de pago)– CdP - capacidad de pago)

• Asignación de roles y responsabilidades dentro del programa

• Planificación inicial (metas cuantificadas y calendario)

• Pliego de condiciones financieras y para habilitación de proyectos

• Planificación final (una vez diseñados los proyectos)

• Reportes de evaluaciones periódicas

• Reporte de evaluación final



4.3 Diagramas de flujo de proyecto En las figuras 4 y 5 se muestran los diagramas de flujo detallados para un proyecto (junto con la asignación de responsabilidades), distinguiendo dos fases: Diseño y habilitación; y Ejecución.

Figura 4: Diagrama de flujo de un proyecto (fase de Diseño y Habilitación). Los roles entre paréntesis indican apoyo o colaboración con el rol responsable principal.

Responsable/s

Promotor Institucional (si top-down)

Facilitador social (si bottom-up)

Director Técnico

Facilitador Social

Director Técnico

Director Técnico

Promotor Institucional / Facilitador social

Director Técnico

Promotor Institucional / Facilitador social

Director Técnico + (Normalizador)

Director Técnico + Operador del servicio eléctrico



Promotor Institucional (si top-down) Facilitador social (si bottom-up)



Operador del servicio eléctrico + Facilitador social

(Promotor Institucional)

Identificación y Cuantificaciones de los usuarios o comunidades

Determinación de la demanda de energía y potencia

Determinación de la disponibilidad de recursos renovables locales

Puntaje en la matriz de indicadores de desarrollo social

Diseño de factibilidad organizativa (gestión y administración del servicio eléctrico)

Determinación

de Voluntad de Pago Capacidad de Pago

Diseño de factibilidad técnica con presupuesto (selección de solución de

mínimo coste – SMC)

Diseño de factibilidad económica (previsión de costes y estructura de ingresos)

Si

No

(*) Diseño y habilitación del

Proyecto

¿supera los criterios excluyentes / puntaje

mínimo?

Determinación de capacidades locales

(técnicas, organizativas)

- por licitación (pública,

restringida,...) -

- por ejecución interna o

contratación directa -

Licitación del Diseño (convocatoria, recepción de solicitudes, valoración, resolución y contratación)

¿Aprobación del diseño de factibilidad?

Si

Diseño final: - Pliego de Condiciones Técnicas (PCT)

- Plan de Negocios del Servicio Eléctrico

Firma de compromisos de pago con usuarios

No

PROYECTO listo para ejecución



En la figura 4 puede observarse la doble opción de realizar el diseño de un proyecto concreto bien sea por ejecución interna (de la propia administración) o asignación directa, o bien mediante un proceso de licitación (el cuál deberá ajustarse a los requerimientos del rol principal (o, podríamos decir, “ejecutor”) del programa, que es:

• el Promotor Institucional , en una promoción arriba-abajo (promoción “Regulador”)

• el Facilitador Social , en una promoción abajo-arriba (promoción “Usuario”) Este rol principal es quién debe valorar y aprobar o denegar la estapas disyuntivas (marcadas en un rombo de fondo amarillo). En cuanto a los documentos o productos esperables de esta primera fase de un proyecto, obviamente deberán ajustarse a cuál de las dos opciones mencionadas en el párrafo anterior proceda. En .todo caso, podemos ofrecer una lista de de referencia:

• Estudio socio-economico (mapa de ubicación del proyecto, censo de voluntades eléctricas de los usuarios, determinación concreta de VdP y CdP)

• Reporte de visita de identificación técnica y organizativa (reconocimiento de recursos energéticos locales, costes locales, capacidades, planteo de instalaciones, asignación de responsabilidades de proyecto)

• Reporte de aprobación o constitución del operador del servicio eléctrico

• Anteproyecto técnico (ingeniería de base) de infraestructuras

• Matriz de puntaje socio-económico del proyecto

• Proyecto ejecutivo (ingeniería de detalle) de infraestructuras, con: o Planos o Mediciones o Presupuesto o Plan de formación de técnicos locales durante la ejecución de las obras o Estudio básico de seguridad y salud o Plan de ejecución de las obras –necesidades de almacenamiento, logística,

actores...

• Plan financiero o plan de negocio del operador del servicio eléctrico

• Pliego de Condiciones Técnicas

• Compromisos de pago de usuarios al operador del servicio eléctrico El resultado de esta primera fase es la producción de todos los documentos necesarios para la ejecución del proyecto.



Figura 5: Diagrama de flujo de un proyecto (fase de Ejecución). Los roles entre paréntesis indican apoyo o

colaboración con el rol responsable principal. Tras la obtención de permisos, licencias y cualquier requerimiento que sea exigible por el marco regulatorio aplicable, en la figura 5 puede observarse la doble opción de realizar la construcción de infraestructuras del proyecto concreto bien sea por ejecución interna (de la propia administración) o contratación directa a un proveedor, o bien mediante un proceso de licitación (el cuál deberá ajustarse a los requerimientos del rol principal (o, podríamos decir, “ejecutor”) del programa, que es:

• el Promotor Institucional , en una promoción arriba-abajo (promoción “Regulador”)

• el Facilitador Social , en una promoción abajo-arriba (promoción “Usuario”) Este rol principal es quién debe valorar y aprobar la puesta en marcha del servicio eléctrico (hito de valoración, marcado en un rombo de fondo amarillo). En cuanto a los documentos o productos esperables de esta segunda fase de un proyecto, obviamente deberán cumplirse las exigencias regulatorias o de praxis profesional de infraestructura eléctrica sean exigibles en Paraguay o en Bolivia. En .todo caso, podemos ofrecer una lista de de referencia:

Responsable/s

Operador del servicio eléctrico (Facilitador social)




Proveedores + Instaladores + Capacitador / Comunicador

Director Técnico

Operador del servicio eléctrico + Facilitador social (Promotor Institucional)

Operador del servicio eléctrico (Facilitador social)


Director técnico + Facilitador social



- por licitación (pública, restringida,...) -

Ejecución de infraestructuras

Obtención de permisos y licencias (según marco regulatorio aplicable): - para infraestructuras - para servicio eléctrico

Licitación de las infraestructuras (convocatoria, recepción de solicitudes, valoración, resolución y contratación)

Evaluación de: - Funcionamiento técnico - Adaptación de usuarios

Verificaciones, Puesta en Marcha y Recepción de infraestructuras

Monitorización técnica y Social durante período

Puesta en marcha del servicio eléctrico,

¿satisfactoria?

Si

No

(**) Ejecución del Proyecto

Fin de PROYECTO de Electrificación .... pero continuación del servicio

eléctrico !! ...

- por ejecución interna o

contratación directa -

Firma de contractos de servicio eléctrico con usuarios



• Contratos con proveedores e instaladores

• Pliego de garantías de los bienes y equipos adquiridos

• Libro de Obras

• Actas de ensayos y verificaciones para puesta en marcha

• Actas de recepción de infraestructura

• Contratos entre el operador del servicio eléctrico y los usuarios

• Reportes de evaluación técnica (con datos de monitorización del funcionamiento técnico)

• Reportes de evaluación social (con datos de monitorización de la adaptación de los usuarios)

• Reportes financieros del operador del servicio eléctrico (balances, flujos de caja).

5 Sostenibilidad = Desarrollo de operadores del servicio eléctrico En las secciones anteriores se ha mencionado reiteradamente la presencia del rol del operador del servicio eléctrico. En los puntos siguientes se aportan argumentos y criterios de decisión para el desarrollo y para comprender su importancia y fortalecer su presencia en cualquier proyecto de electrificación rural que desee sentar las bases para un servicio de calidad y a largo plazo.

5.1 Qué es operador y qué no (G&O&M) Aunque no existen definiciones absolutas, un ente operador de un servicio eléctrico sería aquel que se ocupa de tres aspectos principales de dicho servicio:

� Gestión administrativa y financiera (control, organización y comunicación);

� Operación y Mantenimiento (incluyendo reparación); y

� Verificación (monitorización y evaluación, inspección interna).

Existen experiencias en distintos países y regiones dónde el rol del operador del servicio eléctrico es desempeñado por entidades muy diversas, desde empresas estatales hasta ONGs o las propias comunidades de usuarios bajo esquemas asociativos.

Cabe señalar que un usuario por si mismo o un técnico instalador no son operadores de servicio eléctrico.

5.2 La clave de la sostenibilidad financiera: estructura de ingresos apropiada Los costes de un servicio eléctrico dscentralizado pueden agruparse en tres categorías:

� De Inversión (Inicial y de Reposición de equipos)

� De Gestión

� De Operación y Mantenimiento

Los esquemas típicos de planificación financiera de la electrificación rural (ya sea por extension de red o por infraestructura descentralizada) pretenden cubrir como mínimo los costes de Gestión, Operación y Mantenimiento (G&O&M) así como algunos costes de reposicón de equipos, mientras que los costes de inversion inicial son parcial o totalmente subsidiados, como parte de las políticas de desarrollo de infraestructuras. Por tanto, en téminos de sostenibilidad del servicio eléctrico una vez puesto en marcha, los esfuerzos se concentran en diseñar una estructura de ingresos viable a lo largo de la vida operacional de las infraestructuras introducidas, que van asociadas al consumo de la electricidad. Existen básicamente dos tipos de "pago" por el consumo de energía, cuya diferenciación reside en la propiedad de los equipos (principalmente de generación):

• El primer caso se trata del llamado modelo vendedor, en el cuál el usuario final, individualmente, adquiere en propiedad los equipos generadores de energía y podrá utilizarlos



también en forma individual de acuerdo a sus necesidades. Este esquema se puede presentar con sistemas fotovoltaicos para uso doméstico, bombas eólicas o aereogeneradores pequeños, etc. En este caso, seguramente el beneficiario deberá cancelar cuotas destinadas a la compra de sus equipos y, tener un manejo interno sobre sus costos operativos. Este modelo, en realidad no responde al desarrollo de un operador del servicio eléctrico si no más bien a la transferencia der responsbilidad sobre el servicio eléctrico directamente al usuario (mantenimiento, reposición). Si bien puede ser la única opción viable por razones de dispersión poblacional, los riesgos sobre la sostenibilidad del servicio son obvios si no se dota a losmusuarios de una capacitación efectiva y de un soporte para la adquisición de repuestos. Al basarse en un pago principalmente por adquisición de equipos, es frecuente su combinación con mecanismos de financiación (crédito) que incluyen un cierto seguimiento del correcto servicio eléctrico durante el período de repago de la financiación. De todas maneras debe existir una estructura comunal que haga posible el acceso al crédito y actúe como mecanismo colectivo de control sobre los sujetos del crédito.

• En el segundo esquema, el llamado modelo tasa por servicio, es el verdaderamente correspondiente a un operador del servicio eléctrico, los equipos de generación de energía no pertenecen exclusivamente al usuario individual, la distribución y uso de la energía requiere un mínimo de acuerdos colectivos que posibiliten un servicio eficiente, y por tanto son necesarios contemplar costos de operación y matenimiento del sistema (en los cuales se incluye la amortización de la deuda en el caso de un crédito), o solamente los costos de depreciación de los equipos si la inversión inicial es no reembolsable. En este caso la forma de distribuir estos costos entre los usuarios se efectúa a través de un sistema tarifario. Estudios previos en esquemas de servicio descentralizado han demostrado que el peso relativo de los costes fijos es considerablemente superior al de los costes variables, especialmente si se trata de usuarios con niveles de consumo bajo (inferior a 20kWh/mes); es decir, que hay poca elasticidad entre los costes y el consumo eléctrico. Si bien esta constatación no parece demasiado sorprendente, sorprendentemente las tarifas típicamente reguladas no reflejan dicha relación de costes, si no que copian las tarifas de red convencional según las cuáles los usuarios pagan por consumo (pago variable). El fijar un costo a la energía generada por el sistema comprende varios aspectos inherentes a la política que se pretende implementar conjuntamente con los beneficiarios, de esta manera se pueden tener distintos niveles de tarifas, una periodicidad definida de pago y una estructura de costos acordada. Es importante que estos elementos sean transparentes y debidamente acordados con y entre los beneficiarios ya en una etapa de factibilidad. Los componentes típicos de una tarifa son: el costo de generación de energía, el costo por potencia demandada y el costo por acometida. Adicionalmente puede existir la exigencia de aplicar recargos y aportes acordados, además de impuestos. Para fijar una tarifa se debe trabajar sobre los siguientes conceptos:

- como criterio global los ingresos totales por venta de energía que perciba el sistema, deberán cubrir los costos de gestión, operación, mantenimiento y eventualmente la amortización de deuda en caso de haber financiado algunos costes de inversión.

- manejo de carga: en el caso de mini o micro sistemas eléctricos se debe incentivar el consumo de energía en horas de valle, usos productivos etc. y desincentivar en horas pico, a fín de subir el factor de carga del sistema. El manejo de una tarifa diferenciada que incentive/frene el uso de energía en determinados periodos es el mecanismo más usual y manejable

- cuidar el componente social: facilitar o subvencionar a grupos de menores ingresos, la accesibilidad al sistema, a fín de evitar desequilibrios y tensiones sociales al interior de la comunidad. Como mecanismo se puede tratar de tarifas "especiales" en función de la carga mínima demandada, cobro parcial a través de la prestación de ciertos servicios, en el caso de MCH, limpieza de canales u otras actividades, siempre y cuando esta subvención no cause mayores tensiones en la comunidad que el no aplicarla. Un criterio básico que define la posiblidad de aplicar estas medidas, lo determina el universo beneficiario de estas "rebajas" y la condición social de los mismos.



- el componente fiscal: un sistema tarifario representa una forma relativamente fácil de cobranza de impuestos para el municipio. Las recaudaciones por concepto de alumbrado público son elemento típicos que se pueden incorporar a la tarifa de consumo de energía.

5.3 Descripción de modelos según titularidad del servicio eléctrico

5.3.1 Modelos de referencia: Compañía eléctrica / Organización comunitaria

La siguiente tabla contiene una breve descripción de los dos esquemas organizativos más frecuentes, que podrían ser viables en el Chaco:

FINANCIACIÓN MODELO

Inversión inicial Costes G&O&M

RESPONSABLE DE MANTENIMIENTO

A.

Modelo

Cía. Eléctrica

Usuarios y fondos públicos

Tarifas pagadas por usuarioscon una subvención gestionada por un cuerpo gubernamental.

Cía. eléctrica (mediante mandato nacional o concesión territorial).

B. Modelo

Comunidad

Principalmente fondos

públicos.

(Opcionalmente, pequeña

contribución de usuarios)

Tarifas pagadas por usuarios (Posible subvención de cuerpos gubernamentales para costes de sustitución de material)

Organización comunitaria

MODELO VENTAJAS PRINCIPALES DESVENTAJAS PRINCIPALES

A.

Modelo

Cía. Eléctrica

• Protección de marco legal y cuerpos oficiales.

• Experiencia técnica en funciones O&M, monitorización, transacción, administración.

• Amplia experiencia en la gestión de suministro del servicio eléctrico.

• Disponibilidad de recursos financieros (mayor acceso a fondos y mecanismos de financiación).

• Servicio de mantenimiento correctivo centralizado, existencias de repuestos.

• Disponibilidad de reglamento/normas de servicio y contratos formales.

• Usualmente no interesa en microrredes en áreas remotas y lenta respuesta cuando la instalación tiene problemas.

• Altos costes de O&M. • Riesgo de percepción distante de los

usuarios y su consiguiente rechazo. • Riesgo de fallo financiero en caso de

rechazo de la vecindad – negativa a pagar tarifas en una comunidad que pueda afectar el servicio en otras comunidades.

• Las tarifas actuales reguladas necesitan reconocer a las microrredes de energías renovables.

B.

Modelo

Comunidad

• Solamente alternativa organizativa en áreas remotas, cuando no operan las cías. eléctricas.

• Gran sentido de la propiedad • Aceptación social, colaboración vecinal y

co-responsabilidad en la propiedad del equipo y conducción de las obligaciones básicas del mantenimiento.

• Creación de trabajo de O&M en la comunidad.

• Incremento de auto-suficiencia en la comunidad, menos necesidad de burocracia para la gestión del servicio.

• Posibilidad de aplicar las estructuras tarifarias diseñadas específicamente.

• Falta de gestión administrativa y capacidad técnica y recursos.

• Necesidad de formación específica en G&O&M.

• Acceso limitado a piezas de recambio. • Poco o ningún acceso a los recursos

financieros (fondos y mecanismos financieros).

• Riesgo asociado a las transacciones de ingresos requeridos.

Tabla 1.- Modelos típicos para la organización de un servicio eléctrico rural



Según el modelo B, la gestión de la infraestructura la realiza y costea el usuario, que debe asumir tanto los gastos técnicos (mantenimiento, contacto con los proveedores de repuestos, monitorización) como los gastos financieros (administración, facturas y servicio al cliente). Este perfil multidisciplinario se encuentra raramente en entidades locales, pero puede conseguirse con formación específica y asistencia del facilitador social del proyecto. Esta asistencia no puede descartarse hasta que los usuarios son auto suficientes en la operación del servicio eléctrico. Similar al modelo A, los roles de Regulador, Inspector y Evaluador deben ser cubiertos por cuerpos locales para así asegurar la conformidad legal. Alternativamente, los roles de Inspector y Evaluador pueden realizarlos agentes externos, pero con un programa de verificación periódica formal (definido por el promotor institucional del proyecto). En el modelo B, la dirección correcta de las funciones de mantenimiento depende de la existencia de un proveedor de recambios relativamente cercano a la comunidad de usuarios o emplazamiento (que pudiera realizar asistencia técnica telefónica), mejor que considerar la contratación de un mantenimiento especializado.

5.3.2 Propiedad

En el modelo A, toda la infraestructura pertenece a la compañía eléctrica bajo los términos fijados en su regulación o concesión. En el caso del modelo B, puede encontrarse una amplia variedad de co-financiadores para inversiones de infraestructuras, incluyendo los mismos usuarios – mediante tarifas de conexión o similar. No todos los co-financiadores estarán dispuestos a transferir el equipamiento a los usuarios por diferentes razones (políticas, sociales, técnicas, etc.). Incluso los esquemas de co-propiedad pueden ser convenientes para dos o más entidades co-financiadoras. En cualquier caso, la infraestructura la operaría y mantendría el operador del servicio. Siempre que los roles y responsabilidades de las infraestructuras estén formalmente establecidos (p. ej. mediante contratos entre el operador del servicio y el propietario de la infraestructura o co-propietario) y efectivamente ejecutados, cualquier régimen de propiedad específico puede ser adecuado para asegurar la calidad y sostenibilidad del servicio.

5.3.3 Normas del servicio y contratos

Dependiendo del modelo seleccionado (A o B), la calidad del suministro de electricidad debe desarrollarse mediante los estándares del servicio adaptados a las infraestructuras utilizadas, basadas en las EERR, que el operador del servicio (la compañía eléctrica concesionaria en el modelo A y la entidad usuario-cuidador en el modelo B) debe adoptar y ejecutar. Los agentes involucrados en el desarrollo de este reglamento son el Regulador y el Normalizador del programa.

Dentro del modelo A, en caso de considerar una concesión, la implementación del reglamento formal de servicio debe ser una condición para la obtención de dicha concesión por parte de la administración competente.

Este reglamento formal de servicio debe especificar y desarrollar en detalle los siguientes puntos claves:

� Aspectos organizativos: • Responsabilidades del servicio • Financiación y costes • Agentes implicados y tarea de cada uno de ellos • Propiedad de las instalaciones (y contratos de garantía) • Calidad del servicio y gestión de conflictos (*) • Condiciones de seguridad

� Procedimientos técnicos: • Procedimiento para la solicitud de conexión y autorizaciones (*) • Procedimiento de prueba para puesta en marcha – solo contrato concesión • Procedimiento de medición y monitorización (inspección y seguimiento) – solo

contrato concesión



• Procedimiento de mantenimiento (básico y completo) • Trámite y cobro de tarifas (*) • Procedimiento de evaluación de cumplimiento de obligaciones de cada agente • Procedimiento de penalización e incentivos (*) • Piezas de recambio y almacenamiento – solo contrato concesión

Con respecto a los usuarios, sus conexiones para el suministro de electricidad desde la microrred deben contratarse al operador del servicio, que emitirá un contrato formal incluyendo las condiciones del servicio – una adaptación de los aspectos listados con anterioridad, relevantes para los usuarios y marcados con un (*). Los contratos formales contribuyen a la monitorización del funcionamiento del sistema y previenen de los sobreconsumos esporádicos incontrolados que pueden obstaculizar la capacidad del sistema.

5.4 Modelos alternativos

5.4.1 Modelos mixtos

Dependiendo de las condiciones locales o nacionales, sea en los aspectos legales y regulatorios o en los aspectos institucionales y organizativos de las comunidades y gobiernos locales, existen modelos de operadores de servicio que son variantes de los dos de referencia expuestos en la sección anterior, o bien combinan caracteristicas de ambos.

En el modelo de empresa eléctrica existen las vertientes de una empresa pública o de una empresa privada. Si bien en el primer caso el aspecto de función social del servicio de electricidad está generalmente más explícito en el marco jurídico y regulatorio, también se tienen obligaciones explícitas (lo deseable sería que fueran obligaciones bien claras), en el caso de una empresa privada concesionaria del servicio de electricidad. Sin embargo, cabe recordar, que la experiencia reciente en América Latina ha mostrado debilidades en cuanto al caso de las concesionarias privadas, pues – de manera general – ha venido prevaleciendo, no sin contestaciones crecientes, un modelo mercantilista del servicio de electricidad, según el cual se reconoce principalmente el fin de las empresas concesionarias de tener un retorno “razonable” del capital invertido, además de cubrir los costos de explotación del servicio. Siendo así, los sistemas de baja rentabilidad financiera en el corto plazo, como es frecuentemente el caso de la electrificación rural o de la electrificación descentralizada, quedaron relegados a un segundo plano y dependientes de fondos públicos especiales.

Para el chaco paraguayo, seguir este modelo implicaría llevar en cuenta el operador del servicio eléctrico, la empresa estatal Administración Nacional de Electricidad (ANDE), que tiene la exclusividad del abastecimiento público de electricidad en todo el territorio nacional; atribución esta que puede ser delegada, en regiones aún no servidas, por medio de un contrato que debe ser refrendado por el Congreso Nacional.

En el marco del sistema interconectado nacional, el modelo de Cia. Eléctrica existente en Paraguay presenta actualmente una variante en caso de la electrificación rural por expansión de la red, un modelo mixto en realidad. La experiencia reciente de la ANDE indica casos en que la empresa estatal considera una determinada localidad como un solo usuario (o gran usuario) con tarifas que generalmente son muy favorables, porque se entrega la energía en tensiones elevadas. La localidad se organiza para construir y mantener una micro o minired en media y baja tensión. Esta variante aún no está totalmente reglamentada, pero se podría partir de ella para explorar soluciones para la electrificación descentralizada.

Por otra parte, la aplicación strictu sensu de un modelo “comunitario” en Paraguay no tiene viabilidad legal, en las condiciones actuales.

No obstante, vemos viable un modelo mixto (que combina el modelo de Cia Eléctrica con el modelo comunitario) con variantes. El eje principal de esas variantes seria la participación de la ANDE en organizaciones que podrían reunir – como socios – la comunidad y/o los gobiernos departamentales. La ANDE no tiene impedimentos para participar de iniciativas como esta. Sin



embargo, debería desarrollarse una estructura normativa, de nivel infra-legal, para reglamentar el funcionamiento de este esquema.

Un ejemplo interesante de asociación público-privada en Paraguay es la Corporación Aguas para el Chaco, en la que se tienen los gobiernos departamentales y organizaciones de la sociedad civil como socios.

La gran ventaja de estos modelos híbridos es que combinan las ventajas citadas para cada modelo original. Sin embargo, debería reglamentarse la estructura, principalmente por medio de una definición bien clara de roles, para evitar que se combinen también las desventajas.

5.4.2 Modelo de propiedad mixta: Indoor/Outdoor

Como se ha comentado en secciones anteriores, la propiedad de los equipos es un aspecto clave en la definición del modelo de operador dels ervicio eléctrico. Aplicando el enfoque de modelo mixto específicamente sobre el aspecto de la propiedad, podemos pensar en un concepto interior / exterior o indoor/outdoor.

El indoor (interior), incluye a los equipos que utiliza directamente el usuario (se encuentran dentro de su emplazamiento) y de los cuales sería responsable y también propietario (por ejemplo, batería, instalación interior, regulador de voltaje para radio, y por supuesto los focos y artefactos, etc.). Pueden ser adquiridos (o financiados) por el propio usuario.

En cambio, el outdoor (exterior) incluirá aquellos equipos ubicados en el exterior del emplazamiento, básicamente de generación (paneles FV, sopoertes, reguladores, o microplanta de generación si se trata de una disposición en microrred). Dado que se trata de los equipos más costosos, es conveniente que puedan ser objeto de subsidio, con la posibilidad de no ser transferidos al usuario directamente sino más bien a otra entidad de gobierno local como el Municipio.

Este modelo presenta la ventaja que en caso de que llegase la red eléctrica, o el usuario decida cambiar de residencia o migrar, el outdoor es traslado a otro usuario que requiera de energía.

Es necesario un arreglo institucional que permita tener un control claro de la propiedad del outdoor. Una posibilidad es que los equipos outdoor se entreguen en usofructo a los usuarios, pero bajo una garantía mancomunada y solidaria de la comunidad. En caso de pérdida, la comunidad es responsable por dichos equipos. Se debe establecer un convenio entre la comunidad y el Municipio que establezca que si el equipo se daña o pierde, la comunidad responderá de la misma y cubrirá los costos con recursos de participación popular que administra el Municipio para esa comunidad. Las experiencias de este control social cruzado son positivas y han sido experimentadas en Bolivia.

Otra ventaja de este modelo, es la equidad de coste del acceso a la electricidad; por ejemplo, en equipos fotovoltaicos individuales de 50Wp, el costo que paga el usuario es similar al que pagan aquellos que tienen acceso a la red eléctrica y, desde su perspectiva el acceso a la energía no es más costoso. Con los gastos actuales en energía de aproximadamente 40 $US/año, el usuario puede pagar la reposición de su indoor en el tiempo, sin sobre-exigir a su economía. Con seguridad que se debe asegurar la creación de una red de servicios de operación, mantenimiento y venta de partes y repuestos que asegure la disponibilidad de estos insumos permanentemente en la zona, bajo la forma de microempresas locales.

La no transferencia del outdoor a propiedad del usuario, minimiza posibles distorsiones en el mercado, y reventas de equipos.

Finalmente, éste modelo, permite saltar la barrera de la inversión inicial para el usuario, y es compatible con marcos regulatorios que impidan la transferencia de bienes públicos a privados, de ahí su posibilidad de replicación masiva.

Este modelo ha sido probado en Bolivia a pequeña escala con comunidades piloto y, los resultados obtenidos por ENERGETICA son alentadores, al punto que se propone el uso masivo del mismo y, después existe la posibilidad del que el mismo Estado lo adopte.



6 Propuesta de roles para un programa en El Chaco

6.1 Chaco boliviano

Componente Institucional Identificación / Cuantificación

Definir roles clave según marco legal y administrativo 0. Coordinador del Programa VMMEA

1 Promotor Institucional Prefecturas / Municipios

2 Regulador VMMEA

3 Normalizador IBNORCA (para fotovoltaica)

4 Facilitador Social o Promotor de las Comunidades

Alcaldías + organizaciones comunitarias y étnicas existentes +

ONG´s

5 Comunidades A priorizar por roles 0, 1, 2

6 Director técnico Entidad profesional independiente,

en convenio o contrato con los financiadores y los usuarios

7 Financiadores VMEEA – Prefecturas – Alcaldías – Cooperación internacional

8 Proveedores Empresas

9 Instaladores Técnicos - empresas

10 Capacitador - Comunicador Técnicos – empresas

11 Mantenedores A definir por roles 12, 13

12 Generador Organizaciones comunitarias

13 Operador del servicio eléctrico Organizaciones comunitarias

14 Evaluador o Inspector A definir por el rol 7

15 Director de Divulgación VMMEA (para divulgación externa) y Prefecturas (para divulgación interna)

16 Responsable de Monitoreo y Evaluación

Unidad de M&E del VMEEA ó Entidad independiente en

coordinación con los actores

Definición de modelos de operador Organizaciones comunitarias Mixto (distribuidoras y org.

comunitarias)



6.2 Chaco paraguayo

Componente Institucional Identificación / Cuantificación

Definir roles clave según marco legal y administrativo 0. Coordinador del Programa Comité Nacional CCE

1 Promotor Institucional VMME

2 Regulador VMME

3 Normalizador INTN-ANDE

4 Facilitador Social o Promotor de las Comunidades Gobernaciones departamentales

5 Comunidades A priorizar por roles 0, 1, 3

6 Director técnico ANDE con apoyo experto externo

7 Financiadores ANDE / BID

8 Proveedores Empresas

9 Instaladores Técnicos - empresas

10 Capacitador - Comunicador Técnicos - empresas

11 Mantenedores Técnicos - empresas

12 Generador Organizaciones que cuentan con la participación de la ANDE

13 Operador del servicio eléctrico

Organizaciones que cuentan con la participación de la ANDE

(bajo convenios con organizaciones descentralizadas)

14 Evaluador o Inspector Gabinete social con el apoyo de un

organismo internacional especializado en electrificación rural

15 Director de Divulgación VMME


Unidad de M&E del VMME ó Entidad independiente en

coordinación con los actores

Definición de modelos de operador Mixto (ANDE y organizaciones comunitarias)



Anexo A: Resumen ejecutivo en inglés / Executive summary in English

Background With the objective of guiding and supporting the people in charge of the planning of the rural electrification, within the 4 Work Package of the project CRECER CON ENERGÍA, we have developed a Tool that analyzes the factors which determine the activity mentioned, suggests desicion criteria and methodologic recommendations, and offers concrete solutions. This document is the first part of the Tool; it containts the definition of the conceptual framework (distinguishing between Programmes and projects) and a guideline for the design of Decentralised Electrification Programmes based in renewable energies.

Conceptual framework of the decentralised rural electrification Within the project CRECER CON ENERGÍA we are using the following 3 basic elements for the logical articulation of activities of decentralised rural electrification:

1. Communities: Are the social groups or population that will use the electrical service. Their socio-economic benefit might be the final objective of the planned electrification.

2. Programme (o Planning): Integral structure-framework of design, implementation, follow up and evaluation of an electrification in the short and long term. It fixes the legal, institutional, social and financial development components of the electrification proposed, and therefore it selects the communities. The temporal duration of the programmes is variable (depending of the desired impact of the electrification proposed), generally varying amongst 3 and 15 years.

3. Project: Group of concrete actions for carrying out the pattern fixed on a programme (or planning) in the short time. It starts from the selected communities and fixes the technical, economic and organizative components of the electrification proposed. The temporal duration of a project is variable (depending on the available resources for the electrification proposed), generally varying amongst 1 and 4 years. A same project could be adressed to more than a community, and a same community could be the objective for more than a project.

Figure 1: Scheme of the rural electrification planning by means of programes and projects.

Very important: a decentralised electrification project should allow the start up of a electrical service and at the same time to settle out the basis for its sustainability in time, at least in management, operation and maintenance aspects, that is, to stablish the role of the electrical service operator and assign any entity to carry it out.Very important: a decentralised electrification project should allow the start up of a electrical service and at the same time to settle out the basis for its sustainability in time, at least in management, operation and maintenance aspects, that is, to stablish the role of the electrical service operator and assign any entity to carry it out.

Programme necessities, responsibilities and deriverable documents They can be grouped into three components, which are described below.



Institutional Component - Political and administrative competences about rural electrification (national,

regional and local level) - Other legal conditionants (for example: legal regime of the service, entry or leaving

of agents in all the value chain of the electrical industry, participation restrictions for agents of the value chain, special conditions for isolated systems or service universalization, etc.)

- Forecast of the conventional electric grid extension (BT / MT) - Forecast of the conventional electric grid extensión densification (BT / MT) - Definition of electricity service operators models (seller, dealer, communitary,

outsourcing, mix) - Definition of key roles to participate in the programme (some of them are key roles,

those without wich the programme should not go ahead): 0. Programme coordinator (key role) 1. Institutional promoter (key role) 2. Regulator (key role) 3. Standardization body, vinculated or not with the regulator.(key role) 4. Social Facilitator or Communities promoter(key role) 5. Users or Communities (key role) 6. Technical Director (key role) 7. Financers (key role) 8. Infrastructure providers 9. Installer 10. Trainer - Communicator 11. Maintenance keepers – Maintenace managers 12. Generator 13. Electrical service operator 14. Evaluator or Inspector (key role) 15. Dissemination director (key role) 16. Monitoring and evaluation manager (key role)

Social Development Component - Prioritization – communities quantification - Social and cultural structure of the communities – organization, level of literacy

and sociocultural values, focusing of the energy in the culture (if corresponding) - Demography - Activities which generate incomes (the ones existing and the potential ones) and

study of possible productive electricity uses. - Prioritization of the basic services: Health, Education, Food Security, Information

/ - Communication, Water - Competence and political and administrative models about infrastructure, local

level - Definition of duration and temporary goals of the programme - Selection of indicators for the follow up and evaluation; settling out of qualitative

indicators matrix with consideration for score and project selection. - Due to the fact that the social development should be the last objective of any

rural electrification action, it is important to do monitoring and periodical evaluations of the rural electrification programme impact in this component. The



monitoring and evaluation are widely developed in other phase of the project CRECER CON ENERGÍA, the component of M&E, where three documents have been developed.

• “Monitoring and Evaluation of Energy Projects for Social Development“, WP 7-D25 (2) –

• “Monitoring and Evaluation Frameworks and Indicators: A Review of Energy Stakeholders in Bolivia & Paraguay”, WP 7-D25, February 2007.

• “Monitoring and Evaluation of electrical Programmes and projects-Training Guide ”, WP 7-D26

Financial Component o Definition of minimal levels of sustainability – profitability of the projects: private TIR,

social TIR o Quantifying of social benefits of the electrical service, social VAN o Levels of payment willingness of the communities (determination of the current

expenses replaceable by means of the electrical service) o Definition of the funds origin for:

1 Formulation costs (Technical, Economical, Social) 2 Infrastructure costs (Capital):

i. Initial investment ii. Equipment replacement

3 Operating costs: Management, Operation and Maintenance of the electrical service

4 Social support costs: Training, Follow up and Evaluation. 5 Programme Evaluation or Inspection costs 6 Programme dissemination costs

o Availability of subsides (donations, taxes) or bonified (micro) credits– for what kind of costs?

o Tariffary framework applicable o Availability of private investment (national and international) – with what

compensation? o Determination of procedures for funds achievement.

It should be considered that the responsible of the diagnosis about the Programme necesitéis depends on the promotion framework; if it is a bottom-up programme promotion, it will be the Social Facilitator. But if it is a top-down programme promotion, then it will be the Institutional Promoter. In both cases, the responsible of diagnosing the necessities of a programme should receive the collaboration of:

- Programme Coordinator - Social Facilitator / Institutional Promoter - Technical Director

The receivers of the Programme necessities diagnosis are: - Financers - Electrical service operators - Dissemination Director

Finally, we can offer a list of deliverable documents of reference:

• Social identification (Maps, population census, references of payment commitment, capacity of payment – CoP)

• Assignment of roles and responsibilities within the programme



• Initial planification (quantified goals and calendar)

• Financial and project habilitation specification sheet

• Final planification (once the projects are designed)

• Reports of periodical evaluations

• Report of final evaluation

Necessities of Project, responsabilites and deriverable documents They can also be grouped into three different components, which are showed below.

Technical Component - Electricity demand - by domestic applications, productive, communal - Charge profiles (power demand) - Energetic renewable resources - Availability of other basic infrastructures: water, accesses, comunications - Capacities – minimal local training level (users, local technicians) - Other technical and environmental determining factors about the type of technology

or generation architecture

Financial Component - Capacity and payment dynamics of the communities - Local references and pre-quotations for:

0. Formulation costs (Technical, Financial, Social) of the Project 1. Infrastructure costs (Capital):

o Initial investment o Equipment replacement

2. Operating costs: Management, Operation and Maintenance of the electrical service

3. Social support costs: Training, Follow up and Evaluation - Levels of non-payment / management of communitary activities - Previous local experiences with micro-credit: main shortcomings (and sucesses) - Previous local experiences of private investment: main shortcomings (and

sucesses) - Previous local experiences with programmes/projects of government

organizations or NGOs (with or without international cooperation)

Organizative Component - Identification of some key roles (according to the legal framework, by direct

award or tender): 1. Infrastructure providers 2. Installers 3. Trainer - communicator 4. Maintenance provider 5. Generator 6. Electrical service operator

- Provision chains (national, international) of equipments and materials - Capacities and sources for the management model of the electrical service

defined (seller, - dealer, communitary, outsourcing, mix) - Time and resources to support the adaptation by the users



In this case, the last responsible of the diagnosis about the Project necessities is the Programme Coordinator, who has to receive the cooperation of:

- Social facilitator or Communities promoter - Technical Director - Electrical service operators - Users / Communities

The receivers of the Project necessities diagnosis are: - Institutional promoter - Regulator

The deliverable documents of reference that we can offer are grouped into two fhases:

First phase: Design and Habilitation:

• Socio-economic study

• Report of technical identification and organizative visit

• Report of approval or constitution of the electrical service operator

• Technical project (base engineering) of infrastructures

• Matriz of socio-economical marking of the project

• Executive project (detail engineering) of infrastructure (drawings, measurements, budget, programme of local technicians training, basic safety and health study, programme of works execution)

• Financial scheme or business plan of the electrical service operator

• Specification sheet of technical conditions

• Payment commitment of the users to the electrical service operator The result of this first phase is the production of all the necessary documents for the Project execution.

Second phase: Execution

• Contracts with infrastructure providers and installers

• Specification sheet of guarantee for goods and equipment adquired

• Works book

• Minutes of tests and verification for the start up

• Minutes of infrastructure reception

• Contracts between the electrical service operator and the users

• Technical evaluation reports (with monitoring data about the technical operation)

• Social evaluation reports (with monitoring data about the users adaptation)

• Electrical service operator financial reports (balances, cash flow).

Flowchart of the decentralised Electrical Planning The figure below shows the general diagram of a programme. The precondition of a programme should be the identification of a necessity of electrical supply. And the result, the start up (operation starting) of this supply, by means of the performance of one or several concrete projects.



Figure 2: General diagram of a rural electrification programme, in which one or several projects are

executed. Once the concrete programmes have been finished, that is, the electrical infrastructure operation has started and the follow-up and evaluation phases have finished, the electrification programme is closed. And the electrical infrastructure operation goes on.

Sustainability = Development of electrical service operators In the previous sections, the presence of the electrical service operator role has been very often mentioned. In the following points there are arguments and decision criteria for the development and understanding its importance and strengthen its presence in any project of rural electrification with a quality service and in long term.

What is operator and what is not (M&O&M) Although it do not exist absolute definitions, the electrical service operator is that one in charge of three principal aspects of the service mentioned:

� Administrative and financial management (control, organization and communication); � Operation and Maintenance (including repairs); and � Verification (monitoring and evaluation, internal inspection).

There are experiences in different countries and regions where the rol of the electrical service operator is fulfilled by diverse kind of entities, from estatal companies to NGOs or the users communities under associative schemes. A user or a technician-installer is not an electrical service operator.

The key of the financial sustainability: appropiate structure of incomes The costs of a decentralised electrical service can be grouped in three categories:

� Investment (Initial and equipment replacement) � Management � Operation and Maintenance

The typical schemes of financial planning for rural electrification (or by grid extension or decentralised infrastructure) expect to cover at least the costs of Management, Operation and Maintenance (M&O&M) and also some costs for equipment replacement. The costs of inicial investment are partial or totally subsidied as part of the development policies of infrastructures. Therefore, in terms of sustainability of the electrical service, once it has start up, the efforts are focused in designing a structure of viable incomes through the operational life of the infrastructures intruduced, which are associated to the electricity consumption. There are basically two kind of “payment” for the energy consumption. The differences of both are based in the equipment property (principally of generation):



• The first case is the seller model, where the final user, individually, acquires rights to the energy generators equipments and also can use them individually depending on his necessities. This model, does not really respond to the development of an electrical service operator, but to the transfer of responsibilities on the electrical service directly to the user (maintenance, replacement). Althought it could be the only viable option due to population dispersion, the risks about service sustainability are obvious if the users do not have an effective training or a support for the acquisition of spare parts.

• The second scheme, called the tax model for service, is the truly corresponding to an operator of electrical service. The energy generation equipments do not belong exclusively to an individual user, distribution and use of the energy require a minimum of collective agreements that make possible an efficient service. So, it is necessary to consider the costs of operation and maintenance of the systems (including the debt amortization, in case of a credit), or only the depreciation costs of the equipment if the initial investment is not refunded. In this case, the way to distribute these costs amongst users is throug a tariffary system. The typical components of a tariff are: the cost of the energy generation, the costs by demanded power and the cost by connection. As well it can exist the requirement of paying extra charge and agreed contributions, apart from taxes. The following aspects are important to fix a tariff:

- as global criteria the total incomes of energy sale that the system receives, should cover the costs of management, operation, maintenance and, sometimes, the debt amortization in case of having financed the investment costs. .

- charging use: in the case of mini or micro electrical systems the energy consumption in off-peak hours, productive uses, etc. should be stimulated and not motivated at peak hours, in order to increase the charge factor of the system. The use of a differientated tariff that stimulates/stops the use of energy in certain periods is the mechanism more usual and easy to use.

- taking care of the social component: facilitate or subsidize groups of little incomes, the access to the system in order to avoid imbalances and social strains to the community. As mechanism it could be “special” tariffs depending on the minimal charge demanded, partial collection of tariffs through the execution of a certain service, in the case of MCH, cleaning of canals or other activities, as long as this subsidy does not cause strains in the communities. A basic criterion that defines the possibility of take these measures is determined by the universe beneficiary of this “sales” and its social condition.

- the fiscal component: a tariffary system represents a easy way of collection of taxes for the municipality. The collections for public lighting are typical elements that can be joined to the tariff of energy consumption.

Description of operation models according to the electrical service property

Reference models: Utility grid / Communitary organization The table below shows a small description of the two organizative schemes more usual, which could be viable in the Chaco region:



Table 1.- Typical modelsl for the organization of a electrical rural service

According to model B, the management of infrastructure is done and paid by the user, who has to assume not only the technical expenses (maintenance, contacting with infrastructure providers of spare parts, monitoring) but also financing expenses (administration, invoices and customer service). This multidisciplinary profile is barely found in local entities, but can be achieved with specific training and the assistance of the social facilitator of the project. This assistance can not be ruled out until the users are self-sufficient in the operation of the electrical service. Similar to model A, the roles of Regulator, Inspector and Evaluator should be covered by local bodies in order to assure the legal conformity. Alternatively, the roles of Inspector and Evaluator can be performed by external agents, but with a programme of formal periodical verification (defined by the institutional promoter of the project). In model B, the correct management of the maintenance function depends on the existence of a supplier of spare parts close to the community of users or location (who could make the technical assistance by telephone), better than consider the contracting of a specialized maintenance.

Alternative models Mixed models Depending on the local or national conditions, in legal and regulatory aspects or in institutional and organizative aspects of the communities and local governments, there are models of service operators which are a variety of the two exposed in the section above or combine characteristics of both of them. For the Paraguayan Chaco, we consider it is viable a mixed model (that combines the model of utility with the communitary model) with variants. The principal core of these variants will be the participation of ANDE in organizations that could gather – as partners – the community and/or departamental governments. ANDE has not any obstacles to take part of initiatives like this one. Nevertheless, a normative structure shoul be developped, of sub-legal level, to regulate the operation of this scheme. An interessant example of public-private association in Paraguay is the “Corporación Aguas para el Chaco”, where the departamental governments and organizations of civilian society are partners. Model of mixed property: Indoor/Outdoor The property of the equipments is a key aspect in the definition of a operator model of the electrical service. Applying the mixed model approach specifically in the property aspect we can think about an indoor/outdoor concept. The indoor, include those equipments that the user uses directly (in his location). The user is the owner and responsible of them (for example; batteries, indoor installation, voltage regulator for radio, and, of course, the bulbs and devices, etc.). They can be acquired (or financied) by the user. On the other side, the outdoor will include those equipments located in the outdoor of the installation, basically of generation (PV modules, supports, regulators, or generation microplant if it is a microgrid). As the equipment is more expensive, it is convenient that it can be subsided, with the possibility of its transference to an other entity of the local government as the Municipality, instead of the user. The advantage of this model is that if the electric grid arrives, or the user decides to move or migrate, the outdoor equipment is installed to another user requiring energy. This also allows to the user to jump the barrier of the initial investment and is compatible with the regulatory frameworks



that hinder the transference of public goods to private goods. This fact makes possible its massive replication. This model has been tested in Bolivia, at small scale, in pilot communities. The results obtained by ENERGETICA are really encouraging, so much that its massive use has been proposed and later on there is the possibility that the State will adopt i



Anexo B: Definición de Roles y Responsabilidades dentro de un programa de electrificación rural descentralizada La identificación exhaustiva de los agentes que participan en una determinada actividad de electrificación rural tiende a ser un ejercicio complejo, dada la variedad de actores involucrados y de condicionantes legales y administrativos que existen en cada país, región o incluso municipio. Tras analizar varias iniciativas de electrificación descentralizada con energías renovables, así como participar en grupos de trabajo de estandarización internacional4, podemos ofrecer una identificación de roles clave como parte de un marco interinstitucional eficaz, basada en la distinción de responsabilidades aplicable a cualquier sector eléctrico o contexto socio-político. La siguiente tabla contiene la selección de dichos roles clave con sus responsabilidades, así como su grado de importancia (indispensable o recomendado).

ROLES CLAVE GRADO5 RESPONSIBILIDADES PRINCIPALES

0. Coordinador del Programa I

Planificar, controlar y gestionar el desarrollo de todo el programa, durante su ciclo de vida.

Mantener la comunicación con y entre los roles clave

1. Promotor Institucional I

Definir objetivos, estrategias y mecanismos para la ejecución del programa, integrando las condiciones establecidas por el regulador. Tiene un carácter normativo, formulador de polìticas

2. Regulador I Establecer las condiciones normativas para la implementación de infraestructura y para la gestión del servicio (titularidad, tarifas, subsidios...)

3. Normalizador R

Establecer condiciones técnicas para la implementación de infraestructura y para la gestión del servicio (certificación y garantías de equipos, criterios de calidad, seguridad)

4. Facilitador Social o Promotor de las Comunidades

I Representar y defender los derechos de los usuarios, actuar como interlocutor frente a otros roles clave.

5. Usuarios o Comunidades I

Beneficiarios del servicio eléctrico, deben comprometerse a la conservación de las infarestructuras y al pago por dicho servicio (en la forma que sea establecida)

6. Director técnico I

Planificar, controlar y aprobar el correcto diseño, provisión y ejecución de las infraestructuras en cada Proyecto, así como la puesta en marcha del servicio eléctrico

Verificar el cumplimiento de los requisitos del Normalizador.

Asistir a los operadores del servicio eléctrico durante la duración del Programa.

7. Financiadores I Aportar recursos financieros y opciones de financiación

4 Norma Técnica IEC 62257-6 “Recommendations for small renewable energy and hybrid systems for rural electrification – Part 3: Project development and management – Part 6: Acceptance, operation, maintenance and replacement”. Publicada Noviembre 2005. 5 I: Indispensable, R: Recomendado



8. Proveedores I Aportar materiales y equipos (y garantías correspondientes)

9. Instaladores I Realizar la correcta instalación, puesta en marcha y recepción de los equipos

10. Capacitador - Comunicador I

Realizar formación específica y fortalecimiento institucional para los operadores del servicio eléctrico, técnicos locales, usuarios y otras entidades locales involucradas en la gestión del servicio

11. Encargados del Mantenimiento I

Realizar el mantenimiento de las infraestructuras (verificación, chequeos preventivos, corrección de averías, repuestos, retirada de equipos, etc.)

12. Generador I

Obtener la titularidad de los equipos de generación y producir electricidad en condiciones de calidad (y para su distribución a los usuarios) exigidas por el Regulador, el Normalizador - o en su ausencia, según estándares internacionales.

13. Operadores del servicio eléctrico I

Gestionar y/o explotar el servicio eléctrico

Controlar el correcto funcionamiento de los equipos, la administración y finanzas del servicio, y tratar con los usuarios

14. Evaluador o Inspector R

Supervisar periódicamente los datos de funcionamiento del servicio eléctrico en cada Proyecto Verificar el cumplimiento de los objetivos, estrategias y mecanismos definidos por el Promotor Institucional Verificar el cumplimiento de los requisitos definidos por el Regulador

15. Director de Divulgación R Realizar actividades de información, promoción y

sensibilización acerca del Programa y los Proyectos


R

Realizar actividades comparación permanente entre el plan operativo y su realización/ejecución práctica así como el cuestionamiento, la revisión y la adecuación de la planificación, de manera de fortalecer la reflexión, la sistematización y la toma de decisiones.



Anexo C: Fichas ejemplo de Programas y Proyectos en curso

o Bolivia: PNUD/GEF o Argentina: PERMER o Brasil: Luz Para Todos o Catalunya (estado español): PERC



FICHA DEL PROGRAMA: Electrificación Rural con Energías Renovables en el Marco de la Participación Popular

Componente Institucional Identificación / Descripción

Roles clave 0. Coordinador del Programa

Nombre entidad/es

Vice Ministerio de Electricidad y Energías Alternativas

1 Promotor Institucional Unidad de proyecto (VMEEA – PNUD/GEF)

2 Regulador -

3 Normalizador de equipos Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (IBNORCA)

4 Facilitador Social o Promotor de las Comunidades Promotores: Empresas, ONG´s, Municipios

5 Usuarios o Comunidades Familias campesinas dispersas

6 Director técnico Equipo Facilitador del Proyecto (VMEEA –PNUD/GEF)

7 Financiadores VMEEA – PNUD/GEF

12 Generador Mismos usuarios

13 Operador/es del servicio eléctrico Operadores técnicos, durante los 2 primeros años

14 Evaluador o Inspector IBNORCA – VMEEA – PNUD/GEF

15 Director de Divulgación VMEEA – PNUD/GEF

Modelo/s de operador del servicio eléctrico admitidos (concesión, vendedor, autónomo o privado, mixto, tercerización …)

Utilización de mecanismo de crédito y subsidio para facilitar el acceso a equipos FV individuales. Al concluir el pago del crédito el SFV es transferido a propiedad del usuario. Durante los primeros dos años existe un sistemas de O&M que asegura una operación correcta de los sistemas. Al finalizar este periodo, se transfiere la responsabilidad al usuario. Se prevé la creación de técnicos locales, como mecanismo de sostenbilidad técnica.

Procedimiento de habilitación de proyectos (licitación pública, licitación por invitación, concurrencia competitiva, etc)

Fondo concursable de proyectos



Componente Desarrollo Social Identificación / Cuantificación

Duración del programa Fecha de lanzamiento procedimiento de habilitación de proyectos

7 años Agosto 1999

Cuantificación de usuarios (comunidades, familias, personas) 3500 familias

Tipología socio-cultural de los usuarios o comunidades

Famillias rurales aisladas, de base económica agropecuaria predominantemente

Usos de la electricidad promovidos (marcar opciones – clic en casilla)

Domésticos

Servicios básicos comunitarios :

Centro Salud

Escuela

Alumbrado público

Telecomunicaciones

Bombeo de agua

Productivos :

Bombeo agua ganado

Cercas eléctricas

Refrigeración producto

Maquinaria postcosecha

Uso de indicadores cualitativos para calificación de proyectos?

Cúales:

Sí No Criterio de asignación, menor costo de inversión

Componente Financiero Identificación / Cuantificación

Niveles mínimos de rentabilidad de los proyectos

TIR financiero: % TIR social: % No se utilizaron

Indicadores de pago por familia por servicio eléctrico

Medio:

Mínimo:

Capacidad de pago: US$/mes entre 6 y 10 Voluntad de pago: US$/mes entre 6 y 10



Capacidad de pago: US$/mes entre 5 y 6 Voluntad de pago: US$/mes entre 4 y 6

Previsión de Costes (rubros): Presupuesto (x1000 US$) Origen de los fondos

Formulación de proyectos 150 Promotores de proyectos

Gestión del programa: 650 PNUD/GEF

Inversión (Capital): 2200 PNUD/GEF, Gobierno de Bolivia, Usuarios

Explotación: Gestión, Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico 165 PNUD/GEF

Acompañamiento Social: Capacitación, Seguimiento y Evaluación. 80 PNUD/GEF

Evaluación o Inspección del programa 60 PNUD/GEF

Divulgación 45 PNUD/GEF

Otros:…Normas y certificación….. 70 PNUD/GEF

TOTAL presupuesto 3420 000 US$

Fuentes de ingresos referencia Origen

Capital - Inversión inicial (opciones:) 620 US$/beneficiario ..

Subsidio 284 US$/beneficiario

Pago inicial usuario 50 US$/beneficiario Propios usuarios

Pago usuario mediante crédito

286 US$/benficiario

Donación no

Otro: …………………………….

Capital – Reposición equipos opciones:

Subsidio

Integrado en tarifa

2 a 4 US$/mes Propio usuario

Pago a discreción usuario

Donación no reembolsable

Otro: …………………………….

G&O&M

Tarifa del operador 24 a 48 US$/año

+ cuotas fijas 2 a 4 US$/mes Durante 2 años

Subsidio ……… US$/mes Origen:

Pago a discreción usuario variable A partir del 3r año

Otro: ………………………….



Ficha del PROYECTO: Electrificación Rural Fotovoltaica en el Municipio de Entre Ríos

Vinculado al programa: VMEEA – PNUD/GEF

Identificación Proyecto

Localización geográfica (comunidad/es, municipio, provincia, departamento)

Municipio de Entre Ríos Departamento de Tarija

Número de usuarios atendidos por el proyecto (familias, personas) 250 familias

Componente Técnico Identificación / Cuantificación

Distancia hasta red de distribución eléctrica en BT 20 a 50 km

Demanda (de diseño) de electricidad - Consumo Wh/día por usos de la electricidad - Carga máxima kW

- Doméstico: 180 Wh/d (con SFV 50 Wp) por familia

- Servicios comunitarios Wh/d - Productivo Wh/d

…… kW carga principal es: …………………..

Tipos de uso productivo

- …………………. - …………………. - …………………. - ……………………

Recursos energéticos renovables utilizados

x Solar (asoleo mínimo 4,5 kWh/m2/día)

Hidro (salto m ; caudal L/s)

Eólico (velocidad media m/s)

Soluciones tecnológicas adoptadas

Micro red x Equipos Individuales

Solución híbrida? Sí x No si híbrida, indicar fuente auxiliar

eólica generador a diesel hidro solar

otro: …………………….

Características técnicas: � generación: 50 Wp si híbrida, indicar para todas las fuentes

� acumulación: 100 Ah (12 Vcc) � regulación: 8 A � conversión: 3 – 4,5 – 6 – 7,5 – 9 V DC � distribución: � contador consumo:

adquisición datos: Sí x No



Componente Económico Identificación / Cuantificación

Resumen de Costes por Familia Montos Observaciones

Capital - Inversión inicial total 730 US$ año de desembolso

G&O&M actuales - fijos - variables

48 US$ / mes ………. US$ / kWh

Combustible actual - fijos - variables

……….. US$ / mes ………. US$ / kWh

Estructura de ingresos Ref. monetaria Descripción

Capital - Inversión inicial (opciones:)

x Subsidio 284 US$ / beneficiario Origen: VMEEA - PNUD/GEF

Pago inicial usuario

100 $US

Pago usuario mediante crédito 346 US$/total

Tipo interés: 16 % Período: 2 cuotas al año

durante 2 años


Otro: …………………………………….

TOTAL ingresos por inversión inicial 730 US$


Subsidio

Integrado en tarifa



Otro: …………………………………….

G&O&M

Tarifa del operador

48 US$/año (durante 2 años)

Subsidio ……… US$/mes Origen:

Pago a discreción usuario variable A partir del 3r año

Otro: ………………………….

Combustible

Subsidio ……… US$/L Origen:

Integrado en tarifa

Dinámicas de pago Periodicidad de los pagos: semestral Niveles de morosidad menos del 1 %



Componente Organizativo Identificación / Valoración

Identificación de roles concretos: Nombre entidad/es

8 Proveedores SIE S. A., Phocos, BATEBOL,

9 Instaladores SIE S. A.

10 Capacitador – Comunicador ENERGETICA

11 Mantenedores SIE S.A. - ENERGETICA

12 Generador Usuarios (vecinos del municipio de Entre Ríos)

13 Operador del servicio eléctrico SIE S.A. - ENERGETICA

Proveedores principales de equipos y materiales

Kyocera Phocos Toyo solar

Modelo de operador eléctrico implementado (concesión, vendedor, autónomo o privado, mixto, tercerización …)

Vendedor Durante los primeros 2 años, el instalador realiza O&M mediante 2 o 3 visitas al año a cada usuario.

Adaptación de los usuarios Observaciones valoración cualitativa por parte del Operador del servicio o el Capacitador – Comunicador

Muy buena

Insuficiente

Aceptable

Muy deficiente

Adicionalmente, el proyecto ha desarrollado un componente de cocinas eficientes de leña con fondos externos y se ha promovido una solución integral al problema energético de estas familias,, ya que sus demandas son de energía térmica y eléctrica.



FICHA DEL PROGRAMA: PERMER-Argentina



Nombre entidad/es

Unidad Coordinadora del Proyecto (UCP)

8 Promotor Institucional Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (SE)

9 Regulador NO HAY

10 Normalizador de equipos Unidad Coordinadora del Proyecto (UCP)

11 Facilitador Social o Promotor de las Comunidades Unidad Coordinadora del Proyecto (UCP)

12 Usuarios o Comunidades Mercado Rural Disperso de las Provincias participantes del programa

13 Director técnico Unidad Coordinadora del Proyecto (UCP)

14 Financiadores Gobierno Nacional, por medio de un préstamo del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) y una donación del Fondo Fiduciario Mundial para el Medioambiente (GEF)

16 Generador Mismos usuarios

17 Operador/es del servicio eléctrico Las empresas concesionarias del Servicio Eléctrico Provincial. Las provincias que no tengan concesionados los servicios eléctricos, la participación de otros prestadores del servicio que reúnan las condiciones de elegibilidad referidas a solvencia financiera y antecedentes adecuados para asegurar la sustentabilidad del servicio al mercado rural disperso

18 Evaluador o Inspector La UEP de cada provincia

19 Director de Divulgación En cada provincia la Unidad Ejecutora Provincial (UEP)


Concesión


Para la implementación del Proyecto en las provincias, se han de cumplir ciertos requisitos básicos, a saber:

a. La firma de los siguientes convenios y acuerdos:

i. Convenio de Participación −−−− Entre la SE y la provincia que manifiesta su interés en participar en el Proyecto.

ii. Convenio de Asistencia Técnica (incluido en el anterior) − Entre la SE y la provincia, por el cual ésta recibe asistencia técnica de parte de la SE en los temas previstos en el Convenio de



Préstamo.

iii. Acuerdo de Implementación −−−− Entre la provincia y el concesionario que se hará cargo del servicio, por el cual las partes se comprometen a realizar los aportes para la compra de equipos y darle sustentabilidad al servicio.

b. Realizar el Estudio del Mercado Disperso de la provincia, que es condición de desembolso de los fondos provenientes del préstamo y donación.

Las provincias que actualmente han firmado el Convenio de Participación son: Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Chaco, Buenos Aires, Catamarca, Misiones, Córdoba, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y San Juan.



Aproximadamente 5 años El proyecto fue formalmente iniciado a comienzos del 2000 aunque debido a la crisis Argentina su inicio efectivo se ubica en el año 2002.

Cuantificación de usuarios (comunidades, familias, personas)

Hasta el año 2006, se han realizado las siguientes instalaciones

• Jujuy −−−− 1900 equipos fotovoltaicos residenciales mas dos microrredes (CASPALÁ, JAMA y VALLE COLORADO) Las miniredes son Diesel-PV

• Salta −−−− 178 escuelas y 137 unidades de servicio público y se prevé licitación de abastecimiento residencial.

• Tucumán −−−− Se instalaron 39 escuelas rurales y está previsto licitar el equipamiento para abastecer 250 usuarios residenciales.

• Santiago del Estero −−−−: 502 escuelas y se prevé la próxima licitación para unas 200 escuelas adicionales.

• Catamarca −−−− 38 equipos fotovoltaicos en escuelas rurales y dos minirredes.

• Chaco −−−− 61 escuelas con equipos fotovoltaicos y 500 usuarios residenciales.

• Neuquén −−−− 51 equipos fotovoltaicos para abastecer escuelas rurales.

• Río Negro −−−− 30 equipos fotovoltaicos para abastecer escuelas rurales.


Los estudios de mercado residencial realizados en las provincias que actualmente forman parte del PERMER brindan una caracterización socioeconómica de la población destinataria del programa.

Si bien es cierto que en cada provincia y, dentro de ella, en cada área, según las características ambientales, culturales y socioeconómicas de la población rural involucrada, se presentan distintos patrones de consumo energético, diversos grados de aceptación del servicio propuesto, así como diferentes capacidades de pago, se pueden extraer rasgos comunes de los potenciales



usuarios rurales que integran el Mercado Eléctrico Disperso.

De manera general, se identifican dos grupos poblacionales con distintas características:

a. Los habitantes de áreas cuya estructura agropecuaria reúne las características de los ámbitos capitalistas modernizados −Provincia de Buenos Aires, áreas de cultivos industriales de Salta y Tucumán y parte de la zona costera de Chubut− se caracterizan por un nivel de ingresos familiar relativamente alto que les permite afrontar los gastos de abastecimiento eléctrico individual.

En estas áreas hay fuerte preponderancia de hogares con grupos electrógenos, paneles fotovoltaicos y aerogeneradores instalados por su propia cuenta.

La aceptación del servicio ofrecido por el PERMER es baja porque consideran insuficiente la energía puesta a disposición, en particular por el equipamiento electrodoméstico que dispone cada hogar, particularmente en Buenos Aires. La población de altos recursos, que ya solucionó su abastecimiento, espera la conexión a la red eléctrica convencional.

Les interesa el Proyecto sólo como complemento para disponer de energía eléctrica en horario completo y ahorrar combustibles.

En los establecimientos agropecuarios de Buenos Aires el gasto en gasoil es superior a 600 $/mes. Por cierto que en estos casos el equipo más solicitado es el de mayor potencia.

b. El otro gran agrupamiento rural está integrado por aquéllos pobladores que desarrollan una economía campesina básica, que en muchos casos no son propietarios de la tierra, sino que habitan tierras fiscales, ocupan terrenos no explotados por sus propietarios nominales, o son ocupantes con permiso que pagan su arriendo con trabajo.

Estos pobladores rurales se localizan en las áreas montañosas, en zonas llanas de escasa productividad −en particular de suelos pobres con escasez de agua−, en áreas de monte natural, e intercaladas en zonas de producción capitalista. Predomina una estructura minifundista y el trabajo familiar no asalariado.

Es un grupo de población rural que mayoritariamente pertenece al sector de bajos ingresos, alcanzo en algunos casos ingresos medios cuando más de un integrante del grupo familiar trabaja.

Habitualmente esta población cubre sus necesidades de iluminación con velas, mecheros a kerosén y, en muchos casos, grasa animal y un trapo como mecha. Muy pocas viviendas tienen lámparas a kerosén o gas de garrafa, en cuyo caso su uso se limita a la cocina-comedor donde se reúne la familia.

Para comunicación social la radio a pilas es el artefacto más difundido; en segundo lugar se encuentra el radio grabador que generalmente usan sólo como radio por el alto consumo que implica escuchar casetes. La TV se halla en pocos hogares y es alimentada con baterías que cargan muchas veces con el propio vehículo o en alguna estación de servicio.

El gasto promedio que le insume a esta población rural cubrir sus necesidades de iluminación y comunicación es del orden de 20 $/mes −con un rango de entre 3 $/mes y 40 $/mes−. Generalmente, el principal componente del gasto se destina a pilas y carga de baterías para comunicación.



El grado de aceptación del servicio ofrecido por el PERMER por parte de este grupo poblacional, es alto. Entre el 80% y 90% de la población encuestada se manifiesta interesada y cuando más alejada de la red eléctrica se encuentra su vivienda, mayor es su interés por el servicio.

¿Quienes no aceptan? En general aquellos que consideran no tener ingresos suficientes para afrontar el pago de una tarifa mensual o bien puesteros, ocupantes con permiso, peones, etc. que no pueden decidir por sí mismos en cuyo caso la respuesta más frecuente es “lo decide el patrón”.


Domésticos

Servicios básicos comunitarios : Centro Salud

Escuela

Alumbrado público

Telecomunicaciones

Bombeo de agua

Productivos :

Bombeo agua ganado

Cercas eléctricas



Otros : ……………………………………………..


Cúales:

Sí No Cada Provincia debe formar un convenio con el Gobierno nacional para participar del Programa PERMER.



TIR financiero: % No se usan TIR social: %

Indicadores de pago por familia por servicio eléctrico

Medio:

Mínimo:

Capacidad de pago: 20 US$/mes Voluntad de pago: US$/mes Capacidad de pago: 3 US$/mes Voluntad de pago: US$/mes




Formulación de proyectos

Gestión del programa:

Inversión (Capital):

Explotación: Gestión, Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico

Acompañamiento Social: Capacitación, Seguimiento y Evaluación.

Evaluación o Inspección del programa

Divulgación

Otros:……………………………………..

TOTAL presupuesto 225.7 milliones USD$ Origen de los fondos: GEF 6%, Gobierno 26%, IBRD 27%, empresas concesionarias 36%, clientes 5%



Descargo de responsabilidad: El contenido de este documento recoge la información previa a la renegociación del programa PERMER.


Capital - Inversión inicial (opciones:) ..

Subsidio El subsidio que adjudica el programa PERMER es de 4,9 US$/Wp instalado en el caso de sistemas fotovoltaicos. Además, el GEF da una donación para los sistemas fotovoltaicos de: US $125 para 50 Wp

US $105 para 70 Wp

US $85 para 100 Wp

Programa PERMER y donación GEF (a través de un préstamo del BM y otros fondos nacionales)

Subsidio total:

5.7 USD/Wp para 50Wp

5.2 USD/Wp para 70Wp

5,2 USD/Wp para 100Wp

Pago inicial usuario Depende de la provincia y del

tamaño del equipo Propios usuarios


Donación no

Otro: …………………………….


Subsidio

Integrado en tarifa

Propios Usuarios



Otro: …………………………….

G&O&M

Tarifa del operador

Depende de cada provincia

Se cobra por banda de consumo, pero la cifra exacta depende de cada provincia. El PERMER solo sugiere al operador la tarifa. La tarifa recomendada en 2 provincias se encuentra en el documento adjunto

Subsidio ……… US$/mes Propios Usuarios

Pago a discreción usuario variable

Otro: ………………………….

Combustible

Subsidio ……… US$/L Propios Usuarios

Integrado en tarifa



Tarifas recomendadas en 2 provincias Provincia de Misiones: La tarifa PERMER que surge (incluidos subsidios del programa y la donación GEF) es:

Tabla F – Tarifa PERMER

FOTOVOLTAICOS TARIFA PERMER

50 Wp 75 Wp 100 Wp 150 Wp

PICO HIDRO 100 W

CARGO MENSUAL ($/mes) 21,83 27,35 32,93 43,88 20,93

Es necesario que la Provincia subsidie este programa ya que los cargos se hallan fuera de los valores que la población puede y está dispuesta a pagar, y no guardan equidad con la tarifa rural vigente. Las tarifas propuestas sobre la base de las consideraciones anteriores para la población rural que requiera equipos fotovoltaicos individuales, son:

Tabla G – Tarifa Recomendada

FOTOVOLTAICOS TARIFA SUBSIDIADA

50 Wp 75 Wp 100 Wp 150 Wp

PICO HIDRO 100 W

CARGO MENSUAL ($/mes)

4,4 5,5 6,6 8,8 8,4

Provincia de BsAs Para satisfacer la demanda, se sugiere partir el espectro de la demanda en bloques energéticos, cada uno con una tarifa definida. Según los resultados del análisis de la demanda, según el recurso disponible en la Provincia y según la oferta tecnológica disponible en la Argentina, se proponen las dos siguientes opciones: Opción Fotovoltaica: Bloque energéticos disponibles

125 Wh/dia 175 Wh/dia 250 Wh/dia 375 Wh/dia 500 Wh/dia 750 Wh/dia 1000 Wh/dia

Tamaño del sistema (en W) 50 75 100 150 225 350 450

Costo niveladod de la energia [$/Kwh] 5.56 4.41 3.44 2.83 2.46 2.05 1.80

Tabla IV: Bloque energéticos para la opción fotovoltaica Opción Eólica: Bloque energéticos disponibles

375 Wh/dia 500 Wh/dia 750 Wh/dia 1000 Wh/diaTamaño del sistema (en W) Eolico (Zona 1) 400 500 900 1,000

Eolico (Zona 2) 400 500 900Eolico (Zona 3) 400

Costo niveladod de la energia [$/Kwh]Eolico (Zona 1) 4.33 3.83 3.08 2.71Eolico (Zona 2) 3.39 2.74 2.45Eolico (Zona 3) 1.97

Tabla V: Bloque energéticos para la opción eólica

Teniendo en cuanta la capacidad y la voluntad de pago, y basados en el costo nivelado de la electricidad generada, cada bloque tarifario sería como lo indica la Tabla VI.

125 Wh/dia 175 Wh/dia 250 Wh/dia 375 Wh/dia 500 Wh/dia 750 Wh/dia 1000 Wh/diaCargo fijo [$] PV 38 48 58 78 106 155 194

Eolico (Zona 1) 119 120 123 147 177 206Eolico (Zona 2) 123 126 152 182Eolico (Zona 3) 126 131 137

Cargo variable por mes [$] PV 20.85 23.15 25.82 31.84 36.93 46.05 54.10

Eolico (Zona 1) 45.36 46.62 48.70 57.39 69.33 81.27

Eolico (Zona 2) 48.70 50.79 61.56 73.50

Eolico (Zona 3) 50.79 54.96 59.13

Tabla VI: Cargo por conexión y tarifa mensual



FICHA DEL PROGRAMA: LUZ PARA TODOS – BRASIL



Nombre entidad/es

Comitê Gestor Nacional: O CGN é formado pelo Ministério de Minas e Energia, Eletrobrás e suas empresas empresas controladas (Furnas, Chesf, Eletronorte, Eletrosul e CGTEE), Aneel, Abradee (Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica), OCB (Organização das Cooperativas Brasileiras), Fórum dos Secretários Estaduais de Energia e pelos Coordenadores Regionais do Programa. Sua função é coordenar, fiscalizar e acompanhar as ações do Programa em todo o país.

15 Promotor Institucional CGN / CGE - Comitê Gestor Estadual: O CGE é integrado pelo Ministério de Minas e Energia, agências reguladoras estaduais, distribuidoras de energia elétrica, governos estaduais, prefeituras e representantes da sociedade civil. Este comitê acompanha de perto o andamento do Programa e o cumprimento das metas estaduais de universalização.

16 Regulador Agências Reguladoras Estaduais / Aneel

17 Normalizador de equipos Não há.


Agentes Comunitários: Têm a responsabilidade de ajudar a identificar as demandas e as vocações produtivas da região, informar sobre o programa, prestar assistência e orientar sobre o uso da energia e também auxiliar na fiscalização. São lideranças locais como organizações não-governamentais, presidentes de associações de bairro, entre outros.

19 Usuarios o Comunidades Comunidades rurales excluídas eletricamente (cerca de 7-8 milhões de famílias)

20 Director técnico Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras a nível nacional e estadual.

21 Financiadores Governo Federal (CDE y RGR); Governos Estaduais; Agentes Executores

20 Operador/es del servicio eléctrico Concessionárias e Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica e Cooperativas de Eletrificação Rural autorizadas pela Aneel.

21 Evaluador o Inspector CGN (Comitê Gestor Nacional)

22 Director de Divulgación Ministério de Minas e Energia


O programa denominado Luz para Todos tem como objetivo eletrificar 100% das residências brasileiras até 2008. Apenas uma parcela insignificante do total de domicílios a serem atendidos será feita através de sistemas de energia individuais. Atualmente apenas duas concessionárias de energia elétrica empregam sistemas individuais descentralizados de energia solar fotovoltaica para atendimento dos domicílios localizados em áreas remotas. No total estima-se que cerca de 10.000 casas venham a ser atendidas até o final do programa com uso de sistemas



solares individuais. Na região Norte, onde a população não atendida por energia é muito dispersa, ainda não existe uma definição do governo de como prover a universalização do serviço. Existem barreiras de ordem técnica e também de caráter regulatório.

Nos atendimentos feitos hoje pelas concessionárias de energia os usuários recebem o equipamento sem qualquer custo. Estuda-se ainda a cobrança pelo serviço bem como sua forma e freqüência. Apenas as concessionárias de energia possuem autorização legal para prover tal tipo de serviço. Para a região amazônica será necessário desenvolver um novo modelo legal para permitir a existência de outros atores que poderiam prover o serviço de universalização.


As concessionárias públicas são obrigadas por lei a realizar licitação pública dos equipamentos e instalação. O mesmo não acontece com as concessionárias privadas.



Iniciado em 2004 com previsão de conclusão em 2008


Estima-se que cerca de 7-8 milhões de famílias serão atendidas. Não mais do que 10.000 famílias serão servidas por sistemas individuais de geração de energia, em particular energia solar fotovoltaico


As famílias sem acesso à energia estão majoritariamente nas localidades de menor Índice de Desenvolvimento Humano e nas famílias de baixa renda. Cerca de 90% destas famílias têm renda inferior a três salários-mínimos por ano (aprox. 188US$/ano) e 80% estão no meio rural


Domésticos


Escuela

Alumbrado público

Telecomunicaciones

Bombeo de agua

Productivos :

Bombeo agua ganado

Cercas eléctricas





Otros :


Cúales:

Sí No .....................................................................................



TIR financiero: % no definidos TIR social: %

Indicadores de pago por familia por servicio eléctrico Medio:

Mínimo:

Capacidad de pago: 10 US$/mes Voluntad de pago: 7 US$/mes Capacidad de pago: US$/mes Voluntad de pago: US$/mes

Previsión de Costes (rubros): Presupuesto Origen de los fondos

Formulación de proyectos 325 milhões US$

Gestión del programa: 325 milhões US$

Inversión (Capital): 3250 milhões US$

Explotación: Gestión, Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico 650 milhões US$

Acompañamiento Social: Capacitación, Seguimiento y Evaluación. 650 milhões US$

Evaluación o Inspección del programa 650 milhões US$

Divulgación 650 milhões US$

Otros:……………………………………..

TOTAL presupuesto aprox. 6,5 bilhões US$

Origen de los fondos: Governo Federal (CDE y RGR); Governos Estaduais; Agentes Executores


Capital - Inversión inicial (opciones:) US$/ beneficiario ..

Subsidio

Pago inicial usuario Propios usuarios


US$/cuota

Donación no




Subsidio

Integrado en tarifa



G&O&M

Tarifa del operador US$/kWh

+ cuotas fijas por:

Subsidio US$/mes Origen:

Pago a discreción usuario variable

Otro: ………………………….

Combustible

Subsidio US$/L Origen:

Integrado en tarifa









FICHA DEL PROGRAMA: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE CATALUNYA - PERC



Nombre entidad/es

Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña – gobierno regional)

22 Promotor Institucional Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña)

23 Regulador Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña)

24 Normalizador de equipos No


Corporaciones locales (Alcaldías, Consejos Comarcales)

26 Usuarios o Comunidades Familias Individuales

27 Director técnico No – se exige facultativo técnico en cada proyecto

28 Financiadores Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña)

23 Generador Cada titular de los equipos - usuario

24 Operador/es del servicio eléctrico No definido a nivel de programa

25 Evaluador o Inspector Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña)

26 Director de Divulgación ICAEN – Instituto Catalán de Energía (Generalitat de Cataluña)


No contemplado a nivel de programa, aspecto no valorable para admisión de proyectos. Proyectos ejecutados han sido con modelos:

- Vendedor - Operador autónomo con tarifa por servicio


El PERC es la convocatoria anual para aportación de fondos para infraestructuras de proyectos de electrificación rural, que las administraciones locales solicitan al gobierno regional en Cataluña. Desde 2005, el PERC admite las soluciones fotovoltaicas como alternativa a la extensión de redes. Anualmente, el PERC abre un período de aceptación de solicitudes de fondos para proyectos concretos, dónde se debe justificar la alternativa tecnológica elegida. Los proyectos se valoran por orden de entrada y concurrencia competitiva según criterios establecidos.





Fases anuales En 2007, 06 / 03 / 2007


El límite es presupuestario, la provisión para 2007 son 4M€ (5,2MUS$)


Familias españolas. Residencias, explotaciones agropecuarias, y segundas residencias.


Domésticos


Escuela

Alumbrado público

Telecomunicaciones

Bombeo de agua

Productivos :

Bombeo agua ganado

Cercas eléctricas



Otros : ……………………………………………..

……………………………………………………………….


Cúales:

Sí No Nº de casas, fomento del desarrollo territorial, equilibrio energético territorial.



Límites máximos de coste por cada componente de la instalación fotovoltaica (ver anexo)

Indicadores de pago por familia por servicio eléctrico Medio:

Capacidad de pago: superior Voluntad de pago: 43 US$/mes



Mínimo: Capacidad de pago: superior Voluntad de pago: 21 US$/mes


Formulación de proyectos -

Gestión del programa: -

Inversión (Capital): 5200 Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña)

Explotación: Gestión, Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico -

Acompañamiento Social: Capacitación, Seguimiento y Evaluación. -

Evaluación o Inspección del programa -

Divulgación -

Otros:……………………………………..

TOTAL presupuesto 52.000.000 US$


Capital - Inversión inicial (opciones:) ..

Subsidio máx 50% del presupuesto de

cada proyecto Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña)

Pago inicial usuario resto del coste Propios usuarios


Otro: …………………………….


Subsidio

Integrado en tarifa



G&O&M

Tarifa del operador

Subsidio


asunción de la G&O&M o posible

contrato con SEBA

Otro: ………………………….

Combustible



Subsidio

Integrado en tarifa

CRECER CON ENERGIA página i


Ficha del PROYECTO: Campaña PERC 2005 de SEBA

Vinculado al programa: PERC 2005

Identificación Proyecto

Localización geográfica (comunidad/es, municipio, provincia, departamento)

Cataluña, 10 comarcas en las provincias de Lleida, Girona y Tarragona

Número de usuarios atendidos por el proyecto (familias, personas) 45 familias

Componente Técnico Identificación / Cuantificación

Distancia hasta red de distribución eléctrica en BT > 1km

Demanda (de diseño) de electricidad - Consumo Wh/día por usos de la electricidad - Carga máxima kW

- Doméstico: de 800 a 2000 Wh/d - Productivo de 500 a 1000 Wh/d

2,4 a 3,6 kW carga principal es: bombeo de agua, plancha ropa, secador pelo..

Tipos de uso productivo - bombeo de agua para ganado - pequeña maquinaria agrícola o artesanal

Recursos energéticos renovables utilizados

Solar (asoleo mínimo 3,2 hsp)

Hidro (salto m ; caudal L/s)

Eólico (velocidad media m/s)

Soluciones tecnológicas adoptadas

Micro red Equipos Individuales

Solución híbrida? Sí No si híbrida, indicar fuente auxiliar

eólica generador a diesel hidro solar otro: …………………….

Características técnicas: � generación: 450 a 1800 Wp si híbrida, indicar para todas las fuentes � acumulación: 200 a 350Ah, a 48V DC � regulación: 50A rastreo punto máx potencia � conversión: 2,4 a 3,6 kW a 230V AC � contador consumo: Si

adquisición datos: Sí No

CRECER CON ENERGIA página ii


Componente Económico Identificación / Cuantificación

Resumen de Costes Montos Observaciones

Capital - Inversión inicial total 1.235.244 US$ 2005

G&O&M actuales - fijos - variables

……1.935 US$ / mes ………. US$ / kWh

Combustible actual - fijos - variables

……….. US$ / mes ………. US$ / kWh

Estructura de ingresos Referencia monetaria Descripción

Capital - Inversión inicial (opciones:)

Subsidio 475.094 US$

Origen: Dirección General de Energía (Generalitat de Cataluña)

Pago inicial usuario

475.094 US$



Otro: …………………………………….

TOTAL ingresos por inversión inicial 1.235.244 US$


Subsidio

Integrado en tarifa

3000 US$ Franquicia dentro de seguro (opcional)


Si no cubierto en seguro o exceso de franquicia


Otro: …………………………………….

G&O&M

Tarifa del operador Media 39 US$/mes

+ cuotas fijas adicionales por: 7,5 US$ trimestral de socio


Combustible

Pago a discreción usuario 1,00 US$/L Coste diesel

Subsidio

Integrado en tarifa

Dinámicas de pago Periodicidad de los pagos a SEBA: trimestral Niveles de morosidad 5 %

CRECER CON ENERGIA página iii


Componente Organizativo Identificación / Valoración

Identificación de roles concretos: Nombre entidad/es

14 Proveedores

Atersa Salicrú Trama Tecnoambiental Tudor

15 Instaladores Trama Tecnoambiental

16 Capacitador – Comunicador SEBA

17 Mantenedores Trama Tecnoambiental

18 Generador SEBA – asociación de usuarios (ONG independiente)

19 Operador del servicio eléctrico SEBA – asociación de usuarios (ONG independiente)

Modelo de operador eléctrico implementado

Privado - Tarifa por servicio (contratos a 10 años con los usuarios) Los equipos hasta el contador son propiedad del operador, quien los pone a disposición del usuario dentro del contrato suscrito.

Adaptación de los usuarios Observaciones valoración cualitativa por parte del Operador del servicio o el Capacitador – Comunicador

Muy buena

Insuficiente

Aceptable

Muy deficiente

Cada usuario recibe un curso de capacitación durante la recepción de su instalación. Tras 18 meses de la puesta en marcha no ha habido intervenciones por mantenimiento correctivo.

Documents

361o de Programas. Herramienta para la Planificacion