Ficha Electrificacion 24p19
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- Words: 1,883
- Pages: 8
FORMATO SNIP 04 : PERFIL SIMPLIFICADO - PIP MENOR (Directiva Nº 001-2011-EF/68.01 aprobada por Resolución Directoral Nº 003-2011-EF/68.01) Los acápites señalados con (*) no serán considerados en el caso de los PIP MENORES que consignen un monto de inversión menor o igual a S/. 300,000. (La información registrada en este perfil tiene carácter de Declaración Jurada)
I. ASPECTOS GENERALES 1. CODIGO SNIP DEL PIP MENOR:
146674
2. NOMBRE DEL PIP MENOR:
ELECTRIFICACION RURAL DE LAS LOCALIDADES DE SURQUILLO Y VILLA FLORIDA, JURISDICCION DEL DISTRITO DE SAN FERNANDO, PROVINCIA DE RIOJA, DEPARTAMENTO DE SAN MARTIN
3. RESPONSABILIDAD FUNCIONAL (Según Anexo SNIP-04) FUNCION:
ENERGÍA
PROGRAMA:
ENERGÍA ELÉCTRICA
SUBPROGRAMA:
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
RESPONSABILIDAD FUNCIONAL:
OPI ENERGIA,OPI FONAFE
OPI RESPONSABLE DE LA EVALUACION: OPI DE LA REGION SAN MARTIN
4. UNIDAD FORMULADORA SECTOR:
GOBIERNOS REGIONALES
PLIEGO:
GOBIERNO REGIONAL SAN MARTIN
NOMBRE:
DIRECCION REGIONAL DE ENERGIA Y MINAS
Persona Responsable de Formular el PIP Menor:
ING. JAIME MEDINA AYALA
Persona Responsable de la Unidad Formuladora:
RAFAEL RENGIFO DEL CASTILLO
5. UNIDAD EJECUTORA RECOMENDADA SECTOR
GOBIERNOS REGIONALES
PLIEGO
GOBIERNO REGIONAL SAN MARTIN
NOMBRE:
REGION SAN MARTIN-SEDE CENTRAL
Persona Responsable de la Unidad Ejecutora: LIC. CESAR VILLANUEVA AREVALO
6. UBICACION GEOGRAFICA N° Departamento Provincia
Distrito
Localidad
1
SAN MARTIN
RIOJA
SAN FERNANDO SURQUILLO
2
SAN MARTIN
RIOJA
SAN FERNANDO VILLA FLORIDA
II. IDENTIFICACION 7. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACION ACTUAL LAS LOCALIDADES EN ESTUDIO SE ENCUENTRAN CLASIFICADAS COMO ZONA MUY POBRE SEGÚN EL MAPA DE POBREZA DEL INEI, LA ACTIVIDAD PRINCIPAL QUE DESARROLLAN ES LA AGRICULTURA Y EN MENOR ESCALA LA GANADERIA, NO CUENTAN CON LOS SERVICIOS BÁSICOS Y UNO DE ESOS SERVICIOS PRECISAMENTE ES LA FALTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA QUE CONSTITUYE UN SERIO FACTOR LIMITANTE PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES ECONÓMICAS BÁSICAS PRODUCTIVAS; LIMITANDO LA POSIBILIDAD DE TRANSFORMAR Y DARLE MAYOR VALOR AGREGADO A SU PRODUCCIÓN DE MANERA QUE SUS PRODUCTOS RECIBAN EL PRECIO JUSTO EN EL MERCADO.
N°
Principales Indicadores de la Situación Actual (máximo 3)
Valor Actual
1
CUENTA CON SERVICIOS PUBLICOS (ESCUELA, COMEDOR POPULAR, ETC) 0
2
VIVIENDAS QUE CUENTAN CON ENERGIA ELECTRICA
0
8. PROBLEMA CENTRAL Y SUS CAUSAS “ESCASO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD EN LAS LOCALIDADES DE SURQUILLO Y VILLA FLORIDA”
N°
Descripción de las principales causas (máximo 6)
Causa 1:
DESAPROVECHAMIENTO DEL SISTEMA DE ELECTRICIDAD CERCANO A LA ZONA DEL PROYECTO
Causa 2:
USO GENERALIZADO DE FUENTES DE ENERGÍA INEFICIENTES (VELAS, KEROSÉN, LEÑA, ETC.)
Causa 3:
AUSENCIA DE INFRAESTRUCTURA PARA CONECTARSE AL SISTEMA DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MÁS CERCANO.
Causa 4:
ESCASA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA CONVENCIONAL.
Causa 5:
POCO CONOCIMIENTO DE LOS SISTEMAS NO CONVENCIONALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
9. OBJETIVO Y MEDIOS FUNDAMENTALES 9.1 Objetivo
Causas indirectas
DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD EN LAS LOCALIDADES DE SURQUILLO Y VILLA FLORIDA
10. DESCRIPCION DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCION AL PROBLEMA Componentes (Resultados necesarios para lograr el Objetivo
Descripción de cada Alternativa Analizada
Alternativa 1: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
Alternativa 2: IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES TÉRMICAS CON REDES SECUNDARIAS, CONEXIONES DOMICILIARIAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
Acciones necesarias para lograr cada resultado
Resultado 1: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
SUMINISTRO DE MATERIALES.
Resultado 2: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
MONTAJE ELECTROMECANICO.
Resultado 3: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
TRANSPORTE DE MATERIALES
Resultado 1: DISPONIBILIDAD DE INFRAESTRUCTURA MODERNA PARA GENERAR ENERGIA ELECTRICA.
IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES TÉRMICAS CON REDES SECUNDARIAS, CONEXIONES DOMICILIARIAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
Número de Beneficiarios Directos
57
57
III. FORMULACION Y EVALUACION 11. HORIZONTE DE EVALUACION Número de años del horizonte de evaluación (entre 5 y 10 años):
20
Sustento técnico del horizonte de evaluación elegido:
12. ANALISIS DE LA DEMANDA (*) Enunciar los principales parámetros y supuestos considerados para l aproyección de la demanda.
13. ANALISIS DE LA OFERTA (*) Describir los factores de producción que determinan la oferta actual del servicio. Enunciar los principales parámetros y supuestos considerados para la proyección de la oferta.
14. BALANCE OFERTA DEMANDA (*) 15. COSTOS DEL PROYECTO Modalidad de ejecución:
-.-
15.1.1 Costos de Inversión de la alternativa seleccionada (a precios de mercado)
Principales Rubros
U.M.
Cantidad
Costo Unitario
Costo Total a Precios de Mercado
EXPEDIENTE TECNICO
ESTUDIO
1.0
15,821.8
15,821.8
COSTO DIRECTO
189,442.78
Resultado 1
GLB
1.0
127,852.96
127,852.96
Resultado 2
GLB
1.0
51,315.95
51,315.95
Resultado 3
GLB
1.0
10,273.87
10,273.87
SUPERVISION
GLB
1.0
11,366.57
11,366.57
GASTOS GENERALES
GLB
1.0
28,416.41
28,416.41
Total
245,047.56
15.1.2 Costos de Inversión de la alternativa seleccionada (a precios sociales) (*)
15.2 Costos de operación y mantenimiento sin proyecto
Items de Gasto
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
COMPRA DE ENERGIA
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios de Mercado
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Items de Gasto
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
COMPRA DE ENERGIA
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios de Mercado
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15.3 Costos de operación y mantenimiento con proyecto para la alternativa seleccionada
Items de Gasto
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
COMPRA DE ENERGIA
5,252
5,436
5,628
5,957
6,297
6,517
6,745
7,132
7,382
7,781
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
Total a Precios de Mercado
10,888
11,072
11,264
11,593
11,934
12,153
12,381
12,768
13,018
13,417
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Items de Gasto
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
COMPRA DE ENERGIA
8,053
8,493
8,790
9,099
9,571
9,907
10,257
10,778
11,319
11,894
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
Total a Precios de Mercado
13,689
14,129
14,426
14,735
15,207
15,543
15,893
16,414
16,955
17,530
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15.4 Costo por Habitante Directamente Beneficiado 4,299.08
15.5 Comparación de costos entre alternativas (*)
16. BENEFICIOS (alternativa recomendada) 16.1 Beneficios Sociales (cuantitativo) (*)
Enunciar los principales parámetros y supuestos para la estimación de los beneficios sociales
SE HA TOMADO LOS PARAMETROS INDICADOS EN NERECA, ASI TENEMOS: ILUMINACION 154.56 $/ABONADO, RADIO Y TELEVISION 57.67 $/ABONADO, REFRIGERACION 120.40 $/ABONADO Y OTROS USOS 10.55 $/ABONADO.
16.2 Beneficios sociales (cualitativo)
LA POBLACION TENDRA MAS A LA INFORMACION, SE LOGRARÍA QUE SE IMPLEMENTE LA EDUCACIÓN EN HORARIO NOCTURNO, A FIN DE REDUCIR EL ANALFABETISMO EN JÓVENES Y ADULTOS. COMO SON LOCALIDADES RURALES PRODUCTORAS AGROPECUARIAS, CON EL SERVICIO ELÉCTRICO PODRÁN DAR VALOR AGREGADO A SUS PRODUCTOS A BENEFICIO DE LOS POBLADORES, OBTENIENDO ASÍ MAYOR RENTABILIDAD
17. EVALUACION SOCIAL (*) 18. CRONOGRAMA DE EJECUCION
18.1 Cronograma de Ejecución Física (% de avance)
Principales Rubros
EXPEDIENTE TECNICO
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
100
0
0
0
Resultado 1
100
0
0
0
Resultado 2
100
0
0
0
Resultado 3
100
0
0
0
SUPERVISION
100
0
0
0
GASTOS GENERALES
100
0
0
0
COSTO DIRECTO
18.2 Cronograma de Ejecución Financiera (% de avance)
Principales Rubros
EXPEDIENTE TECNICO
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
100
0
0
0
Resultado 1
100
0
0
0
Resultado 2
100
0
0
0
Resultado 3
100
0
0
0
SUPERVISION
100
0
0
0
GASTOS GENERALES
100
0
0
0
COSTO DIRECTO
19. SOSTENIBILIDAD 19.1 Responsable de la Operación y mantenimiento del PIP
LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL PROYECTO, ESTARÁ A CARGO DE ELECTRO ORIENTE S.A., QUE ES LA EMPRESA CONCESIONARIA Y OFICIAL EN LA REGIÓN, QUIEN TIENE RECURSOS HUMANOS Y ECONÓMICOS, QUE GARANTIZAN LA CONTINUIDAD DEL SERVICIO.
19.2 ¿Es la Unidad Ejecutora la responsable de la Operación y Mantenimiento del PIP con cargo a su Presupuesto Institucional?
NO
Documentos que sustentan los acuerdos institucionales u otros que garantizan el financiamiento de los gastos de operación y mantenimiento
Documento
Entidad/Organización
Compromiso
GS-3214-2009 ELECTRO ORIENTE S.A FACTIBILIDAD DE SUMINISTRO Y FIJACION DEL PUNTO DE DISEÑO.
19.3 ¿El área donde se ubica el proyecto ha sido afectada por algún desastre natural? NO
20. IMPACTO AMBIENTAL Impactos Negativos
Tipo
Medidas de Mitigación
Costo
LEVANTAMIENTO DE POLVO
Durante la Construcción
RIEGO POR ASPERSION DE AGUA A LA SUPERFICIE DE ACTUACION.
0
ARROJO DE RESIDUOS SOLIDOS Y LIQUIDOS .
Durante la Construcción
TODOS LOS RESIDUOS SOLIDOS Y LIQUIDOS DEBERAN SER ALMACENADOS EN RECIPIENTES HERMETICOS.
0
CONTAMINACION DE FUENTES DE AGUA.
Durante la Construcción
NO VERTER MATERIALES COMO COMBUSTIBLE, ACEITE, ETC. EN LAS RIBERAS DE CUERPOS DE AGUA.
0
21. TEMAS COMPLEMENTARIOS EN EL ITEM 15.1.1 EL COSTO DEL EXP TECNICO TAMBIEN INCLUYE EL CIRA, DIA E INDEMNIZACION DE SERVIDUMBRE. EN LOS GASTOS GENERALES ESTA INCLUIDO LA UTILIDAD, EN LA SUPERVISION SE INCLUYE LOS IMPREVISTOS.
22. EVALUACIONES REALIZADAS SOBRE EL PROYECTO DE INVERSIÓN PÚBLICA Fecha
Estudio
Evaluación
Unidad Evaluadora
Observación
09/03/2010 10:15 p.m. PERFIL
EN MODIFICACION OPI DE LA REGION SAN MARTIN No se ha registrado observación
12/03/2010 08:59 a.m. PERFIL
APROBADO
OPI DE LA REGION SAN MARTIN No se ha registrado observación
23. REGISTRO DE DOCUMENTOS FÍSICOS DE ENTRADA - SALIDA Tipo
Documento
Fecha
Unidad
DIRECCION REGIONAL DE ENERGIA Y MINAS
S
OFICIO Nº 181-2010-GR-SM/DREM.
03/03/2010
E
OFICIO N 181-2010-GR-SM/DREM.
03/03/2010 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
S
OFICIO N 063-2010-GRSM/GRPPyAT/SGPPeI / INFORME TECNICO N 04-2010GRSM/GRPPyAT-SGPPI-LARS
12/03/2010 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
S
INFORME TECNICO Nº 04-2010-GRSM/GRPPyAT-SGPPI-LARS
12/03/2010 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
24. DOCUMENTOS COMPLEMENTARIOS Documento
Observación
Fecha
Oficio N° 063-2010-GRSM/GRPPyAT/SGPeI (Opi Reg) (COMUNICACIÓN DE VIABILIDAD) *
Tipo
Origen
16/03/2010 Entrada DGPM
25. FECHA DE REGISTRO EN EL BP: 03/03/2010 FECHA DE ULTIMA ACTUALIZACION: 10/03/2010 26. DATOS DE LA DECLARATORIA DE VIABILIDAD N° DE INFORME TECNICO: INFORME TECNICO Nº 04-2010-GRSM/GRPPyAT-SGPPI-LARS
ESPECIALISTA:
Ing. LUIS A. ROMERO SILVA
RESPONSABLE:
Ing. MIGUEL ANGEL OCAMPO GUERRA
FECHA:
12/03/2010
27. DATOS POSTERIORES A LA DECLARACION DE VIABILIDAD 1° Modificación posterior a la Viabilidad
Documento:
Fecha:
Oficio N° 386-2010-GRSM/GRPP-AT/SGPPEL
14/12/2010
Informe Técnico:
Ejecutora:
Responsable de la Unidad Ejecutora:
Resumen:
0
MEM - DIRECCION GENERAL DE ELECTRIFICACION RURAL
Ing. Fernando Rossinelli Ugarelli
Mediante documento de la referencia la OPI DEL GOBIERNO REGIONAL SAN MARTIN, solicita el cambio de Unidad Ejecutora UE a favor de la DIRECCION GENERAL DE ELECTRIFICACION RURAL (DGER) quien da opinión favorable mediante documento Oficio Nº 2463-10-MEM/DGER adjunto al documento de la referencia.
ING. JAIME MEDINA AYALA
RAFAEL RENGIFO DEL CASTILLO
Responsable de la Formulación del Perfil
Responsable de la Unidad Formuladora
I. ASPECTOS GENERALES 1. CODIGO SNIP DEL PIP MENOR:
146674
2. NOMBRE DEL PIP MENOR:
ELECTRIFICACION RURAL DE LAS LOCALIDADES DE SURQUILLO Y VILLA FLORIDA, JURISDICCION DEL DISTRITO DE SAN FERNANDO, PROVINCIA DE RIOJA, DEPARTAMENTO DE SAN MARTIN
3. RESPONSABILIDAD FUNCIONAL (Según Anexo SNIP-04) FUNCION:
ENERGÍA
PROGRAMA:
ENERGÍA ELÉCTRICA
SUBPROGRAMA:
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
RESPONSABILIDAD FUNCIONAL:
OPI ENERGIA,OPI FONAFE
OPI RESPONSABLE DE LA EVALUACION: OPI DE LA REGION SAN MARTIN
4. UNIDAD FORMULADORA SECTOR:
GOBIERNOS REGIONALES
PLIEGO:
GOBIERNO REGIONAL SAN MARTIN
NOMBRE:
DIRECCION REGIONAL DE ENERGIA Y MINAS
Persona Responsable de Formular el PIP Menor:
ING. JAIME MEDINA AYALA
Persona Responsable de la Unidad Formuladora:
RAFAEL RENGIFO DEL CASTILLO
5. UNIDAD EJECUTORA RECOMENDADA SECTOR
GOBIERNOS REGIONALES
PLIEGO
GOBIERNO REGIONAL SAN MARTIN
NOMBRE:
REGION SAN MARTIN-SEDE CENTRAL
Persona Responsable de la Unidad Ejecutora: LIC. CESAR VILLANUEVA AREVALO
6. UBICACION GEOGRAFICA N° Departamento Provincia
Distrito
Localidad
1
SAN MARTIN
RIOJA
SAN FERNANDO SURQUILLO
2
SAN MARTIN
RIOJA
SAN FERNANDO VILLA FLORIDA
II. IDENTIFICACION 7. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACION ACTUAL LAS LOCALIDADES EN ESTUDIO SE ENCUENTRAN CLASIFICADAS COMO ZONA MUY POBRE SEGÚN EL MAPA DE POBREZA DEL INEI, LA ACTIVIDAD PRINCIPAL QUE DESARROLLAN ES LA AGRICULTURA Y EN MENOR ESCALA LA GANADERIA, NO CUENTAN CON LOS SERVICIOS BÁSICOS Y UNO DE ESOS SERVICIOS PRECISAMENTE ES LA FALTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA QUE CONSTITUYE UN SERIO FACTOR LIMITANTE PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES ECONÓMICAS BÁSICAS PRODUCTIVAS; LIMITANDO LA POSIBILIDAD DE TRANSFORMAR Y DARLE MAYOR VALOR AGREGADO A SU PRODUCCIÓN DE MANERA QUE SUS PRODUCTOS RECIBAN EL PRECIO JUSTO EN EL MERCADO.
N°
Principales Indicadores de la Situación Actual (máximo 3)
Valor Actual
1
CUENTA CON SERVICIOS PUBLICOS (ESCUELA, COMEDOR POPULAR, ETC) 0
2
VIVIENDAS QUE CUENTAN CON ENERGIA ELECTRICA
0
8. PROBLEMA CENTRAL Y SUS CAUSAS “ESCASO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD EN LAS LOCALIDADES DE SURQUILLO Y VILLA FLORIDA”
N°
Descripción de las principales causas (máximo 6)
Causa 1:
DESAPROVECHAMIENTO DEL SISTEMA DE ELECTRICIDAD CERCANO A LA ZONA DEL PROYECTO
Causa 2:
USO GENERALIZADO DE FUENTES DE ENERGÍA INEFICIENTES (VELAS, KEROSÉN, LEÑA, ETC.)
Causa 3:
AUSENCIA DE INFRAESTRUCTURA PARA CONECTARSE AL SISTEMA DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MÁS CERCANO.
Causa 4:
ESCASA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA CONVENCIONAL.
Causa 5:
POCO CONOCIMIENTO DE LOS SISTEMAS NO CONVENCIONALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
9. OBJETIVO Y MEDIOS FUNDAMENTALES 9.1 Objetivo
Causas indirectas
DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD EN LAS LOCALIDADES DE SURQUILLO Y VILLA FLORIDA
10. DESCRIPCION DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCION AL PROBLEMA Componentes (Resultados necesarios para lograr el Objetivo
Descripción de cada Alternativa Analizada
Alternativa 1: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
Alternativa 2: IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES TÉRMICAS CON REDES SECUNDARIAS, CONEXIONES DOMICILIARIAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
Acciones necesarias para lograr cada resultado
Resultado 1: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
SUMINISTRO DE MATERIALES.
Resultado 2: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
MONTAJE ELECTROMECANICO.
Resultado 3: CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA MONOFÁSICA, REDES SECUNDARIAS 440/220 V, ACOMETIDA DOMICILIARÍAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
TRANSPORTE DE MATERIALES
Resultado 1: DISPONIBILIDAD DE INFRAESTRUCTURA MODERNA PARA GENERAR ENERGIA ELECTRICA.
IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES TÉRMICAS CON REDES SECUNDARIAS, CONEXIONES DOMICILIARIAS Y EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO.
Número de Beneficiarios Directos
57
57
III. FORMULACION Y EVALUACION 11. HORIZONTE DE EVALUACION Número de años del horizonte de evaluación (entre 5 y 10 años):
20
Sustento técnico del horizonte de evaluación elegido:
12. ANALISIS DE LA DEMANDA (*) Enunciar los principales parámetros y supuestos considerados para l aproyección de la demanda.
13. ANALISIS DE LA OFERTA (*) Describir los factores de producción que determinan la oferta actual del servicio. Enunciar los principales parámetros y supuestos considerados para la proyección de la oferta.
14. BALANCE OFERTA DEMANDA (*) 15. COSTOS DEL PROYECTO Modalidad de ejecución:
-.-
15.1.1 Costos de Inversión de la alternativa seleccionada (a precios de mercado)
Principales Rubros
U.M.
Cantidad
Costo Unitario
Costo Total a Precios de Mercado
EXPEDIENTE TECNICO
ESTUDIO
1.0
15,821.8
15,821.8
COSTO DIRECTO
189,442.78
Resultado 1
GLB
1.0
127,852.96
127,852.96
Resultado 2
GLB
1.0
51,315.95
51,315.95
Resultado 3
GLB
1.0
10,273.87
10,273.87
SUPERVISION
GLB
1.0
11,366.57
11,366.57
GASTOS GENERALES
GLB
1.0
28,416.41
28,416.41
Total
245,047.56
15.1.2 Costos de Inversión de la alternativa seleccionada (a precios sociales) (*)
15.2 Costos de operación y mantenimiento sin proyecto
Items de Gasto
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
COMPRA DE ENERGIA
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios de Mercado
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Items de Gasto
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
COMPRA DE ENERGIA
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios de Mercado
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15.3 Costos de operación y mantenimiento con proyecto para la alternativa seleccionada
Items de Gasto
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
COMPRA DE ENERGIA
5,252
5,436
5,628
5,957
6,297
6,517
6,745
7,132
7,382
7,781
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
Total a Precios de Mercado
10,888
11,072
11,264
11,593
11,934
12,153
12,381
12,768
13,018
13,417
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Items de Gasto
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
COMPRA DE ENERGIA
8,053
8,493
8,790
9,099
9,571
9,907
10,257
10,778
11,319
11,894
OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
5,636
Total a Precios de Mercado
13,689
14,129
14,426
14,735
15,207
15,543
15,893
16,414
16,955
17,530
Total a Precios Sociales
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15.4 Costo por Habitante Directamente Beneficiado 4,299.08
15.5 Comparación de costos entre alternativas (*)
16. BENEFICIOS (alternativa recomendada) 16.1 Beneficios Sociales (cuantitativo) (*)
Enunciar los principales parámetros y supuestos para la estimación de los beneficios sociales
SE HA TOMADO LOS PARAMETROS INDICADOS EN NERECA, ASI TENEMOS: ILUMINACION 154.56 $/ABONADO, RADIO Y TELEVISION 57.67 $/ABONADO, REFRIGERACION 120.40 $/ABONADO Y OTROS USOS 10.55 $/ABONADO.
16.2 Beneficios sociales (cualitativo)
LA POBLACION TENDRA MAS A LA INFORMACION, SE LOGRARÍA QUE SE IMPLEMENTE LA EDUCACIÓN EN HORARIO NOCTURNO, A FIN DE REDUCIR EL ANALFABETISMO EN JÓVENES Y ADULTOS. COMO SON LOCALIDADES RURALES PRODUCTORAS AGROPECUARIAS, CON EL SERVICIO ELÉCTRICO PODRÁN DAR VALOR AGREGADO A SUS PRODUCTOS A BENEFICIO DE LOS POBLADORES, OBTENIENDO ASÍ MAYOR RENTABILIDAD
17. EVALUACION SOCIAL (*) 18. CRONOGRAMA DE EJECUCION
18.1 Cronograma de Ejecución Física (% de avance)
Principales Rubros
EXPEDIENTE TECNICO
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
100
0
0
0
Resultado 1
100
0
0
0
Resultado 2
100
0
0
0
Resultado 3
100
0
0
0
SUPERVISION
100
0
0
0
GASTOS GENERALES
100
0
0
0
COSTO DIRECTO
18.2 Cronograma de Ejecución Financiera (% de avance)
Principales Rubros
EXPEDIENTE TECNICO
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
100
0
0
0
Resultado 1
100
0
0
0
Resultado 2
100
0
0
0
Resultado 3
100
0
0
0
SUPERVISION
100
0
0
0
GASTOS GENERALES
100
0
0
0
COSTO DIRECTO
19. SOSTENIBILIDAD 19.1 Responsable de la Operación y mantenimiento del PIP
LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL PROYECTO, ESTARÁ A CARGO DE ELECTRO ORIENTE S.A., QUE ES LA EMPRESA CONCESIONARIA Y OFICIAL EN LA REGIÓN, QUIEN TIENE RECURSOS HUMANOS Y ECONÓMICOS, QUE GARANTIZAN LA CONTINUIDAD DEL SERVICIO.
19.2 ¿Es la Unidad Ejecutora la responsable de la Operación y Mantenimiento del PIP con cargo a su Presupuesto Institucional?
NO
Documentos que sustentan los acuerdos institucionales u otros que garantizan el financiamiento de los gastos de operación y mantenimiento
Documento
Entidad/Organización
Compromiso
GS-3214-2009 ELECTRO ORIENTE S.A FACTIBILIDAD DE SUMINISTRO Y FIJACION DEL PUNTO DE DISEÑO.
19.3 ¿El área donde se ubica el proyecto ha sido afectada por algún desastre natural? NO
20. IMPACTO AMBIENTAL Impactos Negativos
Tipo
Medidas de Mitigación
Costo
LEVANTAMIENTO DE POLVO
Durante la Construcción
RIEGO POR ASPERSION DE AGUA A LA SUPERFICIE DE ACTUACION.
0
ARROJO DE RESIDUOS SOLIDOS Y LIQUIDOS .
Durante la Construcción
TODOS LOS RESIDUOS SOLIDOS Y LIQUIDOS DEBERAN SER ALMACENADOS EN RECIPIENTES HERMETICOS.
0
CONTAMINACION DE FUENTES DE AGUA.
Durante la Construcción
NO VERTER MATERIALES COMO COMBUSTIBLE, ACEITE, ETC. EN LAS RIBERAS DE CUERPOS DE AGUA.
0
21. TEMAS COMPLEMENTARIOS EN EL ITEM 15.1.1 EL COSTO DEL EXP TECNICO TAMBIEN INCLUYE EL CIRA, DIA E INDEMNIZACION DE SERVIDUMBRE. EN LOS GASTOS GENERALES ESTA INCLUIDO LA UTILIDAD, EN LA SUPERVISION SE INCLUYE LOS IMPREVISTOS.
22. EVALUACIONES REALIZADAS SOBRE EL PROYECTO DE INVERSIÓN PÚBLICA Fecha
Estudio
Evaluación
Unidad Evaluadora
Observación
09/03/2010 10:15 p.m. PERFIL
EN MODIFICACION OPI DE LA REGION SAN MARTIN No se ha registrado observación
12/03/2010 08:59 a.m. PERFIL
APROBADO
OPI DE LA REGION SAN MARTIN No se ha registrado observación
23. REGISTRO DE DOCUMENTOS FÍSICOS DE ENTRADA - SALIDA Tipo
Documento
Fecha
Unidad
DIRECCION REGIONAL DE ENERGIA Y MINAS
S
OFICIO Nº 181-2010-GR-SM/DREM.
03/03/2010
E
OFICIO N 181-2010-GR-SM/DREM.
03/03/2010 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
S
OFICIO N 063-2010-GRSM/GRPPyAT/SGPPeI / INFORME TECNICO N 04-2010GRSM/GRPPyAT-SGPPI-LARS
12/03/2010 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
S
INFORME TECNICO Nº 04-2010-GRSM/GRPPyAT-SGPPI-LARS
12/03/2010 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
24. DOCUMENTOS COMPLEMENTARIOS Documento
Observación
Fecha
Oficio N° 063-2010-GRSM/GRPPyAT/SGPeI (Opi Reg) (COMUNICACIÓN DE VIABILIDAD) *
Tipo
Origen
16/03/2010 Entrada DGPM
25. FECHA DE REGISTRO EN EL BP: 03/03/2010 FECHA DE ULTIMA ACTUALIZACION: 10/03/2010 26. DATOS DE LA DECLARATORIA DE VIABILIDAD N° DE INFORME TECNICO: INFORME TECNICO Nº 04-2010-GRSM/GRPPyAT-SGPPI-LARS
ESPECIALISTA:
Ing. LUIS A. ROMERO SILVA
RESPONSABLE:
Ing. MIGUEL ANGEL OCAMPO GUERRA
FECHA:
12/03/2010
27. DATOS POSTERIORES A LA DECLARACION DE VIABILIDAD 1° Modificación posterior a la Viabilidad
Documento:
Fecha:
Oficio N° 386-2010-GRSM/GRPP-AT/SGPPEL
14/12/2010
Informe Técnico:
Ejecutora:
Responsable de la Unidad Ejecutora:
Resumen:
0
MEM - DIRECCION GENERAL DE ELECTRIFICACION RURAL
Ing. Fernando Rossinelli Ugarelli
Mediante documento de la referencia la OPI DEL GOBIERNO REGIONAL SAN MARTIN, solicita el cambio de Unidad Ejecutora UE a favor de la DIRECCION GENERAL DE ELECTRIFICACION RURAL (DGER) quien da opinión favorable mediante documento Oficio Nº 2463-10-MEM/DGER adjunto al documento de la referencia.
ING. JAIME MEDINA AYALA
RAFAEL RENGIFO DEL CASTILLO
Responsable de la Formulación del Perfil
Responsable de la Unidad Formuladora
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