FORMATO SNIP 04: PERFIL SIMPLIFICADO

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:
200263
2. NOMBRE DEL PIP
MENOR:
INSTALACION DEL SERVICIO DE ENERGA ELCTRICA MEDIANTE SISTEMA CONVENCIONAL PARA 07
LOCALIDADES, DISTRITOS DE TINGO DE SAPOSOA, SACANCHE Y BELLAVISTA, PROVINCIAS DE
HUALLAGA Y BELLAVISTA, DEPARTAMENTO DE SAN MARTN
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:
OSCAR MILTON FERNANDEZ BARBOZA
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: CESAR VILLANUEVA ARÉVALO
Órgano Técnico Responsable
GERENCIA REGIONAL DE INFRAESTRUCTURA
6. UBICACION GEOGRAFICA
N° Departamento
Provincia
Distrito
Localidad
1
SAN MARTIN
BELLAVISTA BELLAVISTA
CHIQUINQUIRA
2
SAN MARTIN
BELLAVISTA BELLAVISTA
CAÑA BRAVA
3
SAN MARTIN
BELLAVISTA BELLAVISTA
SANTA ROSA
4
SAN MARTIN
BELLAVISTA BELLAVISTA
SAN PEDRO
5
SAN MARTIN
HUALLAGA
TINGO DE SAPOSOA ZANJA SECA
6
SAN MARTIN
HUALLAGA
SACANCHE
7
SAN MARTIN
BELLAVISTA BELLAVISTA
BERLÍN
DOS DE MAYO
II. IDENTIFICACION
7. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACION ACTUAL
LA ZONA DEL PROYECTO, SEGÚN EL MAPA DE POBREZA DEL INEI, ESTÁ CLASIFICADA COMO ZONA MUY POBRE POR QUE NO CUENTAN
CON LOS SERVICIOS BÁSICOS Y UNO DE ESOS SERVICIOS ES 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
CARGAS DE USOS DOMESTICO SIN ENERGÍA ELÉCTRICA (VIVIENDAS). 89
2
CARGAS DE USO GENERAL SIN ENERGÍA ELÉCTRICA
5
8. PROBLEMA CENTRAL Y SUS CAUSAS
ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
N°
Descripción de las principales causas (máximo 6)
Causa
1:
DESAPROVECHAMIENTO DEL SISTEMA DE ELECTRICIDAD
CERCANO A LA ZONA DEL PROYECTO.
Causa
USO GENERALIZADO DE FUENTES DE ENERGÍA
Causas indirectas
AUSENCIA DE INFRAESTRUCTURA PARA CONECTARSE AL
SISTEMA DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MÁS CERCANO
USO DE COMBUSTIBLES COSTOSOS
2:
INEFICIENTES (VELAS, PETRÓLEO, PILAS, LEÑA, ETC.)
Causa
3:
USO GENERALIZADO DE FUENTES DE ENERGÍA
INEFICIENTES (VELAS, PETRÓLEO, PILAS, LEÑA, ETC.)
ESCASA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA GENERAR
ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA CONVENCIONAL
Causa
4:
USO GENERALIZADO DE FUENTES DE ENERGÍA
INEFICIENTES (VELAS, PETRÓLEO, PILAS, LEÑA, ETC.)
MALA GESTIÓN DEL SERVICIO DE GENERACIÓN LOCAL DE
ENERGÍA
9. OBJETIVO Y MEDIOS FUNDAMENTALES
9.1 Objetivo
ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
N°
Principales Indicadores del Objetivo (*)
(máximo 3)
Valor Actual (*) Valor al Final del Proyecto(*)
1
CARGAS DE USOS DOMESTICO (VIVIENDAS). 0
89
2
CARGAS DE USO GENERAL
5
0
9.2 Medios fundamentales
N°
Descripción medios fundamentales
1
DISPONIBILIDAD DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA, RED PRIMARIA Y SECUNDARIA, ACOMETIDAS DOMICILIARIAS Y ALUMBRADO
PÚBLICO
2
USO DE COMBUSTIBLES POCO COSTOSOS
3
DISPONIBILIDAD DE INFRAESTRUCTURA MODERNA PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA.
4
MEJORA DE LA GESTIÓN DEL SERVICIO DE GENERACIÓN LOCAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
10. DESCRIPCION DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCION AL PROBLEMA
Descripción de cada Alternativa
Analizada
Alternativa 1: CONSTRUCCIÓN DE LA
LÍNEA Y RED PRIMARIA
MONOFÁSICA EN 13.2KV., RED
SECUNDARIA MONOFÁSICAS,
CONEXIONES DOMICILIARIAS Y
EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO
Componentes (Resultados
necesarios para lograr el
Objetivo
Acciones necesarias para lograr cada resultado
Resultado 1: 12582 metros
de Línea Primaria
ADQUISICIÓN DE: POSTES, CABLES ELÉCTRICOS,
FERRETERIA ELÉCTRICA Y OTROS. TRANSPORTE DE
MATERIALES A ALMACÉN DE OBRA. IZADO DE POSTES,
TENDIDO DE CONDUCTORES, INSTALACIÓN DE RETENIDA,
PUESTA A TIERRA, MONTAJE DE ARMADOS, ETC.
Resultado 2: 1022 METROS
DE RED PRIMARIA Y
SUBESTACIONES
ADQUISICIÓN DE: POSTES, CABLES ELÉCTRICOS,
TRANSFORMADORES, EQUIPOS DE PROTECCIÓN,
FERRETERIA ELÉCTRICA Y OTROS. TRANSPORTE DE
MATERIALES A ALMACÉN DE OBRA. IZADO DE POSTES,
TENDIDO DE CONDUCTORES, INSTALACIÓN DE RETENIDA,
PUESTA A TIERRA, MONTAJE DE ARMADOS, ETC.
Resultado 3: 2110 METROS
DE RED SECUNDARIA, 94
ACOMETIDAS Y 24
ADQUISICIÓN DE: POSTES, CABLES ELÉCTRICOS,
FERRETERIA ELÉCTRICA, MEDIDORES ELECTRÓNICOS,
EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Y OTROS. TRANSPORTE
Número de
Beneficiarios
Directos
455
Alternativa 2: IMPLEMENTACIÓN DE
UNA CENTRAL TÉRMICA CON
REDES SECUNDARIAS,
CONEXIONES DOMICILIARIAS Y
EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO
EQUIPOS DE ALUMBRADO
PÚBLICO
DE LOS MATERIALES A ALMACÉN DE OBRA. IZADO DE
POSTES, TENDIDO DE CONDUCTORES, INSTALACIÓN DE
RETENIDAS, PUESTAS A TIERRAS, MONTAJE DE ARMADOS,
INSTALACIÓN DE ACOMETIDAS, MEDIDORES, ALUMBRADO
PÚBLICO, ETC.
Resultado 1: UN GRUPO
ELECTRÓGENO
ADQUISICIÓN, TRANSPORTE Y MONTAJE DE UN GRUPO
ELECTRÓGENO.
Resultado 2: 2110 METROS
DE RED SECUNDARIA, 94
ACOMETIDAS Y 24
EQUIPOS DE ALUMBRADO
PÚBLICO
ADQUISICIÓN DE: POSTES, CABLES ELÉCTRICOS,
FERRETERIA ELÉCTRICA, MEDIDORES ELECTRÓNICOS,
EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Y OTROS. TRANSPORTE
DE LOS MATERIALES A ALMACÉN DE OBRA. IZADO DE
POSTES, TENDIDO DE CONDUCTORES, INSTALACIÓN DE
RETENIDAS, PUESTAS A TIERRAS, MONTAJE DE ARMADOS,
INSTALACIÓN DE ACOMETIDA, MEDIDORES, ALUMBRADO
PÚBLICO, ETC.
455
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:
EL TIEMPO DE VIDA DE LA INFRAESTRUCTURA DE LAS REDES DE ELECTRIFICACIÓN SON DE 20 AÑOS.
12. ANALISIS DE LA DEMANDA (*)
Servicio
Descripción
U.M.
Año
1
Año
2
Año
3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año
10
1
OFERTA DE LA POTENCIA DE LA S.E. DE
BELLAVISTA
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
OFERTA DE LA C.T. DE JUANJUI
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
DEMANDA DEL SISTEMA ELECTICO DE
BELLAVISTA
KW
9,335
9,562
9,790
10,018
10,245
10,473
10,701
10,928
11,156
11,384
4
DEMANDA DEL PROYECTO
KW
27
27
27
28
28
28
28
28
29
29
Servicio
Descripción
U.M.
Año
11
Año
12
Año
13
Año
14
Año
15
Año
16
Año
17
Año
18
Año
19
Año
20
1
OFERTA DE LA POTENCIA DE LA S.E. DE
BELLAVISTA
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
OFERTA DE LA C.T. DE JUANJUI
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
DEMANDA DEL SISTEMA ELECTICO DE
BELLAVISTA
KW
11,611
11,839
12,067
12,294
12,522
12,750
12,977
13,205
13,433
13,661
4
DEMANDA DEL PROYECTO
KW
29
29
30
30
30
30
31
31
32
32
Enunciar los principales parámetros y supuestos considerados para la proyección de la demanda.
EL CRECIMIENTO ANUAL DE LA POBLACIÓN SE CONSIDERA CONSTANTE DURANTE EL PERIODO DE EVALUACIÓN. LA TASA DE
CRECIMEINTO DEL CONSUMO DE ENERGÍA TAMBIÉN SE MANTIENE CONSTANTE.
13. ANALISIS DE LA OFERTA (*)
Servicio
Descripción
U.M.
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año
10
1
OFERTA DE LA POTENCIA DE LA S.E. DE
BELLAVISTA
KW
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
2
OFERTA DE LA C.T. DE JUANJUI
KW
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
3
DEMANDA DEL SISTEMA ELECTICO DE
BELLAVISTA
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
DEMANDA DEL PROYECTO
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Servicio
Descripción
U.M.
Año
11
Año
12
Año
13
Año
14
Año
15
Año
16
Año
17
Año
18
Año
19
Año
20
1
OFERTA DE LA POTENCIA DE LA S.E. DE
BELLAVISTA
KW
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
2
OFERTA DE LA C.T. DE JUANJUI
KW
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
3
DEMANDA DEL SISTEMA ELECTICO DE
BELLAVISTA
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
DEMANDA DEL PROYECTO
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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.
LA OFERTA DE POTENCIA ESTÁ DADA POR LA CAPACIDAD DE LA SUBESTACIÓN DE POTENCIA Y LA CENTRAL TÉRMICA
14. BALANCE OFERTA DEMANDA (*)
Servicio
Descripción
U.M.
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año
10
1
OFERTA DE LA POTENCIA DE LA S.E. DE
BELLAVISTA
KW
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
2
OFERTA DE LA C.T. DE JUANJUI
KW
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
3
DEMANDA DEL SISTEMA ELECTICO DE
BELLAVISTA
KW
-9,335
-9,562
-9,790
10,018
10,245
10,473
10,701
10,928
11,156
11,384
4
DEMANDA DEL PROYECTO
KW
-27
-27
-27
-28
-28
-28
-28
-28
-29
-29
Servicio
Descripción
U.M.
Año
11
Año
12
Año
13
Año
14
Año
15
Año
16
Año
17
Año
18
Año
19
Año
20
1
OFERTA DE LA POTENCIA DE LA S.E. DE
BELLAVISTA
KW
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
2
OFERTA DE LA C.T. DE JUANJUI
KW
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
3
DEMANDA DEL SISTEMA ELECTICO DE
BELLAVISTA
KW
11,611
11,839
12,067
12,294
12,522
12,750
12,977
13,205
13,433
13,661
4
DEMANDA DEL PROYECTO
KW
-29
-29
-30
-30
-30
-30
-31
-31
-32
-32
15. COSTOS DEL PROYECTO
ADMINISTRACION INDIRECTA - POR
CONTRATA
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
36,580.0
36,580.0
COSTO DIRECTO
418,353.1
Resultado 1
GLB
1.0
208,056.49
208,056.49
Resultado 2
GLB
1.0
93,909.26
93,909.26
Resultado 3
GLB
1.0
116,387.35
116,387.35
SUPERVISION
GLOBAL
1.0
17,700.0
17,700.0
GASTOS GENERALES
GLOBAL
1.0
33,467.7
33,467.7
UTILIDADES
GLOBAL
1.0
29,284.71
29,284.71
Total
535,385.51
15.1.2 Costos de Inversión de la alternativa seleccionada (a precios sociales) (*)
Costo Total a
Precios de Mercado
Factor de
Corrección
Costo a Precios
Sociales
EXPEDIENTE TECNICO
36,580.0
0.831
30,397.98
COSTO DIRECTO
418,353.1
347,651.4261
Resultado 1
208,056.49
172,894.94319
Insumo de Origen nacional
116,426.0
0.831
96,750.006
0.0
0.0
0.0
Mano de Obra Calificada
24,390.42
0.831
20,268.43902
Mano de Obra No Calificada
67,240.07
0.831
55,876.49817
Resultado 2
93,909.26
Insumo de Origen nacional
72,346.76
0.831
60,120.15756
0.0
0.0
0.0
Mano de Obra Calificada
5,331.86
0.831
4,430.77566
Mano de Obra No Calificada
16,230.64
0.831
13,487.66184
Resultado 3
116,387.35
Principales Rubros
Insumo de Origen Importado
Insumo de Origen Importado
Insumo de Origen nacional
78,038.59506
96,717.88785
69,117.8
0.831
57,436.8918
0.0
0.0
0.0
Mano de Obra Calificada
12,223.67
0.831
10,157.86977
Mano de Obra No Calificada
35,045.88
0.831
29,123.12628
SUPERVISION
17,700.0
0.831
14,708.7
GASTOS GENERALES
33,467.7
0.831
27,811.6587
Insumo de Origen Importado
UTILIDADES
29,284.71
Total
0.831
24,335.59401
535,385.51
444,905.35881
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
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
COMPRA DE ENERGÍA
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
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
COMPRA DE ENERGÍA
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
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
COMPRA DE ENERGÍA
5,453
5,519
5,709
6,030
6,185
6,345
6,508
6,799
7,103
7,281
Total a Precios de Mercado
13,177
13,243
13,433
13,754
13,909
14,069
14,232
14,523
14,827
15,005
Total a Precios Sociales
10,060
10,116
10,278
10,549
10,681
10,816
10,954
11,201
11,458
11,609
Items de Gasto
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
7,724
COMPRA DE ENERGÍA
7,460
7,693
8,021
8,397
8,553
8,853
9,203
9,653
10,122
10,305
Total a Precios de Mercado
15,184
15,417
15,745
16,121
16,277
16,577
16,927
17,377
17,846
18,029
Total a Precios Sociales
11,762
11,958
12,236
12,556
12,687
12,942
13,238
13,620
14,017
14,173
15.4 Costo por Habitante Directamente Beneficiado
1,176.67
15.5 Comparación de costos entre alternativas (*)
Descripción
Costo de Inversión
VP.CO&M
VP.Costo Total
Situación sin Proyecto
0
0.0
0.0
Alternativa 1
444,905.36
102,840.04
547,745.4
Alternativa 2
465,374.00
1,524,731.00
1,990,105.0
Alternativa 1
444,905.36
102,840.04
547,745.40
Alternativa 2
465,374.00
1,524,731.00
1,990,105.00
Costos Incrementales
16. BENEFICIOS (alternativa recomendada)
16.1 Beneficios Sociales (cuantitativo) (*)
Beneficios
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
BENEFICIOS ECONÓMICOS (SEGÚN NRECA)
72,860
72,860
74,275
76,397
77,812
79,226
80,641
82,763
85,593
87,008
Beneficios
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
BENEFICIOS ECONÓMICOS (SEGÚN NRECA)
87,715
89,837
92,667
95,496
96,204
98,326
100,448
103,277
106,814
107,522
Enunciar los principales parámetros y supuestos para la estimación de los beneficios sociales
SE A TOMADO LA INFORMACIÓN DE NRECA RESPECTO A LOS BENEFICIOS SOCIALES
16.2 Beneficios sociales (cualitativo)
* DISMINUCIÓN DEL GASTO MENSUAL FAMILIAR. * INCREMENTO DE HORAS NOCTURNAS EN ACTIVIDADES PRODUCTIVAS. *
INCREMENTO EN HORAS DE ESTUDIO PARA LOS NIÑOS.
17. EVALUACION SOCIAL (*)
17.1 Costo Beneficio
VAN SOCIAL 164,628.42
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
0
100
0
0
Resultado 2
0
100
0
0
Resultado 3
0
100
0
0
SUPERVISION
0
100
0
0
GASTOS GENERALES
0
100
0
0
UTILIDADES
0
100
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
0
100
0
0
Resultado 2
0
100
0
0
COSTO DIRECTO
Resultado 3
0
100
0
0
SUPERVISION
0
100
0
0
GASTOS GENERALES
0
100
0
0
UTILIDADES
0
100
0
0
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 DE LA REGIÓN, QUE TIENE RECURSOS HUMANOS Y ECONÓMICOS, QUE GARANTIZAN LA CONFIABILIDAD
DEL SERVICIO, YA QUE VIENE OPERANDO E
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
GS-3081-2011, GS-3078-2011 Y GS-30762011
ELECTRO ORIENTE
S.A.
Compromiso
FACTIBILIDAD DE SUMINSTRO Y FIJACIÓN DE PUNETO 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 ASPERCIÓN DE AGUA A LA SUPERFICIE DE ACTUACIÓN.
0
RUIDO OCASIONADO POR SIRENA
Y MÁQUINAS.
Durante la
Construcción
LIMITAR ESTRICTAMENTE A LO NECESARIO EL EMPLEO DE EQUIPOS
QUE PRODUSCAN RUIDO.
0
CONTAMINACIÓN DE FUENTES DE
AGUA.
Durante la
Construcción
NO VERTER MATERIALES COMO COMBUSTIBLE, ACEITE, ETC. EN LAS
RIBERAS DE CUERPOS DE AGUA.
0
ARROJO DE RESIDUOS SÓLIDOS Y
LIQUIDOS.
Durante la
Construcción
TODOS LOS RESIDUOS SÓLIDOS Y LIQUIDOS DEBERÁN SER
ALMACENADOS EN RECIPIENTES HERMÉTICOS.
0
21. TEMAS COMPLEMENTARIOS
22. EVALUACIONES REALIZADAS SOBRE EL PROYECTO DE INVERSIÓN PÚBLICA
Fecha
Estudio
Evaluación
Unidad Evaluadora
Observación
24/01/2012 09:05 a.m. PERFIL
EN MODIFICACION OPI DE LA REGION SAN MARTIN No se ha registrado observación
25/01/2012 06:32 p.m. PERFIL
EN MODIFICACION OPI DE LA REGION SAN MARTIN No se ha registrado observación
30/01/2012 02:29 p.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
S
OFICO Nº 805-2011-GR-SM/DREM
22/12/2011 DIRECCION REGIONAL DE ENERGIA Y MINAS
E
OFICO N 805-2011-GR-SM/DREM
22/12/2011 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
S
OFICIO N 028-2012-GRSM/GRPyP/SGPeI 30/01/2012 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
S
FORMATO SNIP 06
30/01/2012 OPI DE LA REGION SAN MARTIN
25. FECHA DE REGISTRO EN EL BP: 22/12/2011
FECHA DE ULTIMA ACTUALIZACION: 26/01/2012
26. DATOS DE LA DECLARATORIA DE VIABILIDAD
N° DE INFORME TECNICO: FORMATO SNIP 06
ESPECIALISTA:
ING. CIP. LUIS ALBERTO ROMERO SILVA
RESPONSABLE:
ING. CIP. SILVIA TORRES GATICA
FECHA:
30/01/2012
OSCAR MILTON FERNANDEZ BARBOZA
RAFAEL RENGIFO DEL CASTILLO
Responsable de la Formulación del Perfil
Responsable de la Unidad Formuladora
PIP RURAL: "PIP EN LOCALIDADES RURALES"