formato snip 04 : perfil simplificado pip menor instalacion

FORMATO SNIP 04 : PERFIL SIMPLIFICADO ­ PIP MENOR
(Directiva Nº 001­2011­EF/68.01 aprobada por Resolución Directoral Nº 003­2011­EF/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:
260396
2. NOMBRE
DEL PIP
MENOR:
INSTALACION DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACION RURAL EN LOS SECTORES DE CALLATIAC CENTRAL,
PUCCACOCHA, MAYUHUASI CENTRAL Y SECTOR ANILMAYO DE LA COMUNIDAD DE CALLATIAC, DISTRITO DE
QUIQUIJANA ­ QUISPICANCHI ­ CUSCO
3. RESPONSABILIDAD FUNCIONAL (Según Anexo SNIP­04)
FUNCION:
ENERGÍA
DIVISÍON FUNCIONAL:
ENERGÍA ELÉCTRICA
GRUPO FUNCIONAL:
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
RESPONSABILIDAD FUNCIONAL:
OPI ENERGIA,OPI FONAFE
OPI RESPONSABLE DE LA EVALUACION:
OPI MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE QUIQUIJANA
4. UNIDAD FORMULADORA
SECTOR:
GOBIERNOS LOCALES
PLIEGO:
MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE QUIQUIJANA
NOMBRE:
OFICINA DE ESTUDIOS DE INFRAESTRUCTURA
Persona Responsable de Formular el PIP Menor:
ING. GLORIA SALLO PAÑIHUARA
Persona Responsable de la Unidad Formuladora:
ING CESAR AUGUSTO MACEDO MOSTAJO
5. UNIDAD EJECUTORA RECOMENDADA
DEPARTAMENTO
CUSCO
PROVINCIA
QUISPICANCHIS
NOMBRE:
MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE QUIQUIJANA
Persona Responsable de la Unidad Ejecutora:
ING. FERLI PALOMINO VILLENA
Órgano Técnico Responsable
SUBGERENCIA DE INFRAESTRUCTURA Y DESARROLLO URBANO
6. UBICACION GEOGRAFICA
N°
Departamento
1
CUSCO
Provincia
Distrito
Localidad
QUISPICANCHI
QUIQUIJANA
CALLATIAC
II. IDENTIFICACION
7. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACION ACTUAL
LA SITUACIÓN ES QUE NO EXISTEN SERVICIO DE ELECTRICIDAD, YA QUE NO CUENTA CON UNA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA
NECESARIA SE REQUIERE SATISFACER LAS NECESIDADES DE ENERGIA PARA TRANSFORMACION DE MATERIA PRIMA, ILUMINACIÓN
Y COMUNICACIONES
N°
Principales Indicadores de la Situación Actual (máximo 3)
Valor Actual
1
ACCESO ADECUADO AL SERVICO ELECTRICO
0%
2
FALTA DE INFRAESTRUCTURA DEL SERVICIO ELECTRICO
0%
8. PROBLEMA CENTRAL Y SUS CAUSAS
INEXISTENTE ACCESO AL SERVICIO DE ELECTRIFICACION RURAL DE ACUERDO A LA NORMA TECNICA DE CALIDAD DE SERVICIO EN
LOS SECTORES DE CALLATIAC
N°
Descripción de las principales causas (máximo 6)
Causas indirectas
Causa
1:
DESAPROVECHAMIENTO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS CERCANOS A LA ZONA.­ LA EMPRESA
CONCESIONARIA, CUENTA CON UNA INFRAESTRUCTURA QUE PUEDE ATENDER LA NECESIDAD DE
ACUERDO A LA NTCS
DESCONOCIMIENTO
DE MEDIOS Y
PROCESOS
Causa
2:
AUSENCIA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA
FALTA DE
DOCUMENTACION
TECNICA
Causa
3:
ALTOS COSTOS DE INSTALACIÓN DE ALTERNATIVAS DE ELECTRIFICACIÓN.­ LAS ALTERNATIVAS DE
ELECTRIFICACION, DE ACUERDO A LAS FUENTES DE ENERGIA A USAR REQUIEREN INVERSIONES
QUE LOS BENEFICIARIOS
FALTA DE
RECURSOS
ECONOMICOS
9. OBJETIVO Y MEDIOS FUNDAMENTALES
9.1 Objetivo
ACCESO AL SERVICIO DE ELECTRIFICACION RURAL DE ACUERDO A LA NORMA TECNICA DE CALIDAD DE SERVICIO EN LOS
SECTORES DE CALLATIAC
N°
Principales Indicadores del Objetivo (*)
(máximo 3)
Valor Actual (*)
Valor al Final del Proyecto(*)
1
ACCESO ADECUADO AL SERVICIO ELECTRICO
0%
100%
2
INFRAESTRUCTURA DEL SERVICIO ELECTRICO ADECUADO
0%
100%
9.2 Medios fundamentales
N°
Descripción medios fundamentales
1
INTERCONEXION AL SISTEMA ELECTRICO A TRAVES DE UNA RED PRIMARIA Y RED SECUNDARIA
10. DESCRIPCION DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCION AL PROBLEMA
Componentes (Resultados
necesarios para lograr el
Objetivo
Acciones necesarias para lograr cada resultado
Número de
Beneficiarios
Directos
Alternativa 1: SISTEMA DE
ELECTRIFICACION RURAL EN LOS
SECTORES DE CALLATIAC CENTRAL,
PUCCACOCHA, MAYUHUASI CENTRAL Y
SECTOR ANILMAYO DE LA COMUNIDAD
DE CALLATIAC, DISTRITO DE
QUIQUIJANA ­ QUISPICANCHI ­ CUSCO
Resultado 1: INTERCONEXION AL
SISTEMA ELECTRICO A TRAVES
DE UNA RED PRIMARIA Y RED
SECUNDARIA, EL CUAL
ASEGURARÀ EL SUMINISTRO DE
ENERGIA ELECTRICA ACORDE A
LA NTCS
INSTALACION DE LA RED PRIMARIA, DESDE EL PUNTO
DE ALIMENTACION HAST LA SUB ESTACION
INSTALACION DE LA RED SECUNDARIA, DESDE LA SUB
ESTACION DE DISTRIBUCION HASTA LAS UNIDADES DE
VIVIENDA Y CARGAS ESPECIALES INSTALACION DE
CONEXIONES DOMICILIARIAS, CON MEDICION
INDIVIDUALIZADA
159
Alternativa 2: SISTEMA DE
ELECTRIFICACION RURAL EN LOS
SECTORES DE CALLATIAC CENTRAL,
PUCCACOCHA, MAYUHUASI CENTRAL Y
SECTOR ANILMAYO DE LA COMUNIDAD
DE CALLATIAC, DISTRITO DE
QUIQUIJANA ­ QUISPICANCHI ­ CUSCO
Resultado 1: INSTALACIÓN DE
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS A
TRAVÉS DE PANEL SOLAR,
BATERÍA Y CONTROLADORES
INSTALACION DE MODULOS FOTOVOLTAICOS EN CADA
UNIDAD DE VIVIENDA
159
Descripción de cada Alternativa
Analizada
III. FORMULACION Y EVALUACION
11. HORIZONTE DE EVALUACION
Número de años del horizonte de evaluación
(entre 5 y 10 años):
10
Sustento técnico del horizonte de evaluación elegido:
DE ACUERDO A LA NORMATIVIDAD DEL SNIP Y LA NATURALEZA DE INTERVENCION DEL PIP
12. ANALISIS DE LA DEMANDA (*)
Servicio
Descripción
POTENCIA
ELECTRICA
1
U.M.
Año
1
Año
2
Año
3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Enunciar los principales parámetros y supuestos considerados para l aproyección de la demanda.
CONSUMO ANUAL RESIDENCIAL 144 KWH, 12 KWH­MES CONSUMO ANUAL DE CARGA ESPECIAL 360
KWH, 30 KWH­MES PERDIDAS DE ENERGÍA 12% , FACTOR DE CARGA 30%
13. ANALISIS DE LA OFERTA (*)
Servicio
Descripción
POTENCIA
ELECTRICA
1
U.M.
Año
1
Año
2
Año
3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
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.
EN LA ACTUALIDAD NO EXISTE SERVICIO POR LO QUE LA OFERTA SE CONSIDERA COMO CERO
14. BALANCE OFERTA DEMANDA (*)
Servicio
1
Descripción
POTENCIA
ELECTRICA
U.M.
Año
1
Año
2
Año
3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
KW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15. COSTOS DEL PROYECTO
Modalidad de ejecución:
ADMINISTRACIÓN DIRECTA
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
22,000.0
22,000.0
COSTO DIRECTO
775,108.75
Resultado 1
GLOBAL
1.0
775,108.75
775,108.75
SUPERVISION
GLOBAL
1.0
17,816.8
17,816.8
GASTOS GENERALES
GLOBAL
1.0
117,152.29
117,152.29
UTILIDADES
GLOBAL
0.0
0.0
0.0
Total
932,077.84
15.1.2 Costos de Inversión de la alternativa seleccionada (a precios sociales) (*)
Principales Rubros
EXPEDIENTE TECNICO
Costo Total a Precios
de Mercado
Factor de Corrección
Costo a Precios
Sociales
22,000.0
0.909
19,998.0
COSTO DIRECTO
775,108.75
652,766.29638
Resultado 1
775,108.75
652,766.29638
Insumo de Origen nacional
617,231.05
0.847
522,794.69935
0.0
0.0
0.0
Mano de Obra Calificada
130,744.97
0.909
118,847.17773
Mano de Obra No Calificada
27,132.73
0.41
11,124.4193
SUPERVISION
17,816.8
0.909
16,195.4712
Insumo de Origen Importado
GASTOS GENERALES
117,152.29
0.847
99,227.98963
0.0
0.0
0.0
UTILIDADES
Total
932,077.84
788,187.75721
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
OPERACION Y MANTENIMIENTO
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
COMPRA DE ENERGIA
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
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año
10
OPERACION Y
MANTENIMIENTO
5,532
5,532
5,532
5,532
5,532
5,532
5,532
5,532
5,532
5,532
COMPRA DE ENERGIA
9,779
9,779
9,779
9,779
9,779
9,779
9,779
9,779
9,779
9,779
Total a Precios de Mercado
15,311
15,311
15,311
15,311
15,311
15,311
15,311
15,311
15,311
15,311
Total a Precios Sociales
12,096
12,096
12,096
12,096
12,096
12,096
12,096
12,096
12,096
12,096
Items de Gasto
15.4 Costo por Habitante Directamente Beneficiado
5,862.12
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
788,187.76
77,627.99
865,815.74
Alternativa 2
945,600.00
77,627.99
1,023,227.99
Alternativa 1
788,187.76
77,627.99
865,815.75
Alternativa 2
945,600.00
77,627.99
1,023,227.99
Costos Incrementales
16. BENEFICIOS (alternativa recomendada)
16.1 Beneficios Sociales (cuantitativo) (*)
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año
10
AHORRO DE TIEMPOS
24,804
24,804
24,804
24,804
24,804
24,804
24,804
24,804
24,804
24,804
AHORRO DE COSTOS
40,068
40,068
40,068
40,068
40,068
40,068
40,068
40,068
40,068
40,068
BENEFICIOS GENERADOS
POR EL PROYECTO
78,678
78,678
78,678
78,678
78,678
78,678
78,678
78,678
78,678
78,678
Beneficios
Enunciar los principales parámetros y supuestos para la estimación de los beneficios sociales
LA POBLACION SE ENCUENTRA BENEFICIADA CON UNA MEJOR ATENCION EN EL SERVICIO ELECTRICO
16.2 Beneficios sociales (cualitativo)
AMPLIAS OPORTUNIDADES PARA EL DESARROLLO PRODUCTIVO COMERCIAL, EDUCATIVO, SOCIAL,
ETC. • MAYORES OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN DE INGRESOS • MEJORA EN LA DISPONIBILIDAD DE
TELECOMUNICACIONES. • ADECUADA REFRIGERACIÓN DE ALIMENTOS
17. EVALUACION SOCIAL (*)
17.1 Costo Beneficio
VAN SOCIAL
55,439.02
18. CRONOGRAMA DE EJECUCION
18.1 Cronograma de Ejecución Física (% de avance)
Principales Rubros
Trimestre I
Trimestre II
Trimestre III
Trimestre IV
EXPEDIENTE TECNICO
0
100
0
0
Resultado 1
0
50
50
0
SUPERVISION
0
50
50
0
GASTOS GENERALES
0
50
50
0
UTILIDADES
0
0
0
0
COSTO DIRECTO
18.2 Cronograma de Ejecución Financiera (% de avance)
Principales Rubros
Trimestre I
Trimestre II
Trimestre III
Trimestre IV
EXPEDIENTE TECNICO
0
100
0
0
Resultado 1
0
50
50
0
SUPERVISION
0
50
50
0
GASTOS GENERALES
0
50
50
0
UTILIDADES
0
0
0
0
COSTO DIRECTO
19. SOSTENIBILIDAD
19.1 Responsable de la Operación y mantenimiento del PIP
ELECTRO SUR ESTE S.A.A ; LEY GENERAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL (LEY Nº 28749)
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
ACTA DE COMPROMISO
ELECTROSUR ESTE S.A.A.
OPERACION Y MANTENIMIENTO
19.3 ¿El área donde se ubica el proyecto ha sido afectada por algún desastre natural?
20. IMPACTO AMBIENTAL
Impactos Negativos
Tipo
Medidas de Mitigación
Costo
NO
NO PRESENTA
Durante la Construcción
NO PRESENTA
0
21. TEMAS COMPLEMENTARIOS
22. EVALUACIONES REALIZADAS SOBRE EL PROYECTO DE INVERSIÓN PÚBLICA Fecha
Estudio
Evaluación
17/05/2013 03:20
p.m.
PERFIL
APROBADO
Unidad Evaluadora
OPI MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE
QUIQUIJANA
Observación
No se ha registrado
observación
23. REGISTRO DE DOCUMENTOS FÍSICOS DE ENTRADA ­ SALIDA
Tipo
Documento
Fecha
Unidad
S
OFICIO Nº 013­2013­UF­PI­MDQ
15/05/2013
OFICINA DE ESTUDIOS DE INFRAESTRUCTURA
E
OFICIO N 013­2013­UF­PI­MDQ
15/05/2013
OPI MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE QUIQUIJANA
S
INFORME N 027­2013­OPI­MDQ
17/05/2013
OPI MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE QUIQUIJANA
S
INFORME Nº 020­2013­OPI/MDQ­DAH
17/05/2013
OPI MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE QUIQUIJANA
25. FECHA DE REGISTRO EN EL BP: 15/05/2013
FECHA DE ULTIMA ACTUALIZACION: 15/05/2013
26. DATOS DE LA DECLARATORIA DE VIABILIDAD N° DE INFORME TECNICO:
INFORME Nº 020­2013­OPI/MDQ­DAH
ESPECIALISTA:
Ing. Electricista David Auquipata Haquehua
RESPONSABLE:
Ing. Sthanley B. Sanchez Arias
FECHA:
17/05/2013
FIRMAS
ING. GLORIA
SALLO
PAÑIHUARA
ING CESAR
AUGUSTO
MACEDO
MOSTAJO
Responsable Responsable
de la
de la Unidad
Formulación Formuladora
del Perfil
PIP RURAL: "PIP EN LOCALIDADES RURALES"