INFORME N0 011 - 2013 - WlEWl/DGE

LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV FRIASPATAMOLLEPATA Y SUBESTACIÓN ORCOTUNA 220/I

INFORME DE EVALUACIÓN DE LOS PROYECTOS

50 kV

Lima, Julio de 2013

Ministeriode Energía y Minas

IsfltlIÜIBilI KÍWiS^^^^íÉ^iyii^íiiiMjiiÉiasSitSi

D:rección¦General de Electricidad

INFORME N0 011 - 2013 - MEM/DGE

LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV FRIASPATA -MOLLEPATA Y SUBESTACIÓN ORCOTUNA 220/60 kV

INFORME DE EVALUACIÓN DEL PROYECTO

Contenido

1.0ANTECEDENTES2.0OBJETIVOS DE LOS PROYECTOS

3.0DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS

3.1UBICACIÓN GEOGRÁFICA

3.2DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROYECTOS.

3.2.1 Línea de Transmisión 220 kV Friaspata - Moliepata

Línea de Transmisión3.2.1.1

3.2.1.2Ampliación de la Subestación Friaspata

3.2.1.3Ampliación de la Subestación Moliepata

3.2.1.4Diagrama Unifiíar del Proyecto

3.2.2 Construcción de la Nueva Subestación Orcotuna

3.2.2.1Nueva Subestación Orcotuna 220/60 kV

3.2.2.2Enlace en 220 kV con la LT Huayucachi - Carabaylio.

3.2.2.3Diagrama Unifiiar del Proyecto

3.3 PLAZO DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO

Pag.

4.0 IMPORTANCIA Y CONSISTENCIA CON LAS PRIORIDADES NACIONALES10

5.0 CLASIFICACION COMO PROYECTO AUTOSOSTENIBLE

6.0 DIAGNOSTICO DE LA DEMANDA Y LA OFERTA

6.2 SITUACIÓN DE LA DEMANDA Y LA OFERTA EN AYACUCHO.

6.2.1 Situación de la Demanda

..9

...9

...9

.10

10

11

.11

.12

.12

.126.2.2 Situación de la Oferta

6.3 SITUACIÓN DE LA DEMANDA Y LA OFERTA EN EL VALLE DEL MANTARO13

6.3.1Situación de la Demanda13

6.3.2Situación de la Oferta13

147.0 DESCRIPCIÓN PRELIMINAR DEL NIVEL DE SERVICIO A ALCANZAR8.0 INVERSIONES Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ESTIMADOS15

INFORME N" OÍ1-2013-MEÍWDGE Página 2 de 18

Dirección. ¦¦ ¦General de Electricidad .

9.0 TARIFAS

10.0 EVALUACIÓN ECONÓMICO - FINANCIERA PRELIMINAR COMO APP

11.0 ASIGNACIÓN PRELIMINAR DE RIESGOS

12.0 ESTIMACIÓN DE LAS GARANTÍAS QUE PODRIAN SER REQUERIDAS

13.0 SUSTENTO DE LA CAPACIDAD DE PAGO DE LA GARANTÍA

14.0 VENTAJAS DE DESARROLLAR EL PROYECTO MEDIANTE UNA APP...

15.0 ESTIMACIÓN PRELIMINAR DE COSTOS DE SUPERVISIÓN

16.0 CONCLUSIONES

17.0 RECOMENDACIONES

Ministeriode Energía y Minas

INFORME Nc 011-2013-MEM/DGE Página 3 de 18

1.0 ANTECEDENTES

De acuerdo al Artículo 20° de la Ley N0 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficientede la Generación Eléctrica (en adelante Ley de la Generación Eficiente), el Sistema deTransmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante SEIN) estáintegrado por las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (pn adelanteSGT), del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante SCT), del SistemaPrincipal de Transmisión (en adelante SPT) y del Sistema Secundario de Transmisión (enadelante SST).

Asimismo, el artículo mencionado en el párrafo anterior establece que forman parte delSGT y del SCT aquellas instalaciones cuya puesta en operación comercial se produce enfecha posterior a la promulgación de la Ley de la Generación Eficiente, mientras queforman parte del SPT y del SST, aquellas instalaciones calificadas como tales al amparode la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE) y cuya puesta en operacióncomercial se produjo antes de su promulgación.

Por otro lado, en cumplimiento de lo establecido en el literal a), numeral V, del Artículo139° del Reglamente de la LCE (en adelante RLCE), los concesionarios dé los SST ySCT remunerados exclusivamente por la demanda, deben presentar los jestudios deplanificación de la expansión de los sistemas de transmisión que sustenten suspropuestas de Planes de Inversión en Transmisión, los cuales son revisados y aprobadospor OSINERGMIN que para tal fin aprobó, mediante Resolución OSINERGÑ/IIN N" 050-2011-OS/CD, la norma "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secúndanos deTransmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión" (en adelante Norma Tarifas),con el objeto de establecer los criterios, metodología y formatos para su presentación.Estos Planes de Inversión están conformados por el conjunto de instalaciones que serequiere que entren en operación dentro del período de fijación dé Peajes yCompensaciones correspondiente; el cual en el presente caso corresponde al periodocomprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017 (en adelante Plan deInversiones 2013-2017), y cuya ejecución es de cumplimiento obligatorio.

Dentro del marco normativo señalado en los párrafos precedentes se c esarrolló elproceso de Aprobación del Plan de Inversiones 2013-20171, cumpliendo con las etapasde presentación de propuestas del Plan de Inversiones 2013-2017 por parte de losagentes; audiencia pública para que los agentes expongan sus i propuestas;observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; larespuesta a las mismas; la prepublicación por parte de OSINERGMIN del proyecto dePlan de Inversiones 2013-2017; la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso loscriterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha prepublicación; presentaciónde opiniones y sugerencias a la prepublicación; la aprobación y publicación ¡ del Pian deInversiones 2013-2017 mediante la Resolución OSINERGMIN N0 151-2012-OS/CD; íapresentación de los recursos de reconsideración impugnando la rrnsma, ¡a AudienciaPública para que los recurrentes sustenten dichos recursos de reconsideración, así comola presentación de opiniones y sugerencias a los recursos de reconsideracióninterpuestos por parte de los interesados y, la publicación de las Resoluciones que

1 Este proceso se inicio el 01 de setiembre de 2011 con la presentación de los Estudios Técnico Económicos que sustentaban laspropuestas de los agentes.

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resuelven los Recursos de Reconsideración correspondientes; hasta concluir con lapublicación de la Resolución OSINERGMIN N0 217-2012-OS/CD, el 26 de sejembre de2012, que introduce modificaciones al Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado con laResolución OSINERGMIN N0 151 -2012-OS/CD.

Como parte del proceso descrito en el párrafo anterior, y mediante las comunicacionesGR-628-2012 y GR-817-2012, del 19 de jumo y del 17 de agosto de 2012respectivamente, Electrocentro S.A. (en adelante Electrocentro)_en virtjjd a loestablecido en el acápite VI.2) del literal d) del artículo 139° del RLCE sol,cito a M.n.stenode Energía y Minas (en adelante Ministerio), conducir el proceso de licitación eje la Lineade Transmisión 220 KV Friaspata - Mollepata y de la SuPestacion Orcotuna -20/60 KV,los cuales forman parte del Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN.

En su respuesta el Ministerio, a través de la Dirección General de Electipadad (enadelante DGE), mediante Oficio N° 1154-2012-MEM/DGE del 19 de setiembnp de 2012comunicó a Electrocentro que luego de analizar su solicitud consideraba factibleencargar la licitación de los proyectos Línea de Transmisión 220 kV Friaspata-- Mollepatay Subestación Orcotuna 220/60 kV y, para tal fin, le solicito la presentación deexpediente técnico correspondiente, de acuerdo con lo establecido en el acapifce VI.2)literal d) del artículo 139° del RLCE.

La solicitud hecha por Electrocentro y la respuesta de la OGE,;señaiandei quei encargaríala licitación del proyecto a Proinversión, fue comunicada al COES mediante Oficio. N1430-2012-IVlEM/DGE, de fecha 20 de noviembre de 2012 y esta entidad, en su "formeCOES/DP-OI -2013: "Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas, de! 5fc//V,Periodo 2015-2024"2; incluyó como parte del programa de obras de transmjision la220 kV Friaspata - Mollepata y Subestación Orcotuna_220/60 kV, estimando que suingreso al sistema se efectuaría en el mes de enero del año 2015.

Posteriormente, mediante las comunicaciones GG-106-2013 y GG-230-2013 del 04 demarzo y del 30 de abril de 2013 respectivamente, Distnluz, grupo empresarial del cualforma parte Electrocentro, presentó el Expediente Técnico de la LT 220 kV Friaspata -Mollepata, luego de cuya revisión la DGE planteó observaciones de caracter técnico quefueron absueltas por Distrlluz, quien presentó el expediente final corregido mediante sucomunicación GG-325-2013, del 18 de junio de 2013.

Asimismo mediante la comunicación GG-139-2013, del 19 de marzo de 2013 Distrlluzpresentó el^ Expediente Técnico de la Subestación Orcotuna 220/60kV y Linea deDerivación en 220 kV, luego de cuya revisión la DGE planteo observacionesjde caractécnico que fueron absueltas por Distriluz, quien presentó el expediente final corregidomediante su comunicación GG-313-2013, del 11 de junio de 2013.

2.0 OBJETIVOS DE LOS PROYECTOS

La Línea de Transmisión 220 kV Friaspata - Mollepata y la Subestación Orcqtuna :220 kVforman parte del Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado por OSINERGMIN y susobjetivos específicos son los que se indican a continuación.

E! Informe de Diagnóstico forma parte del proceso de elaboración del Plan de Transmisión 2015-2024, conforme se estableceen el Artículo 16o del Reglamento de Transmisión.

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a) LT 220 kV Friaspata - Mollepata: será el principal enlace del Sistema Eléctricode Ayacucho al SEIN y permitirá superar las limitaciones que por su antigüedad,su nivel de tensión y su longitud originan la actual línea de 66 kV, que llega desdela Subestación Cobriza I hasta la Subestación Mollepata y, a partir depermitirá mejorar la confiabilidad en la atención de la demanda deCangallo, San Francisco y demás zonas aledañas.

este punto,Ayacucho,

b) Subestación Orcotuna 220/60 kV: permitirá cubrir el crecimiento de a demandade energía en el Valle del Mantaro, tomando parte de la carga que actualmente esatendida desde la Subestación Huayucachi, cuya capacidad instalada se prevéque será superada por el crecimiento previsto de la demanda.

3.0DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS

3.1UBICACIÓN GEOGRÁFICA

La ubicación de los proyectos es la que se indica a continuación:

a)LT 220 kV Friaspata - Moliepata

o Provincias:Huancavelica, Angaraes,Huamanga.

o Regiones: Huancavelicay Ayacucho.

b)Subestación Orcotuna 220/60 kV

o Provincia: Concepción,o Región: Junín.

Ambos proyectos permitirán atender lademanda de energía en el Área deConcesión de Electrocentro. LT FRIASPATA - MOLLEPATA

OCEANaPACtnCO'VdHIt'E

3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROYECTOS

3.2.1 Línea de Transmisión 220 kV Friaspata - Mollepata

De manera general, el proyecto comprende la construcción de una Línea Transmisión en220 kV desde la Subestación Friaspata (Huancavelica) hasta la Subestaciói Mollepata,así como la ejecución de las obras de ampliación correspondientes en ambassubestaciones, las cuales se describen con mayor detalle en los siguientes acápites.

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§§Ministeriode Enei^íay Minas

3.2.1.1 Línea de Transmisión

Las características relevantes de la Líneason las siguientes:

Longitud aproximadaNúmero de ternasCapacidad de TransmisiónConductores portase

Dirección'General de Electricidad

Disposición de fasesCables de guarda

Estructuras

Subestaciones que enlaza

de Transmisión 220 kV Friaspata — Mollepata

90,5 kmUna152 MVAUno tipo ACSR, ACAR o /fAAC, a serdefinido por el concesionario.Triangular.Dos, uno tipo OPGW y otroconvencional.Autosoportadas, tipo celosía de acerogalvanizado.Subestación ^Friaspata (enHuancaveiica) y SubestaciónMollepata (en Ayacucho).

En zonas urbanas o semi urbanas de Ayacucho se deberá evaluar el uso de postesautosoportados metálicos.

3.2.1.2 Ampliación de la Subestación Friaspata

Esta es una subestación de 220/60/10 kV que forma parte de la concesión de Red deEnergía del Perú (REP) que, por su configuración actual, no cuenta con un sistema debarras que facilite su ampliación cumpliendo los criterios técnicos aceptables para estetipo de instalaciones, por lo que se tiene previsto suscribir una adenda de ampliación conREP, a fin de modificar la configuración actual para implementar un sistema de barrasdonde se prevea un espacio de reserva para la instalación de la celda de salida en 220kV para la línea Friaspata - Mollepata. Se espera que para el momento en que se iniciela construcción de la LT 220 kV Friaspata - Mollepata esta ampliación se encuentreoperativa o, por lo menos, en su fase constructiva final.

Considerando lo señalado en el párrafo anterior, la ampliación de la SubestaciónFriaspata comprenderá lo siguiente:

•Ampliación del sistema de barras en 220 kV.•Instalación de una celda de línea en 220 kV.•Sistemas de telecomunicaciones, control, protección y

asociadas a la ampliación.

3.2.1.3 Ampliación de la Subestación Mollepata

Esta es una subestación que es alimentada desde la Subestación Cobriza !, a través deuna línea en 66 kV, desde la cual parten líneas, también en 66 kV, haqa Ayacucho,Cangallo y San Francisco. Actualmente la subestación cuenta con un autotransformadorde 25 MVA de relación 66/60 kV y su ampliación comprende lo siguiente:

•Impiementación de un sistema de simple barra en 220 kV.•Instalación de una celda de línea en 220 kV.•Instalación de una celda de transformación en 220 kV.

cbras civiles

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Ministeriode Energía y Minas

Dirección •Gsneral.de Electricidad

Instalación de un transformador de potencia de 220/66/10 kV y50/50/5 MVA.Instalación de una celda de reactor en 220 kV.Instalación de un reactor de barra en 220kV de 10 MVAR.Desplazamiento del ingreso de la línea en 66 kV que llega desde Huanta(L-6063), de su actual ubicación hacia la celda libre existente.Reemplazo de la celda de línea existente en 66 kV para instalar la celda detransformación en 66 kV del Transformador de Potencia 220/66; kV3.Implementación de sistemas de control, telecomunicaciones,obras civiles asociadas a la ampliación.

protección y

La ejecución de esta ampliación requiere la adquisición del terreno adyacente a iasubestación existente, para la instalar los equipos que formarán parte de b que en elfuturo será la Subestación Mollepata 220/66 kV.

3.2.1.4 Diagrama Unifiiar del Proyecto

La configuración general del proyecto LT 220 kV Friaspata — Mollepata se puede apreciaren el esquema de la Figura N0 3.1.~

Figura N0 3.1Esquema Unifiiar General del Proyecto LT 220 kV Friaspata - Mollepata

INGENIO,RESERVA CAUDALOSA

SEFRIASPATA121

INDEPENDENCIA CAMPOARMIÑO

Leyenda:

¦ Instalaciones del Proyecto

• Instalaciones existentes

SEMOLLEPATA"1

HUANTA SAN AYACUCHO CANGALLOFRANCISCO

La longitud de la línea de transmisión es referencialLa actual configuración de la SE Friaspata será modificada por REP de tal manera que en su configuración final se dispongadel espacio necesario para la ampliación de la barra en 220 kV y la Instalación de la celda de línea comprendida en esteproyecto.iLa Subestación Mollepata es operada por Electrocentro y las modificaciones en las instalaciones existentes, que searrequeridas para la correcta operación del sistema, serán coordinadas con este operador.

La celda existente a la que se hace referencia fue inicialmente la celda destinada a la línea en 66 kV que llega de ía SECobriza i, pero actualmente no se encuentra en servicio debido a que, por problemas de sub tensión en Ayacucho, se instaló unautotransformador que actualmente viene operando y que ha reemplazado a dicha celda de línea.

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3.2.2 Construcción de la Nueva Subestación Orcotuna

3.2.2.1 Nueva Subestación Orcotuna 220/60 kV

Esta es una subestación totalmente nueva, de configuración doble barra con s|eccionadorde transferencia en 220 kV, que comprenderá la instalación de los siguientes equipos.

Dos celdas de línea en 220 kV.Una celda de transformación en 220 kV.Un transformador de potencia de 220/60/13,8 kV y 50/50/15 MVA.Una celda de transformación en 60 kV.Cuatro celdas de línea en 60 kV.Además de los equipos anteriores, se deberá prever espacios de reserva para;

o Cuatro celdas de línea en 220 kV.Un transformador de potencia de características s|im¡lares alinstalado, con sus respectivas celdas de conexión en 220 kV y en60 kV.Tres espacios de reserva para celdas de línea en 60 kV.

o

o

3.2.2.2 Enlace en 220 kV con la LT Huayucachi - Carabayllo

ransmisiónctura N0 59

Para conectar la Subestación Orcotuna al SEIN se abrirá la Línea de ;Huayucachi - Carabayllo, actualmente en operación, a la altura de su estruesto es, aproximadamente, a 17 km al noroeste de la ciudad de Huancayo, y a partir deeste punto se construirá una línea de transmisión de las siguientes característicasrelevantes:

Longitud aproximadaNúmero de ternasCapacidad de Transmisión

Conductores por fase

Disposición de fases

Cables de guarda

Estructuras

Subestaciones que enlaza

5,8 kmDos152 MVA por terna (que es la mismacapacidad de la línea existente).Uno de características similares alconductor de la LT Huayucachi -Carabayllo.Doble terna en disposición vertical,aunque el concesionario puedeplantear una configuración alternativaDos, uno tipo OPGW y otroconvencional. ~Autosoportadas, tipo celosía de acerogalvanizado.Una terna enlazará la SE Orcotunacon la SE Huayucachienlazará la SE OrcotunaCarabayllo.

y la otracon la SE

Para hacer efectiva la apertura de la línea se ha previsto reemplazar la estructura N0 59por dos estructuras, una para el tramo de línea que enlazará la Subestación Orcotuna

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con la Subestación Huayucachi y la otra para el tramo de línea que la enlazará con laSubestación Carabayllo.

3.2.2.3 Diagrama Unifilar del Proyecto—

La configuración general del proyecto Subestación Orcotuna 220/60 kV se puede apreciaren el esquema de la Figura N0 3.2.

Figura N0 3.2Esquema Unifilar General del Proyecto SE Orcotuna 220/60 kV

220 kVSE

HUAYUCACHI

+ * * *

UL-J.SE

ORCOTUNA

+ + * iPAROUEMROUE CONCEPCIÓN XAUXA

tNCUSTRlAl INDUSTRIAL

SECARABAYLLO

Leyenda:

—Instalaciones a implemenlarse como parte del prayaclo

—Espacios de reserva que serán previstos en el proyecto

Instalaciones existentes(1) La longitud de la linea de transmisiín es referencia

3.3 PLAZO DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO

Los plazos estimados para el desarrollo de los proyectos son los que sb indican acontinuación:

o LT 220 kV Friaspata - Mollepatao Subestación Orcotuna 220/60 kV

32 meses29 meses

En ambos casos se incluye 7 meses como plazo estimado para el proceso de licitación,con lo cual las dos instalaciones estarían ingresando en el primer semestre del año2016 aunque se espera que ambos proyectos ingresen al SEIN en el plazo más breveposible, especialmente la LT 220 kV Friaspata — Mollepata.

4.0 IMPORTANCIA Y CONSISTENCIA CON LAS PRIORIDADES NACIONALES

Ambos proyectos, la LT 220 kV Friaspata - Mollepata y la SE Orcotuna 220/60 kV,forman parte del conjunto de instalaciones que se requiere que entren en operación en elperiodo 2013-2017, conforme ha sido definido en el Plan de Inversiones en [Transmisióncorrespondiente, aprobado por OSINERGMIN en cumplimiento de lo estatlecido en elRLCE.

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5.0 CLASIFICACIÓN COMO PROYECTO AUTOSOSTENIBLE

El Proyecto se encuentra calificado como Autosostenible, dado que se finahcia con elpeaje de transmisión que se incluye en las tarifas de energía eléctrica que ssrá pagadapor ios usuarios beneficiados.

6.0DIAGNOSTICO DE LA DEMANDA Y LA OFERTA

6.1ASPECTOS GENERALES

De acuerdo con la clasificación establecida por OSINERGMIN ambos proyéctos, la LT220 kV Friaspata - Mollepata y la SE Orcotuna 220/60 kV, se ubican en jel Area deDemanda S4, que abarca diversos sistemas eléctricos ubicados en Pasco, Junín, yAyacucho, tal como se puede apreciar en la Figura N0 6.1.

Figura N0 6.1Vista Parcial de Zonas que Abarca el Área de Demanda N0 5

Nota: Las zonas que actualmente cubre el Área de Demanda 5 son las que aparecen con borde oscuro y fondo somb'eado

Por su ubicación y características la LT 220 kV Friaspata - Mollepata serviráfundamentalmente para atender la demanda en la zona de Ayacucho mientras que laSubestación Orcotuna 220/60 kV permitirá cubrir el crecimiento de ja demanda en la zonadel Valle del Mantaro (Huancayo) por lo que, en los siguientes acápites, se describirá demanera resumida las previsiones de la oferta y la demanda en estas dos zonas del país.

4 Las Áreas de Demanda se establecieron mediante Resolución OSINERGMIN N0 634-2007-05/00 y, posteriormente, fueronmodificadas por las Resoluciones OSINERGMIN N0 487-2Q08-OS/CD, OSINERGMIN N0 016-2009-03/00 y OSINERGMIN N0058-2009-05/00.

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Ministeriode Energía y Minas

:• Dirección/'"'":

General de Electricidad

6.2 SITUACIÓN DE LA DEMANDA Y LA OFERTA EN AYACUCHO

6.2.1 Situación de la Demanda

De acuerdo con información del Plan de Inversiones 2013-2017, la proyección delcrecimiento de la demanda en la zona de Ayacucho es la que se muestra en la Tabla N06.1.

Tabla N0 6.1Proyección de la Demanda en la Zona Ayacucho

Máxima Demanda por Año (en MW)2010 | 2011 I 2012 I 2013 l 2014 I 2015 I 2016 I 2017 | 2018 I 2019 | 202Q 2021 2022

Ayacucho 12,61 13,07 14,31 15,68 17,07 18,16 19,23 20,64 22,05 23,46 24,87! 25,85 26,82

Cangallo 2,14 2,20 2,54 3,11 3,52 3,67 3,83

Llusita 0,32 0,32 0,34 0,40 0,43 0,45 0,47

San Francisco 1,62 2,83 3,11 3,41

Total SE Mollepata 16,69 18,41 20,31 22,593,56

24,583,83 3,96

3,99

0,50

4,09

4,16 4,32 4,48 ! 4,65 4,81

0,52 0,55 0,57 | 0,59 0,62

4,22 4,35 4,49 ¡ 4,62 4,75

26,11 27,50 29,23 30,95 32,68 34,4)1 35,70 36,99

Cobri2aHuantaMachahuay

14,28

2,26

0,70

14,89

3,09

0,74

15,53

3,49

0,82

16,20

3,85

0,88

16,20

4,13

0,94

16,28

4,52

1,12

16,53

4,75

1,17

16,53

4,98

1,22

16,53

5,22

1,28

16,85

5,45

1,33

16,85!

1,39 ¡

16,85 16,85

5,91

1,44

6.15

1,49

Total Huanta-Cobriza 17,24 18,72 19,84 20,93 21,2?! 21,92| 22,45| 22,73| 23,02| 23,63| 23,92| 24,21| 24,49

33,93} 37,13| 40,15| 43,52| 45,86| 48,03| 49,95] S1,96| S3,98| 56,311 58,33| 59,911 61,48¡Total SistemaInversións 2013-2017Fuente: Elaboración propia con datos publicados por OSINERGMIN como parte del proceso de elaboración del Plan de

Notas:

1)Las demandas consignadas en este cuadro corresponden a ias Potencias Coincidentes a Nivel de Sistema

2)Actualmente la SE Mollepata es el punto de suministro para Ayacucho, Cangallo, San Francisco y Llusita

3)El suministro total ai sistema se efectúa a partir de la Subestación Cobriza, que está conectada a la SE Campo Armiño

De acuerdo con la información de la Tabla N0 6.1, se prevé que entre el 2013! y el 2022 lademanda en la zona de Ayacucho crezca con una tasa promedio anual de 6,2%; mientrasque en todo el sistema de la zona, que es alimentado desde la Subestación Cobriza I, latasa de crecimiento esperada es de 4,4%.

6.2.2 Situación de la Oferta

De acuerdo con información publicada como parte de la elaboración del Plan deInversiones 2013-2017, el balance entre el crecimiento de previsto de la demanda y laoferta, o potencia instalada, existente a la fecha, es la que se muestra en la Tabla N0 6.2.

Tabla N0 6.2Máxima Demanc

Máxima Demanda v Potencia Instalada oor Año (en MVA)2010 2011 2012 2013 2014 2015 201E 2017 2018 2019 :[020 2021 2022

Max. Dem. (MVA) 17,6 19,4 21,4 23,8 25,9 27,5 28,9 30,8 32,6 34,4 36,2 37,6

SE Mollepata P. Inst (MVA) 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0

Factor de uso 70% 7B% 86% 95% 104% 110% 115% 123% 130% 138% 145% 150% 156%

3S,7 39,1 42,3 45,8 48,3 50,6 52,6 54,7 56,8 59,3 61,4 63,1 64,7

SE Cobriza P. Inst (MVA) 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0

Factor de uso 71% 78% 85% 92% 97% 101% 105% 109% 114% 119% 123% 126% 129%

Fuente: Elaboración propia con datos publicados por OSINERGMIN como parte del proceso de elaboración del Plan de Inversons 2013-2017

Notas:1)Las demandas en MVA se calcularon con un factor de potencia 0,95 inductivo

2)La potencia instalada de las instalaciones es la que aparece en los Diagramas Unlfilares de los Sistemas Eléctricos - GFE - DSINERGMIN

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Ministeriode Energía y Minas

DirecciónGeneral de .Electricidad

Como se puede ver en la Tabla N0 6.2, la demanda que es atendida a partir de laSubestación Moliepata superará la potencia de ias instalaciones existentes, io cual serefleja en un factor de uso superior al 100% a partir del año 2014. Asimismo, la capacidadde suministro total al sistema se verá superada a partir del año 2015, lo cual significa queel sistema requiere de una nueva fuente de suministro principal porque, actualmente elsuministro al sistema depende de una línea de transmisión en 66 kV, deaproximadamente 132 km, que llega desde la Subestación Cobriza I hasta Ayacucho, quea la fecha presenta problemas de operación por bajos niveles de tensión.

En este contexto, al ingresar al SEIN, la LT 220 kV Friaspata - Mollepata sera la principalfuente de suministro de energía hacia Ayacucho y sus zonas aledañas, con lo cual sesuperará la dependencia de la línea existente en 66 kV que llega de la iSubestaciónCobriza I y, de esta manera, se evitarán las restricciones del servicio de electricidad, quese prevé que ocurrirían a partir del 2014, y se garantizará el suministroenergía en esta zona del país, en las condiciones de calidad adecuadas.

6.3 SITUACIÓN DE LA DEMANDA Y LA OFERTA EN EL VALLE DEL IV

6.3.1 Situación de ia Demanda

oportuno de

ANTARO

De acuerdo con información del Plan de Inversiones 2013-2017, la proyección delcrecimiento de la demanda en la zona del Valle del Mantaro es la que se muestra en laTabla N0 6.3.

Tabla N0 6.3Proyección de ia Demanda en el Valle del Mantaro

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020; 2021 2022Chala Nueva 0,19 0,29 0,31 0,34 0,36 0,38 0,41 0,43 0,45 0,47 0,49 1 0,51 0,54

Chuicon 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 i 0,01 0,01

Chupaca 2,79 3,32 3,54 3,78 4,03 4,22 4,43 4,65 4,86 5,07 5,28 i 5,49 5,71

Comas 0,27 0,28 0,30 0,32 0,35 0,37 0,39 0,41 0,43 0,45 0,47! 0,49 0,51

Concepción 4,35 6,31 6,71 7,09 7,49 7,80 8,14 8,48 8,82 9,16 9,50 | 9,84 10,18

Huancayo Este 7,22 5,91 6,40 6,90 7,43 7,83 8,28 8,72 9,17 9,61 10,06! 10,51 10,95

Huarisca 0,28 0,32 0,35 0,38 0,41 0,43 0,45 0,48 0,50 0,53 0,55! 0,58 0,60

Huayucachi il 3,88 4,01 4,33 4,80 5,16 5,43 5,78 6,08 6,38 6,69 6,99! 7,29 7,59

Jauja 3,56 3,84 4,13 4,44 4,76 5,01 5,28 5,56 5,83 6,10 6,381 6,65 6,92

La Libertad 0,00 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 o,au 0,01 i 0,01 0,01

Ei Machu (13) 0,40 0,60 0,66 0,71 0,76 0,80 0,92 0,97 1,01 1,06 1,10! 1,15 1,19

Ei Machu (22.9) 0,10 0,15 0,16 0,18 0,19 0,20 0,23 0,24 0,25 0,26 0,28: 0,29 0,30

Matapa 0,08 0,08 0,12 0,12 ¦ 0,13 0,14 0,20 0,21 0,22 0,22 0,231 0,23 0,24

Parque Industrial 14,70 14,45 16,06 17,42 18,85 19,83 21,06 22,15 23,24 24,33 25,41! 26,50 27,59

Salesianos (10) 11,45 11,59 13,22 14,15 15,14 15,88 16,71 17,54 18,37 19,20 20,03; 20,85 21,68

Salesianos (108) 7,63 7,72 8,82 9,43 10,09 10,59 11,14 11,69 12,24 12,80 13,35 13,90 14,46

Sinaycocha 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00: 1,00 1,00

El Tambo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 i 0,01 0,01

|Total Sistema | 57,93| 59,89| 66,13| 71,08| 76,18| 79,92| 84,44| 88,61| 92,79| 96,96| 1011:41105,311109,49|Fuente: Eiaboración propia con datos publicados por OSINERGMIN como parte del proceso de elaboración del Plan de Inversons 2013-2017

Notas:

1) Las demandas consignadas en este cuadro corresponden a las Potencias Coincidentes a Nivel de Sistema

6.3.2 Situación de la Oferta

La oferta, o potencia instalada, existente para eí suministro de energía eni el Valle delMantaro está constituida por las instalaciones que se muestran en la Tabla N0 6.4, donde

INFORME N0 011 -2013-MEM/DGE Página 13 de 18

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r;SJ Dirección^ General de-ELectricidád

también se aprecia la máxima demanda que se prevé debe ser atendida a panr ae estasinstalaciones y el factor de uso correspondiente.

Tabla N0 6.4Máxima Demanda y Potencia Instalada en el Valle del Mantaro

Máxima Demanda y Potencia Instalada por Año (en MVA)2010 | 2011 I 2012 I 2013 [ 2014 I 201S I 2016 I 2017 2018 2019 I 2Q2QI

Máxima Demanda (MVA) SI ,0 63,0 69,6 74,8 80.2 86.9 93,3 97,7 | 102,1 | 106,5 I 110,9 I 115,3

PotenciaInstalada

SS HuayucachiC.H. HuaychaC.H. HuariscaC.H. IngenioC.H. El MachuC.H. Chamiseria

0,22,1

0,60,6

0,22,10,80,60,6

60,00,22,10,8

0,6

0,22,1

0,60,6

80,00,22,10,80,60,6

80,00,22,10,80,60.6

80,00,22,1

0,60,6

80,00,22,1

0,6

80,00,22,10,80,60,6

0.22,1

0,60.6

80,00.2;2,1;0,8:0,6!0,6:

80.00,22,1

0,60,6

80,0

2,1

0,6

Potencia instalada Total (MVA) 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4 84,4

Factor de uso 89% 100% I 105% i 110% I 116% l 121% I 126% I 131% | 137%

Fuente: Elaboración propia con datos publicados por OSINERGMIN como parte del proceso de elaboración del Plan de Invereio is

Notas:1) Las demandas en MVA se calcularon con un factor de potencia 0,95 inductivo

2013-2017

de energíaente cuenta

Como se puede ver en la Tabla N0 6.4, la principal fuente de suministroeléctrica en el Valle del Mantaro es ¡a Subestación Huayucachi, que actualmcon dos transformadores de potencia, uno de 30 MVA y otro de 50 MVA, coíi los cualessu potencia instalada total es de 80 MVA; pero en el corto plazo esta capacidad instaladasería sobrepasada por la demanda y, de no tomarse medidas correctivas, se presentaríanrestricciones del servicio de suministro eléctrico. En este sentido, para 3vitar estasrestricciones y garantizar el suministro de energía oportuno, el Pian de Inversiones 2013-2017 ha previsto la instalación de la nueva Subestación Orcotuna 220/60 kV que tomaráparte de la carga que es atendida actualmente por la Subestación Huayucachi y en elfuturo permitirá cubrir el crecimiento previsto de la demanda.

Es oportuno precisar que en la Tabla N0 6.4 se ha trabajado con un factor de potenciaigual a 0,95 y la sobrecarga en las instalaciones ocurre a partir del año 2016; sin embargosi este factor fuera menor, por ejemplo 0,9; la sobrecarga en las instalaciones sepresentaría antes de llegar al año 2016; razón por la cual cuanto antes ingrese estasubestación será mucho mejor para el sistema.

Por otro lado, la Subestación Orcotuna permitirá disponer de un punto de colnexión paraque las diferentes etapas de la C.H. Runatullo se integren al SEIN entregando un total de120 MW adicionales al sistema, conforme se indica a continuación:

Central Hidroeléctrica CapacidadRunatullo I 2x40 MWRunatullo II 2x10 MWRunatullo III 2x10 MWTotal 120 MW

7.0 DESCRIPCIÓN PRELIMINAR DEL NIVEL DE SERVICIO A ALCANZAR

Los indicadores de calidad del servicio se encuentran regulados por la Norma Técnica deCalidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo N0 020^97-EM y sucumplimiento es verificado por OSINERGMIN como parte de sus funciones desupervisión y fiscalización.

INFORME Ni0 011 -2013-MEM/DG: Página 14 de 18

8.0INVERSIONES Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ESTIMADOS

8.1INVERSIONES

Sobre la base de la información proporcionada como parte de los anteproyectos deingeniería, se estima que los montos de inversión en los proyectos son los que semuestran en las Tablas N0 8.1; N0 8.2 y N0 8.3.

Tabla N0 8.1Inversión Estimada en el Proyecto LT 220 kV Friaspata Mollepata

Item DescripciónLT220 kV Friaspata •

Mollepata

Subestaciones

Ampliación de SEHuancavelica

Ampliación SEMollepata

SubtotalSubestaciones

Subtotal. uss

Suministro de equipos v Materiales

Montaje Electromecánico

12 01S 462 1 123 648 4169 266 5313134423 075

17 331 5962 9791922556 117 109 499 313 575

Obras CivilesSubtotal Suministro y Montaje

2 726 636 342 522 631 2635134144

973 8(35

6 710 0:54

3 700 64324 011 43117 301 417 1 575 870

Gastos Generales Contratista 1 056 591 90 404 186 972 279 376

Utilidades Contratista

Costo Directo Total

526 296 45 202 94 486 139 638

7129 078

667 983

26 015 38118 886 304 1 711 476 5 417 602

Supervisión 1 416 473661 021

128 36159 902

406 320189 616

534 661249 518611 lili

1 951 154910 536

1 269 486Gastos FinancierosServidumbre y compra de terrenos 676 375 122 222

472 158 42 787 135 440 178 227 650 385

TOTAL PROYECTO (USS) 22114 329 2 064 748 6 637 867 8 702 614

(*) Los montos de inversión no incluyen el LG.V.

Tabla N0 8.2Inversión Estimada en el Proyecto Subestación Orcotuna 220/60

1¦ - - ' •> -Cnh "kV

Item DescripciónLT 220 kV de1 enlace al

SEINSubestación

Orcotuna

Sub Totalús s

668 953 6 440 796 7: 109 749

B 229 236 696 703 | 925 939

167 238 1 610199 1j 777 437

D Subtotal Suministro v Montaje 1 065 427 8 747 699 9 813 125

Gastos Generales Contratista 79 295 461 380 ! 540 675

F Utilidades Contratista 39 647 230 690 ! 270 338

G Costo Directo Total 1 184 369 9 439 769 1(1 624 138

88 828 707 983 796 810

| 41 453 330 392 371 845

43 500 608 300 651 800

K Gastos de Administración 29 609 235 994 265 603

I TOTAL PROYECTO (US $) | 1 387 759| 11 322 438I 12710 197

Los montos de inversión no incluyen el LG.V

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DirecciónGeneral de Eiectricidad

Tabla N0 8,3Inversión Total Estimada en los Proyectos

ProyectoPresupuestoEstimado en

US$LT 220 kV Friaspata - Mollepata 30 8116 944Subestación Orcotuna 220/60 kV =- 12 7110 197

INVERSIÓN TOTAL ESTIMADA EN LOS PROYECTOS (US $) 43 527 141

Los montos de inversión presentados fueron estimados sobre la base de la informaciónde los anteproyectos de ingeniería, considerando además los siguientes porcentajes decostos indirectos:

o Supervisióno Gastos Financieroso Gastos de Administración

7,5% del Costo Directo Total.3,5% del Costo Directo Total.2,5% del Costo Directo Total.

8.2 COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

Los costos de operación y mantenimiento son reconocidos como parte del posto MedioAnual de las instalaciones de transmisión que forman parte del SCT5, el cual se utilizapara calcular el peaje que es pagado por los usuarios a los que sirve el sistema y que,conforme se indica en el Artículo 29° del Reglamento de Transmisión6, será fijado porOSINERGMIN de acuerdo con los criterios establecidos en el Artículo 139° del RLCE.

9.0 TARIFAS

Como se señaló en el numeral 8.2, la compensación tarifaria de las instalaciones delproyecto será fijada por OSINERGMIN, conforme a lo establecido en el artículo 139° delRLCE, y considera el monto anual que permite retribuir los costos de inversión y deoperación y mantenimiento de las instalaciones del proyecto.

10.0 EVALUACIÓN ECONÓMICO - FINANCIERA PRELIMINAR COMO APP

La inversión estimada se encuentra detallada en el Numeral 8.1 del presente informe y,tal como se indica en los numerales 5.0, 8.2 y 9.0, se financia con el peaje que serápagado por los usuarios a través de las tarifas eléctricas.

11.0 ASIGNACIÓN PRELIMINAR DE RIESGOS

El Concesionario asumirá el riesgo de construcción, la obtención de los permisos, lasservidumbres correspondientes; así como también el riesgo de operación ymantenimiento de la línea eléctrica durante el plazo de la concesión.

12.0 ESTIMACIÓN DE LAS GARANTÍAS QUE PODRIAN SER REQUERIDAS

No se solicita mayores garantías que comprometan los recursos del Estado.

5Arí. 139", literal a), inciso VI): "El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al montó anual quepermite retribuirlos costos de inversión, operación y mantenimiento".

6Aprobado por Decreto Supremo N0 027-2007-EM.

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13.0 SUSTENTO DE LA CAPACIDAD DE PAGO DE LA GARANTÍA

No corresponde para el proyecto.

14.0 VENTAJAS DE DESARROLLAR EL PROYECTO MEDIANTE UNA APP

Línea de Transmisión 220 kV Friaspata - Mollepata y la Subestación Orcotuna formanparte del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017, aprobado por OSINERGMIN y;al amparo de lo señalado en el inciso VI.2), del literal d), del Artículo 139° (del RLCE ydentro del plazo de 20 días hábiles contados a partir de la aprobación del indicado Plan,Electrocentro S.A. solicitó al Ministerio que esta línea de transmisión sea licitadaconforme al numeral 3.6 del Artículo 3o del Reglamento de Transmisión, don^e se indicaque el Ministerio o Proinversión podrán conducir los procesos de licitación para laejecución y operación de las instalaciones del SCT, que sean de uso excusivo de lademanda y que sean priorizados por el Ministerio, tomando como referencia, entre otros,el Plan de Inversiones o el Plan de Transmisión.

15.0 ESTIMACIÓN PRELIMINAR DE COSTOS DE SUPERVISIÓN

Se contemplan dos costos de supervisión, el primero corresponde al concesionario, elcual asume estos costos con cargo a su inversión y, de otro lado, se contempla queOsinergmin, en su calidad de ente regulador, supervisor y fiscalizador,ejecución de la obra y la prestación del servicio, el cual será asumido conpresupuesto.

fiscalice lacargo a su

16.0 CONCLUSIONES

1. El Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demandaos, aprobado porOSINERGMIN, fue elaborado conforme a lo establecido en el marcp normativovigente para tal fin, y como parte del mismo están incluidas la LT 220 kV Friaspata- Mollepata y la Subestación Orcotuna 220/60 kV.

2.

3.

Según el programa de obras de transmisión del informe COES/pP-01-2013:"Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN, Periodo 2015-2024", se espera que la LT 220 kV Friaspata — Mollepata y la bubestaciónOrcotuna 220/60 kV ingresen al sistema en enero del 2015.

No obstante lo anterior, y considerando ¡as previsiones del crecimiento de lademanda, es importante que ambos proyectos se integren al sistema en el plazomás breve posible para que así no sea necesario adoptar ¡medidas deemergencia destinadas a evitar posibles restricciones del suministroeléctrico, especialmente en la zona de Ayacucho.

del servicio

4.La solicitud de Electrocentro S.A. para que el Ministerio de Energía y Minas seencargue de la licitación del proyecto fue efectuada dentro dej los plazosestablecidos para tal fin, y conforme a lo señalado en el Artículo 139° ¿jel RLCE.

5.El Ministerio de Energía y Minas, a través de la DGE, consideró procedente lasolicitud de Electrocentro S.A. debido a que es prioritario el ingreso a;il sistema deambos proyectos, LT 220 kV Friaspata - Mollepata y Subestacipn Orcotuna220/60 kV, para así cumplir con la atención oportuna del servicio de suministro de

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Ministeriode Energía y Minas

'Dirección

¦'Gen era i de Eiectric dad

energía eléctrica a los usuarios en las zonas de Huancayo (Valle deí Mantaro) yAyacucho, en las condiciones de calidad adecuadas.

6. El monto de inversión total estimado de los proyectos LT 220 kV Friaspata -Mollepata y Subestación 220/60 kV Orcotuna asciende a Cuarenta y Tres MillonesQuinientos Veintisiete Mil Ciento Cuarenta y Uno Dólares de Norteamérica (US $43 527 141), monto que supera las 15 000 UIT7 que se señala en el Reglamentodel D.L 1012 como mínimo para asignar a Proinversión un proyecto de inversión.

17.0 RECOMENDACIONES

1.A la luz de lo expuesto en el presente informe se recoFfiiendá encargar aProinversión la licitación de los proyectos: "LT 220 kV Friaspata ~ Mollepata ySubestación Orcotuna 220/60 kV".

2.Se considera conveniente que ambos proyectos sean licitados de maneraconjunta, porque de esta manera resultarían más atractivos desde el punto devista económico y permitirían aprovechar las economías de escalacorrespondientes en la adquisición de suministros y en su ejecución.

3. Salvo mejor opinión.

Lima, 15 de julio de 2013

Mario Núñez VillacortayAsesor Técnico

Registro CIP N0 09693

DatffiPn. Arias DíazAsesor Técnico !

Registro CIP^J0 51501

Lima,

Estando de acuerdo con el informe que antecede, COMUNÍQUESE lo informado alViceministro de Energía para los fines consiguientes.

INiTOfOTDO CHAVEZ'CUSÍDIRECTOR GENERAL (e)

DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD

De acuerdo con el D.S. N0 264-2012-EF el valor de una UIT para el año 2013 es SI. 3 700, con lo cual las 15 000 UITrepresentan 55,5 millones de Nuevos Soles que a su vez, con un tipo de cambio promedio de 2,6 S/./US$,millones de US$.

representan 21,35

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