" Sector Eléctrico DominicanoEstructura y Situación Actual

12 de Septiembre 2014San Salvador

Representación CNE/CDEEE, República Dominicana

Antecedentes Sistema Eléctrico Nacional

• 1896 Primer Generador en Santo Domingo.• 1929 Se crea la Compañía Eléctrica de Santo Domingo (USA).• 1955 El Estado Dominicano compra la CESD y la convierte en CDE• 1993: Proyecto Ley General de Electricidad al Congreso Nacional• 1997: la Ley de Reforma y Capitalización Empresas del Estado - inicia

Proceso de Reforma del Sector Eléctrico - la subdivisión de la CDE.• 1998 Decreto No. 118-98 - Superintendencia de Electricidad ( SIE ) • 1999 La capitalización de CDE

• EDEESTE, EDESUR y EDENORTE (Distribuidoras). 50% sector privado.• EGEITABO Y EGEHAINA (Generadores Térmicos). 50% sector privado.• Transmisión y Generación Hidráulica. 100% estatal.

• 2001: Se promulga la Ley General de Electricidad 125-01.

• 2002: Decreto del Poder Ejecutivo No. 555-02 del 19 de julio de -“Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”.

• 2007 Se reforma la Ley General de Electricidad• 2007 Ley Incentivo a las Energías Renovables• 2003 El estado recompra nuevamente EDESUR y EDENORTE.• 2009 El estado recompra EDEESTE.

Antecedentes Sistema Eléctrico Nacional

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

COMERCIALIZACIÓN

Antes de la Capitalización Corporación Dominicana de Electricidad CDE (1955 – 1999)

DISTRIBUCIÓN

Sistema IntegradoControlado 100% CDE

5

Distribuidoras

Hidroelectricas

Transmision

CDEEE (IPP´s)Instituciones reguladoras y coordinadoras

Superintendencia de electricidad (SIE) Comision Nacional de Energia (CNE)

Organismo Coordinador (OC)

OC-SENI

Generadores

MONTERIOMonterio Corporation

LOS ORIGENESGeneradora Los Orígenes

METALDOMPlanta Generadora

Estructura del Mercado | Actores

Unidad de Electrificación rural

5

Estructura del Mercado | SENI

Generación

Distribución y Comercialización

Transmisión

Sistema Eléctrico Nacional

4

• 15 centrales generadoras (Carbón, Fuel Oil, Gas Natural, Hidroeléctricas, Eólica).

• Capacidad instalada de 3,513 MW. • Demanda máxima de 2,100 MW.• Racionamiento 400 MW.• 12,000 GWh/año

• Tensión Sistema de transmisión: 69- 138 - 345 KV.

• 5,076 Km de redes de transmisión.• 3,578 MVA

• Capacidad instalada 2,700 MVA en Subestaciones Distribución.

• 550 circuitos total EDEs.• Tensión distribución 34,5 - 12.5 -

4,16 KV.

Estructura del Mercado | Sistema Eléctrico Nacional Interconectado

EDESUR

EDENORTE

EDEESTE

Generation Sector

IPP’s

EGEHIDCESPM

SMITH ENRON

AES ANDRÉS

CEPP

DPP

GPLV

EGE-HAINA

EGE-ITABO

LAESA

METALDOM

MONTE RIO

SEABOARDCom

pani

es

Private Ownership

Joint-venture(State – Private)

StateOwnership

Estructura del Mercado | Actores por Propiedad

7

Situación Actual

Matriz Dependiente del Fuel Oil

Altos Costos de Generación

Sobre indexación Contratos

Altas Pérdidas

SectorDeficitario

8

Matriz | Potencia Instalada vs Generación de Energía, 2013

• Para el fuel oil:• La proporción de la generación es 24.1% (12.5 PP) menor que la

capacidad instalada, esto producto del costo elevado de su despacho.• En cambio, la proporción en indexación es de un 36% (14.5 PP) mayor

a la de generación y 3.4% (1.8 PP) por encima de la instalada.

Pot Inst Generación Indexación0 %

1 0 %

2 0 %

3 0 %

4 0 %

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

1 0 0 %

17.2% 13.2% 11.8%

18.9% 30.9%19.4%

8.9%14.3%

14.3%2.4%

1.7%52.6%

39.9%54.4%

Hidráulica Gas Natural Carbón Eólica Fuel Oil

Características generales del Sistema de Transmisión Nacional

• Transmisión: 5,076 kilómetros.

• Capacidad de transformación: 4,108 MVA.

Longitudes de Líneas de Transmisión a diferentes

voltajesVoltaje [kV] Longitud [km]

345 260230 267138 2,72069 1,829

Capacidad de Transformación

Agente Potencia [MVA]ETED 3,578

EGE-Haina/Barrick 530

Somos proveedores intermedios del servicio de

energía eléctrica a 1,914,885 clientes.

CompraSector

1,027 GWh/mes

Clientes Sector

1,944,267

% PérdidasSector

32.6

% CobrosSector

96

FacturaciónSector

692 GWh/mes

• No. Circuitos: 192• Clientes: 744,584• Compra (GWh/mes): 315• Facturación (GWh/mes):

210• % Pérdidas: 33• 96% Cobros

• No. Circuitos: 164• Clientes: 608,127• Compra (GWh/mes): 336• Facturación (GWh/mes):

215• % Pérdidas: 36• 94 % Cobros

• No. Circuitos: 194• Clientes: 591,557• Compra (GWh/mes): 376• Facturación (GWh/mes):

267• % Pérdidas: 29• 98 % Cobros

EDEs Estatales | Análisis período Ago13-Jul14

EDENorte

EDESurEDEEste

Total circuitos en sector

550

11

Centrales que generan por encima de 16.2 USCents el kWh, impactan en unos 5 USCents el precio de compra de las Empresas Distribuidoras.

1.0 USCents significan unos US$ 120.0 millones en la factura de 1 año.

Despacho Económico | Diciembre del 2013

12

Gas GasHidro

CarbónFO #6 Spot

FO #6FO #6

FO #6

FO#6/FO#2FO #2

9.1 9.5 9.9 12.220.5 21.6 24.2 24.3 25.5 26.6

41.1Precios Medios de Compra

USCents/kWh

Ene-Dic 2013

El 55% de la energía comprada es indexada al fuel oil.

Precios de Compra de Energía | Precios Medios del 2013

13

Sector Deficitario| Análisis histórico

2009 2010 2011 2012 20130 .0

2 0 0 .0

4 0 0 .0

6 0 0 .0

8 0 0 .0

1 ,0 0 0 .0

1 ,2 0 0 .0

1 ,4 0 0 .0

0 .0

2 0 .0

4 0 .0

6 0 .0

8 0 .0

1 0 0 .0

1 2 0 .0

964.8 795.7

1,160.0 1,305.1 1,229.7 55.8

69.7

95.7 99.4 93.0

Déficit Sector Eléctrico vs. Precios CombustiblesValores en US$ MM y US$/BBL

Déficit Global Consolidado Sector Eléctrico (US$ MM)Fuel Oil # (US$/BBL)

0-200 kwh 1,307,050 19.6% 56.4%201-300 kwh 201,504 8.2% 31.6%301 - 700 kwh 166,457 11.7% 13.5%> 700 kWh 29,529 6.1% 11.6%0-200 kwh 90,605 1.2% 41.4%201-300 kwh 22,613 0.9% 15.4%301 - 700 kwh 37,147 2.8% 10.0%> 700 kWh 26,008 7.9% 8.5%

7,267 5.4% 9.6%139 0.1% 9.4%

6,939 23.7% 4.2%1,134 11.1% 9.4%

393 1.1% 9.4%

BTD

BTH

MTD1

MTD2

MTH

BTS-2

Clientes Afectados

Incremento Tarifa (%)

TarifaRango de Consumo

Total facturado (KWh)

BTS-1

Participacion Energia Fact. (%)

14

Situación | Impacto Aplicar Tarifa Indexada x Escalón Tarifario

1,508,554

113,218

-Más de 1.5 MM de clientes se verían afectados por un aumentos de mas de 30% de la tarifa.

-Este grupo de clientes representan el 85% del total de clientes.

-El 56% de la Energía es facturada a los escalones menos subsidiados (clientes con consumo mayor a 700 KWh y conectado en Media Tensión).

-Conforman 71,409 clientes, es decir el 3.8% del total.

929

63316

636

Cantidad de Clientes (en Miles)

A B C D

48 %

3 %

16 %

33 %

Categoría de Circuitos: varia según la disponibilidad de servicio. Y se determina con base en índices de cobrabilidad y pérdidas.

Clientes Facturados1,944,267

Total Circuitos y Segmentos

702

EnergíaFacturada

692 GWh/mes

EnergíaServida

1,027 GWh/mes

Categoría de CircuitosA: 24 hB: 21 hC: 18 hD: 16 h

Pérdidas de energía (%)

Porcentaje clientes sobre el total EDEs (%)

Pérdidas Energía 32.6 %

Indicadores por Categoría de Circuitos - EDEs (Promedio mes (Julio 2013 – junio 2014)

379

21 114

188

Cantidad de circuitos por categoría

Porcentaje energía sobre el total EDEs (%)

639.4

22.6 107.0

258.1

Energía Servida(GWh/mes)

A B C D

16.2 %

46.4 %

49.5 %

65.1 %

Redes vulnerables y usuarios no contratados

62 %

2 % 10 %

25 %

12

16

En el período Ago13 – Jul14, las pérdidas de 12 meses móviles se situaron en 32.6%.• El costo de la pérdidas comerciales a PMC es de unos US$

488 MM.• Reducir un punto de pérdida recupera en caja de las EDE’s

de US$ 16 a 22.0 MM al año y cuesta unos US$ 38.0 MM.• Un centavo/kWh reducido en el costo de compra impacta en

$US120 MM al año.

Costo de las Pérdidas | Análisis período Ago13-Jul14

Series1

12320.160026583

1

2,722 1,294

Energía Comprada (GWh) Pérdidas a reducir (GWh)Pérdidas aceptables (GWh)

10.5% Técnicas 22.1% Comerciales

Pérdidas totales 32.6%

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Ingresos Totales del Sector US$ 2,955 millones.

• Las Transferencia del Gobierno Central fueron US$ 1,329 MM, representando el 45% de los Ingresos Totales.

Costos y Gastos del Sector | Análisis del 2013

Ene-Dic 2013222 90

441

2,074

Compra de Energía

Gastos Operativos

Gastos fi-nancieros

Capital propio

US$ 2,827 MM

73%

16%

3%

8%

Las Inversiones con Capital Externo ascendieron a US$ 30.0 MM por BM-BID-OFID

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PLAN ESTRATÉGICO INTEGRAL de RD

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Estrategia Modificación Matriz de Generación

Carbón (720 MW)• Central Estatal en Punta Catalina - 720 MW.

Gas Natural Licuado (1,051 MW)• Cierre de Ciclo AES-DPP – 108 MW adicionales• Conversión CESPM - 300 MW.• Conversión Sultana del Este – 153 MW.• Quisqueya I y II - 215 x 2 MW.• Los Orígenes – 60 MW

Renovables• Eólico: 234 MW• Solar: 234 MW

Modificación de la Matriz de Generación

Reducir la dependencia de la Generación de los combustibles derivados del petróleo:• 720 MW nuevos a Carbón.• 1050 MW Bunker/Diesel existentes

convertirlos a GNL

Ampliar Transmisión para:• Evacuar nueva generación.• Apoyar Expansión Distribución.• Eliminar restricciones propias

Transmisión.

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Modificación Matriz Generación | Avance Central Estatal a Carbón

Lugar del Proyecto

Punta Catalina, Bani

Población: 107,926

SANTO DOMINGO

60 Km

PUNTA CANA

256 Km

LA ROMANA174 Km

720 MW a Carbón

Area de la Planta400,725 m2

Lugar del Proyecto

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Modificación Matriz Generación | Al 2017

Modificación de la Matriz de Generación

23

52.6%

2.4%8.9%

18.9%17.2%

Año 2013

Fuel Oil

Eólica

Carbón

Gas

Hidroeléctrica

28%

2%

24%32%

13%

Año 2017

Capacidad Instalada

24

Estrategia | Plan Transmisión (2013 – 2019)Sistema de Transmisión | Plan de Expansión

SUBESTACIONES• NUEVAS - 34 SSEE

(1,122 MVA)

• REPOTENCIACIÓN - 27 SSEE (370 MVA adicionales)

• MÓVILES - 2 SSEE (52 MVA)

CIRCUITOS• NUEVOS - 626 KM• RECONTRUCCIÓN -

568 KM

REGULACION• POTENCIA REACTIVA

– 76 Bancos de capacitores

• DE TENSION – 31 Bancos de Reguladores.

ELEMENTOS DE CONECTIVIDAD

Desarrollar un Plan de Expansión de la Red de Distribución que garantice el suministro y la calidad de la energía servida, cubriendo el crecimiento de la demanda.

Inversión requerida: US$200 MM. Sus componentes son:

Distribución | Plan de Expansión (Objetivos)

26

Gracias

27

Reducción de Pérdidas | Programa 2012 - 2016

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

35.5%33.1% 31.5%

28.5%25.5%

22.5%19.5%

16.5%13.5%

10.5%

Objetivos Programa de Reducción de PérdidasValores Porcentuales

Objetivo General 1ra Fase• Reducción del 10 % de las pérdidas iniciales en 4 años.• Inversión: US$ 400 millones

Objetivo General 2da Fase• Reducción del 15 % de las pérdidas iniciales en 5 años.• Inversión: US$ 600 millones.

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Estrategia Integral | Impacto Anual Total

ModificaciónDe la Matriz

Reducción de las Pérdidas

A 25%

Eficiencia Gestión

• Punta Catalina.• Conversión Centrales a Gas.• Cierre Ciclo.• Otros Proyectos Privados.

• Rehabilitación de las Redes.• Adecuación de Suministros.• Tele-medición.

• Incremento de las Recaudaciones.

• Mejora Calidad del Servicio.• Integración de los sistemas.

700 – 900US$ MM

190 – 200US$ MM

40 – 50US$ MM

930 – 1,150US$ millones

Impacto Total