12 de Septiembre 2014 San Salvador Representación CNE/CDEEE, República Dominicana.

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1 12 de Septiembre 2014 San Salvador Representación CNE/CDEEE, República Dominicana

2 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.

3 Antecedentes Sistema Eléctrico Nacional GENERACIÓN TRANSMISIÓN COMERCIALIZACIÓN Antes de la Capitalización Corporación Dominicana de Electricidad CDE (1955 – 1999) DISTRIBUCIÓN Sistema Integrado Controlado 100% CDE

4 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 MONTERIO Monterio Corporation LOS ORIGENES Generadora Los Orígenes METALDOM Planta Generadora Estructura del Mercado | Actores Unidad de Electrificación rural

5 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

6 Generation Sector IPP’s EGEHID CESPM SMITH ENRON AES ANDRÉS CEPP DPP GPLV EGE-HAINA EGE-ITABO LAESA METALDOM MONTE RIO SEABOARD Companies Private Ownership Joint-venture (State – Private) Joint-venture (State – Private) State Ownership State Ownership Estructura del Mercado | Actores por Propiedad

7 Situación Actual 7 Matriz Dependiente del Fuel Oil Altos Costos de Generación Sobre indexación Contratos Altas Pérdidas Sector Deficitario

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. 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. 8

9 Características generales del Sistema de Transmisión Nacional Transmisión: 5,076 kilómetros. Capacidad de transformación: 4,108 MVA. Capacidad de Transformación AgentePotencia [MVA] ETED3,578 EGE-Haina/Barrick530 1,914,885 clientes Somos proveedores intermedios del servicio de energía eléctrica a 1,914,885 clientes.

10 Compra Sector 1,027 GWh/mes Clientes Sector 1,944,267 % Pérdidas Sector 32.6 % Cobros Sector 96 Facturación Sector 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 EDESur EDEEste Total circuitos en sector 550

11 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. 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 12 El 55% de la energía comprada es indexada al fuel oil. Precios de Compra de Energía | Precios Medios del 2013

13 13 Sector Deficitario| Análisis histórico

14 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.

15 Categoría de Circuitos: varia según la disponibilidad de servicio. Y se determina con base en índices de cobrabilidad y pérdidas. Clientes Facturados 1,944,267 Total Circuitos y Segmentos 702 Energía Facturada 692 GWh/mes Energía Servida 1,027 GWh/mes Categoría de Circuitos A: 24 h B: 21 h C: 18 h D: 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) 37921114188 Cantidad de circuitos por categoría Porcentaje energía sobre el total EDEs (%) 12

16 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 $US120 MM al año. En el período Ago13 – Jul14, las pérdidas de 12 meses móviles se situaron en 32.6%. El costo de la pérdidas comerciales a PMC es de unos US$ 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 10.5% Técnicas 22.1% Comerciales Pérdidas totales 32.6%

17 17 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. 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 US$ 2,827 MM 73% 16% 3% 8% Las Inversiones con Capital Externo ascendieron a US$ 30.0 MM por BM-BID-OFID

18 18 PLAN ESTRATÉGICO INTEGRAL de RD

19 19 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

20 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.

21 21 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 ROMANA 174 Km 720 MW a Carbón Area de la Planta 400,725 m2 Lugar del Proyecto

22 22 Modificación Matriz Generación | Al 2017

23 Modificación de la Matriz de Generación 23 Capacidad Instalada

24 24 Estrategia | Plan Transmisión (2013 – 2019) Sistema de Transmisión | Plan de Expansión

25 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: 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 26 Gracias

27 27 Reducción de Pérdidas | Programa 2012 - 2016 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. 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.

28 28 Estrategia Integral | Impacto Anual Total Modificación De la Matriz Modificación De la Matriz Reducción de las Pérdidas A 25% 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 – 900 US$ MM 700 – 900 US$ MM 190 – 200 US$ MM 190 – 200 US$ MM 40 – 50 US$ MM 40 – 50 US$ MM 930 – 1,150 US$ millones 930 – 1,150 US$ millones Impacto Total