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

Antecedentes Sistema Eléctrico Nacional 1896 Primer Generador en Santo Domingo Se crea la Compañía Eléctrica de Santo Domingo (USA) 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 Decreto No 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 : Decreto del Poder Ejecutivo No del 19 de julio de - “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad” Se reforma la Ley General de Electricidad 2007 Ley Incentivo a las Energías Renovables 2003 El estado recompra nuevamente EDESUR y EDENORTE El estado recompra EDEESTE.

Antecedentes Sistema Eléctrico Nacional GENERACIÓN TRANSMISIÓN COMERCIALIZACIÓN Antes de la Capitalización Corporación Dominicana de Electricidad CDE (1955 – 1999) DISTRIBUCIÓN Sistema Integrado Controlado 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 MONTERIO Monterio Corporation LOS ORIGENES Generadora Los Orígenes METALDOM Planta 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: 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, ,16 KV. Estructura del Mercado | Sistema Eléctrico Nacional Interconectado EDESUR EDENORTE EDEESTE

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

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

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

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.

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: % Cobros No. Circuitos: 194 Clientes: 591,557 Compra (GWh/mes): 376 Facturación (GWh/mes): 267 % Pérdidas: % Cobros EDEs Estatales | Análisis período Ago13-Jul14 EDENorte EDESur EDEEste 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$ 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$ millones en la factura de 1 año. Despacho Económico | Diciembre del 2013

12 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

14 Situación | Impacto Aplicar Tarifa Indexada x Escalón Tarifario 1,508, ,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.

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) Cantidad de circuitos por categoría Porcentaje energía sobre el total EDEs (%) 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 $US120 MM al año. En el período Ago13 – Jul14, las pérdidas de 12 meses móviles se situaron en 32.6%. El costo de la pérdidas comerciales a PMC es de unos US$ 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-Jul % Técnicas 22.1% Comerciales Pérdidas totales 32.6%

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 PLAN ESTRATÉGICO INTEGRAL de RD

19 Estrategia Modificación Matriz de Generación Carbón (720 MW) Central Estatal en Punta Catalina MW. Gas Natural Licuado (1,051 MW) Cierre de Ciclo AES-DPP – 108 MW adicionales Conversión CESPM MW. Conversión Sultana del Este – 153 MW. Quisqueya I y II 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 MW Bunker/Diesel existentes convertirlos a GNL Ampliar Transmisión para: Evacuar nueva generación. Apoyar Expansión Distribución. Eliminar restricciones propias Transmisión.

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 Modificación Matriz Generación | Al 2017

Modificación de la Matriz de Generación 23 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 KM RECONTRUCCIÓN 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 Gracias

27 Reducción de Pérdidas | Programa 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 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