PROEXPORT COLOMBIA RD

11° CONGRESO NACIONAL DE LA INFRAESTRUCTURA

19, 20 Y 21 de Noviembre 2014, Centro de Convenciones, Cartagena, Colombia

2

Contenido

Estructura Sector Eléctrico Dominicano. Situación Actual. Generación Transmisión Distribución

Estrategia y Proyectos del Plan Integral CDEEE. Impacto.

3

Estructura

4

República Dominicana

48,730 Km2 10,MM habitantes

Estructura del Mercado | SENI

Generación

Distribución y Comercialización

Transmisión

Sistema Eléctrico Nacional

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

• Capacidad instalada de 3,513 MW. • Demanda máxima de 2,100 MW.

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

• 5,076 Km de redes de transmisión.

• Capacidad instalada 3,578 MVA en Subestaciones.

• 550 circuitos total EDEs. • 24,195 Km de redes en MT. • Tensión distribución 34,5 - 12.5 -

4,16 KV.

Estructura del Mercado | Sistema Eléctrico Nacional Interconectado

EDESUR

EDENORTE

EDEESTE

5

Distribuidoras

Hidroeléctricas

Transmisión

CDEEE (IPP´s) Instituciones Reguladoras y Coordinadoras

Superintendencia de Electricidad (SIE) Comisión Nacional de Energía (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

7

Situación Actual

Situación Actual

8

Matriz Dependiente del Fuel Oil

Altos Costos de Generación

Sobre indexación Contratos

Altas Pérdidas

Sector Deficitario

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Generación

Matriz | Potencia Instalada vs Generación de Energía, 2013

La participación del Gas Natural en la Generación de energía supera en 63.5% (12.0 PP) a su capacidad instalada; de igual modo el carbón, ya que presenta una diferencia de 60.6% (5.4 PP).

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. 10

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%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100 %

Pot Inst Generación Indexación

Hidráulica Gas Natural Carbón Eólica Fuel Oil

11

En la actualidad, el precio más alto de la energía es pagado por los contratos indexados al componente Fuel Oil, representando el 57% del total de energía comprada.

Los Precios van desde 10.0 a más de 35.0 USCents cada kWh, teniendo como resultado un precio promedio de casi 18.0 USCents.

Precios de Compra de Energía | A Junio del 2014

10,3 10,4 11,9 12,5 18,5 20,3

23,8 25,1

35,2 Precios Medios por Contrato USCents/kWh Fuente GWh % PMC

Fuel Oil 1,918.9 32.0% 25.8 Carbón 813.1 13.6% 11.9 Spot 1,526.0 25.4% 18.5 Gas 1,158.6 19.3% 10.3 Hidro 580.0 9.7% 12.5 Total 5,996.6 100.0% 17.8

12

Los costos de despacho de las centrales superan los 35.0 USCents/kWh.

La demanda máxima (restringida a 82%) es de unos 2,060 MW.

1,100 MW presentan costos por debajo de los 14.0 USCents/kWh y 1,000 MW adicionales por debajo de los 20.0 USCents.

Despacho Económico | Junio del 2014

4 4 4 6 6 6

13 13 13 13 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 15 15 15 17 18 19 24 25 26 26 26 28 28 29 30

35 38 38

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.0002.2002.400

Potencia Disponible Bruta Acumulada (MW) Costo Variable de Despacho (USCents/kWh)

Reducir 1.0 USCents en el precio medio de compra representa aprox US$ 120.0 millones/año menos en la facturación.

Reducir 1 PP de Pérdida representa un ingreso en caja de unos US$ 16.0 MM/año

13

Sector Deficitario| Transferencias vs % PIB

470,6 663,8

867,9 933,0 1.328,6 1,01%

1,28% 1,56% 1,58%

2,19%

0,0 0%

0,5 0%

1,0 0%

1,5 0%

2,0 0%

2,5 0%

0,0

200 ,0

400 ,0

600 ,0

800 ,0

1.0 00,0

1.2 00,0

1.4 00,0

2009 2010 2011 2012 2013

Transferencias del Gobierno Central al Sector Eléctrico US$ MM y % del PIB

Aportes al Déficit Sector Eléctrico (MMUS$) % del PIB

• El déficit global en el 2013 se redujo en 6% respecto al 2012. • Las transferencias en el año 2013 fueron mayores debido a que se

liquidaron deudas acumuladas con los generadores privados.

14

• Ingresos Totales-Sector/año US$ 2,959 millones.

• Gobierno transfiere US$ 1,329

MM, 46% de los Ingresos Totales.

Costos y Gastos del Sector | Análisis del 2013

US$ 2,821 MM

77%

10%

8%

5% 158 222 277

2.163

Compra deEnergía

GastosOperativos

Capitalpropio

Gasto dePersonal

15

Sistema de Transmisión

16

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

Las obras están definidas por necesidades de: • Nueva Generación, para conectar al SENI las nuevas Centrales. • Distribución, producto de conexión de nuevas subestaciones. • Limitaciones de la Red de Transporte, fruto del crecimiento de la

demanda y de la economía del país.

El Plan contempla: • Repotenciar/Construir nuevas subestaciones por unos 3,035 MVA. • Construir unos 1,265 km de Líneas de Transmisión

LT 345 kV LT 345 kV LT 345 kV Trafoskm km km MVA

Generación 179.0 48.2 - -Transmisión - 255.4 129.4 1,195.0Distribución 42.0 607.2 4.2 1,840.0

TOTAL 221.0 910.8 133.6 3,035.0

Componente

17

Distribución

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 • % Cobros: 96

• No. Circuitos: 164 • Clientes: 608,127 • Compra (GWh/mes): 336 • Facturación (GWh/mes): 215 • % Pérdidas: 36 • % Cobros: 94

• No. Circuitos: 194 • Clientes: 591,557 • Compra (GWh/mes): 376 • Facturación (GWh/mes): 267 • % Pérdidas: 29 • % Cobros: 98

EDEs Estatales | Análisis período Ago13-Jul14

EDENorte

EDESur EDEEste

Total circuitos en sector 550

19

• Ago13 – Jul14, las pérdidas se situaron en 32.6%.

Costo de las Pérdidas | Análisis período Ago13-Jul14

12.320

2,537 1,478

Energía Comprada (GWh) Pérdidas a reducir (GWh)

Pérdidas aceptables (GWh)

12% aceptables 20.6% Comerciales

Pérdidas totales 32.6%

DISTRIBUIDORA SUBESTACION TRANSFORMADOR PI 80% 90% 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020EL CHIVO TR1 40 32.0 36.0 - 40.14 42.15 44.25 46.47 48.79 51.23 53.79 56.48 RINCON TR1 14 11.2 12.6 - 13.51 14.19 14.89 15.64 16.42 17.24 18.10 19.01 COTUI TR1 37.5 30.0 33.8 - 26.54 27.87 29.26 30.72 32.26 33.87 35.57 37.34 NIBAJE TR1 37 29.6 33.3 - 34.00 35.70 37.49 39.36 41.33 43.39 45.56 47.84 NIBAJE TR2 37 29.6 33.3 - 37.00 38.85 40.79 42.83 44.97 47.22 49.58 52.06 IMBERT TR1 20 16.0 18.0 - 17.11 17.97 18.86 19.81 20.80 21.84 22.93 24.08

EL CHIVO TR1 40 32.0 36.0 - 40.14 42.15 44.25 46.47 48.79 51.23 53.79 56.48 NIBAJE TR1 37 29.6 33.3 - 34.00 35.70 37.49 39.36 41.33 43.39 45.56 47.84

QUINIGUA TR1 14 11.2 12.6 - 14.03 14.73 15.47 16.24 17.05 17.91 18.80 19.74

POTENCIA (MVA) PROYECCION (MVA)

EDENORTE

Distribución | Situación Actual Subestaciones

Reducción de Pérdidas | Situación

21

Pérdidas vs Inversión • Sólo en 1 de las 32 provincias de RD no se

requiere inversión en proyectos de Reducción de Pérdidas.

22

Estrategia y Proyectos Plan Integral

Modificación de la Matriz de Generación

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

• El parque presenta la mayor generación en el uso de combustibles derivados del petróleo, en más de un 50%.w

• La instalación de 600 MW mantendría el status quo para un abastecimiento de un 84% de la demanda.

• Para mantener un nivel de reserva cercano al 30% (valor mínimo para operar de manera relativamente segura el SENI), y abastecer el 100% (estimado) de la demanda, se requiere instalar unos 1,451 MW en los siguientes 4 años. 24

494 635

783 938

1.101 1.272

1.451

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Necesidad de Nueva Generación a Instalar MW

Necesidad en Generación | Estudio Previsión Demanda

25

Estrategia Modificación Matriz de Generación

Carbón (769.8 MW) • Central Estatal en Punta Catalina

– US$ 1.9 billo nes – 769.8 MW en dos (2) unidades

Punta Catalina, Bani Población: 107,926

SANTO DOMINGO

60 Km

PUNTA CANA

256 Km

LA ROMANA 174 Km

PROJECT LOCATION

El proyecto está localizado en la region suroeste del país, en las tierras del ingenio azucarero CAEI de Punta Catalina, Municipio de Baní, Provincia Peravia, en la Rep. Dominicana.

26

Modificación Matriz Generación | Avance Central Estatal a Carbón

• El 22 de Noviembre 2013, el Comité de Licitación declara Oferta Ganadora y por ende oferente adjudicatario al Consorcio integrado por las empresas Constructora Norberto Odebrecht, S.A, Tecnimont S. p. A. e Ingeniería Estrella S.R.L. • El proyecto consiste en la construcción de una Central Termoeléctrica con una capacidad

769.8 MW, integrada por dos unidades de 384.9 MW cada una, para la generación de energía a partir de la quema limpia de carbón mineral pulverizado, a ser instaladas en la localidad Punta Catalina, Baní, Provincia Peravia.

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Estrategia Modificación Matriz de Generación

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 - 2 x 215 MW • Los Orígenes – 60 MW

• Los esfuerzos para la gestión del gas natural hasta ahora han resultados complejos y poco efectivos.

• La construcción una nueva terminal en el centro de generación de la parte este del país está atada a la contratación de 20 años del suministro de gas natural.

28

Estrategia Modificación Matriz de Generación

Energía Renovable. • Se proyecta la instalación de unos 200 MW en tecnología

solar (114 MW) y eólica (84 MW) al año 2016, de aquellos proyectos de energía renovable que ya tienen contratos firmados con la CDEEE, pero que aún no se ejecutan.

• Se prevé la promoción de alrededor de 300 MW adicionales bajo el esquema de licitación pública internacional.

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Modificación Matriz Generación | Al 2017

Ahora 2,313 MW estarían por debajo de los de los 14.0 USCents el kWh, lo que representan un crecimiento de un 110% (unos 1,200 MW más)

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

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 TotalGeneración 4.0 1.0 84.2 21.0 110.2 Transmisión 30.9 30.1 15.8 36.1 11.0 2.8 0.6 127.3 Distribución 36.0 89.8 91.6 23.4 1.4 12.6 3.2 258.0

TOTAL 70.9 120.9 191.6 80.6 12.4 15.5 3.7 495.5

Presupuesto (US$ MM)

31

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

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Estrategia | Plan Transmisión (2013 – 2019) Sistema de Transmisión | Obras Prioritarias

Existen obras de Transmisión con alta prioridad de que sean ejecutadas, como son: • LT 345 kV Punta Catalina – Julio Sauri US$ 25.0 MM

• LT 345 kV Pedro Brand – Guerra US$ 22.8 MM

• Subestación Guerra 345/138 kV US$ 31.9 MM

• LT. 345 kV Guerra – SPM US$ 26.6 MM

• LT. 345 kV Pepillo Salcedo – El Naranjo US$ 58.6 MM

• Subestación Bonao III US$ 21.1 MM

TOTAL de la Inversión ---- US$ 186.0 millones

33

Reducción de Pérdidas | Programa 2012 - 2016

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 Pérdidas Valores Porcentuales

• Se requieren inversiones en Rehabilitación de Redes y Medición de Clientes para reducir pérdidas comerciales del orden de los US$ 800 MM.

34

Unos 45 proyectos con financiamiento de la Banca Multilateral fueron iniciados en el año 2011, con un presupuestos de unos US$ 154.0 MM.

33 proyectos ya finalizaron, cerrando los programas tanto del Banco Mundial como del BID, los que siguen ejecutándose son con fondos de OFID.

Reducción de Pérdidas | Proyectos BM-BID-OFID

Programas EDE´s Edenorte Edesur EdeesteTerminados 33 9 15 9Cant Circuitos 45 13 21 11Avance (%) 73% 69% 71% 82%

107,5 83,0

24,5

154,1

102,7

51,4

70%

81%

48%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

Total Convenio Contrapartida

Todos los Programas

Ejecución (US$ MM) Presupuestado (US$ MM) Ejecución (%)

35

Reducción de Pérdidas | Avance Financiamiento

Estado Gestión de Fondos con Organismos Multilaterales

Origen FondosEstatus

SolicitudFecha EstimadaDisponibilidad

Monto (MM US$)

Open Fund for International Development (OFID) Aprobado Agosto 2014 60.0Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Aprobado Noviembre 2014 78.0Banco Mundial (BM) Formulación Abril 2015 120.0Banco Europeo de Inversiones (BEI) Formulación Julio 2015 100.0

358.0

CRONOGRAMA ESTIMADO DISPONIBILIDAD DE FONDOS

Total

La gestión de fondos ante los organismos multilaterales está mostrando resultados positivos, aunque ha resultado más dilatada de lo previsto.

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)

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Impacto Estrategia

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Estrategia Integral | Impacto Anual Total

Modificación De la Matriz

Reducción de las Pérdidas

A 12 %

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.

600 – 700 US$ MM Por año

400-500 US$ MM Por año

40 – 50 US$ MM Por año

930 – 1,150 US$ millones

Impacto Total

Panorama | 2021

Panorama |2021

Panorama |2021

42

Gracias