2. Contenido
Plan Integral del Sector Eléctrico.
o Eficiencia Operativa o Modificación Matriz de Generación
Situación Situación
• Balance Consolidado Sector • Capacidad Instalada
• Cobros • Generación Por Tipo de
• Impacto Tarifa Combustible
Estrategia • Mercado de Contratos y Precios
• Financiera de Compra
• Comercial • Precios Combustibles
• Tecnología y Sistemas • Lista de Mérito
• Revisión Marco Regulatorio Estrategia
Avance Avance
o Reducción de Pérdidas Impacto Plan Integral en el Déficit.
Situación
• Recuperación de Energía
• Costo Pérdidas
Estrategia
• Implementación Plataforma
Telemedida
• Rehabilitación de Redes y
normalización de Clientes
• Expansión Distribución
Avance
2
7. Situación | Cobros de Energía (US$ MM)
Ratio de cobro
Compra vs Cobro de Energía
Valores en US$ MM
2,50 0
95.70 99.37
100
2,00 0
72.42 69.70 1,996 2,043 80
1,50 0
1,786 55.81 68.4% 71.8%
1,584 76.8% 1,466
60
58.9% 1,311 83.6% 1,365
1,00 0
1,216
1,053 1,096 40
500
20
- 0
2008 2009 2010 2011 2012
Factura de Compra de Energía (US$ MM) Cobros de Energía (US$ MM) Fuel Oil #6 (US$/Bbl)
• Tener en cuenta que de Jun09 a jun11 se incrementó la tarifa 33%.
• Alta Correlación de la factura de compra de energía con la variación de los precios
del fuel #6.
7
8. Situación | Balance Consolidado Sector - 2012
Balance Consolidado
2012
Sector Eléctrico
Ingresos 1,624.6
Compra de Energía 2,072.5
Gastos Operativos y
505.3
Financieros
Balance Corriente (953.2)
Inversiones de Capital 343.7
Interno 249.6
Externo 94.1
Balance General (1,296.9)
8
9. Situación | Impacto Aplicar Tarifa Indexada x Escalón Tarifario
Clientes Participación Incremento Clientes
Tarifa Escalón
Afectados Energía Fact (%) Tarifa (%) Afectados
0-75 KWh 548,961 4.2% 151.8%
76-200 KWh 735,203 17.4% 151.8%
1,284,164
201-300 KWh 164,247 8.2% 60.4% 164,247
301-400 KWh 65,859 4.9% 26.8%
BTS1 401-500 KWh 29,416 2.9% 26.8%
501-600 KWh 14,858 1.8% 26.8%
601-700 KWh 7,558 1.2% 26.8%
701-1000 KWh 9,431 1.8% 24.1%
>1000 KWh 8,687 3.3% 24.1%
- El 51% de la 0-75 KWh 41,685 0.2% 87.3%
87,304
76-200 KWh 45,619 1.2% 87.3%
energía es 201-300 KWh 20,820 1.0% 29.7%
facturada a los 301-400 KWh 13,199 0.9% 21.9% - Más de 1.5
BTS2 401-500 KWh 8,575 0.8% 21.9%
escalones menos millones de
501-600 KWh 6,020 0.7% 21.9%
subsidiados, 601-700 KWh 4,344 0.6% 21.9% clientes se le
clientes con 701-1000 KWh 7,387 1.3% 21.9% incrementaría la
>1000 KWh 13,325 6.4% 19.5%
consumos > a 1,000 BTD 6,704 5.6% 18.4%
tarifa en más del
kWh y conectados BTH 120 5.8% 14.7% 60%.
MTD1
en Media Tensión. MTD2
6,737 21.4% 7.6%
1,127 7.8% 13.8%
MTH 339 0.7% 14.7% - Representan el
- Son unos 37,000 87% del total de
clientes (2.1 % del clientes.
9
total).
10. Situación | Impacto Cambio Tarifario (A Indexada) en el Sueldo Mínimo
Impacto Factura de 100 kWh en el Sueldo Mínimo Promedio
Factura 100 kWh Factura 100 kWh
a Tarifa Aplicada a Tarifa Indexada
8.2%
18.8%
Para este sector de la población, el incremento en la tarifa implicaría
comprometer de 8.2% a 18.8% su salario.
10
11. Situación | Tarifa Indexada vs Aplicada
Precio Medio de Venta vs Tarifa Media Indexada
35
EDE´s 120
28.7 30.0
30
27.1
24.1 99.4 100
25
21.5 95.7 47% 80
72.4 69.7
20
18.3
20.5 20.4 60
15
18.3 55.8 18.7
40
10
20
5
0 0
2008 2009 2010 2011 2012 *
Precio Fuel Oil #6 (US$/Bbl)
Tarifa Media Indexada (USCents/kWh)
Precio Medio de Venta (USCents/kWh)
• La tarifa media indexada, al cierre del año 2012, se estableció 47% por
encima de la media aplicada.
• Amerita observar la alta correlación entre el precio del fuel oil #6 y la tarifa
media indexada.
11
13. Eficiencia en la Gestión | Estrategia Financiera
1. Convertir a CDEEE en sujeto de crédito internacional logrando nuevos
acuerdos con bancos de inversión abriendo nuevas alternativas y mejores
términos
2. Maximizar capacidad de financiamiento de la CDEEE y las EDES a través de
facilidades a mas largo plazo y con menor impacto en el flujo.
3. Aplicación de un Modelo Financiero que asigne el tipo de financiamiento
acorde al retorno de la inversión y el periodo de negociación del mismo.
4. Evaluar topes (cap) al precio de combustibles vía soluciones financieras
(hedging)
5. Neteo de Cuentas entre las empresas del sector (Eted, Hidro, Uers,
CDEEE).
6. Consolidación & Control Flujos Financieros de la CDEEE ya que los mismos
son utilizados para coordinar financiamientos en conjunto para el sector.
7. Hacer líquido activos no productivos de CDEEE y las EDEs y reducir con
dichos fondos la deuda congelada.
8. Producir una mejora del perfil de riesgo del sector como un todo.
13
14. Eficiencia en la Gestión | Comercial
Las Empresas Distribuidoras de Electricidad están encaminadas a un proceso de mejora
continua en el incremento de sus recaudaciones y la calidad de servicio al cliente, así
como, en la optimización de sus procesos comerciales.
Pilares
Incremento de las Recaudaciones:
o Reingreso clientes
o Corrección de Tarifas
o Cobros Móviles
o Puntos de Pagos Clientes Bonoluz
Calidad de Servicio al Cliente:
o Nuevos Puntos de Cobros
o Pagos Inter-Empresas
o Actualización de datos de clientes
o Norma Calidad de Servicio Comercial
o Implementación de un Sistema de Gestión de Servicios (SGS)
Gestión Técnica
o Automatización de las operaciones en campo.
14
15. Eficiencia en la Gestión | Tecnología y Sistemas
Los Servicios de Tecnología del Sector Eléctrico se integran bajo la Unidad de Servicios
de Tecnología Corporativa con la finalidad de Alinearse y Apoyar cada uno de los
Procesos de planificación estratégica del sector eléctrico.
Pilares de la Estrategia Inversión:
US$ 13.2 MM para los
Mejora Gestión Servicios TI próximos 2 años.
o Crear Unidad Corporativa de TI
o Optimización y Estandarización de los procesos
o Consolidación de Estructuras Tecnológicas Ahorros:
• US$ 5.8 MM por año
Mejoras para la Gestión Comercial, en Gastos Operativos y
Distribución, Pérdidas y Administrativas Administrativos.
o Implementación de los Sistemas:
• Gestión de Distribución (SGD).
• Inteligencia (MDMS) para gestión de • US$ 8.6 MM por
Pérdidas. inversión unificada.
• CRM para Sistema Comercial
o Unificación de las plataformas de los Contact
Center
15
16. Eficiencia en la Gestión | Impulsar revisión al Marco Regulatorio
• Hacer recaer la • Incluir cobro
responsabilidad de alumbrado
la deuda en el público en la
inmueble y no del factura y
cliente titular. modificar
tributo a los
municipios
• Devolver a las • Fortalecer la
EDEs la detección gestión contra el
y corrección hurto de energía
fraudes, las 24 y la evasión de
horas deudas.
16
18. Avance Gestión | Acciones Comercial y Tecnología
Automatización de la Gestión Comercial
• Desarrollo de la Plataforma de Cobros unificada.
• Implementación de un Sistema automático y remoto para gestionar las Órdenes de
Servicio.
• Implementación de un Sistema automático de Control de Herramientas de
Materiales.
• Integración de EDENORTE y CDEEE a la plataforma de Contact Center de EDESUR.
• Integración de EDENORTE y EDEESTE a la plataforma de Estafetas de Pagos de
EDESUR.
Tecnología
• Diseño de las infraestructura tecnológica que permitirá la integración y unificación
de las plataformas de TI del Holding CDEEE.
• Integración y unificación de la Red de Voz (Centrales IP) para facilitar la
comunicación inter Empresa.
• Integración y unificación de una Plataforma de Contingencia para los sistemas
Centrales de las EDE´s.
• Interconexión de las redes de voz y datos de las EDE´s y CDEEE mediante el anillo de
Fibra óptica de ETED.
18
19. Avance Gestión | Modelo Financiamiento para Proyectos EDE´s
El Sector es financiado de manera consolidada, ya que los indicadores y clausulas financieras
son medidas de forma consolidada entre las EDE´s, por ende CDEEE coordinaría los
financiamientos de los proyectos, mediante una matriz donde se prioricen los proyectos
acorde a diferentes parámetros de impacto, eficiencia y beneficios esperados.
MONTO INVERSION Proyectos hasta Proyectos de Proyectos de Proyectos > de
PROYECTO EN US$5MM US$5-15MM US$15-25MM US$25MM
CUESTION: US$15MM
Empresa Sector y EDE___:
Tipo de Proyecto Rehabilitación Redes
Impacto Técnico & # clientes
Económico impactados, zona
calidad cobro?
Payback (retorno US$5MM retorno
inversión tiempo) annual, inversion de
15MM, repago 3 años
Plazo necesario del 3-5 años
Financiamiento
Financiamiento
debe estar listo en 6 meses
cuantos meses?
Modelo aplicable de CAJA DE LAS EDES BANCA PRIVADA INVERSORES O MULTILATERAL
financiamiento FONDOS PRIVADOS
19
20. Plan Integral Sector Eléctrico
Modificación
Matriz de
Generación 50%
35%
Reducción
de
Pérdidas
15%
20
23. Situación | Recuperación de la Energía Comprada
Compra vs Cobros Ratio de
EDE´s Recuperación
11,092 11,123 11,552
10,211 10,226
58.7% 59.1% 61.0%
56.2% 58.4%
6,512 6,573 7,041
5,742 5,975
2008 2009 2010 2011 2012 *
Energía Comprada (GWh) Energía Cobrada (GWh)
• El ratio de recuperación identifica la proporción de la energía que se cobra respecto
de la suministrada o comprada.
• La tendencia con el tiempo ha sido de aumentar la capacidad de cobrar lo entregado,
vemos que del 2008 al 2012 se incrementó en 4.8 puntos porcentuales (PP) y
respecto al 2011 en 1.9 PP.
23
24. Situación | Recuperación de la Energía Comprada – Por Provincia
Ratio
Provincia Recuperación
Energía
Distrito Nacional 80.4%
Hato Mayor 75.9%
San Pedro de Macorís 73.3%
Santiago Rodríguez 70.0%
La Altagracia 69.7%
El Seibo 69.5%
La Romana 69.0%
Dajabón 67.8%
Puerto Plata 64.8%
Monte Plata 64.3%
San José de Ocoa 63.4%
Valverde 62.3%
Santiago 61.2%
San Juan 60.6%
Azua 55.6%
San Cristóbal 54.5%
Duarte 53.7%
Elías Piña 52.3%
La Vega 51.7%
Santo Domingo 51.6%
Espaillat 49.6%
Pedernales 48.3%
Montecristi 47.8%
Peravia 47.2%
Independencia 46.3%
María Trinidad Sánchez 45.4%
Barahona 44.3%
0% 65% 80% Samaná 44.2%
Hermanas Mirabal 41.3%
* El ratio de recuperación identifica la proporción de la energía que se Monseñor Nouel 36.3%
Sánchez Ramírez 36.0%
cobra respecto de la suministrada o comprada. Bahoruco 30.3%
24
25. Situación | Costo Pérdidas Técnicas y No Técnicas – Año 2012
800 .0
US$ MM 23.6%
700 .0
600 .0
• Hurto.
2,730
482.4 12.0%
500 .0
GWh
400 .0
• Sobrecarga redes y
equipos.
• Niveles de tensión
300 .0
200 .0
inadecuados.
1,386 245.2 • Mal estado redes.
100 .0
GWh
-
EDE´s
Costo Pérdidas No Técnicas (US$ MM)
Costo Pérdidas Técnicas (US$ MM)
• Se estiman pérdidas técnicas por 12%, las que son cuantificadas a precio medio de
compra de las EDE´s.
• El costo de las pérdidas No Técnicas, que corresponden al 23.6%, es calculado al
precio medio de venta de usuarios con consumo < 100 kWh y del universo de los
demás usuarios sin los No Regulados. 25
26. Situación | Costo Pérdidas Técnicas y No Técnicas – Por Provincia
Costo Costo
Provincia Pérdidas Provincia Pérdidas
(US$ MM) (US$ MM)
Santo Domingo 13.3 Hermanas Mirabal 0.6
Distrito Nacional 7.0 La Altagracia 0.6
Santiago 6.7 Montecristi 0.5
San Cristóbal 3.5 Monte Plata 0.5
La Vega 2.3 Barahona 0.5
Puerto Plata 2.2 Bahoruco 0.5
Duarte 1.9 San Juan 0.5
Monseñor Nouel 1.7 Samaná 0.4
Peravia 1.5 Dajabón 0.2
Espaillat 1.4 Santiago Rodríguez 0.2
San Pedro de Macorís 1.3 El Seibo 0.1
María Trinidad Sánchez 0.9 San José de Ocoa 0.1
Sánchez Ramírez 0.8 Pedernales 0.1
Azua 0.8 Hato Mayor 0.1
La Romana 0.7 Independencia 0.1
Valverde 0.7 Elías Piña 0.1
Total Promedio mensual US$ 52.0 MM
* Costo Promedio Mensual considerando el período
ago12-ene13. 26
27. Situación | Costo Pérdidas Técnicas y No Técnicas – Por Provincia
Escala
Menor o igual 0.20 MMUS$
Entre 0.21 y 1.8 MMUS$
Mayor o igual 1.80 MMUS$
* Costo Promedio Mensual considerando el período
ago12-ene13. 27
29. Reducción de Pérdidas| Segmentación de mercados y de modelos de gestión.
Mantener la Gestión Operativa Actual de las EDE´s para el
Mercado Gestionado.
Gestión de Distribución
Mantenimiento y operación de las redes y Subestaciones
Plan de expansión
Atención de reclamos y averías
Gestión Comercial
Ciclo Comercial
• Lectura
• Facturación
• Cobros
• Atención a clientes
Áreas de Apoyo Administrativo
Legal, Recursos, Seguridad, Tecnología, Finanzas.
Gestión técnico comercial
Labores cotidianas de mantenimiento técnico comercial de la cartera.
Planes de revisión y recuperación de energía, a partir de análisis del
comportamiento de los clientes.
29
30. Reducción de Pérdidas | Segmentación de mercados y de modelos de gestión.
Integrar las acciones de Reducción de Pérdidas, unificando los esfuerzos de
Distribución, Pérdidas y Comercial.
Unificar Criterios de Medición y Control Energía.
• Homologar medidores y materiales de Servicio Técnico.
• Homologar Softwares de Soporte Tecnológico de las EDE´s.
• Implementar Modelo Integral de Gestión Pérdidas.
• Establecer responsables de mantener circuitos saneados.
Unificar Gestión Proyectos de Reducción de
Pérdidas.
• Mejorar ingeniería de detalles para mejorar presupuestos.
• Mejorar supervisión, seguimiento y control de proyectos.
• Implantar software de Gestión de Proyectos.
• Enfocar inversión en función del mayor impacto al déficit.
• Reducir tiempo de integración clientes al Ciclo Comercial.
30
31. Reducción de Pérdidas | Meta y objetivos de Mediano Plazo
Reducción en 10.4 PP las Pérdidas de las EDE´s, en el período
2013 – 2016.
Inversión
US$ 145 MM
promedio año
Ingresos anuales
adicionales entre
190 - 200 US$ MM
31
32. Reducción de Pérdidas | Pilares Estratégicos.
Implementar un Control Sistemático de la Energía servida
– Tele-medición, usando una Plataforma Tecnológica
unificada.
Rehabilitación de Redes y Normalización de Clientes
Expansión en Distribución
Gestión Social focalizada en Promover Cultura de
Pago, el Uso Racional y no hurto de la Energia.
Acciones de Soporte:
Implantar la filosofia del vigilante de
subestaciones / circuitos.
Impulsar Revisión al Marco Regulatorio.
32
33. Reducción de Pérdidas| Pilar N° 1: Plataforma unificada de tele-medición
Módulos de Monitoreo Energía Portal de Servicio al Cliente
Detectar y controlar Monitorear Redes y Análisis de Análisis de
los Fraudes Equipos Eléctricos Consumos y tarifas Facturas
Balances
Análisis de Protección de los Información para Mejorar la
Celdas
Facturación Ingresos Atención a Clientes.
Energéticas
MDMS
Manejador e Integrador de los Procesos del Negocios
ASOCIACIÓN CTES.
OPEN SGC TELEMEDIDA PRE-PAGO (SCADA) BASE DE DATOS (GIS)
Objetivos Estratégicos:
Establecer Control Sistemático de la Energía Servida, mediante:
• Implementar Software MDMS (Meter Data Management System) para gestión negocio.
• 500,000 nuevos medidores de tele-medición. Alcanzar 650,000 al 2016.
• 43,000 Macro-mediciones en Circuitos y Transformadores.
• Implementar Balances Energéticos tele-medidos por Celdas, Circuitos y subestaciones.
• Monitoreo vida útil de transformadores y medidores, para optimizar su explotación. 33
34. Red. de Pérdidas | Pilar N° 2: Proyectos Rehabilitación Redes / Normalización de Clientes
Objetivos Estratégicos:
• Instalar 700,000 nuevos medidores a clientes en conexión directa.
• Convertir usuarios en clientes medidos y en Ciclo Comercial.
• Homologar criterios para diseño, ejecución y control de proyectos de Pérdidas.
• Implementar software de Gestión de Proyectos.
• Enfocar inversión hacia circuitos de mayores pérdidas e impacto al Déficit
Operativo EDE´s. 34
35. Reducción de Pérdidas | Estrategia de Inversión.
Ejemplo: EDESUR – Subestaciones con circuitos con pérdidas > 0.6 GWh/mes
Inyección Facturación Cobros Pérdidas KWh Rec. Cont. Plan Exp.
Subestacion Clientes
GWh/mes GWh/mes GWh/mes GWh/mes Pérd./cliente EDES
KM. 10.5 51,288 23.51 12.27 10.04 11.24 4,669.95 SI
MADRE VIEJA 56,844 19.70 9.45 8.30 10.25 875.49 SI
GRANITOS BOJOS 25,069 11.29 6.08 5.34 5.22 4,602.20 SI
PALAMARA 11,124 5.66 1.74 0.98 3.92 1,046.26 SI
ZONA FRANCA ALCARRIZOS 16,406 5.19 1.59 0.79 3.60 15,973.14 SI
CENTRO DE OPERACIONES 29,278 10.34 6.77 6.20 3.57 718.75 SI
LOS PRADOS 14,836 16.48 13.03 12.47 3.45 1,077.54 SI
HERRERA 138 kV 15,032 5.01 2.18 1.55 2.83 409.31
MATADERO 20,373 10.15 7.41 7.15 2.75 609.39
LA CUARENTA 10,208 3.82 1.24 0.48 2.58 698.79
BANI PER 10,620 3.79 1.58 1.51 2.21 417.10
ARROYO HONDO 10,943 8.70 7.04 7.39 1.66 310.77 SI
PIZARRETE 8,775 2.76 1.11 0.93 1.66 188.69
VILLA ALTAGRACIA 9,547 2.73 1.09 0.82 1.64 346.58
EMBAJADOR 15,489 10.70 9.17 8.98 1.53 199.94
AZUA 13,163 2.81 1.29 1.54 1.52 251.52
HATO NUEVO 3,763 1.72 0.50 0.30 1.21 322.63 SI
VILLAR PANDO 8,338 1.85 0.68 0.50 1.17 140.41
CIUDAD SATELITE 5,305 1.94 0.78 0.40 1.15 217.11 SI
VICENTE NOBLE 7,693 1.96 0.94 0.67 1.01 131.86
BARAHONA 5,726 1.59 0.60 0.26 0.99 172.77
NEYBA 5,335 1.63 0.64 0.39 0.99 185.01
SAN JUAN 3,859 1.31 0.42 0.29 0.89 229.65
KM. 15 DE AZUA 10,187 2.07 1.27 1.41 0.80 78.44
MATANZA 3,980 1.38 0.64 0.60 0.74 186.66
METROPOLITANO 4,043 2.77 2.18 2.07 0.59 145.29
Total General 377,225 160.84 91.68 81.35 69.16 34.21 10
Enfocar proyectos Reducción de Pérdidas hacia subestaciones con mayores
volúmenes de pérdidas. Como por ejemplo citamos que:
• 10 subestaciones suman 50 GWh/mes, 71% de las pérdidas.
• 2 subestaciones, 22 GWh/mes, 30% de las pérdidas.
35
36. Reducción de Pérdidas| Estrategia: Macro-mediciones para Balances Energéticos
Instalar de 3 a 4 macro-mediciones por circuito, para lograr:
• Implementar cultura del monitoreo de energía medida.
• Facilitar asociación clientes – celda energética.
• Lograr balances energéticos más reducidos, para facilitar la gestión.
36
37. Reducción de Pérdidas| Estrategia: Balances por Celdas
Balances por Celdas y Circuitos para:
Software Balance Energético • Monitoreo constante de la energía.
• Reducir tiempo de detección de fraudes.
• Medir y controlar impacto Proyectos.
• Asegurar los resultados del Plan de
Pérdidas.
• Mantener Circuitos A con pérdidas
controladas. 37
38. Reducción de Pérdidas | Estrategia: Corregir Asociación Cliente- Trafo-Circuito
Mala asociación cliente-circuito, provoca:
Balances energéticos incorrectos.
• Deficiencias en el diseño de proyectos
de Reducción de Pérdidas.
• Enfoque incorrecto de los proyectos.
Correcta asociación cliente-circuito, facilita:
Balances energéticos fiables.
• Precisión en los balances de pérdidas por
subestación/ circuitos.
• Facilita diseño de proyectos de RP.
• Enfoque correcto de los proyectos de RP
• Facilita Clasificación de Circuitos (A, B, C )
39. Reducción de Pérdidas | Acciones de Soporte: Gestión Social
Gestión Social focalizada en Promover Cultura de Pago, no hurto y Uso Racional de Energía.
• Comprometer
• Unificar y asumir representantes x
un sólo mensaje distintos sectores
contra el fraude sociales en
apoyado por comunidades
sector público y intervenidas.
privado, en aras
de promover la
Cultura de Pago.
Educar sobre Uso Eficiente de la Energía.
• Vincular esferas
• Educar sobre Uso
educativas para
Eficiente de la
fomentar los
beneficios del Educar sobre Energía y regular
Uso
sobre equipos
servicio eléctrico 24 Eficiente de la ineficientes.
horas Energía.
39
40. Reducción de Pérdidas | Tabla de Inversión en Proyectos Pérdidas
Escenario de Inversión a Mediano Plazo (2013 -2016)
RESUMEN PLAN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EDES 2013 - 2016
ÍTEMS Unidad 2012 2013 2014 2015 2016 Objetivo a 2016
Ctes. a Telemedir 157,451 170,000 200,000 75,000 55,000 657,451
Tele-medición Totalizadores y Macromedidas 11,267 11,013 12,933 4,200 3,547 42,960
Iversión (MM$US) 28 33 13 11 85
# Clientes 73,141 128,371 175,000 200,000 200,000 776,512
Rehabilitación de Redes y
Normalización de Clientes
Iversión (MM$US) 89.9 122.5 140.0 140.0 492.4
Clientes Controlados / año 230,592 298,371 375,000 275,000 255,000 1,433,963
Iversión (MM$US) / año 118 156 153 151 577
Total EDEs
Clientes Controlados Acum. 230,592 528,963 903,963 1,178,963 1,433,963 1,433,963
Iversión Acum. (MM$US) 118 273 427 577 577
145 US$ MM anuales en Proyectos de Reducción de Pérdidas:
• 85 US$ MM; 500,000 Tele-medidas y 43,000 Macro-mediciones.
• 492 US$ MM; 700,000 clientes normalizados y medidos. 40
41. Reducción de Pérdidas | Impacto a Mediano Plazo
Escenario Mediano Plazo (2013 -2016)
Ingresos anuales
adicionales
US$ 190 – 200 MM
100.0 US$ MM
anuales adicionales
por aseguramiento
US$ 90.0 MM de energía servida
anuales adicionales mediante la Tele-
por Rehabilitación medida.
de Redes y
Inversión total Normalización
US$ 577.0 MM Clientes.
Inversión
US$ 145 MM
promedio año
41
42. Reducción de Pérdidas| Pilar N° 3: Expansión Distribución
21 nuevas subestaciones
900 kilómetros de redes de media tensión
2 Subestaciones Móviles
Eficientizar la operación de la red:
1. Regulación de tensión
2. Regulación flujo de reactiva
3. Conectividad en circuitos.
42
43. Reducción de Pérdidas| Pilar N° 3: Expansión Distribución
La inversión estimada para el plan de Expansión de Distribución:
Expansión
Unidad 2013 2014 2015 2016 Acumulado al 2016
DD
Repotenciación y Nuevas
Subestaciones 360 400 160 140 1,060
(MVA)
Reconducción y Nuevos
TOTAL EDE´s Circuitos 240 320 270 70 900
(Kms Red Media Tensión)
Inversión
$US MM
40 60 60 60 220
Objetivos estratégicos:
• Garantizar la continuidad del suministro ante el crecimiento de la demanda.
• Mejorar la calidad del servicio.
• Reducir las Pérdidas Técnicas en subestaciones y circuitos troncales.
• Facilitar la explotación de la red.
43
45. Avance Ejecución Proyectos | Financiamiento Organismos Multilaterales
En la actualidad, el BM, el BID y OFID, están financiando la ejecución de 62
proyectos de Rehabilitación de Redes, tanto en circuitos como sectores, con el
objetivo de reducir pérdidas técnicas y no técnicas y normalizar 210,000
clientes, esto con una inversión de unos US$ 145.2 MM.
Han quedado rehabilitado y con 24 horas de servicio, los siguientes sectores:
• Bayona, Iván Klang, Pantoja
• El Café, La Gloria
• Las Palmas, La Altagracia
• Engombe
• Los Mina 1, Luperón.
• La Vega
• Cristo Rey
• Los Mina
• Villa Vásquez
En estos proyectos se han normalizado unos 70,500 clientes.
45
47. Avance Ejecución Proyectos | Financiamiento Local
Edenorte:
• Municipios Santiago, Pto.
Plata, Constanza, La Vega,
Moca, Hnas Mirabal y
Bonao y; sectores
Cienfuegos 7 A y 7B, La
Espínola SFM, Constanza,
Costambar, San Martín,
El Hormiguero, etc.
Edesur:
• Municipos Santo Domingo
Oeste, San Cristobal, Bani,
Azua, Barahona y San Juan
y, sectores El Manguito, La
Fe, Bo. El Gringo 1Era Etapa,
Proyecto Tamayo, Juancho
Norte, Los Cocos Etapa Ll,
Los Alcarrizos, etc.
Edeeste:
Proyectos Presupuesto Avance • Municipios Santo Domingo
Este: San Bartolo, Las
(Cant.) (US$ MM) Presupuesto Tablitas, La Ureña
Las flores, Villa
En ejecución 65 EDE's Tropicalia, Batey
Edenorte 16 14.8 17% Andrés, etc.
Edesur 39 34.02 46%
Edeeste 10 28.95 25%
48. Avance | Plataforma Tele-medición
Avance
• En curso proceso de evaluación distintas Plataformas de Tele-medición (MDMS)
para conformar los pliegos de licitación.
• En proceso homologación de medidores convencionales y tele-medidos para
lanzar licitación.
• En implementación Sistema de Gestión de Distribución (SGD), que permitirá la
geo-referenciación de clientes en Base de Datos y automatización tareas de
campo de las Oficinas Comerciales.
En la actualidad
• 157,451 clientes tele-medidos totales.
• Se monitorea el 54% de la energía facturada.
Ago12-Ene13 GWh/mes
EDE´s 32,780 18.3
Edenorte 5,213 1.7
Edesur 16,256 9.8
Edeeste 11,311 6.9
48
49. Avance | Expansión de Distribución
• Se realizaron las fichas
técnicas de las
subestaciones y circuitos
a intervenir de cada
Empresa Distribuidora.
• Se está en proceso de
elaboración de los
pliegos de licitación.
49
50. Plan Integral Sector Eléctrico
Modificación
Matriz de
Generación 50%
35%
Reducción
de
Pérdidas
15%
50
52. Situación | Capacidad Instalada (MW) - 2013
Eolica
3%
Hidráulica
18%
Fuel Oil Gas Natural
49% 20%
Carbon
10%
Total: 3,298 MW
• La mitad de la generación instalada,
continúa dependiendo del combustible
fuel oil.
52
53. Situación | Mercado Contratos y Precios de Compra – Ago12 a Ene13
Spot Carbón El 48% de la energía que compran las
11% 14% EDE´s es bajo contratos que son
Gas
27%
indexados con el precio del fuel #6 y
Fuel #6 el 11% en el mercado Spot (en donde
48% marginan las máquinas menos
eficientes).
Precios Medios Compra de Energía EDE's
US$Cent/KWh
35.6 36.7
El precio medio de compra de 25.8
las EDE´s y de la CDEEE, es 23.1 24.9
20.6
sensiblemente afectado por
12.6
los precios de los contratos, 8.2 8.4 9.5
comparables incluso con los
del mercado SPOT.
53
54. Situación | Lista de Mérito - Ene13
37 40.0
2,000
1,800 1,707 32 33 35.0
30 31
1,600 29 29
1,433 27 30.0
1,400 25 25
USCents/kWh
25.0
1,200 20 20 20 21
MW
20.0
1,000 16
808 14 14 14 15 15 15 15 16 16 16 16
800 14 14 15.0
600 9 10
8 10.0
400
4 5 5 5
3 5.0
200
- -
Potencia Disponible (MW) Costo Variable de Producción (USCents/kWh)
La entrada de plantas por encima del bloque de 16.2 USCents impacta en no
menos de 5 USCents el precio de compra, llevando la generación restante al
bloque ineficiente.
54
55. Modificación Matriz de Generación | Costo Combustibles
Precios Combustibles
Valores en MMBTU
25
20
15
10
5
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Fuel Oil #2 Fuel Oil #6 Gas Natural Carbón Mineral
• El carbón mantiene una tendencia histórica de precios relativamente estables, siempre
por debajo del precio de los demás combustibles.
• El Gas Natural ha tenido mayor volatilidad en los mercados internacionales
• El Fuel Oil # 2 y el Fuel Oil # 6, han tenido una tendencia alcista a través de los años, con
un precio al 2012 mayor entre 4 y 5 veces que a inicios del 2000.
55
57. Modificación Matriz de Generación | Previsión Demanda
ESTIMADA DEMANDA POTENCIA RESERVA POTENCIA POTENCIA POTENCIA
100% 84% MAXIMA INSTALADA POTENCIA RESERVA a INST/año ACUm. Requerida
[GWh] [GWh] [MW] [MW] % [MW] [MW] [MW]
2010 14,227 11,989 2,165 2,321 30% 650 494 494
2011 14,938 12,589 2,274 2,956 30% 682 141 635
2012 15,685 13,218 2,387 3,104 30% 716 148 783
2013 16,470 13,879 2,507 3,259 30% 752 155 938
2014 17,293 14,573 2,632 3,422 30% 790 163 1,101
2015 18,158 15,301 2,764 3,593 30% 829 171 1,272
2016 19,066 16,067 2,902 3,772 30% 871 180 1,451
2017 20,019 16,870 3,047 3,748 23% 701 (25) 1,427
2018 21,020 17,713 3,199 3,903 22% 704 155 1,582
2019 22,071 18,599 3,359 4,065 21% 705 162 1,744
2020 23,174 19,529 3,527 4,233 20% 705 168 1,912
2021 24,333 20,505 3,704 4,444 20% 741 212 2,123
2022 25,550 21,531 3,889 4,667 20% 778 222 2,346
• 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 1,500 MW en los siguientes 4 años, lo que implica atraer inversiones por US$
3,000 millones aproximadamente.
• Para un crecimiento del 6% la instalación requerida sería de 1,900 MW.
• La instalación de 600 MW mantendría el status quo para un abastecimiento de un 84% de
la demanda.
• Los contratos de largo plazo de las EDES vencen en el 2016. Por lo que las EDES requieren
planificar la cobertura contractual de esa demanda y la de su crecimiento.
57
58. Modificación Matriz de Generación | Proyección Combustibles
• El carbón y el gas siguen siendo los combustibles que presentan menor tendencia de
incremento.
58
59. Modificación Matriz de Generación | Nueva Generación
Nueva Generación
Tipo Inversión Capacidad Combustible
60% 300 MW Gas Natural
Pública 900 MW
US$ 1,500 – 300 + 300 MW Carbón
2,000 MM
17% 100 MW Gas
Privada 250 MW 150 MW Carbón
US$ 600 MM
23% 250 MW Carbón
Mixta 350 MW
100 MW Carbón
US$ 1,000 MM
1,500 MW Total
59
61. Estrategia | Transmisión
Inversión
US$ 224.0 millones
• Conclusión de la línea 138kV Julio Sauri–
Paraíso.
• Línea 138kV Cruce San Juan – Pizarrete.
• Línea 138kV San Pedro – Hato Mayor.
• Subestaciones: Dajao, Herrera, Arroyo
Hondo, San Juan de la Maguana, Cruce
Cabral, San Cristobal, Hato Mayor,
Ampliación Subestación El Seybo.
61
63. Modificación Matriz de Generación | Acciones Tomadas
Instalación de 600 MW a carbón
• Designación equipo técnico multidisciplinario para preparación del proyecto.
• Selección del terreno y conocimiento del estado de propiedad.
• Gestión de contratación de empresa especializada para la elaboración de las bases
técnicas del proyecto, que servirán de base para el llamado a licitación.
• Renovación de los Términos de Referencia de estudio medioambientales.
• Gestión para la contratación de empresas locales para estudios básicos (suelo,
marino, otros).
Instalación de 300 MW nuevos a Gas Natural.
• Gestión para el suministro de Gas Natural a precios preferenciales
• Identificación de fuentes de financiamiento para el suministro de gas.
Apoyo al desarrollo de proyectos empresas de incidencia privada.
• Revisión Memorándum de Entendimiento para el desarrollo de un parque
generación a carbón.
• Preparación Enmienda Acuerdo Conversión a Gas Natural Central.
• Gestión Acuerdo Suministro Gas Natural.
63
