12 de septiembre 2014 san salvador representación cne/cdeee, república dominicana
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" 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$200 MM. Sus componentes son:
Distribución | Plan de Expansión (Objetivos)
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Gracias
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Reducción de Pérdidas | Programa 2012 - 2016
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
35.5%33.1% 31.5%
28.5%25.5%
22.5%19.5%
16.5%13.5%
10.5%
Objetivos Programa de Reducción de PérdidasValores Porcentuales
Objetivo General 1ra Fase• Reducción del 10 % de las pérdidas iniciales en 4 años.• Inversión: US$ 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