presentación rubén bichara vpe cdeee ante amchamrd 20.03.2013

20 de Marzo del 2013

Rubén Jiménez Bichara

Vicepresidente Ejecutivo CDEEE

2

Contenido

Plan Integral del Sector Eléctrico. o Eficiencia Operativa

Situación • Balance Consolidado Sector • Cobros • Impacto Tarifa

Estrategia • Financiera • Comercial • Tecnología y Sistemas • Revisión Marco Regulatorio

Avance

o Reducción de Pérdidas Situación

• Recuperación de Energía • Costo Pérdidas

Estrategia • Implementación Plataforma

Telemedida • Rehabilitación de Redes y

normalización de Clientes • Expansión Distribución

Avance

o Modificación Matriz de Generación

Situación • Capacidad Instalada • Generación Por Tipo de

Combustible • Mercado de Contratos y Precios

de Compra • Precios Combustibles • Lista de Mérito

Estrategia Avance

Impacto Plan Integral en el Déficit.

Plan Integral Sector Eléctrico

4

Modificación Matriz de

Generación

Reducción de

Pérdidas

15%

35%

50%


5


Generación

Reducción de

Pérdidas

15%

35%

50%

6


7

Situación | Cobros de Energía (US$ MM)

• 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.

1,786

1,311 1,584

1,996 2,043

1,053 1,096 1,216

1,365 1,466

72.42

55.81

69.70

95.70 99.37

0

20

40

60

80

100

-

500

1,00 0

1,50 0

2,00 0

2,50 0

2008 2009 2010 2011 2012

Compra vs Cobro de Energía Valores en US$ MM

Factura de Compra de Energía (US$ MM) Cobros de Energía (US$ MM) Fuel Oil #6 (US$/Bbl)

Ratio de cobro

71.8% 68.4% 76.8%

58.9% 83.6%

8

Situación | Balance Consolidado Sector - 2012

Balance Consolidado Sector Eléctrico

2012

Ingresos 1,624.6

Compra de Energía 2,072.5

Gastos Operativos y Financieros

505.3

Balance Corriente (953.2)

Inversiones de Capital 343.7 Interno 249.6 Externo 94.1

Balance General (1,296.9)

Tarifa EscalónClientes

Afectados

Participación

Energía Fact (%)

Incremento

Tarifa (%)

Clientes

Afectados

0-75 KWh 548,961 4.2% 151.8%

76-200 KWh 735,203 17.4% 151.8%

201-300 KWh 164,247 8.2% 60.4% 164,247

301-400 KWh 65,859 4.9% 26.8%

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%

0-75 KWh 41,685 0.2% 87.3%

76-200 KWh 45,619 1.2% 87.3%

201-300 KWh 20,820 1.0% 29.7%

301-400 KWh 13,199 0.9% 21.9%

401-500 KWh 8,575 0.8% 21.9%

501-600 KWh 6,020 0.7% 21.9%

601-700 KWh 4,344 0.6% 21.9%

701-1000 KWh 7,387 1.3% 21.9%

>1000 KWh 13,325 6.4% 19.5%

6,704 5.6% 18.4%

120 5.8% 14.7%

6,737 21.4% 7.6%

1,127 7.8% 13.8%

339 0.7% 14.7%

MTD2

BTS1

BTS2

MTH

1,284,164

87,304

BTD

BTH

MTD1

9

Situación | Impacto Aplicar Tarifa Indexada x Escalón Tarifario

- El 51% de la energía es facturada a los escalones menos subsidiados, clientes con consumos > a 1,000 kWh y conectados en Media Tensión.

- Son unos 37,000 clientes (2.1 % del total).

- Más de 1.5 millones de clientes se le incrementaría la tarifa en más del 60%.

- Representan el 87% del total de clientes.

10

Situación | Impacto Cambio Tarifario (A Indexada) en el Sueldo Mínimo

8.2%

Factura 100 kWh a Tarifa Aplicada

18.8%

Factura 100 kWh a Tarifa Indexada

Para este sector de la población, el incremento en la tarifa implicaría comprometer de 8.2% a 18.8% su salario.

Impacto Factura de 100 kWh en el Sueldo Mínimo Promedio

72.4

55.8

69.7

95.7 99.4

27.1

21.5 24.1

28.7 30.0

18.3

18.3 18.7 20.5 20.4

0

20

40

60

80

100

120

0

5

10

15

20

25

30

35

2008 2009 2010 2011 2012 *

Precio Medio de Venta vs Tarifa Media Indexada EDE´s

Precio Fuel Oil #6 (US$/Bbl)

Tarifa Media Indexada (USCents/kWh)

Precio Medio de Venta (USCents/kWh)

11

Situación | Tarifa Indexada vs Aplicada

• 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.

47%


12

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.

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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.

Eficiencia en la Gestión | Comercial

15

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 Mejora Gestión Servicios TI

o Crear Unidad Corporativa de TI o Optimización y Estandarización de los procesos o Consolidación de Estructuras Tecnológicas

Mejoras para la Gestión Comercial, Distribución, Pérdidas y Administrativas o Implementación de los Sistemas:

• Gestión de Distribución (SGD). • Inteligencia (MDMS) para gestión de

Pérdidas. • CRM para Sistema Comercial

o Unificación de las plataformas de los Contact Center

Inversión: US$ 13.2 MM para los próximos 2 años.

Eficiencia en la Gestión | Tecnología y Sistemas

Ahorros:

• US$ 5.8 MM por año en Gastos Operativos y Administrativos.

• US$ 8.6 MM por inversión unificada.

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Eficiencia en la Gestión | Impulsar revisión al Marco Regulatorio

•Fortalecer la gestión contra el hurto de energía y la evasión de deudas.

•Devolver a las EDEs la detección y corrección fraudes, las 24 horas

• Incluir cobro alumbrado público en la factura y modificar tributo a los municipios

•Hacer recaer la responsabilidad de la deuda en el inmueble y no del cliente titular.


17

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.

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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.

Proyectos hasta US$5MM

Proyectos de US$5-15MM

Proyectos de US$15-25MM

Proyectos > de US$25MM

Impacto Técnico & Económico

Payback (retorno inversión tiempo)

Plazo necesario del Financiamiento

Financiamiento debe estar listo en

cuantos meses?

Empresa Sector y Tipo de Proyecto

Modelo aplicable de financiamiento

CAJA DE LAS EDES

BANCA PRIVADA

INVERSORES O FONDOS PRIVADOS

MULTILATERAL

EDE___: Rehabilitación Redes

# clientes impactados, zona

calidad cobro?

US$5MM retorno annual, inversion de

15MM, repago 3 años

3-5 años

6 meses

MONTO INVERSION PROYECTO EN

CUESTION: US$15MM


20


Generación

Reducción de

Pérdidas

15%

35%

50%

21

15%

50%


22

10,211 10,226 11,092 11,123 11,552

5,742 5,975 6,512 6,573 7,041

2008 2009 2010 2011 2012 *

Compra vs Cobros EDE´s

Energía Comprada (GWh) Energía Cobrada (GWh)

23

Situación | Recuperación de la Energía Comprada

• 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.

Ratio de Recuperación

61.0% 59.1% 58.7% 56.2% 58.4%

24

Situación | Recuperación de la Energía Comprada – Por Provincia

0% 65% 80%

Provincia

Ratio

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%

Samaná 44.2%

Hermanas Mirabal 41.3%

Monseñor Nouel 36.3%

Sánchez Ramírez 36.0%

Bahoruco 30.3%

* El ratio de recuperación identifica la proporción de la energía que se cobra respecto de la suministrada o comprada.

25

Situación | Costo Pérdidas Técnicas y No Técnicas – Año 2012

245.2

482.4

-

100 .0

200 .0

300 .0

400 .0

500 .0

600 .0

700 .0

800 .0

EDE´s

Costo Pérdidas No Técnicas (US$ MM)

Costo Pérdidas Técnicas (US$ MM)

2,730GWh

1,386GWh

• Hurto.

• Sobrecarga redes y equipos.

• Niveles de tensión inadecuados.

• Mal estado redes.

• 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.

12.0%

23.6% US$ MM

26

Situación | Costo Pérdidas Técnicas y No Técnicas – Por Provincia

Provincia

Costo

Pérdidas

(US$ MM)

Provincia

Costo

Pérdidas

(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.

27

Situación | Costo Pérdidas Técnicas y No Técnicas – Por Provincia

* Costo Promedio Mensual considerando el período ago12-ene13.

Escala

Menor o igual 0.20 MMUS$

Entre 0.21 y 1.8 MMUS$

Mayor o igual 1.80 MMUS$


28

Mantener la Gestión Operativa Actual de las EDE´s para el Mercado Gestionado.

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.

Gestión de Distribución Mantenimiento y operación de las redes y Subestaciones Plan de expansión Atención de reclamos y averías

Reducción de Pérdidas| Segmentación de mercados y de modelos de gestión.

Gestión Comercial Ciclo Comercial • Lectura • Facturación • Cobros • Atención a clientes

29

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.

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.

Integrar las acciones de Reducción de Pérdidas, unificando los esfuerzos de Distribución, Pérdidas y Comercial.

Reducción de Pérdidas | Segmentación de mercados y de modelos de gestión.

30

31

Reducción en 10.4 PP las Pérdidas de las EDE´s, en el período 2013 – 2016.

Reducción de Pérdidas | Meta y objetivos de Mediano Plazo

Inversión US$ 145 MM promedio año

Ingresos anuales adicionales entre

190 - 200 US$ MM

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

Gestión Social focalizada en Promover Cultura de Pago, el Uso Racional y no hurto de la Energia. Implantar la filosofia del vigilante de subestaciones / circuitos. Impulsar Revisión al Marco Regulatorio.

Acciones de Soporte:

32

Expansión en Distribución

Reducción de Pérdidas| Pilar N° 1: Plataforma unificada de tele-medición

Manejador e Integrador de los Procesos del Negocios

OPEN SGC

TELEMEDIDA

PRE-PAGO

ASOCIACIÓN CTES. BASE DE DATOS (GIS)

Información para Mejorar la Atención a Clientes.

Análisis de Facturas

Detectar y controlar los Fraudes

Balances Celdas

Energéticas

Monitorear Redes y Equipos Eléctricos

Protección de los Ingresos

Módulos de Monitoreo Energía Portal de Servicio al Cliente

MDMS

Análisis de Facturación

Análisis de Consumos y tarifas

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.

(SCADA)

33

Red. de Pérdidas | Pilar N° 2: Proyectos Rehabilitación Redes / Normalización de Clientes

34

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.

Subestacion Clientes Inyección

GWh/mes

Facturación

GWh/mes

Cobros

GWh/mes

Pérdidas

GWh/mes

KWh Rec.

Pérd./cliente

Cont. Plan Exp.

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

Reducción de Pérdidas | Estrategia de Inversión.

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

Ejemplo: EDESUR – Subestaciones con circuitos con pérdidas > 0.6 GWh/mes

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

Software Balance Energético

37

Balances por Celdas y Circuitos para: • 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.

Reducción de Pérdidas| Estrategia: Balances por Celdas

Reducción de Pérdidas | Estrategia: Corregir Asociación Cliente- Trafo-Circuito

Mala asociación cliente-circuito, provoca:

Balances energéticos incorrectos.

Balances energéticos fiables.

• Deficiencias en el diseño de proyectos de Reducción de Pérdidas.

• Enfoque incorrecto de los proyectos.

• 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 )

Correcta asociación cliente-circuito, facilita:

Educar sobre Uso Eficiente de la Energía.

Educar sobre Uso Eficiente de la Energía.

Gestión Social focalizada en Promover Cultura de Pago, no hurto y Uso Racional de Energía.

Reducción de Pérdidas | Acciones de Soporte: Gestión Social

39

• Educar sobre Uso Eficiente de la

Energía y regular sobre equipos

ineficientes.

• Vincular esferas educativas para fomentar los beneficios del servicio eléctrico 24 horas

• Comprometer representantes x distintos sectores sociales en comunidades intervenidas.

• Unificar y asumir un sólo mensaje contra el fraude apoyado por sector público y privado, en aras de promover la Cultura de Pago.

40

Reducción de Pérdidas | Tabla de Inversión en Proyectos Pérdidas

Escenario de Inversión a Mediano Plazo (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

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

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

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

Total EDEs

Rehabilitación de Redes y

Normalización de Clientes

Tele-medición

RESUMEN PLAN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EDES 2013 - 2016

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.

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Ingresos anuales adicionales

US$ 190 – 200 MM

Reducción de Pérdidas | Impacto a Mediano Plazo

Inversión total

US$ 577.0 MM

US$ 90.0 MM anuales adicionales por Rehabilitación de Redes y Normalización Clientes.

100.0 US$ MM anuales adicionales por aseguramiento de energía servida mediante la Tele-medida.

Escenario Mediano Plazo (2013 -2016)

Inversión US$ 145 MM promedio año

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21 nuevas subestaciones

900 kilómetros de redes de media tensión

Eficientizar la operación de la red:

1. Regulación de tensión

2. Regulación flujo de reactiva

3. Conectividad en circuitos.

2 Subestaciones Móviles

Reducción de Pérdidas| Pilar N° 3: Expansión Distribución

Expansión DD

Unidad 2013 2014 2015 2016 Acumulado al 2016

TOTAL EDE´s

Repotenciación y Nuevas Subestaciones

(MVA) 360 400 160 140 1,060

Reconducción y Nuevos Circuitos

(Kms Red Media Tensión) 240 320 270 70 900

Inversión $US MM

40 60 60

60

220

La inversión estimada para el plan de Expansión de Distribución:

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.

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Reducción de Pérdidas| Pilar N° 3: Expansión Distribución


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45

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.

Avance Ejecución Proyectos | Financiamiento Organismos Multilaterales

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Avance Ejecución Proyectos | Financiamiento Organismos Multilaterales

En ejecución 65

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: • Municipios Santo Domingo

Este: San Bartolo, Las Tablitas, La Ureña

Las flores, Villa Tropicalia, Batey Andrés, etc.

EDE's

Edenorte 16 14.8 17%

Edesur 39 34.02 46%

Edeeste 10 28.95 25%

Proyectos

(Cant.)

Presupuesto

(US$ MM)

Avance

Presupuesto

Avance Ejecución Proyectos | Financiamiento Local

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

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.

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Avance | Expansión de Distribución

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• 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.


50


Generación

Reducción de

Pérdidas

15%

35%

50%


51

• La mitad de la generación instalada, continúa dependiendo del combustible fuel oil.

52

Situación | Capacidad Instalada (MW) - 2013

Hidráulica 18%

Gas Natural 20%

Carbon 10%

Fuel Oil 49%

Eolica 3%

Total: 3,298 MW

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Situación | Mercado Contratos y Precios de Compra – Ago12 a Ene13

El 48% de la energía que compran las EDE´s es bajo contratos que son indexados con el precio del fuel #6 y el 11% en el mercado Spot (en donde marginan las máquinas menos eficientes).

El precio medio de compra de las EDE´s y de la CDEEE, es sensiblemente afectado por los precios de los contratos, comparables incluso con los del mercado SPOT.

Carbón 14%

Fuel #6 48%

Gas 27%

Spot 11%

8.2 8.4 9.5 12.6

20.6 23.1 24.9 25.8

35.6 36.7

Precios Medios Compra de Energía EDE's

US$Cent/KWh

808

1,433

1,707

3 4 5 5 5

8 9 10

14 14 14 14 14 15 15 15 15 16 16 16 16 16

20 20 20 21

25 25 27

29 29 30 31

32 33

37

-

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

USC

en

ts/k

Wh

MW

Potencia Disponible (MW) Costo Variable de Producción (USCents/kWh)

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Situación | Lista de Mérito - Ene13

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.

• 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.

Modificación Matriz de Generación | Costo Combustibles

55

0

5

10

15

20

25

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Precios Combustibles Valores en MMBTU

Fuel Oil #2 Fuel Oil #6 Gas Natural Carbón Mineral


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• 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.

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

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Modificación Matriz de Generación | Previsión Demanda

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Modificación Matriz de Generación | Proyección Combustibles

• El carbón y el gas siguen siendo los combustibles que presentan menor tendencia de incremento.

Modificación Matriz de Generación | Nueva Generación

Pública

Privada

Mixta 250 MW Carbón 100 MW Carbón

300 MW Gas Natural 300 + 300 MW Carbón

Nueva Generación

Tipo Inversión Capacidad Combustible

US$ 600 MM

US$ 1,000 MM

60%

17%

23%

900 MW

250 MW

350 MW

1,500 MW Total

US$ 1,500 – 2,000 MM

100 MW Gas 150 MW Carbón

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60

Modificación Matriz de Generación | Matriz Energética

2017

61

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.

Estrategia | Transmisión


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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.

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Impacto Plan Integral en el Déficit

US$ MM

600-800

US$ MM

190-200

Generación

Pérdidas

Gestión

Impacto Anual

US$ MM

830 – 1,050

presentación rubén bichara vpe cdeee ante amchamrd 20.03.2013

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