RESUMEN EJECUTIVO. Revisión del Plan de Expansión de Transmisión EMPRESA DE TRANSMISION ELECTRICA DOMINICANA (ETED)

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1 EMPRESA DE TRANSMISION ELECTRICA DOMINICANA (ETED) Revisión del Plan de Expansión de Transmisión RESUMEN EJECUTIVO Abril 2013 Santo Domingo, República Dominicana

2 Revisión del Plan de Expansión de Transmisión Resumen Ejecutivo TABLA DE CONTENIDO 1. Introducción Resumen de Obras e Inversiones Requeridas Demanda versus Oferta de Potencia Generación Proyectada y Balance Demanda-Generación Obras en Marcha, en fase de Licitación y Prefinidas Sistema de Transmisión Sistema de Distribución Desglose de de Obras Individuales de la Presente Revisión del Plan de Expansión Atribuibles a la Expansión de Generación Atribuibles a la Expansión de Distribución Atribuibles a la Propia Expansión del Sistema de Transmisión Orden de Prioridad de las Obras ANEXOS 1. Mapas del País 2. Esquemas 345 kv del País 3. Mapa Zona Central 4. Esquema Zona Central 5. Mapa Zona Este 6. Esquema Zona Este 7. Mapa Zona Sur 8. Esquema Zona Sur 9. Mapa Zona Norte 10. Esquema Zona Norte 11. Mapa Santiago

3 Revisión del Plan de Expansión de Transmisión Resumen Ejecutivo Abreviaturas y Siglas AT BEI BIRF CDEEE CNE ETED Edes EDE EDN EDS LT OC PGD SE SENI SIE UNR Alta Tensión 69, 138, 345 kv Banco Europeo de Inversiones Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales Comisión Nacional de Energía Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana Empresas de Distribución Empresa Distribuidora del Este Empresa Distribuidora del Norte Empresa Distribuidora del Sur Línea de Transmisión Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado Programa de Gestión de Demanda Subestación Sistema Eléctrico Nacional Interconectado Superintendencia de Electricidad Usuarios no Regulados - 3 -

4 RESUMEN EJECUTIVO DE LA REVISION DEL PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION Introducción La presente revisión del plan de expansión de transmisión para el período se refiere esencialmente a una actualización y ampliación del plan de expansión de transmisión y cuyas principales consideraciones, criterios y resultados están resumidos en el presente documento. Punto de partida de la presente revisión fue la determinación de la demanda de potencia no restringida, coincidente con la hora de la máxima demanda del SENI en el año 2012 y sus proyecciones hasta el año En este contexto fueron analizados diversos escenarios de proyecciones históricas recientes pero dado la incertidumbre en estimar el déficit de potencia actual, se acordó utilizar los valores de la demanda actual y proyectadas al año 2020 proporcionada por las tres Edes, los cuales consideran la demanda de sus UNR s y efectos del PGD. Esta demanda fue ampliada entre otros por la demanda de UNR s abastecidos por otros, según informaciones disponibles en el OC más una demanda de potencia no servida por restricciones actuales en los sistemas de distribución y transmisión más un margen para la ampliación del SENI. Los datos sobre la ubicación y capacidad de nuevas centrales de generación, tanto térmicas, hidroeléctricas, eólicas y solares incluyendo las fechas de sus puestas en servicio proyectados, fueron proporcionados por la CDEEE. Partiendo de las previsiones de la demanda no restringida, las proyecciones sobre la potencia y ubicación de nuevas centrales de generación y tomando en consideración las nuevas subestaciones planificadas por las Edes incluyendo las obras restantes del antiguo plan de expansión y otras obras predefinidas por la ETED, como es la ampliación del sistema 345 kv, se elaboró lineamientos que constituirán la base para los cálculos de flujos de potencia con las cuales se determinó sucesivamente las obras requeridas que satisfacen los requerimientos futuros, liberan capacidad en el sistema de transmisión actual, eliminan restricciones que limitan el despacho económico de generación según orden de mérito y cumplen los criterios de calidad reglamentados. Para el presente plan de expansión fueron elaborados costos unitarios detallados para las subestaciones y líneas de transmisión aéreas y subterráneas a partir de las últimas obras contratadas en base de licitaciones públicas, obras en marcha y obras recientemente concluidas. Para las líneas aéreas y subterráneas fueron además tomadas en consideraciones los precios actuales y pronosticados para acero, aluminio alloy y cobre. Los costos actuales relacionados a caminos de acceso y derechos de paso de las líneas aumentaron significativamente los costos de estas instalaciones comparando con estimaciones anteriores. Para garantizar una mejor precisión en la determinación de costos de subestaciones fueron elaborados prediseños de cada subestación de transmisión 345/138 kv y 138/69 kv. Las inversiones requeridas para la ejecución de obras definidas en la presente revisión del plan de expansión de transmisión están, según su función, asignadas a: Obras de transmisión asociadas a la conexión de nuevas centrales de generación al SENI. 1 Las obras de este antiguo plan de expansión con horizonte al año 2015 fueron en un 70% realizadas al año 2012 y el restante 30% en obras justificadas están incluidas en la presente revisión del plan de expansión

5 Obras de transmisión asociadas a la conexión de nuevas subestaciones 138/12.5 kv y 69/12.5 kv, proyectadas por la empresas de distribución al SENI dividido entre zonas turísticas y otros y Obras asociadas a la expansión del propio sistema de transmisión. 2. Resumen de Obras e Inversiones Requeridas La tabla siguiente presenta el resumen de las longitudes de líneas por niveles de tensión y capacidad de transformadores por instalar en las subestaciones 345/138 kv y 138/69 kv de transmisión (1,840 MVA) y las nuevas subestaciones de distribución (1,195 MVA) 2. Componente LT 345 kv LT 138 kv LT 69 kv Transformadores km km km MVA Por Exp. Generación Por Exp. Distribución Por Exp. Transmisión Todos Componentes Las inversiones por obras individuales están desglosadas en el artículo 6 más adelante y resumidos en las tablas siguientes: Resumen Totales Proyectos Zona Generacion Transmision Distribucion Transmision Propia Transmision Total parte Transmision Zona Central 22,310,648 86,751, ,062,572 Zona Este 20,906,531 31,699,744 52,606,275 Zona Sur 45,966,559 21,996,566 49,536, ,499,206 Zona Norte 64,254,850 62,126,974 89,983, ,365,633 Todas Zonas 110,221, ,340, ,971, ,533,686 22% 26% 52% 100% Cronograma de Inversiones: Por Componente Total Generacion Transmision 4,025,556 1,006,389 84,151,572 21,037, ,221,409 4% 1% 76% 19% 100% Distribucion Transmision 30,885,543 30,068,280 15,783,006 36,153,616 11,033,703 2,847, , ,340,719 24% 24% 12% 28% 9% 2% 0% 100% Transmision propia 36,031,299 89,753,058 91,649,833 23,367,729 1,375,462 12,635,343 3,158, ,971,558 14% 35% 36% 9% 1% 5% 1% 100% Total 70,942, ,827, ,584,411 80,559,238 12,409,165 15,482,485 3,728, ,533,688 14% 24% 39% 16% 3% 3% 1% 100% 2 Los costos de los transformadores de distribución no están incluidos en las inversiones del presente plan de expansión que exclusivamente considera costos de la parte AT de estas subestaciones

6 Agrupacion de Obras por proyectos LT SE Total A Conexion Centrales de Generacion al SENI Central Termica Hatillo a Julio Sauri 38,521, ,343 38,684,446 Central Termica Pepillo Salcedo a Naranjo 58,595, ,343 58,758,824 Central Termica Palenque a la LT Julio Sauri-Pizarrete 5,185,469-5,185,469 Hidroelectrica Las Placetas a la LT Naranjo-Gurabo 2,560,725-2,560,725 Eolicas Matafongo y Guanillo a las LT's 138 kv existentes 5,031,945-5,031,945 Subtotal A 109,894, , ,221,409 B Ampliacion sistema 345 kv - Semianillo 345 kv con SE Guerra 345/138 kv 22,787,132 31,137,747 53,924,879 SE 345/138 kv Bonao III - 21,091,492 21,091,492 Subtotal B 22,787,132 52,229,239 75,016,371 C Zona Central LT's 138 kv entrada a la SE Guerra y reconduccion 4,805,580-4,805,580 Cruce Rio Ozama con remodelacion de lineas a la zona Metropoltano 9,512,773-9,512,773 Subestaciones Edeeste en zona Central parte AT con LT's 1,058,376 7,778,994 8,837,370 Lineas 138 kv Julio Sauri y Itabo a la zona Metropolitano 18,508,692-18,508,692 Subestaciones Edesur en zona Central parte AT - 13,473,278 13,473,278 Subtotal C 33,885,422 21,252,272 55,137,694 D Zona Este - Cierre anillo Este 138 kv, El Seybo-Hato Mayor-CEMEX 9,498,995 6,090,897 15,589,892 Zona Turistica - Uvero Alto - Miches, Bayahibe y Cumayasa 14,550,901 6,355,630 20,906,531 LT's 138 kv SPM II - Guerra - Hainamosa - 2,865,530 2,865,530 Cierre Aniilo Monte Plata, Guerra-Bayaguana-Monte Plata 6,649,297-6,649,297 Subestacion Higuey 138/69 kv y conexion 69 kv 502,351 6,092,674 6,595,025 Subtotal D 31,201,544 21,404,731 52,606,275 E Zona Sur Expansion 138 kv 15 de Azua, San Juan de la Maguana, Cabral (BEI) 31,883,847 16,512,259 48,396,106 Zona Turistica Los Cocos - Bahia de las Aguilas - Pedernales 11,218,250 5,077,111 16,295,361 Otras Lineas y SE's Edesur parte AT 1,227,283 4,473,922 5,701,205 Valdesia y Capacitores en Ocoa - 1,139,975 1,139,975 Subtotal E 44,329,380 27,203,267 71,532,647 F Zona Norte - Ampliacion 138 kv Santiago 8,544,320 10,243,111 18,787,431 Zona Turistica Samana incl.capacitores 11,462,121 10,373,375 21,835,495 Cierre Anillo Atlantico, PPL - Cabarete - Rio San Juan - Nagua 31,874,791 5,998,915 37,873,705 LT 138 kv Bonao - Pimentel 5,241,609 1,408,741 6,650,350 LT 138 kv Canabacoa - La Vega - San Francisco de M.con capacitores 7,231,325 8,749,773 15,981,098 Otras subestaciones Edenorte parte AT 13,978,733 15,912,478 29,891,211 Subtotal F 78,332,898 52,686, ,019,291 Gran Total 320,431, ,102, ,533, Demanda versus Oferta de Potencia El consumo de electricidad en la República Dominicana en las últimas décadas nunca fue una respuesta de la demanda sino de la oferta, la cual según datos históricos dependía en los año 80 s de la disponibilidad muy limitada de un parque de generación en grado de deterioración, en los años 90 s aumentó la capacidad de generación por primera vez considerable con productores independientes, mientras la última década fue principalmente caracterizada por una restricción de oferta por cortes de gestión administrativos por las empresas distribuidoras conocidas como PGD. Estos datos históricos de la oferta de potencia y energía abastecida están resumidos a continuación por los años 1982, 1990, 2000 y 2010: Año Potencia Abastecida MW Energía Abastecida GWh , , ,670 9, ,746 12,

7 El aumento de potencia en las horas de máxima oferta y el aumento de la energía abastecida durante las últimas tres décadas esta presentada en las tablas que siguen. Aumento de Potencia Abastecida por Década Período Aumento de Potencia MW Aumento Porcentual %/año , %/año %/año Aumento de Energía Abastecida por Década Período Aumento de Energía GWh Aumento Porcentual %/año , %/año , %/año El mayor crecimiento de oferta tanto en potencia como en energía abastecida se observa en los años 90 s con 10.4% y 11.7% por año respectivamente, fue en este mismo periodo donde aumento la capacidad de generación instalada de 1,446 a 2,488 MW correspondiente a un 72% o un 5.6% promedio anual. Esta mayor oferta de generación tuvo como consecuencia una reducción en el déficit. Según lo informado por las empresas de distribución y publicado en la memoria del año 2000 por el OC el déficit solo fue de 127 MW, correspondiente a un 7%. Sin embargo, con el aumento de la oferta entre el año 1990 (620 MW) y el año 2000 (1,670 MW) aumentaron también las pérdidas relativas de 33.7% a 44.1% según publicado por el Banco Central, las cuales resultaron insostenibles para el sector y llevaron a una década caracterizada por cortes de gestión administrativa. Como ya indicado en el capítulo 1 precedente fueron proporcionadas las estimaciones de la demanda por las Edes, ampliados por efectos de restricciones y expansión del sistema que consiste esencialmente en: I. La demanda máxima servida incluyendo la demanda correspondiente al PGD mas la demanda de otros UNR s, Falcondo y Metaldom. II. La demanda no satisfecha por restricciones en los sistemas de distribución y transmisión III. La demanda adicional por la expansión del SENI mismo Tomando en consideración la demanda de los demás UNR s cuyo crecimiento anual es estimado con el mismo porcentaje como el crecimiento de las distribuidoras con sus propios UNR s y se suma una demanda no satisfecha por restricciones en los sistemas de distribución y transmisión más una demanda adicional por la expansión del SENI, y se suma además la demanda de Metaldom y Falcondo (Falcondo a partir del 2015 considerando con 150 MW) resulta una demanda de potencia total no restringida de 2,664 MW para el año 2012 según el desglose siguiente: Descripción MW Edenorte, demanda con PGD Edesur, demanda con PGD Edeeste, demanda con PGD Sub-total, demanda con PGD 2,126.4 Otros UNR s y consumo plantas Por eliminación de restricciones de distribución y transmisión y expansión del SENI Total demanda no restringida 2,589.6 Falcondo y Metaldom 74.5 Gran Total Demanda sin Restricciones al , En ausencia de informaciones precisas se estima para estos conceptos un total del 12% de la demanda abastecida incluyendo el PGD

8 La proyección de la demanda no restringida para el período 2012 al 2020 esta presentada en la tabla siguiente: Demanda total no restringida Año EDN, EDE, Otros Restricciones Metaldom Falcondo Total EDS UNR's Ampliaciones Central Norte Zonas MW MW MW MW MW MW , , , , , , , , , , , , , , , , , ,819.5 Con estos valores absolutos resulta una crecimiento promedio anual de 4.61% por año en el período para la demanda del sistema completo. En la figura siguiente se muestra la demanda no restringida estimada versus la oferta. Oferta de potencia Demanda con crecimiento de 3.3 %/año desde del 2000 Demanda con crecimiento de 4.61 %/año desde

9 La curva en color verde muestra la oferta de la potencia histórica y proyectada por el OC hasta el año 2016 con un crecimiento de 3%/año en el periodo Si se mantiene este crecimiento hasta el año 2020 resultaría una oferta de 2,593 MW al año 2020 con un déficit oscilando entre 847 y 1227 MW a año 2020 en función del crecimiento de la demanda de de 3.3%/año o 4.61%/año. La curva en color rojo parte del año 2000 donde según la informado por las empresas de distribución y publicado en la primera memoria del OC, el déficit solo fue 127 MW. Tomando un crecimiento conservador de 3.3%/año resulta igualmente una demanda no restringida de 2,664 MW en el año 2012 igual a lo determinado de las informaciones proporcionadas por las Edes y concluirá con 3,440 MW en el año La curva en color azul indica la demanda en la cual se basan los cálculos de flujos de potencia para el periodo Es oportuno mencionar que el caso de mayor exigencia al sistema de transmisión no ocurre con la máxima demanda no restringida sino cuando la oferta se aleja a esta demanda en virtud que con el nuevo esquema de centrales térmicas a partir del año 2016 no serán despachadas según orden de mérito un número significativo de actuales centrales térmicas p.e. Puerto Plata, La Vega, Pimentel, etc. que en la actualidad inyectan energía a los sistemas 69 kv. Convirtiendo las demandas de las tres zonas de concesión de las Edes a las cuatro zonas geográficas del SENI a saber: La zona Central La zona Este La zona Sur La zona Norte Se obtiene la demanda no restringida por zonas y totales siguientes: Demanda no restringida total y por zonas Año Zona Zona Zona Zona Total Zona Zona Zona Zona Central Norte Sur Este Zonas Central Norte Sur Este MW MW MW MW MW % % % % , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , La Zona Central está conformada por la zona Metropolitana y sus periferias que se conecta con las zonas como sigue: Con la Zona Norte vía las subestaciones Palamara y Julio Sauri Con la Zona Este vía la subestación Hainamosa y Con la Zona Sur vía las subestaciones Palamara y Julio Sauri - 6 -

10 4. Generación Proyectada y Balance Demanda Generación El aspecto relevante asociado a la expansión de las transmisión son las previsiones sobre futuras centrales de generación con sus ubicaciones geográficas. Según proyecciones de la CDEEE y la ETED entraron y/o están por entrar en servicio en el periodo una capacidad adicional de 448 MW 4, elevando la capacidad total instalada del sistema al año 2013 a 3,454.3 MW según mostrado en la tabla siguiente: Capacidad instalada en 2013 Zona Térmicas Hidráulicas Eólicas Total MW MW MW MW MW Central 1, ,183.7 Norte Sur Este Total 2, ,454.3 Para determinar las capacidades promedias efectivamente disponibles de las diferentes centrales aplicaron los criterios siguientes: Por mantenimiento preventivo y correctivo, se considera una disponibilidad de 87% en el parque de generación térmica. La potencia efectiva promedia de las plantas hidroeléctricas es considerado a 60% de la potencia instalada. La potencia efectiva promedia de las plantas eólicas es considerado 30% de la potencia instalada. La potencia efectiva de las plantas solares es considerada nula en la hora de máxima demanda del sistema por la ausencia de radiación solar a partir de las 8:00 p.m. Si además se desplazan del mercado las plantas térmicas existentes cuyos costos variables de despacho es superior a 250 /MWh según listas de mérito del OC, se obtiene una capacidad efectivamente disponible según se muestra en la tabla siguiente: Capacidad efectiva en 2013 Zona Térmicas Hidráulicas Eólicas Total MW MW MW MW MW Central Norte Sur Este Total 1, ,262.2 Tomando en consideración la demanda no restringida de 2,797.3 MW en el año 2013 y las perdidas en el sistema de transmisión y transformadores elevadores de las centrales se requiere una generación total de 2,854.9 MW versus una potencia efectiva de 2,262.2 MW resultando en un déficit de generación de MW sin tomar en consideración ninguna reserva. La capacidad efectiva y demanda por las cuatro zonas esta presentada en la imagen siguiente: 4 Se trata de Estrella de Mar II, San Lorenzo, Los Cocos, Palomino, Los Orígenes, Hatillo II y una central térmica en Boca Chica

11 Capacidad efectiva y demanda por zonas en 2013 En la tabla siguiente se muestra las demandas no restringidas con las pérdidas totales y la potencia efectiva de la generación total requerida (sin reserva) para el periodo Demanda Perdidas Generacion Año total totales efectiva total no restringida 2% requerido (*) MW MW MW , , , , , , , , , , , , , , , , , , (*) sin considerar la reserva - 8 -

12 La expansión de generación proyectada por la CDEEE y ampliada por la ETED para el periodo está presentado en la tabla siguiente: Proyecto Potencia Adicional a Instalar MW Tecnología Combustible Fecha Entrada en Servicio Ubicación Zona Central Conversión Los Mina V y VI 108 Ciclo combinado Gas Natural 1 er trimestre 2016 Los Minas Sub-total Central 108 Parque Guanillo 34 Eólica Puerto Plata Las Placetas 92 Hidro 2016 Santiago Central Manzanillo I 540 Térmica TV Carbón 2016 Monte Cristi Central Manzanillo II 260 Térmica TV Carbón 2016 Monte Cristi Sub-total Norte 926 Parque Matafongo 34.5 Eólica Bani Central Hatillo 340 Térmica TV Carbón 2016 Azua Central Palenque I 160 Térmica TV Carbón 2016 Palenque Central Palenque II 160 Térmica TV Carbón 2018 Palenque Sub-total Sur Quisqueya (Bonao III) 215 Motores Comb. Int. FO#6 / GN San Pedro Sub-total Este 215 Gran Total 1,943.5 Convirtiendo la potencia adicional por instalar en valores efectivos de generación según los criterios estipulados más arriba y sin despachar plantas con costos variables mayor de 250 /MWh resulta un balance demanda-generación en el periodo como se puede observar en la tabla siguiente: Balance Demanda Generacion Demanda Demanda Generacion Superavit/ sin restricciones + Perdidas Efectiva 2 Deficit (*) Ano Total 2% Total Total MW MW MW , , ,170.2 (548.7) , , ,262.2 (592.7) 2, , ,469.8 (494.0) , , ,469.8 (709.7) , , , , , , , , , , , , , , ,889.2 (9.0) (*) sin Reserva - 9 -

13 5. Obras en Marcha, en fase de Licitación y Prefinidas 5.1 Sistema de Transmisión Obras en Marcha Después de haber concluido múltiples obras en como fue entre otros las autopista eléctrica que une la zona Central (SE 345/138 kv Julio Sauri) con Santiago (SE 345/138 kv Naranjo) mediante un doble circuito 345 kv, 131 km con una capacidad térmica de unos 2,200 MVA, se encuentran actualmente las siguientes obras en marcha: Zona Central Las líneas 138 kv Arroyo Hondo Los Minas (9.3 km) y Los Minas Hainamosa (9.9 km), SE tipo GIS 138/69 kv Arroyo Hondo con el suministro de dos transformadores 138/69 kv de 140 MVA y 200 MVA (este último para Palamara) y la instalación de un autotransformador 138/69 kv en la SE Nueva Herrera. Zona Este Un autotransformador 138/69 kv, 70 MVA en la SE Dajao. Zona Sur Las líneas 69 kv Azua Sabana Yegua San Juan de la Maguana (68.5 km) y Cruce Cabral Vicente Noble (25 km), las líneas 138 kv (39 km Julio Sauri Pizarrete, las líneas 69 kv Cruce Cabral Duvergé (52 km) y Goya Yaguate (13 km). Zona Norte Las SE s Santiago Rodríguez y Navarrete se encuentran actualmente en un estado avanzado de construcción y la LT 138 kv entre la central térmica San Felipe y la SE Puerto Plata II (1.5 km) Cabe mencionar que todas estas obras fueron y están financiadas con fondos propios de la ETED excepto por las líneas 69 kv en la zona Sur (BIRF) y la autopista eléctrica parcialmente con un crédito del Deutsche Bank. Obras en fase de Licitación En la actualidad se encuentra en fase de licitación el suministro de dos transformadores 138/69 kv con 150 MVA y 130 MVA respectivamente para las SE s Villa Duarte en la zona Central y La Romana en la zona Este. Obras a ser Licitadas a Corto Plazo La primera parte del cierre del anillo Este con SE 138/69 kv Hato Mayor y una LT 138 kv, 37 km entre las SE s CEMEX y Hato Mayor. En la zona Norte parte del anillo Atlántico iniciando con la LT 138 kv Nagua Río San Juan (58 km) y la parte AT de la SE Río San Juan. En la zona Sur la expansión del sistema de transmisión 138 kv con las LT s Pizarrete Cruce San Juan San Juan de la Maguana (134 km) con ampliación de las SE s 138/69 kv San Juan de la

14 Maguana, Cruce San Juan y Cruce Cabral. Este proyecto en la zona Sur se licitará con fondos del BEI. Obras Predefinidas Una obra que no fue definida en el antiguo Plan de Expansión es la ampliación del sistema 345 kv mediante la construcción de un semi-anillo (42 km) con una SE 345/138 kv Guerra al Nor-oeste de Santo Domingo y otra SE 345/138 kv Bonao III en la zona Norte. 5.2 Sistema de Distribución Las tres Edes presentaron en sus planificaciones, la necesidad de construcción de 43 SE s 138/12.5 kv y 69/12.5 kv en las cuatro zonas eléctricas del país como sigue: Edenorte Subestación 138/12.5 kv Subestación 69/12.5 kv Santiago Rodríguez 2013 Maimon 2013 Barranquito Cenovi 2013 San Francisco de Macorís Luperon Villa Vásquez Cruce Taveras Río San Juan La Canela Gurabo 2015 Fantino 2015 Estancia Nueva 2015 Jarabacoa Nueva 2015 Loma de Cabrera 2016 Piedra Blanca 2016 Guayubin 2016 Sabana del Puerto 2016 Cruce de Copey 2016 Cevico 2016 Las Terrenas 2017 Villa Isabela 2017 Portillo 2017 Maimón (Riu) 2017 Las Galeras 2017 Arenoso 2017 Edesur Subestaciones Zona Sur Subestación Zona Central San Cristóbal Norte 138/12.5 kv 2013 Los Alcarrizos 138/12.5 kv Las Charcas 69/12.5 kv Anacaona 138/12.5 kv Yaguate 69/12.5 kv 2015 Engombe 138/12.5 kv 2015 Palenque 138/12.5 kv 2017 Arroyo Manzano 138/12.5 kv 2018 Cabral 69/12.5 kv 2017 Evaristo Morales 138/12.5 kv 2019 Edeeste Subestaciones Zona Este Subestación Zona Central Cumayasa 138/12.5 kv Villa Consuelo 138/12.5 kv Miches 138/12.5 kv Mendoza 138/12.5 kv Uvero Alto 138/12.5 kv Los Restauradores 138/12.5 kv Bayahibe 69/12.5 kv

15 6. Desglose de de Obras Individuales de la Presente Revisión del Plan de Expansión 6.1 Atribuibles a la Expansión de Generación Zona Sur Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv Eólica Matafongo, 10 km, 2 circuitos, 1,675, ,824 2,096,644 1 cond/fase, 450 ACAR LT 345 kv Hatillo Julio Sauri, 71 km, 2 circuitos ,865,232 5,655,871 38,521,103 3 cond/fase, Darien, OPGW Telecom/Teleprotección en Julio Sauri ,856 13, ,343 LT 138 kv Cental Palenque, 16.2 km, 2 circuitos ,356, ,442 5,185,469 2 cond/fase, Darien, OPGW Total Zona Sur para Generación 39,046,935 6,919,624 45,966,559 Zona Norte Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv Eolica Guanillo, 14 km, 2 circuitos 2,346, ,153 2,935,301 1 cond/fase, Darien OPGW LT 345 kv Pepillo Salcedo Naranjo, 108 km, 2 circuitos ,992,184 8,603,297 58,595,481 3 cond/fase, Darien OPGW Telecom/Teleprotección Naranjo ,856 13, ,343 LT 138 kv Hidroeléctrica Las Placetas, 8 km, 2 circuitos ,151, ,601 2,560,725 2 cond/fase, Darien OPGW Total Zona Norte para Generación 54,639,312 9,615,538 64,254,850 Gran Total para Generación 93,686,247 16,535, ,221, Atribuibles a la Expansión de Distribución Zona Central Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv entrada a SE Restauradores 914, ,536 1,058,376 SE Los Alcarrizos 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Anacaona 138/12.5 kv (GIS) 2,612, ,085 2,847,142 SE Villa Consuelo 138/12.5 kv (GIS) 2,612, ,085 2,847,142 SE Mendoza 138/12.5 kv (GIS) 2,612, ,085 2,847,142 SE Restauradores 138/12.5 kv 1,912, ,132 2,084,710 SE Engombe 138/12.5 kv (GIS) ,612, ,085 2,847,142 SE Arroyo Manzano 138/12.5 kv (GIS) ,612, ,085 2,847,142 SE Evaristo Morales 138/12.5 kv (GIS) ,612, ,085 2,847,142 Total Zona Central para Distribución 20,412,338 1,898,311 22,310,648 Zona Este Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv entrada Cumayasa, 5 km, 2 circuitos 837, ,412 1,048,322 LT 138 kv Uvero Alto Miches 53 km, 1 circuito ,882,733 1,568,046 8,390,779 LT 138 kv Uvero Alto Higuey, 27 km, 1 circuito ,475, ,816 4,274,548 LT 69 kv entrada de Bayahibe, 7 km, 1 circuito 714, , ,252 SE Cumayasa 138/12.5 kv 1,912, ,132 2,084,710 SE Miches 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Uvero Alto 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Bayahibe 69/12.5 kv 93,120 8, ,501 Total Zona Este para Distribución 17,682,046 3,224,485 20,906,

16 Zona Sur Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 69 kv Las Charcas, 2 km, 1 circuito 135,404 28, ,190 LT 69 kv Yaguate, 1 km, 1 circuito ,702 14,393 82,095 LT 138 kv entrada Palenque, 0.5 km, 2 circuito ,445 25, ,045 2 cond/fase, Darien, OPGW LT 69 kv Cabral, 10 km, 1 circuito , , ,952 LT 138 kv Los Cocos Bahía Aguilas Pedernales simple circuito, 55.1 km ,093,068 1,630,176 8,723,244 LT 138 kv Los Cocos Bahía Aguilas Pedernales doble circuito, 11.9 km ,994, ,780 2,495,006 SE San Cristóbal 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Las Charcas 69/12.5 kv 93,120 8, ,501 SE Yaguate 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Palenque 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Cabral 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Los Cocos, Ampliación 1 campo LT 138 kv ,101 90, ,692 SE Las Bahías de las Aguilas 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Pedernales 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 Total Zona Sur para Distribución 18,884,639 3,147,927 21,996,566 Zona Norte Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv entrada Baranquita, 3.1 km, 2 circuitos 833, , ,281 2 cond/fase, Darien, OPGW LT 138 kv entrada San Francisco de Macorís 138/12.5 kv, 6.5 km, 1,089, ,535 1,362,818 2 circuito, LT 138 kv entrada Villa Vázquez, 0.3 km, 2 circuitos 50,275 12,625 62,899 LT 138 kv entrada Estancia Nueva, 4.7 km, 2 circuitos , , ,422 LT 138 kv entrada Loma de Cabrera, 7.5 km, 2 circuitos ,256, ,618 1,572,483 LT 138 kv entrada Guayubin, 4.6 km, 2 circuitos , , ,456 LT 138 kv entrada Cruce de Copey, 0.2 km, 2 circuitos ,516 8,416 41,933 LT 138 kv entrada Las Terrenas, 19 km, 1 circuito ,445, ,130 3,008,015 LT 138 kv Las Terranes - Portillo, 12 km, 1 circuito ,544, ,029 1,899,799 LT 138 kv Portillo Las Galeras, 26.6 km, 1 circuito ,424, ,982 4,211,221 LT 138 kv Las Galeras - Samaná, 14.8 km, 1 circuito ,905, ,869 2,343,085 LT 69 kv entrada Maimón, 0.1 km, 1 circuito ,212 1,749 11,961 LT 69 kv entrada Cenoví, 0.1 km, 1 circuito ,212 1,749 11,961 LT 69 kv Imbert El Estrecho, 14 km, 1 circuito 947, ,505 1,149,333 LT 69 kv El Estrecho - Luperón, 9.5 km, 1 circuito 643, , ,905 LT 69 kv entrada Cruce Taveras, 0.5 km, 1 circuito 33,851 7,192 41,048 LT 69 kv Zona Franca La Canela, 10.6 km, 1 circuito 717, , ,209 LT 69 kv entrada Fantino, 13.8 km, 1 circuito , ,626 1,132,914 LT 69 kv entrada Jarabacoa, 5.2 km, 1 circuito ,051 74, ,895 LT 69 kv entrada Piedra Blanca, 0.8 km, 1 circuito ,162 11,515 65,676 LT 69 kv entrada Sabana del Puerto, 0.5 km, 1 circuito ,851 7,197 41,048 LT 69 kv entrada Cevicos, 25 km, 1 circuito ,692, ,830 2,052,381 LT 69 kv El Estrecho Villa Isabela, 15.6 km, 1 circuito ,056, ,534 1,280,

17 LT 69 kv entrada Maimón (Riu), 3.7 km, 1 circuito ,498 53, ,752 LT 69 kv entrada Arenoso, 10 km, 1 circuito , , ,952 SE Santiago Rodríguez 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Baranquita 138/12.5 kv 1,912, ,132 2,084,710 SE San Francisco 138/12.5 kv 1,912, ,132 2,084,710 SE Villa Vasquez 138/12.5 kv 1,912, ,132 2,084,710 SE Rio San Juan y Cabarete 138/12.5 kv 3,825, ,263 4,169,419 SE Gurabo 138/12.5 kv ,102, ,237 3,381,087 SE Estancia Nueva 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Loma Cabrera 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Guayubin 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Cruce Copey 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Switcheo Las Terrenas 138 kv ,549, ,228 2,969,429 SE Las Terrenas 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Portillo 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Las Galeras 138/12.5 kv ,912, ,132 2,084,710 SE Samaná (Ampliación) 138 kv , , ,804 SE Maimón 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Cenoví 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Luperón 69/12.5 kv 93,120 8, ,501 SE Cruce Taveras 69/12.5 kv 93,120 8, ,501 SE La Canela 69/12.5 kv 93,120 8, ,501 SE Fantino 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Jarabacoa 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Piedra Blanca 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Sabana del Puerto 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Cevicos 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Villa Isabela 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Maimón (Riu) 69/12.5 kv ,120 8, ,501 SE Arenoso 69/12.5 kv ,120 8, ,501 Total Zona Norte para Distribución 54,098,615 8,028,359 62,126,974 Gran Total para Distribución 111,077,638 16,263, ,340, Atribuibles a la Propia Expansión del Sistema de Transmisión Zona Central Descripción (*) Año Directos Indirectos Totales LT 345 kv Semianillo, 42 km, 2 circuitos ,441,405 3,345,726 22,787,132 3 cond/fase, Darien, OPGW LT 138 kv entrada AES a la SE Guerra, 2.7 km, 2 circuitos , , ,245 2 cond/fase, Darien, OPGW LT 138 kv reconducción Guerra - Hainamosa, 4.9 km, 2 circuitos ,676, ,898 2,917,537 2 cond/fase, ACCR Howk 477 T16, OPGW LT 138 kv entrada Hainamosa a la SE Guerra, 3.2 km, 2 circuitos , ,800 1,023,799 2 cond/fase, Flint, OPGW LT 138 kv prolongación Hainamosa Isabela, 5.8 km, 1 circuito ,838, ,023 2,102,061 2 cond/fase, OPGW LT 138 kv prolongación Los Minas Villa Consuelo, 3.4 km, ,077, ,772 1,232,243 1 circuito, 2 cond/fase, Darien, OPGW ST 138 kv prolongación Los Minas Metropolitano, 3.3 km, ,659, ,231 6,178,470 1 sistema subterráneo, OPGW Segundo Circuito Itabo 27 de Febrero, 8.8 km, 1 circuito ,802 12, ,344 LT 138 kv 27 de Febrero hacia Evaristo Morales, 1.0 km, 1 circuito ,903 45, ,424 2 cond/fsae, Darien, OPGW ST 138 kv Punto de transición a Evaristo Morales, 4.4 km, ,545, ,309 8,237,960 1 sistema subterráneo, OPGW ST 138 kv Evaristo Morales Embajador, 2.1 km, 1 sistema ,601, ,420 3,931,754 subterráneo, OPGW LT 138 kv Julio Sauri Engombe, 7.3 km, 1 circuito ,313, ,305 2,645,697 2 cond/fase, Darien, OPGW LT 138 kv Engombe Los Prados, 7.0 km, 1 circuito ,218, ,192 2,714,513 2 cond/fase, Darien, OPGW SE 345/138 kv Guerra ,570,332 3,567,415 31,137,747 Total Zona Central para Transmisión 76,448,528 10,303,396 86,751,

18 Zona Este Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv El Seybo Hato Mayor, 23 km, 1 circuito 2,960, ,473 3,641,281 LT 138 kv Hato Mayor CEMEX, 37 km, 1 circuito 4,763,040 1,094,674 5,857,714 LT 69 kv SE Higuey 138/69 kv Higuey 69/12.5 kv, 4.2 km, ,891 73, ,351 1 circuito, LT 138 kv Prolongación SPM / AES - Guerra, 18.1 km, 2 circuitos ,330, ,502 2,865,530 2 cond/fase, Darien, OPGW LT 138 kv Guerra - Bayaguana, 25 km, 1 circuito ,218, ,644 3,957,915 LT 138 kv Bayaguana Monte Plata, 17 km, 1 circuito ,188, ,958 2,691,382 SE Higuey 138/69 kv ,961,943 1,130,731 6,092,674 SE Itabo Mayor 138/69 kv ,584, ,593 5,092,959 SE El Seybo Ampliación ,461 70, ,522 SE CEMEX Telecom/Teleprotección ,079 12, ,416 Total Zona Este para Transmisión 26,351,310 5,348,434 31,699,744 Zona Sur Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv Pizarrete 15 de Azua, 77 km, 2 circuitos, OPGW 16,335,905 3,549,243 19,885,136 1 circuito habilitado, 2 cond/fase, Darien LT 138 kv 15 de Azua SJM, 57 km, 2 circuitos 9,552,173 2,398,696 11,950,868 LT 69 kv Cruce Cabral 138 kv Cruce Cabral 69 kv, 0.4 km 40,847 6,996 47,843 SE San Juan de la Maguana 138/69 kv ,472, ,500 3,923,770 SE 15 de Azua (ampliación) 138 kv ,540, ,807 5,356,329 SE Cruce Cabral 138 kv ,435, ,802 7,232,160 SE Valdesia reemplazo 2 campo 138 kv ,907 79, ,638 Capacitores 10 MVAr en SE Ocoa ,100 17, ,337 Total Zona Sur para Transmisión 41,420,080 8,116,001 49,536,081 Zona Norte Descripción Año Directos Indirectos Totales LT 138 kv Santiago Norte Gurabo, 13.6 km, 2 circuitos, ,343, ,149 4,012,021 2 cond/fase, Darien, OPGW 0 LT 138 kv Gurabo - Canabacoa, 12 km, 2 circuitos, ,950, ,543 3,540,018 2 cond/fase, Darien, OPGW 0 LT 138 kv Nagua Rio San Juan, 58 km, 2 circuitos, OPGW 8,811,579 2,359,042 11,170,621 1 circuito habilitado, 1 cond/fase, Darien 0 LT 138 kv Rio San Juan Gaspar Hernández, 26 km, 2 circuitos, 3,950,018 1,057,502 5,007,520 OPGW, 1 circuito habilitado, 1 cond/fase, Darien 0 LT 138 kv Gaspar Hernández Cabarete, 26 km, 2 circuitos, 3,950,018 1,057,502 5,007,520 OPGW, 1 circuito habilitado, 1 cond/fase, Darien LT 138 kv Cabarete PPL II, 55.5 km, 2 circuitos 8,431,770 2,257,359 10,689,129 1 circuito habilitado, 1 cond/fase, Darien OPGW 0 LT 69 kv La Vega La Vega 2 x 6 km, 1 circuito ,225, ,886 1,435,290 0 LT 138 kv Bonao II Pimentel, 25 km, 1 circuito ,189,549 1,052,059 5,241,609 1 cond/fase, Darien OPGW LT 138 kv La Vega Derivación Salcedo, 14 km, 2 circuitos ,346, ,153 2,935,301 0 LT 138 kv Segundo Circuito Canabacoa SFM, 57 km 2,780,407 80,327 2,860,734 1 circuito, 1 cond/fase, OPGW 0 Ampliación campos LT Pimentel, Bonao ,292, ,318 1,408,741 SE 345/138 kv Bonao III 19,224,378 1,876,114 21,091,492 SE Santiago Norte 138 kv ,117, ,756 4,776,531 SE Puerto Plata II Ampliación 1 campo LT 138 kv 817,101 90, ,692 SE Nagua Ampliación 1 campo LT 138 kv 817, , ,804 SE La Vega 138/69 kv, 140 MVA ,128,160 1,218,110 8,346,271 SE San Francisco de Macoris, Capacitores 40 MVAr 370,186 33, ,503 SE Derivación Las Terrenas, cap. 10 MVAr ,186 8, ,013 Total Zona Norte para Transmisión 75,955,550 14,028,259 89,983,809 Gran Total para Transmisión 220,175,468 37,796, ,971,

19 7. Orden de Prioridad de las Obras A continuación se describe según orden de prioridad las obras requeridas en transmisión para cumplir los criterios de calidad reglamentados y garantizar el funcionamiento del sistema de transmisión sin restricciones algunas. La primera prioridad se refiere a obras que conectan las nuevas centrales de generación al SENI mediante la construcción de 179 km de líneas 345 kv y 48.2 km de 138 kv con una inversión total estimada en 110,221,408. La misma prioridad tiene la ampliación del sistema de 345 kv compuesto por el semi-anillo 345 kv con la subestación 345/138 kv Guerra ubicada al nor-oeste de Santo Domingo con 42 km de línea 345 kv y la subestación 345/138 kv Bonao III ubicada en la zona Norte con una inversión total estimada en 75,016,371. Para asegurar una operación del sistema sin ninguna generación forzada en caso donde la oferta de generación se aleja de la demanda y por eso no serían despachadas algunas centrales térmicas en función del orden de mérito, se requiere en la zona Norte las líneas 138 kv Bonao Pimentel y el segundo circuito 138 kv Canabacoa San Francisco de Macorís con enlace a la subestación 138/69 kv La Vega con una inversión total estimada en 22,631,448. Para asegurar un despacho completo de la generación ubicada en la zona Este con los ciclo combinados de generación en San Pedro de Macorís operadas con gas natural, se requiere la prolongación de la LT 138 kv San Pedro II SE AES Interconexión a la SE Guerra conjuntamente con las entradas de las líneas 138 kv a esta subestación y reconducción de la LT 138 kv Guerra Hainamosa con conductores de alta temperatura con una inversión total estimada de 7,671,110. Para asegurar que la potencia desde la zona Este vía Hainamosa y Los Minas puede abastecer las cargas en la zona Metropolitana se requiere cruzar el rio Ozama con un doble circuito 138 kv y adaptar algunos circuitos en esta zona con una inversión total de 9,512,773. Para asegurar que la potencia desde la subestación Julio Sauri e Itabo pueden abastecer las cargas en la zona Metropolitano se requiere instalaciones 138 kv aéreas y subterráneas con una inversión de 18,508,692. Para asegurar el cumplimiento de la contingencia única (n-1) y mejorar el nivel de voltaje se requiere el cierre de los anillos 138 kv en la zona Este (CEMEX-Hato Mayor-El Seybo) y (Guerra-Bayaguana- Monte Plata) con una inversión total estimada de 22,239,189 y en la zona Norte el cierre del anillo atlántico (Puerto Plata-Cabarete-Río San Juan-Nagua) con una inversión de 37,873,705. En este contexto se requiere también el cambio de dos campos de línea 138 kv en Valdesia estimado en 965,638. Cabe mencionar que las obras de las expansión del sistema de transmisión 138 kv en la zona Sur estimado en 48,396,106 se encuentra actualmente en fase de licitación y cuenta con una financiamiento parcial del BEI. Paralelamente a la realización de las obras que pertenecen a la expansión del propio sistema de transmisión, se requiere invertir según el cronograma de inversión mostrado en la página 2 del presente informe el 89% correspondiente a 113,333,240 de los costos totales estimados para la conexión de las subestaciones al SENI proyectadas y priorizados por las empresas de distribución desde ahora hasta finales del año

20 RELACION DE ANEXOS 1. Mapas del País 2. Esquemas 345 kv del País 3. Mapa Zona Central 4. Esquema Zona Central 5. Mapa Zona Este 6. Esquema Zona Este 7. Mapa Zona Sur 8. Esquema Zona Sur 9. Mapa Zona Norte 10. Esquema Zona Norte 11. Mapa Santiago

21 Monte Luperón Cristi Parque Eolico Guanuma Maimon Riu EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION Cruce Copey Monte Cristi Villa Isabela El Estre cho Imbert ZF PP II Cabarete Villa Vasquez Pepillo Salcedo Guayubin Rio San Juan Mao Navarrete Stgo. Norte Gurabo Dajabon La Canela Stgo. Rodriguez Santiago Canabacoa Estancia Nueva Loma de Cabrera Monción Naranjo Salcedo Nagua Las Placetas Taveras C. Taveras Moca SFM Norte SFM 138/ Las Terrenas Portillo Las Galeras La Vega 138/ Pimentel Derivacion L Terrenas Sanchez Samana Jarabacoa Arenoso Jimenoa Fantino S. del Puerto Sabana de la Mar Bonao Maimon Mina Barrick Cevicos Miches Bonao Bonao 345/ SJM 138/ Palomino Piedra Blanca 230/ Yamasa Monte Plata El Seybo Uvero Alto Mte. Plata Bayaguana Hato Mayor 138/ CEPM Bavaro Cemex 15 de Azua CSJ II Las Charcas Jiguey Julio Sauri Palamara Dajao La Victoria Hainamosa Guerra 345/ Mata de Palma SE AES La Luisa Quisqueya SPM II El Soco Higuey 138- Higuey Higuey Los Negros Monte Rio Hatillo Valdesia Pizarrete Aguacate S.Cristobal Norte Palenque AES Boca Chica Juan Dolio Los Origenes SPM I Sultana Cumayasa La Romana CEPM La Romana Bayahibe Palenque Cabral C. Cabral 138/ Barahona Matafongo Santana Yaguate Domicem Perdanales 138/12.5kV B de las Aguilas 138/12.5kV Los Cocos LT existentes LT proyectadas LT opcional LT 345kV existentes LT 345V proyectadas LT 220 y EGEHAINA/BARRICK/CEPM SE existentes SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED Nuevas plantas térmicas Nuevas plantas renovables SE proyectadas ETED opcional SE proyectadas EDE futuro SE EGEHAINA/BARRICK/CEPM

22 540MW MW 2016 Pepillo Salcedo El Naranjo 74 km Barrick 345kV Zona Norte 108 km 345kV 230kV Falcondo Bonao II 31 km 112 km 134 km Bonao III 230kV Quisqueya 85 km 60 km 57 km 56 km Palamara 345kV Guerra Julio Sauri Zona Central 215MW 78 km Hainamosa Zona Este 345kV San Pedro Area Coastal Zona Sur Hatillo Palenque 340MW MW MW 2018 Expansión Generación SENI 230/345 kv

23 Guerra Palamara Villa Mella Restauradores Hainamosa Julio Sauri Alcarrizos Mendoza Arroyo Hondo Arroyo Manzana Capotillo Los Minas Villa Consuelo Timbeque Paraiso Metropolitano Villa Duarte El Brisal Engombe Los Prados CNPE Evaristo Morales Embajador UASD Herrera Anacaona Matadero ZONA CENTRAL VARIANTE 01-d Haina LT existentes LT proyectadas Reconducción SE existentes Itabo II SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED Itabo SISTEMA DE TRANSMISION ZONA CENTRAL

24 Sistema de Transmisión 138 kv Zona Central Zona Central, Variante 01-d V. Mella 12.7 km 450 ACAR 15.3 km Restauradores Dajao km A SE Bonao 69 kv 16.4 km 450 ACAR 7.6 km Hainamosa Guerra 138 kv Palamara 10.8 km Arroyo Manzana km Isabela Futuro 138 kv 15.1 km 138 kv Juan Dolio Boca Chica A Valdesia / Pizarrete Sauri 345 kv 138 kv A Pizarrete 138 kv 10.1 km 16.9 km 138 kv 14.4 km 2.5 km Itabo (gas) 6.3 km 2.5 km 2.5 km 1.9 km 6.3 km 1.9 km Itabo 11.2 km Alcarrizos km Itabo II 2.5 km 450 ACAR 17.4 km 7.3 km Haina Herrera 27 Febrero 12.5 km 14 km Engombe km 6.2 km 7km A. Hondo 2013 (LT aéreo y/o subterráneo) 9.14 km 5.4 km Anacaona Km 10-1/2 (futuro) Los Prados 8.1 km 2.2 km 2.3 km Paraíso Matadero 140 MVA 69 kv Embajador Evaristo Morales km La 40 (futuro) 3.70 km UASD 6.4 km V. Consuelo Metropolitano 90 MVA 69 kv CNPE 3.40 km 138 kv 2.90 km Capotillo (futuro) 5.9 km 3.2 km Timbeque 69 kv Los Minas Existente Segundo circuito Proyectado Reconducción 3.0 km 3.4 km 138 kv 3.1 km, 477 ACSR 7.0 km 3.3 km 3.7 km 11.7 km km, 450 ACAR 9.4 km. Villa Duarte Mendoza El Brisal ETED / decon

25 SISTEMA DE TRANSMISION ZONA ESTE Sabana de la Mar Miches Yamasa Monte Plata Monte Plata Bayaguana Hato Mayor 138/ El Seybo Uvero Alto CEPM Bavaro Dajao La Victoria Guerra 345/ Mata de Palma Quisqueya Cemex El Soco Higuey 138- Higuey Higuey Hainamosa ZONA ESTE VARIANTE 01 LT existentes LT proyectadas LT opcional LT 345kV existentes LT 345V proyectadas LT 220 y EGEHAINA/BARRICK/CEPM LT SE AES AES Boca Chica La Luisa Juan Dolio SPM II Los Origenes SPM I Sultana Cumayasa La Romana CEPM La Romana Bayahibe SE existentes SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED Nuevas plantas térmicas Nuevas plantas renovables SE proyectadas EDE futuro SE EGEHAINA/BARRICK/CEPM

26 Sistema de Transmisión 138 kv Zona Este Zona Este, Variante 01 La Victoria MW S. Perdida Villa Mella Restauradores 28.4 km Dajao 2012 Hainamosa 138 kv 26.6 km Yamasa 7.5 km Semi - anillo Guerra km 30-50MW 2013 Monte Plata 345kV 18 km 25 km 17 km Bayaguana 2017 San Pedro - Futuro 26 km La Luisa 2013 AES-Int 25.2 km 56 km 37 km 1.7 km Sabana de la Mar 38 km Hato Mayor Cemex CESPM 3x100MW 37 km 23 km Miches 2015 El Seybo 53 km 40 km 27.2 km 2.5 km Uvero Alto 2015 Higuey 138/ Higuey 138/12.5kV Higuey San Pedro II Arroyo Hondo 3.3 km 53.8 km 12.5 km 32.8 km 32.5 km 3.1 km Villa Consuelo Mendoza 6.7 km 6.1 km 25MW 31 km 34.7 km Los Minas Metropolitano 3.7 km Juan Dolio 3 km Los Origenes 2012 Timbeque 3.1 km, 477 ACSR 11.7 km km, 450 ACAR El Brisal AES-Andres 319MW Boca Chica 100MW Boca Chica Sultana 102MW 30MW San Pedro Vapor San Pedro I 35 km 40 km 5 km 5 km Cumayasa 15 km La Romana 15 km 7 km Bayahibe 138 kv ETED / decon Villa Duarte 9.4 km. Ampliación ETED Ampliación Edeste/ETED Nueva generación Existente Futuro Proyectado Reconducción Proyectado 345 kv

27 SJM 138/ Palomino Palamara Jiguey Julio Sauri 15 de Azua CSJ II Las Charcas Aguacate Los Negros Hatillo Valdesia S.Cristob al Norte Monte Rio Palenque Pizarrete Palenque Cabral C. Cabral 138/ Barahona Matafongo Santana Domicem Yaguate Perdanales 138/12.5kV ZONA SUR TODAS LAS VARIANTES B de las Aguilas 138/12.5kV Los Cocos LT existentes LT proyectadas LT 345V proyectadas SISTEMA DE TRANSMISION ZONA SUR SE existentes SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED Nuevas plantas térmicas Nuevas plantas renovables SE EGEHAINA/BARRICK/CEPM

28 Sistema de Transmisión 138/345 kv Zona Sur Zona Sur, Variante 01 San Juan 70MVA 13.3 km 8 km Jiguey Aguacate 98MVA 52MVA Palamara 29 km 54MVA 19 km Palomino 87.5 MW 477 ACRS Valdesia 45 km 450ACAR 10 km 57 km 16.4 km ~ 26 km 54 km 37.2 km 2 Campos LT San Cristobal Norte 2013 Duverge Cruce Cabral 15 de Azua con ampliación 78 km Alcarrizos Paraiso 70MVA Pizarrete 345kV Julio Sauri 450 ACAR 70 km 53.2 km 35 km 35 km 5 km 34 km 55.8 km 6 km 450 ACAR 14.3 km 77 km Matafongo 5 km 7.6 km 8.1 km 7.6 km 34 km 16.9 km Monte Rio 34.5MW Domicem km Palenque 2017 Barahona 0.5 km 0.5 km 100MW Itabo Los Cocos 53.6MW 345MW Palenque 2016/ MW ETED / decon Ampliación ETED Ampliación Edesur/UNR Nueva generación 340MW Hatillo MW 160MW Existente Segundos circuitos proyectados Proyectado

29 SISTEMA DE TRANSMISION ZONA NORTE ZONA NORTE VARIANTE 03, 04 y 05 LT existentes Pepillo Salcedo Cruce Copey Monte Cristi Villa Vasquez Monte Cristi Guayubin Parque Eolico Guanuma Villa Isabela Luperón El Estrecho Maimon Riu Imbert ZF PP II Cabarete Rio San Juan LT proyectadas LT opcional LT 345kV existentes LT 345V proyectadas LT 220 y EGEHAINA/BARRICK/CEPM LT SE existentes SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED Nuevas plantas térmicas Nuevas plantas renovables SE proyectadas ETED opcional Dajabon Loma de Cabrera Stgo. Rodriguez Mao Monción Navarrete La Canela Santiago Naranjo Las Placetas Stgo. Norte Taveras Gurabo Canabacoa C. Taveras Moca Estancia Nueva Salcedo SFM Norte SFM 138/ Nagua SE EGEHAINA/BARRICK/CEPM Las Terrenas Portillo Las Galeras La Vega 138/ Pimentel Derivacion L Terrenas Sanchez Samana Jarabacoa Arenoso Jimenoa Fantino S. del Puerto Bonao Bonao Bonao 345/ Piedra Blanca 230/ Maimon Mina Barrick Cevicos Santiago De Los Caballeros

30 Pepillo Salcedo 2016 Sistema de Transmisión 138/230/345 kv Zona Norte Zona Norte, Variante 06 34MW 540MW 260MW S. Felipe PPL y CEPP C. de Copey 2016 Dajabon Monte Cristi 20.6 km 18.6 km 6.8 km 7.6 km L. de Cabrera km 38.6 km V. Vasquez S. Rodriguez 2013 Guayubin km 11 km 18.4 km 11.2 km 13.5 km Moncion 4.7 km 14 km 9.4 km 23 km Mao 345kV Naranjo Guanillo 26 km 3 km Navarrete 12.4 km 13.5 km 8.9 km 4.8 km 10.5 km Barranquita 37.9 km Stgo Norte Zona Franca 5.7 km 11.4 km Gallera 25.6 km Nibaje 16 km PPLII Canabacoa 11.1 km 55.5 km 13.6 km 12 km 9.8 km Gurabo km Cabarete futuro 16 km 50.5 km Estancia Nueva 2015 Rio San Juan 14.3 km 58 km Moca Nagua 13.8 km 18.7 km 25.1 km 8.2 km Derivación Las Terrenas Salcedo 16.8 km Las Terrenas km Sanchez SFM 138/12.5kV 12.1 km 11.8 km 33.5 km Portillo km 25 km 14.6 km Las Galeras 2017 Samana Pimentel 12.2 km San Fco. Macoris 7.6 km 15.9 km 73.8 km Las Placetas 2016 Taveras 5.5 km L. Angostura 37 km 30 km La Vega 32.3 km 35.2 km Pinalito 23.1 km 19 km Falcondo 345kV 345kV 230kV Barrick 31 km 230kV 230kV 2x215MW Rio Blanco Bonao II Bonao III Quisqueya Ampliación ETED Ampliación Edenorte/ETED Palamara Julio Sauri/Guerra Existente Futuro Proyectado Zona Este ETED / decon Nueva generación LT 345kV Proyectado

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