Introducción Datos de Entrada: Obras en Marcha y Pre-definidas: Obras Plan de Expansión ETED CONTENIDO

Transcripción

1 22 de Mayo

2 CONTENIDO Introducción Datos de Entrada: Demanda Actual Oferta, Proyecciones Históricas y Pronosticada. Demanda No Restringida. Generación Actual 2013, Generación Efectiva Balance Demanda Generación Nuevas Centrales de Generación Balance Demanda Generación Obras en Marcha y Pre-definidas: Obras en Marcha. Obras en Fase de Licitación y por Licitar Corto Plazo. Otras Obras Pre-definidas. Obras de Distribución (EDESUR, EDENORTE, EDEESTE). Obras Plan de Expansión ETED 2

3 INTRODUCCION La presente revisión del plan de expansión de transmisión para el período es una actualización y ampliación del plan de expansión de transmisión 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. 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: o Obras de transmisión asociadas a la conexión de nuevas centrales de generación al SENI. o Obras de transmisión asociadas a la conexión de nuevas subestaciones 138/12.5 kv y 69/12.5kV, proyectadas por la empresas de distribución. o Obras asociadas a la expansión del propio sistema de transmisión. 3

4 INTRODUCCION Para determinar las capacidades efectivas disponibles de las diferentes centrales aplicaron los criterios siguientes: Se considera una disponibilidad de 87% en el parque de generación térmica. 60% para las hidroeléctricas. 30% para las eólicas. Se desplazan del mercado las plantas térmicas existentes cuyos costos variables de despacho es superior a 250 US$/MWh según listas de mérito del OC. 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 proyectadas fueron proporcionadas por la CDEEE - ETED. 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. 4

5 DEMANDA Año Potencia Abastecida MW A B ,670 C ,746 D Aumento de Potencia Abastecida por Década Período Aumento Potencia MW Aumento Porcentual %/año , %/año %/año Publicado por: Crecimiento % / año Promedio % / año Año (+4% / año) 2012 MW 1, ,430 (+4% / año) 2,628 ETED 3.72 OC 3.76 Decon 4.85 Mercado 4.87 ETEE 5.91 CNE

6 6

7 2,567 Deficit MW 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 Demanda Gran total Total no Demanda restringida sin Restricciones al ,664.0 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 los valores absolutos proyectados por las distribuidoras y ampliados por la eliminación de restricciones resulta un crecimiento promedio anual de 4.61% en el periodo para la demanda no restringida del sistema completo. 7

8 2,567 Deficit MW 8

9 DEMANDA NO RESTRINGIDA POR ZONAS Y TOTAL Zona Zona Zona Zona Total Año Central Norte Sur Este Zonas MW MW MW MW MW , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,819.5 Zona Central MW Zona Norte MW Zona Sur MW Zona Este MW 9

10 10

11 GENERACION En 2012 se añadieron MW al sistema con lo cual la capacidad instalada aumentará a 3,315.9 MW. Zona Central: Estrella del Mar 2, 108 MW; San Lorenzo 1 x 34.5 MW; Zona Sur: Los Cocos 1 + 2, MW; Palomino 1+2, 87 MW; Zona Este: Los Orígenes, 25 MW; Capacidad instalada en 2012 Zona Térmicas Hidráulica Eólicas Solar Total MW s MW MW MW MW Central 1, ,153.7 Norte Sur Este Total 2, ,315.9 En 2013 se espera que entran en servicio MW aumentando la capacidad instalada a 3,454.3 MW. Zona Central: Parque Solar Monte Plata, 30 MW; Zona Norte: Hatillo 2, 8.4 MW; Zona Este: Boca Chica, 100 MW Capacidad instalada en 2013 Zona Térmica Hidráulica Eólicas Solar Total s MW s MW MW MW MW Central 1, ,183.7 Norte Sur Este Total 2, ,

12 Zona CAPACIDAD EFECTIVA EN 2013 Térmicas MW Hidráulicas MW Eólicas MW Solar MW Total MW Central 1, ,183.7 Norte Sur Este Total 2, ,454.3 Potencia Distribución con sus UNR's proyectada BALANCE DEMANDA-GENERACION 2013 Otros UNR's Falcondo Metaldom Pérdidas Transmisión 1.77% Pérdidas Transf. gen. 0.29% Generación total requerido Generación efectiva Superavit (*) y/o Déficit Instalada 2, , , Efectiva 1 2, , ,763.7 (91.2) Efectiva 2 2, , ,262.2 (592.7) (*) Sin reserva 12

13 Proyecto NUEVAS CENTRALES 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 2014 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 2014 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 2014 San Pedro Sub-total Este 215 Gran Total 1,

14 BALANCE DEMANDA - GENERACION Año Demanda sin Restricciones Demanda + Perdidas Generación Efectiva 2 Superávit/ Déficit (*) Total 2% Total Total MW MW MW , , ,170.2 (548.7) , , ,262.2 (592.7) , , ,469.8 (494.0) , , ,469.8 (709.7) , , , , , , , , , , , , , , ,889.2 (9.0) (*) Sin Reserva 14

15 BALANCE DEMANDA - GENERACION

16 OBRAS EN MARCHA Y PREDEFINIDAS SISTEMA DE TRANSMISION - Obras en Marcha, Contratadas y en Fase de Licitación Obras en Marcha Zona Central a) Línea 138 kv Julio Sauri-Paraíso, 24.7 km Un circuito, dos conductores/fase, postes/torres de acero Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre b) SE Arroyo Hondo 138/69 kv, GIS, 3 campos LT 138 kv, Un autotransformador 138/69 kv, 140 MVA para A. Hondo Un autotransformador 138/69 kv, 200 MVA para Palamara. Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre c) SE Herrera Nueva, Autotransformador 138/69 kv Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre Zona Este a) SE Dajao, Autotransformador 138/69 kv, 70 MVA Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre Zona Sur a) Línea 138 kv, Julio Sauri-Pizarrete, 39 km Dos circuitos, dos conductores/fase, torres metal. Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre Zona Norte a) Línea 138 kv San Felipe SE Puerto Plata II, 1.5 km Dos circuitos, un conductor por fase, postes/torres de acero. Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre b) SE 69 kv Playa Dorada, ampliación un campo LT 69 kv, Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre b) Línea 69 kv, Cruce Cabral-Duvergé, 52 km Un circuito, un conductor/fase, postes de madera. Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre c) Línea 69 kv, Goya Yaguate, 13 km,un circuito, un conductor por fase, postes de madera. Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre

17 Obras en Fase de Licitación Zona Central a) 138/69 kv, 150 MVA En fase de evaluación de ofertas Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre Zona Este a) Autotransformador 138/69 kv, 130 MVA En fase de evaluación de ofertas Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre Zona Sur a) SE 138/12.5 kv San Cristóbal Norte Elaboración Documentos de Licitación: 3e.r trimestre Fase de licitación, evaluación y contratación: 4to. trimestre Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre 2013 Obras a Licitar a Corto Plazo Zona Sur a) Ampliación sistema de transmisión 138 kv zona Sur (financ. BEI) Línea 138 kv Cruce San Juan II San Juan, 57 kv Dos circuitos, un conductor por fase, torres de acero. Línea 138 kv Cruce San Juan II Pizarrete, 77 kv Dos circuitos, un circuito habilitado, dos conductores por fase, torres de acero. SE 138 kv Ampl. 15 de Azua, seis campos LT 138 kv. SE 138/69 kv San Juan, dos campos LT 138 kv, campos LT 69 kv existente, un transformador 138/69 kv, 70 MVA. SE 138/69 kv Cruce Cabral, cinco campos LT 138 kv, dos campos LT 69 kv, un transformador 138/69 kv, 70 MVA. Elaboración documentos de licitaciones SE y LT: 2do. trimestre Fase de licitaciones, evaluación ofertas y contratación: 3er. trimestre 2013 Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre

18 Zona Este a) Cierre del anillo 138 kv El Seybo-Hato Mayor- Cemex Línea 138 kv El Seybo-Hato Mayor-Cemex, 59 km Un circuito, un conductor por fase, torres de acero Ampliación SE El Seybo por un campo LT 138 kv Construcción SE Hato Mayor, dos campos LT 138 kv, dos campos LT 69 kv, un transformador 138/69 kv, 70 MVA SE Cemex, ampliación de telecomunicación/teleprotección. Elaboración documentos de licitación SE y LT: 2do. trimestre Fase de licitaciones, evaluación ofertas y contratación: 4to. trimestre Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre Zona Norte a) Ampliación sistema de transmisión Costa Atlántica Línea 138 kv Nagua Río San Juan, 58 km Dos circuitos, uno habilitado, un conductor por fase, torres de acero SE 138/12.5 kv Río San Juan, 20 MVA (solo parte 138 kv) Dos campos de línea 138 kv Elaboración documentos de licitación SE y LT: 1er. trimestre Fase de licitaciones, evaluación ofertas y contratación: 2do. trimestre Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre Otras Obras Pre-definidas Ampliación Sistema 345 kv SE Guerra 345/138 kv, 2 x 450 MVA. LT 345 kv Guerra Pedro Brand 42 km. SE Bonao III 345/138 kv, 1 x 450 MVA. 18

19 Edenorte Subestación 138/12.5 kv Subestación 69/12.5 kv Santiago Rodríguez 2013 Maimón 2013 Barranquito 2014 Cenovi 2013 San Francisco de Macorís 2014 Luperon 2014 Villa Vásquez 2014 Cruce Taveras 2014 Río San Juan 2014 La Canela 2014 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 Cevicos 2016 Las Terrenas 2017 Villa Isabela 2017 Portillo 2017 Maimón (Riu) 2017 Las Galeras 2017 Arenoso 2017 Subestaciones Zona Sur OBRAS EN DISTRIBUCION Edesur Subestación Zona Central San Cristóbal Norte 138/12.5 kv 2013 Los Alcarrizos 138/12.5 kv 2014 Las Charcas 69/12.5 kv 2014 Anacaona 138/12.5 kv 2014 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 2014 Villa Consuelo 138/12.5 kv 2014 Miches 138/12.5 kv 2014 Mendoza 138/12.5 kv 2014 Uvero Alto 138/12.5 kv 2014 Los Restauradores 138/12.5 kv 2014 Bayahibe 69/12.5 kv

20 OBRAS PLAN DE EXPANSION 345/138kV 20

21 OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA CENTRAL 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 138kV existentes LT 138kV proyectadas Reconducción SE existentes Itabo II SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED Itabo SISTEMA DE TRANSMISION 138kV ZONA CENTRAL

22 OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA CENTRAL 22

23 OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA CENTRAL 23

24 24

25 OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA ESTE 25

26 26

27 SJM 138/69kV Palomino Palamara Jiguey Julio Sauri 15 de Azua CSJ II 138kV Las Charcas 69/12.5kV Aguacate Solar Los Negros Hatillo Valdesia S.Cristob al Norte Monte Rio Palenque Pizarrete Palenque Cabral 69/12.5kV C. Cabral 138/69kV Barahona Matafongo Solar Santana Domicem Yaguate 69/12.5kV Perdanales 138/12.5kV ZONA SUR TODAS LAS VARIANTES B de las Aguilas 138/12.5kV Los Cocos LT 138kV existentes LT 138kV 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 27

28 Sistema de Transmisión 138/345 kv Zona Sur Zona Sur, Variante 01 Rev. 1 San Juan kV 70MVA 138kV 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 138kV San Cristobal Norte 2013 Duverge Cruce Cabral de Azua con ampliación kV 69kV 78 km Alcarrizos Paraiso 70MVA Pizarrete 345kV Julio Sauri 138kV 450 ACAR 70 km 53.2 km 14.3 km 35 km 35 km 5 km 34 km 77 km 5 km 34 km B Las Aguilas Pedernales 43.8 km 39.7 km 55.8 km 85MW Los Cocos 69kV 6 km 450 ACAR 53.6MW Solar Los Negros Barahona 100MW Ampliación ETED Ampliación Edesur/UNR Monte Rio 34.5MW 345MW Hatillo 2016 Matafongo 2014 Solar Santana 2014 Domicem km 0.5 km 8.1 km 8.1 km 7.6 km 0.5 km 160MW 160MW Palenque 2017 Palenque 2016/2018 Existente 16.9 km Itabo ETED / decon Nueva generación 340MW 28

29 OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA NORTE 29

30 Puerto Plata - Navarrete SE Santiago Norte SE Gurabo SE Zona Franca SE Gallera SE Nibaje SE Barranquita SE Canabacoa SE 345/138kV Naranjo Moca La Vega - SFM Existente Proyectado Las Placetas Santiago De Los Caballeros Bonao 30

31 Pepillo Salcedo MW 260MW Solar Monte Cristi Sistema de Transmisión 138/230/345 kv Zona Norte Zona Norte, Variante 06 34MW 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 2014 S. Rodriguez km 11 km Guayubin km 11.2 km 13.5 km Moncion 4.7 km 14 km 9.4 km 23 km 345kV Naranjo Guanillo km Mao Solar Santiago kV 3 km Navarrete 12.4 km 13.5 km 8.9 km Barranquita km 4.8 km 10.5 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 kV 31.8 km Cabarete futuro 16 km 50.5 km Estancia Nueva 2015 Rio San Juan km 58 km Moca Nagua 13.8 km 25.1 km 18.7 km Salcedo 16.8 km Las Terrenas km Derivación Las Terrenas 40 km Sanchez SFM 138/12.5kV km 11.8 km 33.5 km Portillo km 25 km 69kV 14.6 km Las Galeras 2017 Samana Pimentel 12.2 km 69kV 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 69kV La Vega 32.3 km 35.2 km Pinalito 23.1 km 69kV 19 km 138kV Falcondo 138kV 345kV 345kV 230kV Barrick 31 km 230kV 230kV 2x215MW Rio Blanco Bonao II Bonao III 2014 Quisqueya 2014 Ampliación ETED Ampliación Edenorte/ETED Palamara Julio Sauri/Guerra Existente Futuro Proyectado Zona Este ETED / decon Nueva generación LT 345kV Proyectado 31

32 RESUMEN DE LONGITUDES DE LÍNEAS Y CAPACIDADES DE TRANSFORMACIÓN 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). 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

33 PRECIOS REFERENCIALES LÍNEAS AÉREAS Precios Unitarios Tipo Cable Viento Suministro Montaje Acceso Costo Planificación Costos Derecho Costo Costo Lineas Aereas Con- guarda Total Ing & Administrat. de Paso Total Total Postes y Torres ductor Directo Supervision Indirecto Obra kv de fase km/h USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km POSTES TUBULARES 138 kv, 1 circuito, 1 cond./fase Darien OPGW ,350 56,773 3, ,122 17,789 5,082 17,000 39, , kv, 1 circuito, 2 cond./fase Darien OPGW ,937 70,966 3, ,903 22,183 6,338 17,000 45, , kv, 2 circuitos, 2 cond./fase Darien OPGW , ,094 3, ,940 36,466 10,419 24,000 70, , kv, 2 circuitos, 2 cond./fase(*) Darien OPGW , ,872 3, ,608 31,753 9,072 24,000 64, ,432 TORRES 345 kv, 2 circuitos, 3 cond./fase Darien OPGW , ,967 33, ,891 32,402 9,258 38,000 79, , kv, 1 circuitos, 1 cond./fase Darien OPGW ,949 35,319 11, ,268 9,819 2,805 18,000 30, , kv, 1 circuitos, 2 cond./fase Darien OPGW ,143 44,039 11, ,182 12,053 3,444 18,000 33, , kv, 2 circuitos, 1 cond./fase Darien OPGW ,952 46,975 11, ,927 12,805 3,659 27,000 43, , kv, 2 circuitos, 1 cond./fase (*) Darien OPGW ,457 42,277 11, ,734 11,601 3,315 27,000 41, , kv, 2 circuitos, 2 cond./fase Darien OPGW ,429 70,462 11, ,891 18,822 5,378 27,000 51, , kv, 2 circuitos, 2 cond./fase(*) Darien OPGW ,194 54,960 11, ,155 14,851 4,243 27,000 46, , kv, 1 circuitos, 1 cond./fase Darien OPGW ,412 35,319 11, ,731 9,011 2,575 18,000 29, , kv, 1 circuitos, 2 cond./fase Darien OPGW ,757 44,039 11, ,796 11,046 3,156 18,000 32, , kv, 2 circuitos, 1 cond./fase Darien OPGW ,607 46,975 11, ,582 11,731 3,352 27,000 42, , kv, 2 circuitos, 1 cond./fase (*) Darien OPGW ,647 42,277 11, ,924 10,635 3,038 27,000 40, , kv, 2 circuitos, 2 cond./fase Darien OPGW ,411 70,462 11, ,873 17,211 4,917 27,000 49, , kv, 2 circuitos, 2 cond./fase(*) Darien OPGW ,241 54,960 11, ,201 13,594 3,884 27,000 44, ,679 POSTES 69 kv, 1 circuito, 1 cond./fase Darien Postes Madera 52,617 13,585 1,500 67,702 4,739 1,354 8,300 14,393 82, kv, 1 circuito, 1 cond./fase Darien Postes Concreto 86,379 14,238 1, ,117 7,148 2,042 8,300 17, ,607 33

34 DETERMINACIÓN DE COSTOS DE INSTALACIONES SUB-TERRANEAS Corriente nominal y capacidad Cable XLPE - conductor cobre Conductor Voltage 138 (145) kv mm 2 Pantalla (Screen) 95 mm Arreglo de cables plano * * * Temperatura del conductor º C 90 Pantalla cruzada en A 1550 Capacidad nominal en MVA 337 Cable XLPE unipolar 138 (145) kv - cobre Descripción Cobre Pantalla Conductor LME copper average forecast (US$/to) 8,100 Sección de la pantalla/conductor mm Peso especifico 8.9 kg/dm 3 Peso del cobre en kg/m Peso del cobre con Pantalla en kg/m Precio de cobre en US$/m Precio del cable XLPE en US$/m Transporte EXW--->CIP en US$/m Costo del Contratista General en US$/m Costo total del cable CIP en US$/m Costo total del sistema CIP en US$/km 1,206,975 Factores de reduccion 90 Por profundidad (mm) Por resistividad (K* km/w) Por temperatura (º C) Por distancia (mm) Factor resultante , Costo total estimado por system km Descripción in % US$ Sistema de cable XLPE en US$/km 82 1,206,975 Terminacines, empalmes con crossbonding ,069 Total suministros 1,413,044 Instalacion 4 58,877 Obras civiles completo en US$/km 243,000 Total por km instalado 1,714,921 Suministro Montaje Obras Costo Planificación Costos Derecho Costo Costo Civiles Total Ingenieria Administrat. de Paso Total Total Directo Supervision Indirecto Obra USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km 1,413,044 58, ,000 1,714, ,044 34,298 3, ,343 1,872,264 34

35 Resumen de Costos al Ejemplo de la Subestación 138/69 kv La Vega SE La Vega 138/69 kv CantidadSuministroMontaje Total USD USD USD Obras civiles (desglose 2 de 2) Nivelamiento,fundaciones,cercado,ductos 840,625 Estructuras metalicas para: Campos de linea 138 kv y campos Transformador 138/69 kv 7 26,900 13, ,838 Soportes para: Campos de linea 138 kv y campos Transformador 138/69 kv 7 23,910 3, ,770 Conductores,cables BT y control y aisladores para: juego barras,interconnexion equipos,conductor guarda,sistema tierra 7 68,920 12, ,820 Equipos Campo Linea 138 kv Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs,Pararrayos 6 190,135 15,791 1,235,556 Equipos Campo Transformador 138 kv Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs,Pararrayos 1 158,513 11, ,307 Transformador 138/69 kv, 140 MVA 1 1,540,000 59,000 1,599,000 Armarios de control, proteccion y medicion para campo Lineas 138 kv 6 84,900 6, ,024 Para acoplamiento simple 138 kv 0 50,202 5,940 - Para Transformador 138 kv 1 45,431 5,940 51,371 Automatizacion Con control local según IEC y control romoto según IEC Costo base 1 120,000 2, ,450 Costo adicional por bahia, LT's, TR's, AC 9 15,000 1, ,900 Telecomunicacion-Teleproteccion *Gabinete modular rack 19" con inversor VDC a 120 VAC 1 7,900 3,253 11,153 *Convertidores 120 VDC a 48 VDC reduntante ,500 1,876 10,752 *Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG *Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG ,000 *Cajas de empalme exterior (2*OPGW/cable y interior y 3 3,010 2,814 17,472 tablero de distribucion optico con minimo 4 distribuidores de 24 fibras con acopladores, conectores tipo FC-PC y jumpers FC-PC-FC-PC *Nodo optico con 4 tarjetas STM-4 en proteccion 1+1, una tarjeta de puerto Ethe 1 78,000 5,954 83,954 con 6 puertos fast Ethernet 10/100 Base T electricos, 4 puertos fasr Ethernet 100 Base Fx opticos 1 tajeta de 21 puertos E1 G.703 y multiplexor con 4 interfases de datos V.24/V.28/V.35 MasTeleproteccion con interfaz digital G 703 SDH 3 15,000 3,820 56,460 SE 138/69 kv Cantidad SuministroMontaje Total continuacion USD USD USD Servicios Auxiliares CC,CA,Batteria,Cargador,Tranformador 75 kva, 1 253,778 13, ,038 Alumbrado subestacion,extinctores manuales y fijos Planta de Emergencia,Cables,Distribucion MT Subtotal parte 138 kv y obras civiles completo 6,204,490 Campo de transformador 138/69 kv parte 69 kv 1 201,470 8, ,851 Campos LT 69 kv parte 69 kv 2 210,470 8, ,210 Subtotal parte 69 kv 648,061 Repuestos 5% de suministros 1 275, ,609 Total Subestacion costo Directo - 7,128,160 Desglose Obras civiles Prep. Sitio,nivelacion,drenaje, relleno, compactacion, etc. en m2 8, ,080 Excavacion,Relleno,Compactacion,Red tierra por campo 7 2,860 20,020 Fundaciones de soporte para equipos y porticos por unidad 138 kv 7 16, ,800 Fundaciones de soporte para equipos y porticos por unidad 69 kv 2 11,830 23,660 Conductos de cable de BT y control por ml ,700 Conductos de cables de potencia por ml ,550 Edificio de control 1 115, ,000 Calle acceso y parqueos (asfaltico) por m2 1, ,500 Verja tipo muro por m ,000 Fundacion para transformador 138/69 kv, MVA y colector aceite 1 66,315 66,315 Cisterna para agua del tanque contra incendios - 59,000 - Total obras civiles 840,625 Planificación Ingeniería y Supervisión ,971 Costos Administrativos ,563 Adquisición Terrenos 8, ,576 Costo Total Indirecto 1,218,110 Costo Total Subestación 8,346,271 35

36 Julio Sauri Bonao III Plantas futuras Zona Este Bayaguana SE AES Interconexion Hainamosa SPM II 36

37 Naranjo Falcondo Hainamosa Guerra Julio Sauri 37

38 Ejemplo de Costos de una Subestación Típica de Distribución 138/12.5 kv con Asignación de Costos Parte AT Precios parte AT para Subestaciones 138/12.5 kv convencional Cantidad Suministro Montaje Total Continuacion Cantidad Suministro Montaje Total USD USD USD USD USD USD Obras civiles (desglose pag. 2 de 2) Nivelamiento,fundaciones,cercado,ductos 294,520 Servicios Auxiliares Estructuras metalicas para: CC,CA,Batteria,Cargador 1 139,668 9, ,078 2 Campos de linea 138 kv y 1 campo Transformador 138/69 kv 2 26,900 13,934 81,668 Alumbrado subestacion, Soportes para: 2 Campos de linea 138 kv y 1 campo Transformador 138/69 kv 2 23,910 3,200 54,220 Subtotal parte 138 kv y obras civiles completo 1,870,076 Conductores,cables BT y control y aisladores para: juego barras,interconnexion equipos,conductor guarda,sistema tierra 2 68,920 12, ,520 Repuestos Equipos Campo Linea 138 kv 3% de suministros 1 42,502 42,502 Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs,Pararrayos 2 190,135 15, ,852 Equipos Campo acoplamiento simple 138 kv Total Subestacion Tipica 1,912,578 Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs 1 126,986 9, ,755 Equipos Campo Transformador 138 kv Desglose Obras civiles Seccionador 2 12,209 1,720 27,858 Power Voltage Transformer PVT 138/0240 kv, 25 kva 1 56,000 1,800 57,800 Prep. Sitio,nivelacion,drenaje, relleno, compactacion, etc. en m2 3, ,000 Armarios de control, proteccion y medicion Excavacion,Relleno,Compactacion,Red tierra por campo 2 2,860 5,720 para campo Lineas 138 kv 2 84,900 6, ,008 Fundaciones de soporte para equipos y porticos por unidad 138 kv 2 16,400 32,800 Automatizacion Conductos de cable de BT y control por ml ,000 Con control local según IEC y control romoto según IEC Edificio de control 1 115, ,000 Costo base 1 120,000 2, ,450 Calle acceso y parqueos (asfaltico) por m ,000 Costo adicional por bahia, LT's, 2 15,000 1,100 32,200 Verja complementario tipo muro por m ,000 Telecomunicacion-Teleproteccion (detalles precios unitarios) Total obras civiles 294,520 *Gabinete modular rack 19" con inversor VDC a 120 VAC 1 7,900 3,253 11,153 *Convertidores 120 VDC a 48 VDC reduntante ,500 1,876 10,752 Costo Total Directo 1,912,578 *Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG *Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG ,000 Planificación Ingeniería y Supervisión 133,880 *Cajas de empalme exterior (2*OPGW/cable y interior y 2 3,010 2,814 11,648 Costos Administrativos 38,252 *Nodo optico con 2 tarjetas STM-4 en proteccion 1+1, una 1 78,000 5,954 83,954 Adquisición Terrenos - tarjeta de puerto Ethernet con 6 puertos fast Ethernet 10/100 Base T electricos, 4 puertos fast Ethernet 100 Base Fx opticos, Costo Total Indirecto 172,132 1 tajeta de 21 puertos E1 G.703 y multiplexor con 4 interfases de datos MasTeleproteccion con interfaz digital G 703 SDH 2 15,000 3,820 37,640 Costo Total Subestación 2,084,710 38

39 RESUMEN OBRAS DE EXPANSION A B C D Agrupacion de Obras por proyectos Costos LT Costos SE Costos US$ US$ Total US$ 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 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 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 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, Subestacion Higuey 138/69 kv y conexion 69 kv 502,351 6,092,674 6,595,025

40 D E F 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 RESUMEN OBRAS DE EXPANSION Subestaciones Edesur en zona Central parte AT - 13,473,278 13,473,278 Subtotal C 33,885,422 21,252,272 55,137,694 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 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 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, ,533,686 40

41 RESUMEN COSTOS TOTALES PROYECTOS Resumen Costos Totales Proyectos Zona Generacion - Transmision Distribucion - Transmision Propia Transmision Total parte Transmision US$ US$ US$ US$ 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% 41

42 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% 42

43 COMENTARIOS El caso de mayor exigencia al sistema de transmisión no ocurre con la máxima demanda no restringida, sino cuando la oferta se aleja de esta demanda; ya que con el nuevo esquema de generación, algunas centrales térmicas a partir del año 2016 no serán despachadas según orden de mérito. P.E. Puerto Plata, La Vega, Pimentel, etc. que en la actualidad inyectan energía a los sistemas 69 kv. 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 de forma considerable con productores independientes, mientras la última década fue principalmente caracterizada por una restricción de oferta por cortes de gestión de demanda por las EDE s. 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. 43

44 COMENTARIOS Esta mayor oferta de generación tuvo como consecuencia una reducción en el déficit. Según lo informado por las EDE s 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 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. Hay tres tipos de obras que se difieren de los planes de expansiones anteriores: El inicio de la época de instalaciones subterráneas a nivel de 138 kv en la zona metropolitana de Santo Domingo lo que implica costos de 1.8 millones de US$/km; lo que es de 5 a 6 veces más que instalaciones aéreas equivalentes. El cambio de conductores por conductores de alta temperatura (Conductor AAAC-Darien Vs ACCR-Hawk) que implica un aumento de costos cerca del factor 10. La expansión de transmisión a pedido de las empresas Edeeste y Edenorte; para asegurar un futuro abastecimiento de hoteles en el creciente mercado turístico en las zonas Uvero Alto Miches en la zona Este y Las Terrenas Portillo Las Galeras en Samaná. 44

45 45