INFORME DE GESTIÓN DIRECCIÓN COMPRA DE ENERGÍA Y REGULACIÓN MARZO 2012

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1 INFORME DE GESTIÓN DIRECCIÓN COMPRA DE ENERGÍA Y REGULACIÓN MARZO 2012

2 COMPRA DE ENERGÍA Y REGULACION 1.3 Hechos Relevantes A continuación algunos aspectos relevantes sucedidos durante el mes, en torno de las compras de energía y la Regulación: Hechos relevantes: El día 29 de marzo de 2012, fue emitida por la Superintendencia de Electricidad la resolución SIE Norma De Calidad De Servicio Comercial Para La Prestación Del Servicio Público De Distribución De Electricidad, la misma establece la normativa para la auditoría de calidad comercial. Esto incluye la auditoria de los siguientes indicadores: conexión servicio fuera de plazo, errores de facturación, índice de facturación estimada, índice de reclamos comerciales, reclamaciones no resueltas, reclamaciones resueltas fuera de plazo, reconexión de suministro por falta de pago, tiempo trámite a cliente. La resolución establece a la vez las compensaciones que deberá acreditar la Distribuidora a favor de los clientes por la violación de los estándares establecidos en dicha Norma. Estas compensaciones entrarán en vigencia a partir del 1ro. de julio del año Las compras de energía para UNR s tuvieron una disminución de 2.10 GWh por debajo de lo previsto, lo que representará una menor facturación en este renglón de clientes. Los costos de compra en mercado spot se incrementaron debido a la salida de operación de las centrales de Itabo MW, HAINA TG 90.0 MW y SAN FELIPE MW, (por mantenimiento correctivo y preventivo), provocando así tener que despachar por demanda las centrales de CESPM 1 y 2, 100 MW, y por seguridad debido a los bajos niveles de reactivos en la zona de Itabo la central de Haina 4 48 MW, y (teniendo estas restricciones de tiempo mínimo de operación en línea) con un costo superior al CMG máximo a los (US$/MWH). 1

3 I. COMPRA DE ENERGÍA

4 I. COMPRA DE ENERGÍA 1.1 Resumen de la Gestión Indicadores Mar-12 Acumulado año Variación Presupuesto Resultado Presupuesto Resultado Mar-12 Acum. Compra de Energía GWh Compra de Energía US$MM Indice de Satisfacción % 76.8% 76.6% 77.1% 77.3% -0.2% 0.2% Precio Monómico US$/MWh El indicador de las compras de energía cerró en 9.8 GWh por debajo de la meta puntual, mientras que se compró un 7.3% más energía que en el mes de febrero. El índice de satisfacción de la demanda fue de 76.6%, para una desviación de 0.2 puntos por debajo de la meta prevista. La compra de energía en importes monetarios cerró en 2.3 MMUS$ por debajo de la meta. 1.2 Evolución de las Compras de Energía Los gráficos siguientes muestran el comportamiento de las compras físicas y monetarias en lo transcurrido de año, en relación a la meta prevista US$/MWh GWh MMUS$ Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 Jul 12 Ago 12 Sep 12 Oct 12 Nov 12 Dic 12 Ppto (GWh) Real 2012 (GWh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic Importe Real Importe Previsto Monómico Previsto Monómico Real

5 Compras de Energía Unidades Físicas Compras Energía GWh La energía retirada en el mes fue de GWh, un 7.3% ( 19.3 GWh) más que en el mes de febrero, la cual ascendió a GWh, y una desviación de 3.4% por debajo de lo previsto. Mercado Spot GWh Las compras en el mercado spot ascendieron a GWh, un 8.0% más que en el mes de febrero. La distribución de las mismas por generadores fue la siguiente: Del total de energía comprada, GWh se compraron por contratos y el resto (41.26 GWh) se adquirió en el mercado spot. De la energía comprada por contratos, GWh se adquirió para Usuarios No Regulados. Mar 12 Feb SPOT CONTR Energía Spot (GWh) PUEBLO VIEJO SEABOARD ITABO METALDOM CEPP DPP EGEHID GPLV LAESA CDEEE Ene Mercado Spot MW Prom La potencia comprada en el Mercado Spot fue de MW, de los cuales MW corresponden a compras para Usuarios No Regulados (UNR). 0% 20% 40% 60% 80% 100% Compras de Capacidad MW La demanda máxima pronosticada para el año es de MW, de los cuales MW se adquirieron por contratos, que representan el 78.77% y MW (21.23%) en el mercado spot. El mayor de los contrato lo representa Dominican Power Partners (DPP), con un 48%. 12% 10% Capacidad Contratada 11% 19% 48% DPP AES CDEEE ITABO HAINA Potencia Spot Generadores (MW) CDEEE PUEBLO VIEJO SEABOARD GPLV METALDOM LAESA CEPP EGEHID Compras Totales Generadores GWh La mayor compra en unidades físicas se realizó a DPP, representando el 37.8% Las compras contratadas a generadores, tanto en energía y potencia fueron las siguientes: Contratos Energía (GWh) Potencia (MW) Importes (MMUS$) EGEHID AES ANDRES ITABO CDEEE HAINA DPP TOTAL Compra Energía por Generador (GWh) DPP AES ANDRES CDEEE ITABO HAINA PUEBLO VIEJO SEABOARD EGEHID METALDOM CEPP GPLV 3

6 Compras de Energía Importes Monetarios Importes Totales (US$ y RD$) Las compras monetarias de energía ascendieron a US$38.3 millones, US$; 2.7 millones de dólares más que el mes anterior. Las mismas compras en RD$, ascendieron a RD$1,478 millones. Compras Mercado Spot Las compras en el mercado spot ascendieron US$9.93 millones, que representaron el 26% de las compras totales. La mayor compra se hizo a PVDC por un monto US$2.89 millones ,613 1,520 1,700 1, ,478 1, Millones US$ , Prom Ene-12 Feb-12 Mar-12 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 Millones RD$ MMUS$ Fuente: Departamento Compras de Energía US$ RD$ Compras por Contrato PUEBLO VIEJO SEABOARD METALDOM ITABO CDEEE CEPP DPP HAINA ETED GPLV EGEHID LAESA Las compras por contratos ascendieron US$28.32 millones, que representaron el 74% de las compras totales. La mayor compra se realizó a DPP, por un valor de US$8.18 millones, que representó el 29% de la compra por contrato. El grupo AES (ITABO, DPP y AES Andrés), facturaron US$15.38 millones, equivalentes al 54.3% de los contratos. Pagos por Contrato (MMUS) DPP HAINA CDEEE ITABO AES ANDRES US$MM Evolución Comparativa de las Compras (MMUS$) Prom Ene 12 Feb 12 Mar 12 CONTR SPOT EGEHID Compras Totales por Generador (MMUS$) Usuarios No Regulados Las compras de energía (no incluye potencia y peaje) para Usuarios No Reguladores, ascendieron a US$1.38 millones, las cuales representan el 3.62% de las compras totales. Las compras en unidades físicas fueron de GWh. Usuarios No Regulados Energía (GWh) Potencia (MW) Importes (MMUS$) ZFRI ZFRII EGEHID GILDAN EGEHID CODETEL CEMEX V CENTENARIO BANCO POPULAR POLIPLAST Total Generador Contratos Spot TOTAL COMPRAS ITABO HAINA CDEEE DPP AES ANDRES SEABOARD PUEBLO VIEJO CEPP LAESA GPLV METALDOM EGEHID CODETEL ETED TOTAL

7 Comportamiento de los Precios Evolución Precios Monómicos de Compra El precio monómico de compra cerró en US$/MWh, experimentando una disminución de 2.4% en relación a la meta Comportamiento Costo Marginal SENI El precio promedio del Costo Marginal de Corto Plazo de Energía en barra de referencia ascendió a US$/ MWh, para el Sistema Principal. Se produjo costo de desabastecimiento durante el 16.7% del tiempo. 146 US$/MWh US$/MWh CMG Max US$/MWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic Evolución Precios de Compra (US$/MWh) El precio monómico de contratos fue de US$/MWh; mientras que en el mercado Spot fue de US$/MWh (incluyendo el costo por Compensación). El precio del mercado spot es seriamente afectado por el pago de la compensación según la Resolución SIE Costo Marginal de la Potencia de Punta El costo marginal de la potencia de punta fue de 7.59 US$/kW mes; disminuyó 10% con relación al mes de febrero US$/kW-MES SPOT CONTR Monómico Jan 12 Feb 12 Mar 12 Apr 12 May 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Oct 12 Nov 12 Dec Dec-11 Jan-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Aug-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dec-12 Precios Contratos Generadores Los precios de compra por contratos tuvieron el comportamiento de la gráfica siguiente. Se observa que el precio del contrato AES se mantiene como el más bajo, mientras en de EGEHAINA es el más alto. Costo del Derecho de Conexión El precio del derecho de conexión en este mes registró un valor de 3.37 US$/KW mes, registrando un aumento de un 4.28% en relación al mes de febrero. US$/kW-MES 350 Monómico Contratos (US$/MWh) AES Andres AES II CDEEE EGEHID EGEHID DPP ITABO CDEEE HAINA Spot Dec-11 Jan-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Aug-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dec-12 5

8 Variables Económicas Variables Combustibles Precio promedio del Fuel No.6: El mes de marzo tuvo un incremento de 2.32% respecto al mes de febrero 2012, al pasar de US$/bbl a US$/bbl. Precio promedio del Gas Natural: El precio promedio fue de 2.33 US$/MMBTU. Presentó una disminución de 7.7% con relación al mes de febrero, para 0.19 US$/ MMBTU menos. Evolución Precios Combustibles En lo transcurrido del año del 2012, el Fuel Oil No. 6 ha alcanzado su máximo precio el día 1 de marzo, situándose en US$ /bbl. En cuanto al Fuel Oil No. 2, registró su máximo precio el 24 de febrero, alcanzando un valor de US$ /bbl., Comportamiento Fuel Oil Año 2012 (US$/bbl) Precio promedio del Carbón: El valor promedio cierre del Carbón en el primer semestre 2011 fue US$/Ton y el valor del segundo semestre 2011 es de US$/Ton. A continuación comparación del precio de los combustibles en US$/ MMBTU.,140.00,120.00,100.00,80.00,60.00,40.00,20.00 Fuel No 6, 3.0% Fuel No 2 25 Comportamiento Combustibles Año 2012 (US$/MMBtu), Ene Ene Ene Ene Ene Feb Feb Feb Feb Mar Mar Mar Mar Ene Ene Ene Ene Ene Feb Feb Feb Feb Mar Mar Mar Mar 12 El precio promedio acumulado del Gas Natural 2.52 US$/MMBTU. El valor máximo alcanzado ha sido el 4 de enero con US$ US/ MMBTU y un mínimo de US$/MMBTU el 30 de marzo. Gas Natural Fuel No 6, 3.0% Carbon Fuel No 2 Consumer Price Index (CPI) El CPI USA fue de incrementándose en 1.3%, respecto al mes anterior y un 3.2% respecto a marzo 2011.,3.50,3.00,2.50,2.00,1.50 Comportamiento Gas Natural Año 2012 (US$/MMBtu) ,1.00,0.50, Ene Ene Ene Ene Ene Feb Feb Feb Feb Mar Mar Mar Mar 12 CPI Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Año Año Fuente: U.S. Department of Labor ( Tasa de Cambio La tasa de cambio del dólar americano (promedio mes Venta Efectivo Bancos Comerciales), fue de RD$/US$, manteniéndose constante respecto al mes anterior. Comportamiento Mensual de las Tasas de Cambio ( Venta Efectivo Bancos Múltiples ) Capacidad por Tipo Combustible Del total capacidad ( MW), el 53% se indexa con Gas Natural, el 9% con carbón y 38% con Fuel Oil (No.2 y No.6). Compra Capacidad (MW) Por Tipo Combustible 9% Gas Natural 40.0 RD$/US$ Año 2012 Año % 53% Fuel Oil Carbón * Fuente: 6

9 Comportamiento de la Demanda Demanda Abastecida La demanda total de energía del mes fue de GWh, de la cual no se pudo abastecer el 23.4%, equivalente a GWh. La gráfica siguiente muestra el comportamiento de la demanda en lo transcurrido del año, su relación con demanda abastecida y el Índice de Satisfacción de la misma. El índice de satisfacción cerró en 76.6%, situándose en un valor por debajo al valor previsto del 76.8%. Demanda Máxima La demanda máxima pronosticada para el año 2012, coincidente con SENI, es de MW, de los cuales MW corresponde a demanda de UNR s. La demanda máxima abastecida del mes fue de MW, la cual sucedió el 13 de marzo a las 21 horas; la potencia no servida a esa hora fue de MW, con lo cual la demanda máxima de la distribuidora ascendió a MW, para un abastecimiento del 90.6% de la demanda en esa hora. Evolución de la Demanda Abastecida La curva siguiente señala la tendencia de la demanda de potencia horaria que tuvo la Distribuidora durante el mes de marzo. Evolución de la Demanda Máxima MW El gráfico siguiente muestra el comportamiento que ha tenido la demanda máxima real de la distribuidora y su relación con la demanda máxima coincidente del SENI, sin incluir demanda de UNR s: Energía Horaria (MWh) En lo que respecta a la demanda de Usuarios No Regulados, en este mes de marzo tuvieron un consumo con MW en la hora de la demanda máxima de la Distribuidora, quedando por debajo del pronóstico de los MW. El gráfico muestra la energía consumida horaria durante todo el mes. 7

10 5. Comportamiento de de la la Operación Cumplimiento del Programa de Gestión Principales causas de la EDDS Fueron programados GWh y ejecutados por el Centro de Operaciones GWh, lo cual representa una desviación de 0.71%. EDDS por Clase de Circuito Las causas que más impactaron en la EDDS fueron la gestión de demanda en un 89.39% y los disparos por averías en un 6.22%. Circuitos más Afectados por Gestión La tabla muestra los circuitos, por clase, que fueron más afectados por horas de cortes de suministro por causas ajenas a la gestión de demanda; como mantenimientos, averías, salidas forzosas, etc. Promedio Duración Interrupciones x Clase Programa Vs Ejecutada 8

11 II. REGULACIÓN

12 II. REGULACION TARIFAS Tarifa Subsidio Combustibles La Tarifa Aplicada de marzo 2012 no presentó incremento respecto al mes de febrero. El precio promedio de venta regulado de marzo fue de 20.7 cent. US$/kWh y la Tarifa Calculada se incrementó un 2.7% con respecto a febrero La no aplicación de la Tarifa calculada impactó con una disminución de RD$ MM, siendo este el Subsidio de marzo El subsidio 2012 acumulado es de RD$ 1, MM. 9

13 Regulación Resoluciones y Casos Otras Informaciones 1. Resoluciones SIE En el mes de Marzo recibimos dos resoluciones : la resolución SIE que establece la tarifa para facturación clientes regulados a aplicar por la Distribuidora en el mes de Marzo 2012 y la resolución SIE que establece la tarifa para facturación clientes regulados el mes de abril Casos Fraude/ PGASE En el mes de Marzo se realizaron 194 denuncias de sospecha de fraude pertenecientes a clientes comerciales y de Grandes Clientes, ante la Procuraduría General Adjunta Servicio Eléctrico (PGASE). Se levantaron 138 actas de fraude, se generaron seis imposiciones de medida de coerción y 57 casos fueron conciliados con la PGASE. 3. Listado de casos de Actas No firmadas por clientes reportadas a la SIE Cumpliendo con lo especificado en el articulo 465 del RLGE, en este periodo fueron reportadas a la SIE, un total de 2,138 casos de actas de cambio de medidor en donde los clientes no estuvieron presentes o se negaron a firmar el acta correspondiente, siendo en esta ocasión la oficina de Invivienda, la que más casos reportó con un total de 702 actas, seguida por las Comerciales de MegaCentro y Las Américas con 621 y 376 actas, respectivamente. 4. Medidores a DIGENOR En el mes de Marzo fueron revisados un total de 45 medidores por parte de DIGENOR, de los cuales, 29 de ellos fueron detectados con irregularidades intencionales y el resto (16), estaban en condiciones normales. Entre las causas de las manipulaciones detectadas, se registran en primer lugar; las conexiones internas manipuladas (25 casos), seguidas de los casos de Registro manipulado (3) y un caso de Medidor quemado (1). El promedio de tiempo de revisión de estos medidores fue de 6.73 días por parte de la Dirección General de Normas. Es importante resaltar que de estos 29 casos detectados, 12 de ellos corresponden a actas de Fraude levantadas por la PGASE. 10

14 Regulación Resoluciones y Casos Otras Informaciones 5. Consultas Regulatorias En este mes fueron dirigidas al Departamento de Regulación, un total de 16 inquietudes provenientes de las diferentes áreas de la Distribuidora. El tema más cuestionado fue el relacionado a las consultas sobre los deberes de la Distribuidora (4) seguido de las consultas relativas al fraude (3) y los temas de tarifas (3), entre otros. Las consultas fueron realizadas por el personal de Back Office, Oficinas Comerciales, Grandes Clientes y Pérdidas. Más abajo, las consultas clasificadas por motivos, atendidas en el mes de Marzo. 6. Novedades Regulatorias Para este mes de Marzo, junto al Departamento de Recursos Humanos, hemos desarrollado las capacitaciones de inducción al personal de nuevo ingreso y las capacitaciones sobre reclamaciones comerciales para los agentes comerciales de servicio al cliente. En este proceso se capacitaron unos 40 colaboradores de nuestra empresa. Con este esfuerzo, contribuimos a una de las directrices de nuestro departamento que es la disminución del riesgo regulatorio en la empresa. Tip Regulatorio: El mantenimiento programado es el mantenimiento considerado en los programas de operación anual del sistema interconectado. Este tipo de mantenimiento debe estar contenido en el programa de operación, previamente aprobado por el Organismo Coordinador. 11

15 Regulación Resoluciones y Casos Otras Informaciones 6. Calidad Comercial En el mes de Marzo, continuamos trabajando en nuestros indicadores de calidad, tal como puede apreciarse en la gráfica de más abajo. En este periodo hemos superado el promedio del indicador IRT ( porcentaje de reclamaciones no resueltas/ total de reclamaciones recibidas) que refleja puntualmente un 0%, esto debido a que todas las reclamaciones generadas en este mes fueron cerradas puntualmente en este periodo. Los indicadores globales que aún debemos superar son el COSE (Conexiones de nuevos contratos fuera de plazo) donde vemos una diferencia de 6.7% por encima del promedio global del primer semestre del 2012, el RSFP (Reconexiones ejecutadas fuera de plazo establecido por la ley) en el cual debemos disminuir una diferencia de 13% y el TTRA (Tiempo de espera de los clientes que visitan las comerciales) con un margen por encima del límite permitido de 17.8%. Si el semestre terminara hoy, la Distribuidora se viera obligada a compensar a todos sus clientes con un monto equivalente a RD$ 157, por concepto a desviaciones en los indicadores globales. INDICADOR Jan-11 Feb-11 Mar-11 Apr-11 May-11 Jun-11 Prom.* Límites ( ) Penalidad RD$ Conexión de Servicio fuera de los plazos admisibles (COSE) 60.1% 42.69% 61.06% 55.89% 32.77% 24.10% 46.1% 4.0% 301,567.7 Indice Errores Facturación (IEF) 0.52% 0.74% 0.73% 0.59% 0.55% 0.47% 0.6% 5.0% 0.0 Indice de Facturas Estimadas (IFE) 1.83% 1.68% 1.81% 2.09% 1.73% 2.03% 1.9% 6.0% 0.0 Indice Reclamos Comerciales vs total de clientes (IRC) 0.92% 1.18% 1.22% 0.62% 1.24% 1.24% 1.1% 4.0% 0.0 Porcentaje reclamaciones no resueltas (IRT) 9.33% 3.65% 4.22% 0.42% 1.38% 5.67% 4.1% 4.0% Reclamaciones comerciales resueltas fuera de plazo (IPP) 16.29% 7.26% 3.20% 9.17% 5.35% 2.46% 7.3% 4.0% 23,555.3 Reconexiones suministros por falta de pago (RSFP) 26.6% 25.2% 29.3% 39.3% 22.5% 33.1% 29.3% 4.0% 181,350.0 Tiempo Trámites de cliente (TTRA) 14.9% 12.1% 7.1% 9.1% 15.8% 26.0% 14.2% 5.0% 65,747.1 Total 573,