Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED)

Transcripción

1 Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) Santo Domingo, D. N. Año del Fortalecimiento del Estado Social y Democrático de Derecho MEMORIA DEL PERIODO

2 MEMORIA DEL PERIODO CONTENIDO MENSAJE DEL ADMINISTRADOR GESTION COMERCIAL GESTION FINANCIERA GESTION DE OPERACIÓN DEL SENI GESTION DE TELECOMUNICACIONES GESTION DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES GESTION LEGAL GESTION DE PROYECTOS GESTION DE MANTENIMIENTO DE REDES GESTION DE MANTENIMIENTO DE CONTROL Y PROTECCION GESTION ADMINISTRATIVA GESTION DE AUDITORIA INTERNA CONTRALORIA GESTIONDE PLANIFICACIONESTRATEGICA ANEXOS EJECUCION PRESUPUESTARIA 2010&ESTADOS FINANCIEROS 2

3 Mensaje del administrador Distinguidos Señores: La Administración de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) se complace en presentar la Memoria de la empresa del periodo Dentro de los principales logros de la ETED de este periodo podemos señalar los siguientes: En el aspecto de infraestructura de transmisión, en el año 2011 se concluyó el proyecto Autopista Eléctrica Santo Domingo-Santiago L.T. 345 kv, con 130 kilómetros de redes, 325 torres y dos mega subestaciones que enlazan el Cibao con Santo Domingo. El mayor aporte de este nuevo enlace ha sido duplicar la capacidad de transporte de potencia existente entre Santo Domingo y la zona Norte. La inversión en el plan de expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN) durante el periodo fue de RD$ 7, MM, de los cuales RD$ 1, MM, fueron con fondos propios y RD$5, MM, provenientes de financiamiento externo. Operacionalmente, ETED ha mantenido los indicadores de la calidad del producto y del servicio de transmisión dentro de los límites establecidos por la normativa vigente. 3

4 Los ciudadanos podrán sentirse complacidos al saber que la ETED cumplió sus compromisos con todos sus suplidores de bienes y servicios, con los organismos reguladores y los beneficiarios de derecho de pase. Nos sentimos satisfechos de que la población cuenta con una empresa estatal que sirve al interés público éticamente y con transparencia. Asumimos con mucha seriedad nuestras responsabilidades públicas respetando las leyes, normas y regulaciones, enfocándonos en el cumplimiento de nuestra misión, avanzando en el logro de nuestra visión, apoyados en los valores mutuamente compartidos por todos nuestros colaboradores. Atentamente, Julián Santana Administrador General 4

5 Breve reseña Histórica Desde que la electrificación se inició en el país en el siglo XIX, la instalación de redes de transmisión fue una acción ligada de manera esencial al en ese entonces limitado y lento proceso. Fue mediante la Ley No.4115, del 21 de abril de 1995 y sus modificaciones, que se constituyó la corporación Dominicana de Electricidad (CDE), cuyo patrimonio estaba integrado por el conjunto de bienes para la producción, transmisión y distribución de energía eléctrica. Con la promulgación de la Ley General de Reforma de la Empresa Pública No , del 21 de junio de 1997, se dio inicio al proceso de capitalización de diversas empresas propiedad del Estado Dominicano, entre las cuales se encontraba la CDE. El proceso de capitalización representó para la CDE, la ejecución de una serie de operaciones, entre las cuales figuró la creación de tres empresas de distribución de electricidad y dos de generación de electricidad con capital mixto; además de dos unidades de negocio, una generadora de energía hidroeléctrica y la otra de transmisión de energía eléctrica, ambas dependientes de la CDE. Mediante la promulgación de la Ley General de Electricidad No , el 26 de julio 2001 quedó creada la Corporación Dominicana de Empresa Eléctricas Estatales (CDEEE), indicando en su Artículo 138 que sus funciones consistirían en liderar y coordinar las empresas eléctricas, ejecutar los programas de electrificación rural y suburbana del Estado a favor de las comunidades de escasos recursos económicos, así como la administración y 5

6 aplicación de contratos de suministro de energía eléctrica con los productores independientes de Electricidad (IPP). Más adelante, en fecha 19 de junio del año 2002, el Poder Ejecutivo emitió el decreto No.55-02, que instituye el reglamento para la aplicación de la citada Ley No La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, se mantuvo operando como integrante de la CDEEE, hasta que el 2 de noviembre del año 2008 el Poder Ejecutivo dictó el decreto No , mediante el cual, con efectividad el 1 de enero de 2008, le traspasa todas las líneas de transmisión y subestaciones asociadas al sistema de transmisión de electricidad (Sistema Interconectado) del Estado habidas y por haber, convirtiéndola en una empresa propiedad estrictamente estatal, con personería jurídica y patrimonio propio, en capacidad de contraer obligaciones comerciales contractuales, según su propio mecanismo de dirección y control. El objeto principal de la ETED, es en tal virtud, expandir, operar y mantener el sistema de transmisión nacional interconectado para dar servicio de transporte de electricidad a todo el territorio nacional, para lo cual podrá diseñar, construir, administrar los sistemas de transmisión del Estado, habidos y por haber, ejecutar todo género de proyectos, negocios e inversiones en general, incluyendo la comercialización, administración y desarrollo de las operaciones de transmisión eléctrica en alta tensión. Según el artículo 4 del decreto de referencia, la política financiera de la ETED, consiste en capitalizar las utilidades netas que obtengan de sus operaciones y de cualquier otra fuente, para la ejecución de los planes nacionales de expansión y de mejoramiento de las redes de alta tensión, 6

7 mediante acciones dirigidas al logro de la excelencia operativa y administrativa, con el objetivo de incrementar la eficiencia en el transporte de la energía eléctrica y en cualquier otra actividad relacionada con sus propósitos. De la misma manera, establece que la Empresa financiará sus actividades con los recursos que genere, los que le fueren asignados en la Ley de Presupuesto General del Estado, con los financiamientos que contraiga y con cualesquiera otros fondos especializados que le sean asignados de manera específica. 7

8 8 GESTIÓN COMERCIAL

9 GESTIÓN COMERCIAL La Gestión Comercial de la ETED para el periodo , se concentró en las acciones desarrolladas en el Organismo Coordinador para lograr lo establecido en la Ley General de Electricidad en lo relacionado al pago del peaje y las mejoras de las normativas del Sector. Además de ser el ente a través de la cual la ETED facilita los servicios a los clientes relacionados. La facturación anual pasó de RD$2,509,639,279 en el año 2008 a RD$4,144,482,833 en el año 2011, lo cual representa un incremento de RD$1,634,843,554 equivalente a un 40%. Los ingresos percibidos evolucionaron desde RD$1,225,256,360 en el año 2008 a RD$2,087,528,511 en el año 2011, lo cual representa un incremento de 41.3%. Ingresos A Mayo 2012 Devengados RD$ 2,509,639,279 RD$ 3,149,105,404 RD$ 3,422,601,183 RD$ 4,144,482,833 RD$ 1,573,300,604 Percibidos RD$ 1,225,256,360 RD$ 1,589,954,324 RD$ 2,674,320,743 RD$ 2,087,528,511 RD$ 497,118,541 La gráfica siguiente muestra una relación entro los ingresos devengados y los percibidos durante el periodo 2008-Mayo

10 RD$ MM 5, , Ingresos Percibidos vs Facturados (RD$MM) mayo , , , Ingresos Facturados Ingresos Percibidos may-12 La Inyección de energía al SENI ascendió en el 2011 a 12,471,876,306Kw, los retiros fueron de 12,242,223,109Kw. La gráfica siguiente muestra el comportamiento de la inyección y retiro de energía del periodo : 14,000,000,000 12,000,000,000 10,000,000,000 8,000,000,000 6,000,000,000 INYECCION RETIROS 4,000,000,000 2,000,000, may-12 PARTICIPACIÓN EN EL ORGANISMO COORDINADOR La Dirección Comercial en representación del Administrador, participo durante el periodo en 116 Reuniones en el Organismo Coordinador donde se evacuaron 175 Resoluciones, de Carácter técnico y administrativo. 10

11 Dentro de dichas resoluciones, se encuentran las siguientes: Resoluciones 2009 Aprobación del Procedimiento para la Programación y Coordinación de Visitas a los Sistemas de Medición Comercial de los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista. Aprobación del Procedimiento Integral de Verificación de Costos Variables de Producción de las Centrales Térmicas, Aprobación del Plan de Trabajo para la ejecución del Proyecto HSMC el cual permitió la habilitación de los siete (7) primeros Sistemas de Medición. Inclusión del OC, en calidad de asociado, al Comité Regional de la CIER para Centro América y El Caribe, (CECACIER). Aprobación de un Sistema de Evaluación de Desempeño relacionado con el cumplimiento de indicadores de realización de metas y objetivos Fijación de los mínimos técnicos dentro del proyecto de Verificación de las Restricciones Operativas (VEROPE),de las siguientes unidades: Estrella del Norte, Estrella del Mar, Palamara, La Vega, Pimentel, Monte Rio y La Sultana Del Este. La validación Matemática del Plan Estratégico de la organización. Aprobación del Procedimiento del pronóstico de demanda del SENI. Actualización de la Escala Salarial 2010 a través de un estudio realizado por una consultora y aprobación del Manual de Procedimientos Administrativos del OC-SENI. Aprobación de las Transacciones del MEM mensuales Fijación de los mínimos técnicos dentro del proyecto de verificación de las restricciones operativas (VEROPE) La aprobación de las Transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) mensuales. La aprobación de la Política de Compensación y Beneficios del OC Los Aportes financieros de los agentes. Por el insistente reclamo que se tenía ante la SIE, esta emitió la Res.SIE , donde, por primera vez, aunque solo para el 2012, reconoce el Valor Agregado de Transmisión (VAT), incrementando esto el ingreso por concepto del peaje. 11

12 12 GESTIÓN FINANCIERA

13 GESTIÓN FINANCIERA. A continuación se muestra la Gestión Financiera del periodo así como, el primer semestre Enero-Junio 2012, en mismo se muestra el progreso logrado por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), en ciertos parámetros e indicadores como: Ingresos, gastos, beneficios, cuentas por cobrar, activos, patrimonio, ejecución presupuestaria, entre otros; en los que se apreciarán su evolución en el tiempo y notable mejoría, expresada en resultados e indicadores financieros. CIFRAS DE LOS ESTADOS FINANCIEROS Comportamiento de los ingresos percibidos por concepto de Peaje, Servicios e intereses y otros servicios por actividades ajenas a la naturaleza de la empresa, tales como: sobrantes de caja chica, reembolsos, ingresos generados por intereses sobre certificados financieros, indemnizaciones, entre otros durante periodo y el primer semestre Enero-Junio Como se observa en el grafico anterior, en el año 2009 los ingresos percibidos incrementaron en un 29.8% con relación al año 2008, debido al incremento en el pago por parte de los generadores del Mercado Eléctrico Mayorista y sus facturas pendientes con la ETED, por medio de la emisión de bonos en virtud de la Ley de diciembre de 2008, en favor de las Transferencias Corrientes destinadas a la CDEEE identificadas con el No. 025/09. 13

14 A raíz de este proceso, en fecha 27 de enero de 2009, el Consejo de Administración de la ETED autorizó al Administración General de la empresa a recibir y otorgar formal recibo de descargo y finiquito de pago por los valores recibidos. Los pagos de los generadores a la ETED, por medio de bonos ascendieron a la suma de US$9,692,000, equivalentes a RD$342,540,387, conforme detalle siguiente: Fecha Generadora Monto en US$ Tipo de Cambio Monto en RD$ 26/06/2009 ITABO 3,339, ,349, /06/2009 AES Andrés 2,709, ,396, /06/2009 Dominican Power Partners 344, ,986, /08/2009 EGE-HAINA 1,500, ,137, /10/2009 EGE-HAINA 1,200, ,780, /10/2009 EGE-HAINA 600, ,890, ,692, ,540,387 Ingresos del año 2010: Conforme al grafico anterior, se observa, que el más alto incremento en los ingresos del período presentado corresponde al año 2010, del orden del 68.2% con respecto al año anterior y de un 88.5% en relación al Responden básicamente al incremento en la gestión de cobros realizados a los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista pendientes de los años 2008 y Ingresos del año 2011: Para el año 2011, a pesar de continuar en incremento con relación a los años 2008 y 2009, presenta una ligera caída con respecto al año anterior que ronda el 22.0 % en relación al año Ingresos Primer Semestre año 2012 En el primer semestre del año 2012 el monto total de los ingresos percibidos ascienden a RD$590,267,349, lo que representa el 29.7% de la facturación al Mercado Eléctrico Mayorista del SENI, cuyo monto total para dicho período fue de RD$1,988,370,861, como detallamos en el Grafico siguiente: 14

15 INGRESO FACTURADO VS INGRESO RECIBIDO POR AÑO PERIODO Y PRIMER SEMESTRE AÑO 2012 (VALORES EN RD$) 2008 Ingresos Peaje Servicios Intereses Total Percibidos 1,082,523, ,868,334 2,577,902 1,224,969,550 Facturados 2,469,781,609 25,933,819 13,923,851 2,509,639,279 % Percibido 48.8% 2009 Percibidos 1,417,493, ,435,760 16,037,253 1,586,966,402 Facturados 2,765,715, ,639,360** 262,750,907 3,149,105, % 2010 Percibidos 2,280,825, ,367,886 8,361,779 2,669,554,790 Facturados 3,104,269, ,341,776** 192,989,889 3,422,601, % 2011 Percibidos 1,985,590,889 79,190,407 21,627,263 2,086,408,559 Facturados 3,597,518, ,380,760** 400,583,899 4,144,482, % Ene-Jun 2012 Percibidos 391,063, ,203, ,267,349 Facturados 1,588,108, ,359, ,902,034 1,988,370, % ** Lo facturado por servicios está afectado por Cesión de Derecho a Operación de línea dedicada, de acuerdo a la primera Resolución del Acta No. 68 del Consejo de Administración de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), en la cual se estableció lo siguiente en la letra D: que en compensación por la explotación de un derecho único y exclusivo de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, las empresas solicitantes, una vez dicha línea esté en operación, deberán pagar a ETED una tasa bajo los criterios similares seguidos por el cálculo del peaje contenido en la Ley No

16 Activo, Pasivo y Patrimonio: El total de activos de la ETED al 30 de junio de 2012, asciende a RD$27,546,067,780, el comportamiento de los activos se muestra a continuación: Activos ,325,851, ,136,741, ,113,569, ,770,513,257 Junio-12 27,546,067,780 16

17 El total de los pasivos de la ETED al 30 de junio de 2012, asciende a RD$475,959,806, el comportamiento de los pasivos es como sigue: Pasivos ,069, ,966, ,479, ,473,903 Junio ,959,806 Al 30 de junio de 2012, el Patrimonio de la ETED, asciende a RD$ 27,070,107,974 debido a los resultados obtenidos tanto acumulados como del período. Patrimonio ,891,782, ,653,775, ,653,089, ,329,039,354 Junio 12 27,070,107,974 17

18 Estado de Deudas y Cobranzas 2008 Cuentas por cobrar periodo y primer semestre Ene-Jun Partidas Clientes 405,272, ,143, ,850,354 1,279,802,355 1,883,047,723 Relacionadas 233,990,862 1,164,850,115 3,307,110,414 4,978,230,091 6,520,930,579 Funcionarios - 275, , , ,129 y empleados Otras cuentas por cobrar 1,340, ,466 1,563,009 3,309,154 4,139,481 Totales 640,604,250 1,921,144,601 3,847,636,277 6,261,441,600 8,408,250,912 Las tablas siguientes muestran un detalle por año de las relacionadas y clientes, las cuales componen las partidas más significativas de las cuentas por cobrar, es como sigue: 2008 Relacionadas Cuentas por cobrar Cuentas por pagar Neto cuentas por cobrar Neto cuentas por pagar Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) 673,917, ,629,141 (288,711,786) Empresa Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) 149,764, ,764,941 Empresa Distribuidora de Electricidad del Este 17,736, ,075 16,979,123 Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte 1,704, ,704,045 Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur 65,952, ,828 65,542, Totales 909,075, ,796, ,990,862 (288,711,786) 18

19 Clientes Empresa Generadora de Electricidad de ITABO Empresa Generadora de Electricidad de Haina Compañía Eléctrica de Puerto Plata AES Andrés Consorcio LAESA, LTD AES Dominican Power Partners Clientes eventuales Falconbrigde Dominicana Monte Rio Power Corporation, LTD (a) Balance Al 31/12/ ,890, ,669,787 54,242,988 51,407,566 9,618,464 8,331,146 4,851, ,792 35,390 RD$ 405,272,415 Al 31 de diciembre de 2008, las cuentas por cobrar a la CDEEE ascendieron a RD$673,917,355 y las por pagar a RD$962,629,141, arrojando un resultado neto a pagar de RD$288,711,786. Las cuentas por pagar se ven afectada por el registro de un pasivo a esta relacionada por concepto de activos fijos ascendentes a RD$700,681,809 que no fueron considerados en la revaluación realizada por los Consultores Carlos Acedo Mendoza y Asociados (CONECAM) la cual fue registrada de manera transitoria, hasta tanto se obtuvieran las autorizaciones para reconocer los mismos como parte del Patrimonio del Estado Dominicano. En fecha 27 de junio de 2012 el Consejo Directivo de la ETED dicto en su primera resolución del acta No. 08/12 que expresa la creación de una cuenta transitoria de ajuste y corrección del Patrimonio del Estado Dominicano inicial. 19

20 2009 Tabla 5.- Relacionadas Cuentas por cobrar Cuentas por pagar Neto Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) 1,340,291,066 56,045,274 1,284,245,792 Empresa Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) 466,414, ,414,489 Empresa Distribuidora de Electricidad del Este 3,598, ,382 3,162,335 Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte 1,419,497-1,419,497 Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur 115,386, , ,656,610 RD$1,927,109, RD$57,211,266 RD$ 1,869,898,723 Clientes Empresa Generadora de Electricidad de Haina Compañía Eléctrica de Puerto Plata AES Andrés Balance Al 31/12/ ,096, ,075, ,320,791 Empresa Generadora de Electricidad de ITABO 112,367,939 EGEHAINA-Compañía Eléctrica Punta Cana Macao 97,513,632 Consorcio LAESA, LTD Generadora Palamara La Vega Monte Rio Power Corporation, LTD (a) SEABOARD Clientes eventuales AES Dominican Power Partners METALDOM Falconbridge Dominicana ABB AG 56,868,045 55,168,230 26,400,016 22,694,030 11,840,939 7,073,191 4,167, , ,676 RD$ 755,143,020 20

21 2010 Relacionadas Cuentas por cobrar Cuentas por pagar Neto Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) 2,930,005,448 70,291,849 2,859,713,599 Empresa Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) 1,074,189,638-1,074,189,638 Empresa Distribuidora de Electricidad del Este 63,685, ,382 63,249,071 Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte 11,054, ,332 10,225,276 Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur 5,553,469-5,553,469 RD$4,084,488,616 RD$71,557,563 RD$ 4,012,931,053 Clientes EGEHAINA-Compañía Eléctrica Punta Cana Macao Consorcio LAESA, LTD Balance Al 31/12/ ,706, ,794,845 AES Andrés 77,398,971 Empresa Generadora de Electricidad de ITABO 61,898,228 Monte Rio Power Corporation, LTD (a) Generadora Palamara La Vega Clientes eventuales AES Dominican Power Partners METALDOM Empresa Generadora de Electricidad de Haina ABB AG 37,608,246 24,726,823 12,680,406 7,483,375 3,565, , ,676 RD$ 538,850,354 21

22 2011 Relacionadas Cuentas por cobrar Cuentas por pagar Neto Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) 3,698,435, ,726,034 3,595,709,659 Empresa Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) 1,789,891,293 2,810,121 1,787,081,172 Empresa Distribuidora de Electricidad del Este 209,099, , ,116,993 Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte 88,934, ,511 88,106,198 Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur 5,036,708-5,036,708 RD$5,791,397,499 RD$813,167,408 RD$ 5,684,050,730 Clientes BALANCE AL 31/12/2011 EGEHAINA-Compañía Eléctrica Punta Cana Macao Empresa Generadora de Electricidad de Haina Consorcio LAESA, LTD Empresa Generadora de Electricidad de ITABO AES Andrés Generadora Palamara La Vega METALDOM Compañía Eléctrica de Puerto Plata AES Dominican Power Partners Clientes eventuales Monte Rio Power Corporation, LTD (a) Barrick Pueblo Viejo ABB AG 304,893, ,094, ,664, ,650,721 62,532, ,028,948 12,180,950 55,683,673 17,659,511 15,046, ,094 11,782, ,676 1,279,802,355 22

23 A Mayo 2012 Relacionadas Cuentas por cobrar Cuentas por pagar Neto Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) 3,853,089, ,762,797 3,743,326,925 Empresa Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) 1,998,727,221 1,143 1,998,726,078 Empresa Distribuidora de Electricidad del Este 327,399, , ,963,415 Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte 140,238, , ,067,400 Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur 172,875, ,875,331 RD$6,492,330,958 RD$110,371,809 RD$6,381,959,149 Clientes Balance al 31/05/2012 EGEHAINA-Compañía Eléctrica Punta Cana Macao Empresa Generadora de Electricidad de Haina Consorcio LAESA, LTD Empresa Generadora de Electricidad de ITABO AES Andrés Generadora Palamara La Vega Compañía Eléctrica de Puerto Plata AES Dominican Power Partners Clientes eventuales Empresa Eléctrica de Haina Monte Rio Power Corporation, LTD (a)** Barrick Pueblo Viejo DOVICON ABB AG Falconbrigde Dominicana 382,896, ,811, ,656, ,073, ,005, ,264,709 52,384,608 49,120,467 16,677,994 11,757,518 (1,571,851) 509, , , ,410 1,702,383,717 ** Este cliente presenta un saldo contrario, por nota de crédito aplicada, conforme Resolución del Organismo Coordinador No. OC d/f 19 de marzo de 2012, en la que se aprueba reliquidación de las transacciones económicas de derecho de conexión del año

24 EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA Una vez ETED es una entidad con personería jurídica y patrimonio propio el 1/1/2008, la misma comienza a trabajar con recursos que genera, los financiamientos que contrae y con otros especializados que le sean asignados de manera específica. La siguiente gráfica muestra el comportamiento de la ejecución presupuestaria con fondos propios y fondos externos de la ETED para el periodo % 150% 100% 50% 0% Ejecucion Presupuestario Fondos Externos % 87% 45% 7% Esta ejecución incluyes desembolsos realizados a la CDEEE como forma de préstamos. 24

25 Para el año 2012 el presupuesto aprobado y ejecutado durante el año es como sigue: Fondos Presupuestado Ejecutado Por ejecutar Porciento Propios 3,352,592, ,233, ,508,359, % Externos 863,360, ,637, ,722, % Total presupuestado 4,215,952, ,092,871, ,123,081, % Ejecución Presupuestaria Enero Junio 2012 Expresada en porcentajes La Ejecución con Fondos externos fue destinada al Proyecto de Rehabilitación de Líneas 69kV de la Región Sur. 25

26 TRANSFERENCIAS A LA CORPORACIÓN DOMINICANA DE EMPRESAS ELÉCTRICAS ESTATALES, (CDEEE) Al 31 de mayo de 2012, las cuentas por cobrar a la CDEEE incluye RD$1,732,250,000 equivalente a US$46,000,000, transferido a CDEEE, según lo estipulado en el Poder Especial No de fecha 15 de diciembre de 2010, otorgado al Secretario de Estado, Vicepresidente Ejecutivo de la CDEEE, para que requiriera de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana dicha cantidad, los cuales están destinados al pago parcial de los compromisos contractuales pendientes de las Sociedades Edenorte Dominicana S.A. Edesur Dominicana S.A y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A, con las Empresas Generadoras Privadas, en el marco de los compromisos asumidos por el Estado Dominicano en el ``Memorándum Técnico de entendimiento del acuerdo Stand By`` suscrito entre el Gobierno Dominicano y el Fondo Monetario Internacional (FMI) y como parte de la Estrategia Integral de Desarrollo Eléctrico Estatal`` (EIDEE) puesta bajo el control de CDEEE en virtud del decreto No , del 30 de diciembre dl 2009, así como lo señalado en el Poder Especial No de fecha 7 de diciembre de 2011, con instrucción expresa de que la CDEEE reembolse a la ETED los valores indicados en este Poder Especial, sin intereses, junto al aporte señalado en el Poder Especial No , del 15 de diciembre de 2010, una vez las empresas distribuidoras EDENORTE, EDESUR, EDEESTE, destinatarias finales de ambos aportes, produzcan utilidades. El reembolso será tramitado con fondos provenientes de los dividendos rendidos por la Acciones Clase B en las empresas distribuidoras, atendiendo a la programación de las inversiones proyectadas por ETED para la Ejecución de proyectos de construcción y mejora de líneas, subestaciones y demás facilidades vinculadas al sistema de transmisión. 26

27 La siguiente tabla muestra los resultados de los principales indicadores financieros.

28 GESTIÓN DE PROYECTOS

29 GESTIÓN DE PROYECTOS INVERSIONES EN EXPANSIÓN, MEJORA Y MODERNIZACIÓN DEL STN La inversión en el plan de expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN) en el periodo fue de RD$7, MM, de la cual RD$1, MM fue con fondos propios y RD$5, MM provenientes de financiamiento externo. A continuación se muestra una relación de la inversión con fondos propios y externos del periodo : Relación de Inversión Fondos Propios, período Año Presupuesto aprobado RD$ Invertido RD$ % ,510, ,184, % ,070,833, ,674, % ,833, ,096, % ,399, ,587, % ,344, ,046, % Total General RD$ 4,362,921, ,990,590, % Relación de Inversión Fondos Externos, período Año Presupuesto aprobado RD$ Invertido RD$ % ,267,352, ,643,052, % ,146,601, ,370,735, % ,334,613, ,044,499, % ,240,542, ,567, % ,360, ,554, % Total General RD$ 9,401,773, ,440,410, % 29

30 Durante el la ejecución presupuestaria se vio afectada fuertemente por la crisis financiera del sector energético dominicano, comenzando a percibir mejoras a mediados de 2010 y una reversión de la mejora al final del Otros motivos que causaron una baja en el desarrollo de los proyectos de transmisión fueron los retrasos en la aprobación de los financiamientos, tanto del Banco Mundial (BM) como del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y no es sino hasta casi finales del año 2011 cuando se tiene la certeza de la ejecución de los proyectos contemplados con estos financiamientos. Las inversiones en los proyectos del Plan de Expansión, además de eliminar cuellos de botella y ampliar la capacidad del sistema de transmisión para satisfacer los incrementos en la demanda, contribuyeron a reducir las pérdidas de transmisión. El comportamiento de las pérdidas técnicas en los años 2008, 2009, 2010 y 2011 fueron de 2.19%, 2.01%,1.98% y 1.84%, comparables con los de empresas similares de la región. 30

31 PRINCIPALES PROYECTOS DEL PERIODO La ejecución del plan de expansión ha permitido conferirle al sistema una mayor estabilidad, aumentando su confiabilidad y mejorando las condiciones de abastecimiento de la creciente demanda. Durante el periodo , ETED tuvo como mayor logro la puesta en servicio del más importante proyecto de trasmisión del país y la región del Caribe, la Autopista Eléctrica 345Kv. Dicho proyecto contribuye con el desarrollo social y económico de la República Dominicana y con la estabilidad y confiabilidad del Sistema Nacional Eléctrico Interconectado. Proyecto 345kV Este proyecto fue contemplado en el Plan de Expansión de Transmisión Las obras fueron licitadas y contratadas, y el financiamiento fue aprobado por el Congreso Nacional con publicación en la Gaceta Oficial Nº , en fecha 20 de febrero de

32 El desabastecimiento de energía en la zona del Cibao, principalmente cuando salía de servicio la unidad de San Felipe imposibilitaba el abastecer la demanda de dicha zona a través de la línea existente de transmisión de 138kV; de ahí que la voluntad política del presidente Leonel Fernández fue dar solución a esta situación que afectaba a todos los sectores productivos del Cibao y a la población de esa región. Tan pronto se inicio el periodo gubernamental en Agosto de 2004 la administración de la CDEEE dio los pasos necesarios para poner en ejecución el proyecto de la 345kV, iniciándose el mismo en el mes de Julio de El proyecto denominado Autopista Eléctrica Santo Domingo-Santiago L.T. 345 kv con una inversión 123, 800, con financiamiento externo y RD$ 621,436, con fondos propios (tasa 1EURO igual a 52 RD$), fue inaugurado el 21 de julio de Consta de 130 kilómetros de redes, 325 torres y dos grandes subestaciones de 2x400 y 2x600 MVA (El Naranjo en Santiago y Julio Sauri en los Montones, San Cristóbal). 32

33 Subestación El Naranjo 345/138 kv LT 345 kv Autopista Eléctrica Subestación Julio Sauri 345/138 kv 33

34 Más abajo se detallan los proyectos de la Gestión de la empresa en el período comprendido entre enero y diciembre del año 2011: PROYECTOS DE SUBESTACIONES Los proyectos de subestaciones más relevantes en este periodo fueron los siguientes: Subestación San José de las Matas (SAJOMA) 69/12.5 KV, 5-7 MVA Esta subestación está en servicio desde mayo de Consta de un campo de línea 69 KV conectado directamente a la línea de transmisión. El montaje y obra civil fue realizado por la Dirección de Mantenimiento de Subestaciones de la ETED. Este proyecto tuvo una inversión de RD25,288, El objetivo del mismo fue Proveer energía confiable y de calidad al municipio de San José de las Matas, provincia Santiago, y zonas aledañas. 34

35 Subestación Elías Piña 69/12.5 KV, 5 MVA y Ampliación Subestación SJM 69/34.5 /12.5 KV Esta subestación inicio en el 2003 y fue puesta servicio desde el 2008, consta de un campo de línea 69 KV conectado directamente a la línea de transmisión. El montaje de los equipos fue realizado por la Dirección de Mantenimiento de Subestaciones de la ETED con una inversión de RD16,859, El objetivo del mismo es proveer energía confiable y de calidad al municipio fronterizo del Comendador, provincia Elías Piña, como forma promover el desarrollo de esta deprimida zona. Ampliación Subestación 138kV Hainamosa La ampliación inició en 2007 y finalizó en 2008, consistió en la construcción de la ampliación de dos (2) campos de línea 138 kv, totalmente equipados, y todas las obras civiles asociadas. El objetivo fue mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), permitiendo la interconexión de la subestación Hainamosa 35

36 con las subestaciones Palamara 138 kv y Los Mina 138 kv. La inversión de este proyecto fue de RD$ 2,105, Ampliación subestación Canabacoa 138 kv La ampliación inició en 2007 y finalizó en 2009, consistió en la construcción de dos (2) Campos de Línea 138 kv y todas las obras civiles asociadas.. Este proyecto contó con una inversión de RD$ 8,660, El objetivo fue mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) permitiendo la interconexión de la subestación Canabacoa con la subestación El Naranjo. Ampliación subestación Palamara 138 kv La ampliación inició en 2007 y finalizó en 2009, consistió en la construcción de dos (2) Campos de Línea 138 kv y todas las obras civiles asociadas. El objetivo fue mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) permitiendo la interconexión de la subestación Palamara con la subestación Julio Sauri. Para este proyecto se invirtieron RD$ 3,510,

37 Construcción de una Subestación a 69kV en el Municipio de Duvergé La construcción inició en 2009 y finalizó en 2010, consistió en la construcción de una subestación a 69 kv con tres (3) Campos de líneas 69 kv, un (1) edificio de control y otras obras civiles complementarias. Para esta obra se realizó una inversión de RD$29,553, El objetivo del mismo fue abastecer el crecimiento constante de la carga en la zona, mejorando la continuidad y calidad del servicio. Ampliación Subestación Itabo Gas La ampliación inició en 2007 y finalizó en 2010, consistió en la construcción de dos (2) Campos de líneas 138 kv, tipo convencional, totalmente equipados. La inversión total de este proyecto fue de RD$37,083, El objetivo fue interconectar las líneas de transmisión del 2do. Anillo 138 kv de santo domingo, l.l.t.t. 138 kv Itabo gas UASD e Itabo Gas Paraíso, con el complejo de generación de Itabo en Haina. 37

38 Ampliación Subestación 138kV Los Minas La ampliación inició en 2010 y finalizó en 2011, consistió en la construcción de la ampliación de dos (2) campos de línea 138 kv, totalmente equipados, y todas las obras civiles asociadas. Este proyecto es una obra complementaria al Proyecto Autopista Eléctrica 345 kv. La inversión realizada para esta obra fue de $ 4,800, El objetivo fue mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), permitiendo la interconexión de la subestación Los Mina 138 kv con las subestaciones Palamara 138kV y Hainamosa 138 kv. PROYECTOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Construcción Líneas 138kV L.T. 138kV Copey Manzanillo El proyecto consistió la construcción de 6.5 km de líneas doble circuito, un conductor por fase AAAC MCM, Darien, y un cable de guarda para protecciones contra descargas atmosféricas Alumoweld 7 No. 9. El objetivo de la construcción de este tramo de línea fue acercar el anillo noroeste a la zona de Pepillo Salcedo, donde se construirá una S/E 138/12.5 kv para dar servicio de distribución a la zona y servir de respaldo a la construcción del proyecto de generación de 600 MW a 345 kv pendiente de instalarse en esta localidad. 38

39 El proyecto inició en junio de 2006 y la puesta en servicio fue en marzo de 2008, con una inversión de RD$2,732, L.T. 138 kv Arroyo Hondo - Palamara El proyecto consistió la construcción de km de líneas doble circuito, dos conductores por fase AAAC MCM, Darien y cable de guarda Alumoweld 7 No. 9. La construcción de esta línea tuvo como objetivo reforzar el enlace entre las subestaciones Palamara y Arroyo Hondo y llevar la S/E de Arroyo Hondo al nivel de tensión de 138 kv. El proyecto inició en el año 2002 y la puesta en servicio fue en enero de 2008 con una inversión de RD$157,294, L.T. 138 kv Arroyo Hondo Los Mina La construcción de km de línea doble/simple circuito, dos conductores por fase AAAC MCM, Darien y cable de guarda con fibra óptica (OPGW) de 48 fibras. La construcción de esta línea es para reforzar el enlace entre las subestaciones Los Mina y Arroyo Hondo. Una de sus ternas conjuntamente con las líneas 39

40 Arroyo Hondo Los Mina, Los Mina Hainamosa, reforzará el enlace desde la Región Este del país (la S/E Hainamosa) con el D.N y la zona norte, regiones que actualmente se interconectan con la L.T. 138 kv Hainamosa Palamara y Hainamosa Villa Mella Palamara, las cuales están en niveles de sobrecarga considerables. El proyecto inició en el año 2007 y finalizó 2010 con una inversión de 2,257, L.T. 138 kv Hainamosa-El Brisal: El proyecto consistió en la construcción de 6.03 km de línea doble circuito, un conductor por fase AAAC MCM, Darien y un cable de guarda para protección contra descargas atmosféricas, Alumoweld 7 No. 9. El objetivo de la construcción fue abrir la línea 138 kv Villa Duarte Hainamosa para alimentar en forma anillada la S/E El Brisal 138/12.5 kv, construida en las cercanías del Hipódromo, zona de gran crecimiento de la demanda de energía en la zona este de la provincia de Santo Domingo. El proyecto inició en 2006 y finalizó con la puesta en servicio en 2008 con una inversión de RD$15, 713, L.T. 138 kv Los Mina Hainamosa El proyecto consiste en la construcción de km de línea simple circuito, dos conductores por fase AAAC MCM, Darien y fibra óptica OPGW 48 fibras. 40

41 El objetivo es mejorar el enlace entre la S/E-Hainamosa y la S/E-Palamara y tener una confiabilidad operacional del sistema eliminando las sobrecargas existentes entre las Líneas 138 Kv que unen a ambas Subestaciones. El proyecto inició en el año 2007 y finalizo con la puesta en servicio en abril del 2012 con una inversión de 7, 587, L.T. 138 kv Julio Sauri - Pizarrete El proyecto consiste en la construcción de un tramo de línea de km compuestos por 137 apoyos doble circuito, dos conductores AAAC MCM Darien y cable de fibra óptica OPGW 24 fibras. El objetivo es reforzar el enlace Suroeste a Santo Domingo, eliminando las sobrecargas en la línea Valdesia Palamara y ampliando la capacidad de transmisión, mejorando la calidad del servicio prestado. El proyecto inició en 2007 y está previsto finalizar en el tercer trimestre del 2012 lleva una inversión de US$5,780, y RD$84,195, L.T. 138 kv Los Cocos Cruce Cabral Este proyecto consistió en la construcción de un tramo de línea de km compuestos por 205 apoyos en torres metálicas doble circuito, un conductor AAAC MCM por fase y cable de fibra óptica OPGW 24 fibras. Esta línea se construyó para evacuar la generación de los parques eólicos Juancho-Los Cocos y Quilvio Cabrera. 41

42 El proyecto inició en 2010 y finalizó con la puesta en servicio en agosto de 2011, la inversión fue realizada por EGEHAINA por lo que la empresa solo invirtió en la servidumbre, esta será pagada mediante el peaje de transmisión por un valor de US$ 9,621, 281. L.T. 138 kv Entrada a S/E- Los Mina. Este proyecto consistió en la construcción de un tramo de línea de 602 mts compuestos por 4 postes metálicos auto soportables para la adecuación de la línea para la entrada a la S/E Los Mina. Este tramo de línea se construyó para realizar la adecuación a la S/E Los mina para la entrada de la L.T 138 kv Arroyo Hondo Los Mina, desviando la línea 138 kv Timbeque II Los Mina a un campo nuevo construido y así aprovechar el campo existente para la nueva línea. El proyecto inició en 2010 y finalizó con la puesta en servicio en noviembre de 2011 con una inversión de 1, 467, L.T. 138 kv San Felipe Puerto Plata II Este proyecto consiste en la construcción de un tramo de línea de 1.50 km compuestos por 10 apoyos en torres y postes metálicos doble circuito, un conductor AAAC MCM Darien por fase y cable de guarda Alumoweld 7 No. 9. Esta línea se construirá para sustituir el enlace entre la generadora San Felipe y 42

43 la S/E Puerto Plata II, eliminando el tramo que pasa por encima de barrios poblados y protegiéndola por los embates de las olas del Océano Atlántico. El proyecto inició en 2011 y está previsto finalizar en el primer trimestre del 2012 con una inversión de US$52, y RD$20, 865, CONSTRUCCIÓN LÍNEAS 69KV L.T. 69 kv Baní Pueblo - Pizarrete Este proyecto consistió en la construcción de un tramo de línea de 3.2 km compuestos de postes Clase II simple circuito un conductor por fase AAAC MCM Darien y cable de guarda Alumoweld 7 No.9. Esta variante se ejecutó para retirar el tramo de línea existente que cruzaba por el sector Villa Aura que no guardaba la distancia de seguridad con respecto a las viviendas y mejorar las condiciones del cruce sobre el rio Baní. El proyecto inició en 2008 y finalizó con la puesta en servicio en mayo de 2009 con una inversión de RD$3, 591, L.T. 69 kv Boca Chica - Aeropuerto AILA Este proyecto consistió en la construcción de un tramo de línea de 3. km en postes de hormigón, un conductor AAAC MCM Darien y cable de guarda 7 No. 9 Alumoweld. Esta variante de la línea se construyó para trasvasar directamente la carga del Aeropuerto Internacional de Las Américas y de la zona franca Las Américas y 43

44 la S/E La Caleta a través de la continuación de la línea Boca Chica Multinodal Caucedo evitando el largo recorrido Boca Chica km 24 La Caleta, mejorando la confiabilidad y calidad en el servicio. El proyecto inició en 2010 y finalizó con la puesta en servicio en noviembre de 2011 con una inversión de US$117, y RD$10, 514, L.T. 69 kv San Luis San Isidro Este proyecto consiste en la construcción de un tramo de línea de km en postes de madera tratada clase H1, un conductor AAAC MCM Darien y cable de guarda 7 no. 9 Alumoweld. La construcción de este tramo de línea de transmisión a 69 kv, conjuntamente con la construcción del tramo Boca Chica Aeropuerto permitirá una gran flexibilidad operacional a las Subestaciones ubicadas en la zona de Hainamosa y Boca Chica (incluyendo los Aeropuertos Las Américas y San Isidro), permitiendo transvasar cargas consideradas estratégicas en caso de contingencias en una de las dos subestaciones alimentadoras. El proyecto inició en 2010 y finalizó con la puesta en servicio en julio de 2011 con una inversión de US$198, y RD$1, 000,

45 L.T. 69 kv CERINCA - NOVOPLAST. Este proyecto consiste en la construcción de un tramo de línea de km en postes de madera tratada clase H1 y postes metálicos un conductor AAAC MCM y cable de guarda Alumoweld 7 no. 9. Con la extensión del tramo de línea que alimenta la S/E CERINCA hasta las subestaciones NOVOPLAST y PLASTIFAR, se libera la nueva L2 construida a 138 kv y que actualmente está siendo operada a 69 kv, alimentando estas carga como un Tap en la actualidad. El proyecto inició en 2011 y está para finalizar en el tercer trimestre del 2012 con una inversión de US$137, y RD$1, 017, Construcción de caminos de acceso y estabilización de suelos para el desvío de la L.T. 69 kv Palamara Tap El Higüero. Este proyecto consiste en la construcción y estabilización de suelos de dos caminos de acceso donde serán colocadas en cada camino dos estructuras (TH - 1BG y TH-5G) para el desvío de la línea. Este desvío tiene por objeto garantizar la seguridad de la línea con la adecuación de los caminos y estabilización de suelos. El proyecto inició en 2011 y está previsto finalizar en abril del 2012 con una inversión de RD$5, 216,

46 Proyecto Banco Mundial (L.T. 69 kv) Este proyecto consiste en la reconstrucción de 5 líneas de transmisión a 69 kv: Cruce de Cabral Las Damas Cruce Cabral Vicente Noble Cruce Km. 15 de Azua Sabana Yegua Sabana Yegua San Juan Haina Galería infiltración CAASD Estas líneas están diseñadas en postes de Madera Clase H1 y Torres Metálicas en celosía, con un conductor AAAC MCM Darien por fase y cable de guarda 7 no. 9 Alumoweld. El objetivo es restaurar las líneas que fueron afectadas por la tormenta Noel y Olga. El proyecto inició en 2011 y está previsto finalizar en el cuarto trimestre del 2012 con una inversión de US$10, 615, Para el tercer trimestre del año 2012 se tiene previsto el inicio del proceso de licitación de los siguientes proyectos: Construcción subestación Hato Mayor 138/69 kv Construcción subestación San Cristóbal Norte 138 kv Construcción subestación Bonao III 345 kv Ampliación subestación Buena Vista (La Romana) 69 kv Ampliación subestación Playa Dorada 69 kv Ampliación subestación CSJ (km. 15 de Azua) 69 kv Subestación de maniobra en tramo Aeropuerto La Union Sosúa 69 kv 46

47 ESTUDIOS Y ANÁLISIS DEL SISTEMA En lo referente a la planificación de proyectos de transmisión y enlaces eléctricos, con el fin de hacer más eficiente la transmisión de energía y garantizar el desarrollo sostenido del SENI se han realizado las diversas actividades. A continuación le presentamos las más relevantes del periodo : 2008 Estudio del Comportamiento Sistema de Transmisión con la Inyección de 600 MW en Palenque, con el Traslado y Despacho de Victoria I, con el Despacho de la Generación de la Zona Este y con la Interconexión de Parque Eólico Juancho. Estudio de las Condiciones de Bajo Voltaje del Sistema de Transmisión Zona Norte Evaluación y Análisis del Estudio de Penetración Eólica en las Redes de República Dominicana. Evaluación y Análisis del Estudio de Actualización del Plan de Expansión y Compensación de Reactiva del Sistema de Transmisión. Análisis de la integración al SENI de la central hidroeléctrica de Las Placetas con 87 MW. Estudios de flujo de carga y cortocircuito de la interconexión de 102 MW en la Zona del Timbeque, 2010 Estudio para la inyección de 1200 MW nuevos en el SENI a Carbón. Estudio de flujo de cargas para la inyección de 100 MW nuevos en el área de: Boca Chica, en Navarrete 138 kv,en Puerto de Haina y 100 adicionales en Itabo TG 138 kv. Estudio de flujo de cargas para la inyección de 34 MW vía la línea 69 kv del Puerto Multimodal Caucedo. Estudio de flujos de potencia para la inyección de 100 a 150 MW a través de la línea nueva 138 kv Arroyo Hondo Los Mina Hainamosa 2011 Estudio de flujos de cargas y cortocircuito de la interconexión de la línea 138kV Palamara Arroyo Hondo Los Mina Hainamosa y para la interconexión de la subestación Duvergé. Análisis del estudio de interconexión 138kV Parque Eólico Juancho Los Cocos con 33.5 MW Análisis interconexión hidroeléctrica Palomino vía las redes 69kV a desarrollarse en la zona; Análisis de la inyección provisión de la generación de Seaboard en Timbeque I. Estudio de acceso a las redes de alta tensión de la ETED(flujo de cargas, cortocircuitos y estabilidad) de la central hidroeléctrica Palomino. Revisión del Análisis de la aplicación del criterio N-1 en la operación del SENI 2012 Estudio de flujo de cargas, cortocircuito y estabilidad de una central de generación de 350 MW a ser desarrollado en Bahía de Ocoa, Azua por la empresa CONSTRUCTORA ODEBRECHT y de la central de generación de 300 MW a ser desarrollado en Sabana Grande de Palenque, San Cristóbal, denominada Central Eléctrica La Altagracia. Estudio de inyección de generación en la zona este, tomando en cuenta las restricciones del SENI o flowgates. Elaboración de los términos de referencia para realizar la licitación del levantamiento en campo de toda la infraestructura de transmisión a 69, 138 y 345kV (Todas las líneas y subestaciones 69, 138 y 345kV en la Geografía Nacional). Actualmente se esta trabajando en la revisión del Plan de Expansión de Transmisión , conjuntamente con la firma consultora DECON. Este plan de expansión esta siendo coordinado con todas las autoridades y agentes del sector energético dominicano: CNE, SIE, CDEEE, OC, EDESUR, EDENORTE Y EDEESTE. Se espera que para mediados de agosto 2012 se obtenga al menos un borrador del informe final. 47

48 GESTIÓN DE MEDIO AMBIENTE Para el periodo se gestionaron las autorizaciones requeridas para poder construir los proyectos planificados por la ETED, obteniendo las no objeciones Municipales y las Licencias, Permisos y Constancias emitidas por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales, para cada proyecto en particular. Entre los cuales mencionamos los siguientes: LT 138 kv S/E Arroyo Hondo S/E Los Mina S/E Hainamosa LT 138 kv S/E Julio Sauri S/E Paraíso LT 345 kv S/E Julio Sauri S/E El Naranjo LT 138 kv S/E El Naranjo S/E Navarrete LT 138 kv S/E El Naranjo S/E Canabacoa LT 138 kv S/E Pizarrete S/E Cruce del 15 de Azua LT 138 kv S/E Cruce del 15 de Azua S/E San Juan de la Maguana LT 138 kv S/E Navarrete S/E Puerto Plata II LT 69 kv S/E Cruce Cabral S/E Duvergé S/E Jimaní LT 138 kv S/E Pizarrete S/E Julio Sauri LT 345 kv S/E Julio Sauri S/E Hatillo, Azua LT 138 kv S/E Julio Sauri S/E Paraíso LT 345 kv S/E Julio Sauri S/E El Naranjo LT 138 kv S/E Navarrete S/E Puerto Plata II LT 69 kv financiadas por el Banco Mundial LT 69 kv San Luis San Isidro LT 69 kv NOVOPLAST CERINCA LT 69 kv, Rehabilitación Proyectos financiados por el Banco Mundia LT 69 kv Palamara INCA, entre otros LT 345 kv S/E El Naranjo S/E Pepillo Salcedo LT 138 S/E Cruce de Cabral S/E Los Cocos (Juancho) 48

49 GESTIÓN OPERACIONES DEL SENI 49

50 GESTIÓN DE OPERACIÓNES DEL SENI La ETED es responsable de la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), monitoreándolo mediante el Sistema de Control y Adquisición de Data (SCADA), registrando y controlando los principales parámetros del mismo. Es conveniente observar que en el año 2008 al igual que en 2007, el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado fue afectado por la ocurrencia de varios eventos que en épocas anteriores pudieron haber provocado el colapso total del mismo, esta mejoría se pudo lograr gracias al esfuerzo de todos los equipos que intervienen en la operación diaria del Sistema como son el CCE, OC, la SIE y otros, pero especialmente, gracias al esfuerzo mancomunado de todo el equipo de la empresa ETED. Como un indicador de la situación actual de la operación del SENI se destaca la calidad de la frecuencia según el artículo 150 del Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad. 50

51 A continuación se presenta el comportamiento de los indicadores de la Calidad del servicio y producto de transmisión: INDICADORES DE GESTIÓN Mejoras en la Calidad de la Frecuencia El artículo 150 del Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad establece que la frecuencia nominal del SENI debe ser de 60 Hertz, y que las condiciones técnicas para regular la frecuencia en dichos sistemas deben ser tales que ésta debe permanecer como mínimo el 99 % del tiempo dentro del rango exigente de y Hertz, y el 99.8 % del tiempo dentro del rango más laxo de y Hertz. Para el año 2011, se tuvo un ligero descenso en la calidad de la frecuencia, % Tiempo de la Frecuencia dentro del rango establecido Hz Hz 61.8% 83.8% 87.2% 66.4% 96.4% 81.1% 91.8% 95.7% 80.2% 71.9% ago jun-12 debido principalmente a la gran cantidad de horas que estuvieron fuera de línea algunas de las principales centrales generadoras por mantenimiento, aunque para 51

52 este año 2012, la situación ha mejorado sustancialmente, como se muestra a continuación: Del gráfico anterior se observa que a pesar del incumplimiento de los estándares de calidad establecidos en la normativa, la calidad de la frecuencia ha mejorado a partir del año Los gráficos siguientes muestran el comportamiento de la frecuencia para los dos rangos exigidos por la Ley. El incremento en la calidad de la frecuencia es considerablemente notorio: Hz Gráfico comportamiento frecuencia del SENI antes de la entrada en vigencia de la regulación de frecuencia Hz :00 4:06 4:12 4:18 4:24 4:30 4:36 4:42 4:48 4:54 Gráfico comportamiento frecuencia del SENI después de la entrada en vigencia de la regulación de frecuencia 52

53 Salidas totales del SENI Durante el periodo ocurrieron varios eventos de gran magnitud que afectaron sensiblemente la estabilidad del SENI, sin embargo, solo en el año 2009 se produjeron 2 colapsos totales. La ocurrencia de estos eventos se debió a que en esos momentos el SENI no contaba con suficiente reserva para la regulación primaria y secundaria de frecuencia. BLACK OUTS REGISTRADOS EN EL SENI Del 17/AGO/2000 al 16/Ago/2004 Día Semana Fecha Hora Miércoles 9-Feb-00 16:47 Sábado 25-Mar-00 19:19 Domingo 13-Ago-00 11:55 Domingo 13-Ago-00 19:22 Viernes 25-Ago-00 13:35 Sábado 2-Sep-00 15:50 Lunes 9-Oct-00 7:01 Viernes 08-Dic-00 8:33 Sábado 2-Jun-01 14:27 Jueves 28-Jun-01 15:53 Martes 6-Nov-01 6:51 Domingo 18-Nov-01 16:36 Jueves 22-Nov-01 12:40 Martes 27-Nov-01 3:15 Sábado 9-Mar-02 20:08 Martes 19-Mar-02 11:50 Domingo 24-Mar-02 1:46 Viernes 26-Jul-02 12:40 Sábado 04-Ene-03 0:53 Miércoles 06-Ago-03 3:19 Sábado 7-Sep-03 13:03 Sábado 11-Oct-03 3:03 Domingo 22-Feb-04 3:40 Jueves 25-Mar-04 14:05 Domingo 08-Ago-04 14:40 Lunes 09-Ago-04 14:11 Martes 10-Ago-04 15:47 Del 17/AGO/2004 al 16/Ago/2008 Día Semana Fecha Hora Lunes 23-Ago-04 15:01 Martes 7-Sep-04 13:56 Lunes 13-Sep-04 16:14 Martes 21-Sep-04 3:21 Viernes 24-Sep-04 3:53 Miércoles 9-Mar-05 13:15 Jueves 18-Ago-05 8:27 Viernes 19-Ago-05 10:46 Sábado 20-Ago-05 11:05 Miércoles 7-Sep-05 13:11 Lunes 29-Oct-07 0:52 11 Blackouts Del 17/AGO/2008 al 09/Mar/2011 Día Semana Fecha Hora Miércoles 15-Jul-09 11:34 Miércoles 2-Sep-09 18:03 2 Blackouts 27 Blackouts NO HAN HABIDO BLACKOUTS EN EL SENI DESDE EL 3 SEPTIEMBRE DEL 2009 (2.5 AÑOS). 53

54 Salida SENI 15 de julio, 2009 El miércoles 15 de julio de 2009 a las 11:34 horas, se produjo un colapso total del SENI, el cual se inició con la salida intempestiva de la turbina de gas de la Central AES Andrés con 175MW por problemas internos, a cuya salida le sucedieron salidas no justificadas de otras centrales generadoras, como CESPM II, que produjeron niveles críticos de baja frecuencia, la cual no fue recuperada por el Sistema de Deslastre de Carga, y la respuesta de la regulación primaria de frecuencia de las demás centrales generadoras conectadas al SENI provocando el colapso total. Salida SENI 02 de septiembre 2009 El día 02 de septiembre de 2009 a las 18:03 horas, se produjo el colapso total del SENI, al abrirse el interruptor 138Kv de la línea que interconecta la Subestación interconexión Andrés hacia la planta AES Andrés, momento en el cual dicha planta aportaba al sistema unos 285 MW y brindaba el servicio de regulación primaria de frecuencia, a cuya salida le sucedieron otras centrales generadoras, como Cogentrix, San Felipe, además de Itabo I y II, produciendo una baja frecuencia que generó un desbalance entre la generación y la demanda abastecida que provocó finalmente un colapso total en el SENI. 54

55 A partir de este evento, los diferentes agentes del MEM (generadoras, transportista y distribuidoras) tomaron las medidas necesarias a los fines de emitir la repetición de eventos similares. Indicadores de Calidad de servicio Periodo Durante los años 2008 al 2010, los indicadores TFG y DTG mantuvieron una tendencia decreciente, sin embargo para el 2011, en el caso del TFG, se nota un incremento considerable fruto de la gran cantidad de averías y fallas transitorias registradas en el Sistema de Transmisión. Tasa de Falla Global (TFG): Se refiere al número de salidas de tipo forzadas que han tenido en el año, pero que se analizarán mensualmente, para un determinado nivel de tensión y una categoría dada cada TFG 69 KV 138 KV 345 KV Km. de red

56 Duración Total de Fallas Global DTG (DTG) Se refiere a la duración total promedio de tipo forzadas que las KV 138 KV 345 KV líneas han tenido en un mes para un determinado nivel de tensión Disponibilidad del Sistema de Transmisión: es el cociente entre el número total de horas disponibles de los circuitos (referidos a 100km) del mismo nivel de tensión y el número de horas calendario del mismo periodo % 99.90% 99.80% 99.70% 99.60% 99.50% 99.40% 99.30% 99.20% 99.10% 99.00% Disponibilidad 99.76% 99.76% 99.75% 99.64% 99.52% 99.54% 99.48% 99.34% % 69 KV 138 KV 345 KV Índice de Cumplimiento de los Programas de Mantenimiento Avance del programa de Mantenimiento por Área % 73% 85% 83% 83% 85% 79% 83% 50% 53% 47% 30% REDES SS/EE C&P

57 Indicadores de Calidad de servicio Periodo Enero-Mayo DTG KV 138 KV KV Enero Febrero Marzo Abril Mayo % 99.95% 99.90% 99.85% 99.80% 99.75% 99.70% 99.65% 99.60% 99.55% Disponibilidad % 99.96% 99.96% 99.96% 99.96% 100% 99.88% 99.87% 99.87% 99.88% 99.70% 99.70% 99.70% 99.70% 99.70% Enero Febrero Marzo Abril Mayo 69 KV 138 KV 345 KV Confiabilidad % 80.00% 99.96% % 99.96% 99.96% % 89.86% 89.68% 88.64% 87.87% 89.60% 77.60% 79.11% 76.38% 75.61% 79.69% 60.00% 40.00% 69 KV 138 KV 345 KV 20.00% 0.00% Enero Febrero Marzo Abril Mayo 57

58 Indicadores de Calidad del Producto Técnico Período Enero-Mayo 2012 Tensión: porcentaje del tiempo en que los niveles de tensión se mantuvieron dentro de los rangos ± 5% para las subestaciones que actualmente se están midiendo. La gráfica muestra los perfiles del comportamiento de los niveles de tensión para el período de tiempo : La mejoría considerable que se registró en el comportamiento de los niveles de tensión a 138kV a partir de 2011, se debe principalmente al dimensionamiento del sistema con la entrada en servicio de la Autopista Eléctrica 345 kv, lo que facilitó las condiciones para que las principales centrales generadoras operen en Modo Control Tensión en lugar de en Modo Control Factor De Potencia, que era la forma normal de operación de los generadores antes de la entrada en servicio de las líneas de transmisión a 345kV. 1.2 Regulación Tensión % 98.43% 100% 98% 100% 93.26% 92% 82.25% 84.18% % 57.59% 69 kv 138 kv kv

59 Energía No Suministrada En el 2008, la Empresa no pudo evitar la gran cantidad de energía no suministrada, principalmente por causas de congestión o sobrecarga. Toma particular interés los meses de Marzo, Abril, Mayo, Agosto y Septiembre, donde solamente el caso del mes de Agosto supera la totalidad de todos los años posteriores. Excluyendo al 2008 la tendencia de la Empresa en lo que respecta a la ENS ha sido a mantenerse cerca de los 55 GWh/año. Energía No Sumnistrada en MWH 200, , , , , , , , , , , , , , , MWH 59

60 SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y ADQUISICIÓN DE DATOS (SCADA) Implementación SCADA En Proyecto 2do Anillo 138 kv Este proyecto incluyó la inserción en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de cuatro nuevas subestaciones a 138 kv en el área metropolitana de la ciudad de Santo Domingo. Con la construcción de estas nuevas subestaciones se implementó su sistema SCADA correspondiente para el monitoreo y la operación de forma remota. Además, el proyecto incluyó la implementación por primera vez del protocolo de comunicación IEC a través de un nuevo sistema de fibra óptica para las Telecomunicaciones de los datos con el sistema central del SCADA. Proyecto Rehabilitación 1ra y 2da Fase SCADA El proyecto surge como solución a los inconvenientes de adaptación local presentados en las subestaciones automatizadas tanto en la 1ra como en la 2da fase del Proyecto CCE. Estos problemas son fruto de los trabajos realizados en dichas subestaciones ya sea como adición de nuevos campos, cambios de equipos o nuevas configuraciones de los mismos. 60

61 Comportamiento disponibilidad sistema central SCADA Para el año 2009 las mayorías de salidas del sistema estuvieron asociadas a fallas en los equipos que conforman el sistema central: UPS, Routers, Switches y servidores los cuales son equipos que ya se encuentran obsoletos. Las salidas del sistema en el año 2010 se produjeron, básicamente para realizar trabajos de mantenimiento al software y equipos del sistema central. En el 2011 de la disponibilidad del sistema central se redujo debido a la salida de servicio de varios equipos por la ocurrencia de descargas eléctricas en las instalaciones del Centro Control de Energía (CCE) en fecha 15 de septiembre y 14 de octubre del SCADA En Proyecto Autopista Eléctrica 345 kv El proyecto, ejecutado por la empresa SIEMENS, incluyó las la construcción de las subestaciones El Naranjo y Julio Sauri (345kv-138kV) y las ampliaciones de las subestaciones a 138kV existentes: Palamara, Hainamosa, Los Mina, Pizarrete y Canabacoa. Desde sus inicios, el personal que administra 61

62 el sistema SCADA de ETED estuvo totalmente involucrado en todas las actividades relativas a la integración de las señales. Al igual que en el Proyecto 2do Anillo 138kV, las señales de las subestaciones involucradas se implementaron a través de integración directa con los relés de protección. En esta ocasión se utilizó el protocolo de comunicación IEC Para la comunicación con el CCE se utilizó el protocolo de comunicaciones IEC a través del sistema de fibra óptica. 62

63 GESTIÓN MANTENIMIENTO DE REDES

64 GESTIÓN DE MANTENIMIENTO DE REDES Durante el periodo se han realizado una gran cantidad de actividades en la dirección de mantener la disponibilidad, seguridad y la calidad del servicio prestado por esta Empresa. Entre estas actividades se encuentran el cambio de 1,734 postes de madera, 2,665 crucetas, 65,152 aisladores, ejecución de 80,433 vanos de poda y se han repuesto más de seis mil (5,890) piezas sustraídas por actos vandálicos a las torres metálicas. Otras actividades de importancia a destacar son las realizados a la reposición y rehabilitación de cables de aterrizaje a las bases de las torres, los desvíos realizados a las líneas para aumentar su seguridad, como es el caso del realizado al cruce sobre el rio Ocoa, en la línea 69 kv 15 de Azua-Pizarrete, asi como, la reposición del Sistema de Transmisión Nacional por el paso de las tormentas Noel y Olga (2008) y las tormentas Irene y Emily (2011). A demás se ejecutó en el periodo de referencia el cambio de aislamiento a la a diferentes líneas 138 kv, como Romana-Higuey-El Seíbo, 15 de Azua-Barahona, Palamara-Bonao-Canabacoa y otras al nivel de tensión a 69 kv, como es el caso de la LT 69 kv Playa Dorada-Sabaneta de Yásica,15 de Azua-Cruce de Cabral, Inca-Cítricos, Boca Chica Base Aérea y Pizarrete Madre Vieja.

65 Cabe resaltar el aporte ofrecido en el 2010, cuando a raíz del terremoto ocurrido en Haití, las brigadas de Redes y Subestaciones realizaron todas las inspecciones a las instalaciones eléctricas y se involucraron en el proceso de rehabilitación. Además se han interconectado al SENI más de 30 nuevas Subestaciones e igual cantidad de desvíos importantes. Para realizar estas actividades se ha incurrido en gastos ascendentes a RD$ Novecientos Setenta y Cinco Millones Cuatrocientos Noventa y Tres Mil Ochocientos Cuarenta y Nueve Pesos con 15/100 (RD$ 975,493,849.15) de una presupuesto aprobado de (RD$1,342,319,310.05) para una ejecución de 72.67% para el periodo 2008-mayo A continuación se presenta un resumen de las actividades realizadas y del cambio de elementos en las estructuraras de las redes del periodo : Postes Total Gerencia 69Kv D.N Gerencia 138Kv D.N Gerencia Zona Norte Gerencia Zona Nordeste Gerencia Zona Sur Gerencia Zona Este TOTAL ,734

66 Crucetas Total Gerencia 69Kv D.N Gerencia 138Kv D.N Gerencia Zona Norte Gerencia Zona Nordeste Gerencia Zona Sur Gerencia Zona Este TOTAL ,665 Gerencia 69Kv D.N. Gerencia 138Kv D.N. Gerencia Zona Norte Gerencia Zona Nordeste Aisladores Total 1, , ,337 12,805 7,059 1,755 9, ,211 1,592 7, , , ,164 Gerencia Zona Sur 958 1, ,633 Gerencia Zona Este TOTAL 16,793 17,219 4,997 13,007 13,136 65,152 Gerencia 69Kv D.N. Gerencia 138Kv D.N. Gerencia Zona Norte Gerencia Zona Nordeste Vanos de Poda Total 4,770 4,748 4,579 2,782 1,740 18,619 3,632 2,953 2,360 1, ,670 4,084 3,342 3,481 3,198 1,613 15,718 2,507 2,114 2,128 2,543 2,151 11,443 Gerencia Zona Sur 2,464 3,082 3,920 4,086 2,076 15,628 Gerencia Zona Este 2,096 1,761 1,440 1, ,355 TOTAL 19,553 18,000 17,908 15,658 9,314 80,433

67 Piezas repuestas Total Gerencia 69Kv D.N Gerencia 138Kv D.N , ,940 Gerencia Zona Norte ,633 Gerencia Zona Nordeste Gerencia Zona Sur Gerencia Zona Este TOTAL 834 1,644 1,476 1,936 2,950 5,890 Salidas por Averías: niveles de tensión 69kV y 138kV # Salidas Tiempo Fuera ( HH) TOTAL Años 138kV 69kV 138kV 69kV Salidas Horas , , , , ,032 1, , ,086 1, Salidas por Mantenimiento: niveles de tensión 69kV y 138kV # Salidas Tiempo Fuera ( HH) TOTAL Años 138kV 69kV 138kV 69kV Salidas Horas , , , , , Como podemos observar en el cuadro anterior las salidas por avería incrementaron en los niveles de tensión kV en el año 2011 producto del

68 incremento de las salidas transitorias que muchas veces ocurren por descargas atmosféricas, a esto también agregamos que algunas redes como el caso de las líneas 69kV Romana Higuey y Romana Pintao en tiempo de sequia y por causa de quema de caña en la zona los aisladores acumulan una gran cantidad polvillo, los cual hace que esto disminuyan su capacidad de aislamiento y se produzcan muchos disparos transitorios en la zona. En el caso de la 138kV las salidas transitorias son producto de condiciones climáticas de mal tiempo y otras veces fueron por problemas de coordinación de protecciones, problema que está en proceso de solución por el OC y la ETED, a través de un plan conjunto de ajustes e instalaciones de nuevos relés. (Ver cuadros de justificación salidas más abajo). Con relación a la salidas por mantenimiento en el año 2011 sucede lo contrario, ya que notamos que hay una reducción en las salidas; esto es producto de una mejoría en la gestión de los mantenimientos, del monitoreo a los planes de trabajos de las Direcciones que componen el proceso de mantenimiento (Redes, Subestaciones y Controles)así como las salidas de la Dirección de Proyectos, las distribuidoras y las generadoras donde se aprovechan salidas propuestas por cada una de estas instancias y se optimizan estas, a los fines de reducir la cantidad de energía no servida y la calidad del servicio en general.

69 GESTIÓN MANTENIMIENTO SUBESTACIONES

70 GESTIÓN MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES. El Mantenimiento de Subestaciones se concentro en la aplicación de los Mantenimientos Predictivos, Preventivos y Correctivos a todos los equipos de SS/EE de la ETED, así como a las subestaciones compartidas con otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La modernización de las subestaciones y la ejecución del plan de mantenimiento son factores que han contribuido a una gran reducción de las averías y disparos de interruptores, y también a la eliminación de puntos rojos en las conexiones de barras y salidas de líneas. La Instalación de Nuevos Equipos, Rehabilitación de SS/EE y la Ejecución de los Mantenimientos Mayores, son los factores más importantes que han contribuido para dar más estabilidad al STN. En este lapso de tiempo hemos realizado 6,394 Inspecciones y ejecutado 2,175 Mantenimientos, para un total de actividades ejecutadas de 8,569, destacándose los mantenimientos a Barras y Autotrafos con un total de 174, 58 Autos, 76 Barras 69kV y 40 Barras 138kV.

71 El total de actividades Ejecutadas por Zona se detalla de la siguiente manera: Zona Inspecciones Mantos Total % StoDgo 2, , % Este 1, , % Sur 1, , % Norte 1, , % Total 6,394 2,175 8, % En este mismo lapso de tiempo la S/E Timbeque I 69kV se rehabilitó en prácticamente todos sus componentes, adecuando la misma para un óptimo funcionamiento. La Instalación de Nuevos Equipos, Rehabilitación de SS/EE y la Ejecución de los Mantenimientos Mayores, son los factores más importantes que han contribuido para dar más estabilidad al STN, también se rehabilitaron las SS/EE de Canabacoa 69kV y Barahona 69kV. S/E Timbeque I 69kV En las Subestaciones Invivienda 69kV y Km kV se Dividieron las Barras, con esto logramos una mejor distribución en el manejo de la carga para estabilizar los flujos y reducir sobrecarga en las líneas.

72 Se repotenciaron las siguientes SS/EE: S/E Zona Trafo Antiguo Nuevo Romana Este 70 MVA 100 MVA Pizarrete Sur 100 MVA 125 MVA En este periodo se han instalados los siguientes autotransformadores: S/E Boca Chica 80MVA S/E Metropolitano 80MVA SPM 1 125MVA S/E Pizarrete 125MVA. Se han adquirido interruptores nuevos en sf6 para sustituir los OCB y chuchillas con mando motorizado. Nuestra principal meta desde el inicio ha sido la de sustituir la generalidad de equipos cuya vida útil haya caducado. Actividades realizadas por zona - años Inspecciones Visuales y Termográficas. Zona (Ene-Agosto) Técnicas Termog Técnicas Termog Técnicas Termog Técnicas Termog Técnicas Termog StoDgo Este Sur Norte Total , ,

73 Mantenimientos mayores (autotrafos y barras) por Año Descripción Total Autotrafo Barra 69kV Barra 138kV Total El Año de mayor ejecución ha sido el Mantenimientos mayores detalle por año. AÑO Descripción StoDgo Este Sur Norte Total Autotrafo Barra 69kV Barra 138kV Total La Mayor cantidad de Mantenimiento se ejecutó en la Zona Norte con 10, seguida por la Zona Este con 9, StoDgo con 6 y la Zona Sur con 5. Por nivel de tensión la mayor cantidad de ejecución asciende a 10 en las Barras 69kV y 8 en las Barras 138kV. Se intervinieron 12 Autotransformadores.

74 Subestaciones donde se Ejecutaron Mantenimientos a Barras y Autotrafo Falconbridge Barra 69kV y al Transformador 11. Hainamosa Barra 69kV y TT2. Autotransformador 2. Falconbridge Barra 138 kv y al Transformador 12. Hainamosa ½ Barra 138kV y TT3. Autotransformador 3. Bonao II Barra 69kV y Autotransformador. 13. Haina V Barra 138kV y Autotransformador. 4. Puerto Plata I Barra 69kV y Autotransformador. 14. Haina III y IV Barra 69kV 5. Zona Franca Santiago Barra 69kV y 15. Capotillo Barra 69kV Autotransformador 6. San Pedro I 138/69kV - Autotransformador. 16. Km. 10 ½ Barra 69kV 7. Romana 138kV - Autotransformador. 17. La 40 Barra 69kV 8. Boca Chica Barra 69kV 18. Matadero ½ Barra 138kV. 9. Higuey Barra 138kV de Azua Barra 69kV y Autotransformador. 10. El Seibo Barra138kV. 20. S/E Móvil 138/69kV y Autotransformador. AÑO Descripción StoDgo Este Sur Norte Total Autotrafo Barra 69kV Barra 138kV Total La Mayor cantidad de Mantenimiento se ejecutó en la Zona Norte con 13, seguida por la Zona de StoDgo con 7, Sur con 2 y la Zona Este con 1. Por nivel de tensión la mayor cantidad de ejecución asciende a 10 en las Barras 69kV y 4 en las Barras 138kV. Se intervinieron 9 Autotransformadores. Subestaciones donde se Ejecutaron Mantenimientos a Barras y Autotrafo 09

75 Subestaciones donde se Ejecutaron Mantenimientos a Barras y Autotrafo 09 1 S/E Haina - Mantenimiento Mayor al Autotrafo 13 S/E Palamara - Mantenimiento Mayor a la Barra 138kV. Rehabilitacion de Secciondores de Barra. 2 S/E Canabacoa 138/69kV -Mantenimiento Mayor al Autotrafo 14 S/E SPM 1 - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV 3 S/E Bonao II 138/69kV - Mantenimiento Mayor al Autotrafo 15 S/E La Vega - Mantenimiento Mayor a la Barra 4 S/E Haina 138/69kV - Mantenimiento Mayor al Autotrafo Correccion fuga de aceite y Desmonte de Radiador. 69kV 16 S/E Bonao II - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV 5 SFM 138/69kV - Mantenimiento Mayor al Autotrafo 17 S/E Salcedo -Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV 6 S/E Puerto Plata II 138/69kV - Mantenimiento Mayor al Autotrafo 18 S/E Samana - Mantenimiento Mayor a la Barra 138kV 7 Puerto Plata I - Mantenimiento Mayor al Autotrafo 19 S/E Mao - Mantenimiento Mayor a la Barra 138kV 8 SFM - Mantenimiento Mayor al Autotrafo 20 S/E Arroyo Hondo - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV 9 Metropolitano - Mantenimiento Mayor al Autotrafo 80MVA 21 Palamara - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV 10 S/E Navarrete - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV y a los 3 campos de lineas 22 Los Mina - Mantenimiento Mayor a la Barra 138kV 11 S/E Nagua - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV 23 Metropolitano - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV 12 S/E Palamara - Mantenimiento Mayor a la Barra 69kV AÑO Descripción StoDgo Este Sur Norte Total Autotrafo Barra 69kV Barra 138kV Total La Mayor cantidad de Mantenimiento se ejecutó en la Zona Norte con 19, seguida por la Zona de StoDgo con 14, Sur con 9 y la Zona Este con 7. Por nivel de tensión la mayor cantidad de ejecución asciende a 17 en las Barras 69kV y 16 en las Barras 138kV. Se intervinieron 16 Autotransformadores.

76 Subestaciones donde se Ejecutaron Mantenimientos a Barras y Autotrafo 10 1 SPM I Barra 69kV y Autotrafo 19 Sánchez Barra 138kV 2 Boca Chica Barra 69kV y Autotrafo 20 Samaná Barra 138kV 3 El Seybo Barra 138kV 21 Los Mina I Barra 69kV 4 Romana Barra 69kV y Autotrafo 22 Timbeque II Barra 69kV y Autotrafo 5 Navarrete Barra 138kV 23 Hainamosa 1/2 Barra I y II 138kV 6 Navarrete Barra 69kV 24 Palamara 1/2 Barra 69kV 7 Dajabon Barra 138kV 25 Hainamosa Barra 69kV y Autotrafo 8 Montecristi Barra 138kV 26 Villa Duarte Autotrafo 9 Salcedo Barra 138kV 27 Embajador Barra 138kV 10 Zona Franca Barra 69kV 28 Matadero 1/2 Barra Sur 138kV 11 Puerto Plata II Barra 69kV y Autotrafo 29 Metropolitano Barra 69kV y Autotrafo 12 Canabacoa Barra 69kV y Autotrafo 30 Palamara Barra 138kV y Autotrafo 13 Canabacoa 1/2 Barra 138kV 31 Haina Barra 138kV y Autotrafo 14 Pimentel Barra 69kV 32 Pizarrete Autotrafo 15 Bonao 2 Barra 69kV 33 Pizarrete Barra 69kV y Autotrafo 16 Nagua Barra 138kV 34 Haina 3-4 Barra 69kV y Autotrafo 17 Moca Barra 138kV 35 Haina V Barra 138kV y Autotrafo 18 Puerto Plata I Barra 69kV y Autotrafo AÑO Descripción StoDgo Este Sur Norte Total Autotrafo Barra 69kV Barra 138kV Total La Mayor cantidad de Mantenimiento se ejecutó en la Zona Norte con 20, seguida por la Zona de StoDgo con 16, Sur con 13 y la Zona Este con 9. Por nivel de tensión la mayor cantidad de ejecución asciende a 29 en las Barras 69kV y 10 en las Barras 138kV. Se intervinieron 19 Autotransformadores.

77 Subestaciones donde se Ejecutaron Mantenimientos a Barras y Autotrafo 11 1 S/E Timbeque 2 - Autotrafo 26 Nagua - Barras 138 kv 2 S/E Timbeque 2 - Barra 69kV 27 Nagua - Barras 69 kv 3 S/E Hainamosa - Autotrafo 28 Navarrete - Barra 69kV 4 S/E Hainamosa - Barra 69kV 29 S/E Mao 138kv - Barra 5 S/E Arroyo Hondo 69kv - Barra 30 Bonao 2 - Autotrafo 6 S/E Villa Duarte - Autotrafo - Barra 138kV 31 Bonao 2 - Barra 69kV 7 S/E Movil 138/69kV 32 S/E Puerto Plata 2 - Autotrafo 8 Multiquimica - Barra 69kV 33 S/E Puerto Plata 2 69kV - Barra 9 Pizarrete - Autotrafo 34 S/E Playa Dorada 69kV - Barra 10 Pizarrete - Barra 138kV 35 S/E Pizarrete 69kv - Barra 11 S/E Haina V Barra 138kV 36 Pizarrete - Autotrafo 12 San Juan I - Barra 69kV 37 S/E Haina Autotrafo 13 S/E Haina kV - Barra 38 S/E Haina Barra 69kV 14 Canabacoa - Autotrafo 39 SPM I - Barra 138kV 15 S/E SFM - Autotrafo - Alta y Baja 40 Boca Chica Autotrafo 16 S/E Puerto Plata 1 - Autotrafo 41 Boca Chica 138kV - Barra 17 Playa Dorada - Barra 69kV 42 Boca Chica 69kV - Barra 18 S/E Puerto Plata 1 69kv - Barra A 43 S/E SPM 1 - Autotrafo 19 S/E Puerto Plata 1 69kv - Barra B 44 S/E SPM 1 - Barra 69kV 20 S\E Boca Chica 69kV - Barra 45 S/E Matadero - Barra A 138kV 21 S/E Hainamosa - Autotrafo 46 S/E Matadero - Barra B 138kV 22 La 40 - Barra 69kV 47 S/E Cruce Cabral - Barra 69kV 23 S/E Bayona 69kV - Barra 48 S/E Falcon TT3 24 S/E Herrera Nueva 69kV - Barra 49 S/E Falcon TT3 - Barra 69kV 25 Nagua - Autotrafo 50 S/E El Seybo - Barra 138kV AÑO Descripción StoDgo Este Sur Norte Total Autotrafo Barra 69kV Barra 138kV Total La Mayor cantidad de Mantenimiento se ejecutó en la Zona Norte con 15, seguida por la Zona de StoDgo con 7, Este con 5 y la Zona Sur con 3. Por nivel de tensión la mayor cantidad de ejecución asciende a 29 en las Barras 69kV y 10 en las Barras 138kV. Se intervinieron 19 Autotransformadores.

78 Subestaciones donde se Ejecutaron Mantenimientos a Barras y Autotrafo 12 1 Boca Chica - Autotrafo 16 SPM 1 - Barra 69kV 2 Bonao 2 - Autotrafo 17 Boca Chica - Barra 69kV 3 Puerto Plata 2 - Autotrafo 18 Boca Chica - Barra 69kV 4 Zona Franca - Autotrafo 19 Bonao 2 - Barra 69kV 5 Canabacoa - Autotrafo 20 Navarrete - Barra 69kV 6 Nagua - Autotrafo 21 Puerto Plata 2 - Barra 69kV 7 Villa Duarte - Autotrafo 22 Puerto Plata I - Barra B 69kV 8 Pizarrete - Autotrafo 23 Canabacoa - Barra 69kV 9 Boca Chica - Barra 138kV 24 Playa Dorada - Barra 69kV 10 Sanchez - Barra 138kV 25 Multiquimica - Barra 69kV 11 Samana - Barra 138kV 26 La 40 - Barra 69kV 12 Gallera - Barra 138kV 27 Timbeque 1 - Barra 69kV 13 Nagua - Barra 138kV 28 Arroyo Hondo - Barra 69kV (Reconducción) 14 Hainamosa - 1/2 Barra 1-A 138kV 29 Villa Duarte - Barra 69kV 15 Pizarrete - Barra 138kV 30 Pizarrete - Barra 69kV Rehabilitaciones. Zona Sto. Dgo Este Sur Norte Total

79 Subestaciones donde se Realizaron Rehabilitaciones Año Subestación/ Actividad 2008 S/E Romana 69kv, se rehabilitó el banco de capacitores aportando 15.6 MVAR Haina - Campo de Transferencia, Rehabilitación campo de transferencia de barras, Reparación del Interruptor y dos juegos de Seccionadores S/E Pimentel Banco, Rehabilitación del Banco de Capacitores de 9,6 Mvar S/E Palamara-Citrico 69kv, Rehabilitación del Interruptor OCB Romana Pueblo, Rehabilitación Banco de Capacitores de 15,6 Mvar 2012 Campo de Línea PP1 Playa Dorada 69kV SPM1 SPM2 138kV Palamara Los Mina 138kV Palamara BNV 69kV SPM1 ½ Barra 138kV (Cambio de Bandeja) Instalaciones Nuevas y sustituciones. Zona Sto. Dgo Este Sur Norte Total

80 Instalaciones Nuevas y sustituciones. Detalle por año Interruptores S/E Haina V se reemplazó del interruptor BBC por uno Nuevo Siemens Campo138kv Itabo L1 Se instalaron 10 Interruptores de SF-6 a 69kv en sustitución de OCB Se rehabilitaron todos los interruptores de aceite hidráulico que tenían fuerte escape de aceite. Se instalaron tres interruptores de los tipos O.C.B Transformadores de corriente Se instalaron 16 Transformadores. Transformadores de potencial Se instalaron 10 transformadores de potencial Seccionadores Se instalaron 11 juegos de tres seccionadores con mando motorizado y con Cuchilla de puesta a tierra a 69kv. También fueron rehabilitados 15 juegos de seccionadores de barra. Apartarrayos Se instalaron 24 apartarrayos en los campos de línea 69kv. Banco de capacitores El Sistema de Transmisión cuenta con MVAR aportado por 7 bancos de capacitores conectados a las barras de 69kv. Fueron instalados los siguientes Bancos de Capacitores marca NOKIAN CAPACITOR: *S/E Canabacoa 20 MVAR Marca. *S/E Zona Franca Santiago 20 MVAR *S/E Haina III y IV 20 MVA 2009 S/E Romana Pueblo 69kv - Banco de Capacitores: 1 Porta Fusible a 69kv, 3 Fusible de 140 AMP tipo K, 4 Fusibles de 15 AMP Tipo K S/E Metro - Banco Popular 69kv: 1 Apartarrayo a 69kv, 7 Pies de cable 477, 4 Tornillos S/E Central Sabaneta 69kv: Tuberias de acople repartidor polos fases A y C S/E Bayona - Palamara 69kv: 1 Apartarrayo de Polimero a 69kv S/E Central Romana: 1 Aislador a 72.5kv de interruptor GE ALSTHOM S/E Cruce Cabral - Las Damas 69kv: 1 Apartarrayo 69kv Fase A S/E Canabacoa 69kv: 6 fusibles (Banco de Capacitores No.1) S/E Timbeque 2 - CNP 69kv: 1 Brazo de Seccionador. S/E Cruce de Ocoa 69kv: Interruptor OCB General Eléctric S/E Pizarrete - 15 de Azua 69kv: Brazo de Aluminio con sus contactos S/E Sabaneta 69kv: Sustitucion de Interruptor lado de baja, autotrafo (15.5kv) de 69kv/12.5kv S/E Palamara 138/69kv: Interruptor 145kv de gas sf-6 S/E Timbeque I - Despacho EDEESTE 69kv: Interruptor OCB Marca EDISON S/E Villa Duarte - Invivienda 69kv: Interruptor en SF-6 Marca ABB tipo EDF SK kv S/E San Pedro de Macoris 1 138/69kv: Interruptor Tripolar Marca Misubishi en SF-6 a 145kv Seccionadores Marca ABB a 72.5kv Romana Pueblo 69kv: 3 Ct's /5 amp. 72.5kv Marca ARTECHE, 3 Seccionadores 600 amp. 72.5kv Tripolar S/E Bonao 2 Falcon: 1 Apartarrayo S/E Itabo - Los Prados 138kv: 1 Apartarrayo el Contador de Descarga S/E Monte Cristi - Dajabon 138kv: 1 Apartarrayo S/E Canabacoa 69kv: Reposicion de celdas y fusibles, Banco de Capacitores No.1 S/E Villa Duarte - Invivienda 69kv: Colocación de Puesta a Tierra hacia Invivienda, 21 Tornillos de 1/2 y 5/8

81 2010 Cruce Cabral - Las Damas 69kv: Reparación del Mecanismo de operación del interruptor. Se sustituyó un pasador que impedía el mecanismo de operación. Bayona - Multiquimica 69kv: Reparación de Interruptor OCB Marca General Electric. Se le cambio los 6 contactos de cobre y 6 caperusa, además 6-1/2 tanque de aceite dielectrico. Cruce Cabral - Barahona 69kv: Movimiento de equipos para mejorar el transporte de energía a través de los equipos de Subestaciones y Redes, aumentando la capacidad de conducción que garantizan la confiabilidad y calidad del servicio. Hainamosa - Villa Mella 138kv: Reemplazo de interruptor en sf6 monopolar tanque vivo Hainamosa - ½ Barra I y ½ Barra II 138kv: Reemplazo de dos CTs en la fase B y C del campo L2 Interconexión. También se realizo la conexión de los Jumpers en la línea L1 a ½ barra II, en las fases A, B y C. Puerto Plata 2 - Banco de Capacitores 40 MVARS: Conexión de Banco de Capacitores a la Barra Palamara - Barra 69kv Sur: Sustitución de 3 Pt's de Protección de la Barra 69kv Fase A,B y C. Pizarrete - Km15 de Azua 69kv: Sustitución de los Seccionadores de Barra del Campo 69kv Pizarrete-km 15 de azua. de doble cierre a 1250 Amp marca General Electric por uno nuevo de cierre central a 1600 Amp marca ABB y adaptado al pórtico soporte existente. Villa Duarte - El Brisal 138kv: Reemplazo polo del Interruptor en sf6 S/E López Angostura - Taveraz 138kv: Reparación de Cuchillas en el comando mecánico San Pedro de Macorís - Autotrafo de 125MVA: Instalación de Autotrafo. Construcción de un campo a 138kv (Seccionadores, Interruptor, Pt's y 3 Apartarrayos) S/E Km Arroyo Hondo 69kv: Instalación de 3 Ct's marca ARTECHE S/E Herrera Nueva 69kv: Instalación de Banco de Capacitores 20 MVARS, y un Campo para el Banco de Capacitores. S/E Pimentel - Banco de Capacitores 69kv: Mantenimiento correctivo. Se cambiaron 5 celdas y 1 fusible a 69kv S/E Bonao 2 - Palamara L1 138kv: Sustitución de pararrayos a 138kv en la fase B. S/E Timbeque 2 - CNP 138kv: Sustitución de Seccionadores de linea lado de Barra 138kv Romana Pueblo: Instalando Fusibles en cada capacitor( 50 Fusibles tipo K de 50 Amp) Hainamosa - Autotrafo 140MVA: Cambio y reparacion de seccionadores de la parte de baja del Autotrafo y cambio de jumpers. Palamara - Itabo Vapor 138kv: Cambio de Pt's Capacitivo de línea fase B. San Juan I 69kv: Construcción campo nuevo hacia Sabaneta 69kv Haina - Matadero L2 138kv: Reemplazo de Interruptor Monopolar en sf6 Marca AEG Hainamosa - Villa Mella 138kv: Reemplazo de Pt's Capacitivo fase B y los Conectores S/E PIMENTEL-SFM 69kv: Sustitución de tres CT's BBC averiados por tres CT's Nuevos marca Arteche a 72,5kv Pizarrete: Repotenciación cambio del Autotrafo de 100 Mva Marca Hesting House por Autotransformador nuevo de 125 Mva marca Power Km 15 de azua - Lado baja Autotrafo: Sustitución de un interruptor marca ABB por uno Siemmes y 3 Transformadores de corriente BBC por 3 Artech. Km 15 de azua - Interruptor OCB: Cambio del aceite dielectrico a lso Interruptores Fondo Negro-Pizarrete-Sabana yegua- Cruce Cabral Timbeque I: Habilitación de un campo de salida de generación SEABORAD Arroyo Hondo - Barra 69 Kv: Sustitución de los Seccionadores de interconexión de media Barra de 1200 amperes mando mecánico por uno de 2000 amperes mando motorizado Villa Duarte - El Brisal : Cambio del interruptor monopolar marca ABB por uno nuevo marca Siemms a 138 Kv Villa Duarte Invivienda: Sustitución del interruptor Tripolar Tanque vivo marca ABB de Gas SF6, por un interruptor nuevo Tripolar Tanque marca ABB S/E INVIVIENDA Barra 69kv: Instalación de un juego de seccionadores a 1600 Amp de mando motorizado para dividir la barra principal en dos 1/2 barras Boca Chica-SPM II: Sustitución de un PT's fase B por un nuevo marca Arteche Timbeque II CNP: instalación de cuchillas de aterrizaje a los seccionadores de línea Cruce Cabral: Sustitución de interruptor OCB BVA por un interruptor de GAS SF6 nuevo Tripolar tanque vivo marca ABB S/E Cruce Cabral-Km 15: Sustitución de un Pararrayo fase A lado km 15 de Azua Haina I Y II - Herrera LII: instalación de seccionadores de aterrizaje a los seccionadores de línea Haina V 138 Kv - Matadero L II: Sustitución del interruptor Tripolar maca BBC de Gas SF6, por un interruptor monopolar nuevoen SF6 marca Alstom

82 2011 Haina V - Matadero L I - Matadero LII: sustitución de 6 transformadores de corriente CT's averiado, 1 apartarrayo y 1 transformador de potencia capacitivo Haina - Timbeque II - Villa Duarte - Romana - Pto Pta II- 15 de Azua - SPM I - Hainamosa - Zona Franca Santiago - SFM - Nagua - Bonao II FalconBrige: Sustitución de Silica Gel y mantenimiento a sus respectivos depósitos Romana Trafo de 70 Mva: Repotenciación, cambio del Transformador de 70 Mva por uno de 100 Mva San Juan I- Sabana Yegua: instalación de base en acero Galvanizado y 3 apartarrayos 69 Kv San Pedro II-Collentri I - II - Sultana - Lado SPM I: Sustitución de brazos de contactos averiados averiados por brazos nuevos en los campos de Barra y Linea 2012 Puerto Plata 2 - Cruce Cabral 138kV: Cambio de Conector Tipo Planchuela del Ct s de la fase C Km15 de Azua - Cruce Cabra 138kV: Cambio de Contador de Descarga Fase B. Haina - Matadero L2 138kV: Sustitución de 3 Ct s El Naranjo - Interruptor 345kV: Cambio de Condensador Roto en la fase A Autotransformador No.2 Haina - Matadero L1 138kV: Sustitución de 3 Ct s La Vega - Jimenora 69kV: Sustitución de 3 Contador de Descarga Pimentel - Bco de Capacitores: Sustitución de 1 Ct s Km15 de Azua - Sabana Yegua 69kV: Cambio de 2 Apartarrayos. Instalación de 4 Ventiladores al Autotrafo Herrera Nueva -Los Prados 138kV: Cambio de Apartarrayo Fase B Herrera Nueva - Haina L2 69kV: Instalación de Interruptor 72.5kV. Cambio de 2 Celdas Capacitivas en Haina. Matadero - Haina L1 138kV: Sustitución de 1 Apartarrayo fase B Hainamosa - Interconexión L2 138kV: Sustitución Seccionadores de Barra. Sustitución de Ct s fase A. Cruce de Ocoa - Ocoa 69kV: Instalación de Interruptor Pimentel - Banco de Capacitores: Instalación de 3 Ct s en el Bco de Capacitores. Timbeque I - Capotillo 69kV: Instalación de Interruptor Nuevo AREVA Cruce de Ocoa - Ocoa 69kV: Instalación de Interruptor OCB (Antiguo Timbeque I Capotillo Nuevo) Metro - BPD 69kV: Seccionador de Linea Fase A Hainamosa - Villa Duarte L2 138kV: Cambio de Apartarrayo Fase B Palamara - BNV 69kV: Instalación de Interruptor SIEMENS Sf6 (Arroyo Hondo L2 ) Matadero - Metaldom 138kV: Sustitución de Caja de Accionamiento Mecánico del Interruptor lado Metaldom. Los Prados - Itabo 138kV: Cambio de Apartarrayo Fase A Boca Chica - Hainamosa 138kV: Sustitución de Pt s Fase A Villa Duarte - El Brisal 138kV: Sustitución de Pt s Capacitivo Playa Dorada - Barra 69kV: Sustitución de 3 Pt s de Barra Nuevos

83 Instalación Banco de Capacitores 20MVARS S/E Arroyo Hondo 69kV (Junio 12) Gráfica demostrativa del impacto causado con la entrada en funcionamiento del Banco de capacitores. Tratamiento y Regeneración de aceite dieléctrico Los autotransformadores intervenidos fueron: Canabacoa 200MVA Nagua 30MVA Falcombridge 42/78MVA Dajabon 5MVA Puerto Plata I 100MVA Período Enero Junio 12 Palamara 125MVA Villa Duarte 140MVA Boca Chica 80MVA Haina 140MVA Romana 100MVA Pizarrete 125MVA

84 GESTIÓN CONTROL Y PROTECCIÓN

85 GESTIÓN DE CONTROL Y PROTECCIÓN La Dirección de Control y Protección acorde con los programas establecidos en los respectivos años comprendidos en el periodo , realizó un conjunto de actividades orientadas hacia el cumplimiento de los objetivos estratégicos trazados por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED). Proyecto Remodelación del Sistema de Control, Protección, Medición, Supervisión e Integración al Sistema SCADA de la Subestación Haina 138/69 KV. Rehabilitación de los Sistemas de Control y Protección, Instalación de Seccionadores Motorizados y Paneles de Servicios Auxiliares AC-DC en la Subestación Timbeque I, 69 KV. Supervisión en las Pruebas de Aceptación y Puesta en Marcha del Proyecto Subestaciones 345/138 KV, Julio Sauri y El Naranjo. Estudio Integral de Protecciones del SENI. Descripción Comprendió la instalación de 14 nuevos gabinetes de control, protección y medición; monitoreo vía el Centro de Control de Energía (CCE) de los parámetros fundamentales de medición, reconocimiento del estado de los equipos de control y maniobra, sistema de protección y sistemas auxiliares de voltaje CC y AC. Se llevó a cabo también la instalación del Sistema de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA), el cual se desarrolla mediante un sistema integrado de relés de protección con comunicación a centro SCADA desde la Subestación Haina hacia el CCE. Las ventajas conseguidas con este proyecto es una correcta sincronización de tiempo de todos los dispositivos de protección y control, lo cual garantiza que los eventos que ocurran en la Subestación y en las redes asociadas a esta, se registren adecuadamente, facilitando la realización de un buen análisis de fallas. Este comprende las siguientes actividades: Sustitución de los relés de protección de distancia (21) y sobre corriente (50/51, 67/67N) Siemens v3.0 por equipos v4.0. Instalación de los ductos que alojan el cableado de alimentación y control de los interruptores y los nuevos seccionadores. Cableado, instalación y pruebas de seccionadores motorizados en las diferentes líneas de la Subestación Timbeque I. Instalación de dos juegos de transformadores de potencial (PT s) en las dos secciones de barra. Instalación de paneles de distribución de los servicios auxiliares AC-DC. Instalación, configuración, ajustes, pruebas y puesta en marcha de las nuevas protecciones de línea. Puesta en servicio. Este comprende las siguientes actividades: Pruebas de equipos y esquemas de protección en todas las líneas 138 KV. Pruebas de equipos y esquemas de protección en campo de acoplamiento 138 KV. Pruebas de equipos y esquemas de protección en todas las líneas 345 KV. Pruebas de equipos y esquemas de protección en campo de acoplamiento 345 KV. Pruebas de equipos y esquemas de protección en los lados 138 y 345 KV de los autotransformadores. Pruebas de señales y/o alarmas de todos los paneles de líneas 138 y 345 KV, campos de acoplamiento, campos lados 138 y 345 KV de los autotransformadores. Pruebas de operación local, remota y superior de todos los aparatos de AT de los campos 138 y 345 KV. Pruebas de los enclavamientos. Inyección primaria y secundaria de los trasformadores de corriente (CT s) y transformadores de potencial (PT s) en los campos 138 y 345 KV. El propósito fundamental de este proyecto es la coordinación de las protecciones del SENI en conjunto con el Organismo Coordinador y utilizando Software para Coordinación de Protecciones CAPE (Computer - Aided Protection Engineering

86 Equipos de Protección. Se realizaron diversas actividades en los campos de líneas y autotransformadores de las diferentes zonas; estas consistieron en instalaciones de equipos de protección de tecnología digital en sustitución de equipos electromecánicos; actualizaciones tecnológicas, pruebas funcionales de equipos y esquemas de protección. Instalación de Sistemas de Protección. Zona ** Sto. Dgo Este Norte Sur Sub - Total Total General 149 ** Año 2012 proyectado hasta Agosto. Relación de Protecciones Instaladas por Función. Función ** Sobrecorriente Distancia Diferencial de Transformador Diferencial de Línea Relés para Bcos. Capacitores Sub-Total Total General 149 ** Año 2012 proyectado hasta Agosto.

87 Pruebas Funcionales, Esquemas de Protección e Implementación de Ajustes. Campo ** 345 KV KV KV Transformadores / Autotransformadores Bcos. Capacitores Sub - Total Total General 756 Instalación de Paneles de Alarmas. Se realizaron instalaciones de sistemas de alarmas en las Subestaciones detalladas en el siguiente cuadro: Subestación Cantidad Haina 138/69 KV 7 Pizarrete 1 Bonao II 1 Canabacoa 1 Romana 1 San Pedro II 1 La Vega 1 Total 13 Equipos de Control El mantenimiento de los equipos de control incluye el sistema eléctrico y mecánico de los interruptores y seccionadores, pruebas operacionales local y vía SCADA; mantenimiento a los servicios auxiliares AC y DC, bancos de baterías y rectificadores.

88 Ejecución Inspecciones y Mantenimientos en Frío a Equipos de Control ** Inspecciones a Equipos de Control, Interruptores y Seccionadores Mantenimientos en Frío Sub-Total Total General 6096 Sistemas Auxiliares Instalación de Bancos de Baterías. Zona Sto. Dgo Este Norte Sur Sub-Total Total General 44 Instalación de Rectificadores. Año Total Cantidad Ejecución Mantenimientos de Bancos de Baterías y Rectificadores ** Sto. Dgo Este Norte Sur Sub-Total Total General 4,311

89 GESTIÓN DE TELECOMUNICACIONES

90 GESTIÓN DE TELECOMUNICACIONES Los sistemas de telecomunicaciones desempeñan un rol de vital importancia en las operaciones de la ETED, por lo cual su mantenimiento, ampliación y optimización, son objetos de especiales atenciones. En el periodo se llevaron a cabo diversas acciones en dichos sistemas y en la automatización de la Empresa, entre las que se destacan las siguientes: Sistema de Telecomunicaciones La instalación de 10 nuevos enlaces de microondas en la banda de 5.4 y 2.4 GHz con capacidad de 150 Mbps, 55Mbps y 28 Mbps y su interconexión con el Sistema de Fibra Óptica. Instalación equipos de UHF para 5 enlaces en la banda de 900 y 400 MHz para los servicios de SCADA en Zona norte y Zona sur. Además, se realizaron trabajos de construcción y remodelación de estaciones, que incluye: la nueva estación de loma El Murazo, Navarrete, que permite aumentar la cobertura y la confiabilidad del sistema de telecomunicaciones de la zona norte, la remodelación de la estación de telecomunicaciones de Santo Cerro, La Vega y la reestructuración del cableado y de los equipos en las estaciones de Fuerte Resolue, Peña Alta, El Mananclar, El Mogote, Alto Bandera y la Navisa.

91 Sistema de Telecomunicaciones de Fibra Óptica El Sistema de Telecomunicaciones por fibras ópticas de la empresa se ha desarrollado conjuntamente con el plan de expansión del Sistema de Transmisión y con la realización de trabajos complementarios a fin de cumplir con los requerimientos del proyecto. A la fecha la empresa tiene instalado 386km de cable OPGW (Optical Ground Wire) en las Líneas de Transmisión. De los cuales km se han instalado en este periodo y está prevista la instalación en los próximos meses de unos 175 km de F.O. por lo que para final del año 2012 tendríamos alrededor de km. En el grafico siguiente se muestra la cantidad de cable de F.O. OPGW instalado en los periodos y Cables de F.O. OPGW km km

92 En equipos ópticos en Subestaciones y Estaciones de Telecom Las actividades realizadas durante el periodo fueron las siguientes: Conclusión de la configuración de la Red Óptica SDH del 2 do Anillo 138KV Santo Domingo, que permite el funcionamiento del SCADA en las subestaciones, la red de datos y voz en el Edificio de Plaza Visión y el CCE. Instalación equipos de telecomunicaciones ópticos SDH en 12 subestaciones de 345kv y 138kv incluidas dentro de los alcances del proyecto Autopista Eléctrica para los servicios de SCADA, Teleprotección, Red de Datos y otros servicios. Instalación y puesta en servicio de los equipos para base de tiempo SYMMETRICOM en CCE y S/E El Naranjo para la sincronización del sistema SDH del Segundo Anillo y del proyecto Autopista Eléctrica 345kv. Diseño, Instalación y puesta en servicio nuevo Backbone utilizando equipos de Gigabit Ethernet marca RUGGEDCOM en 14 SS/EE correspondientes a la zona del Distrito Nacional, provincia Santo Domingo y Zona Norte. Supervisión, pruebas en sitio y puesta en servicio equipos ópticos SDH y PDH para teleprotección y sistema SCADA en S/E Cruce Cabral 138kv y S/E Los Cocos, instalados dentro del proyecto de la Planta Eólica Juancho. En total a la fecha tenemos 23 nodos ópticos instalados en subestaciones y otras dependencias.

93 Comportamiento de los Sistema de Telecomunicaciones y SCADA La disponibilidad promedio de los Sistemas de Telecomunicaciones de la empresa (Sistema de MO, Sistema de VHF y Sistema de FO) es del orden de 99.98%. El promedio del BER (Bit Error Ratio) que muestra el comportamiento de las estaciones del sistema SCADA del CCE durante el periodo , es de 5.09 x 10-5 para las que operan vía enlaces de radio; para las estaciones que ya utilizan fibra óptica el valor del BER es prácticamente cero, por lo que el incremento del uso de la fibra está produciendo una mejoría significativa en la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Nacional. El gráfico siguiente presenta el promedio mensual del tráfico por año de información vía el Sistema de Fibra Óptica y corresponde a los servicios de SCADA, CCTV, Voz y Datos de ETED, LAN Corporativo de CDEEE y de otros agentes del sistema eléctrico. Como se puede observar, en el último año se ha incrementado notablemente el uso de fibra óptica en la empresa. Promedio mensual de Tráfico de la Red Fibra Optica Gigabit/seg

94 Sistema de Automatización y Teleprotección Instalación, pruebas en sitio y puesta en servicio de los equipos de automatización de las subestaciones incluidas en el proyecto Autopista Eléctrica 345kv de: En el Sistema de Automatización y Teleprotección las principales actividades fueron las siguientes: Instalación, pruebas en sitio y puesta en servicio de los equipos de automatización de las subestaciones incluidas en el proyecto Autopista Eléctrica 345kV. Instalación y puesta en servicio equipos de RTU y SCADA en las subestaciones 69kv Playa Dorada, 69kv San Juan II, 138kv El Brisal y 138kv Cruce de Cabral. Implementación del Sistema SCADA Integrado y Teleprotección de la S/E Haina 138Kv conjuntamente con el personal de la Dirección de Controles y personal de la Empresa SEL. Instalación equipos de PLC y Teleprotección en 8 líneas de transmisión 138KV de la zona norte y sur. Instalación y puesta en servicios equipos PLC y Teleprotección para la L.T. Julio Sauri El Naranjo dentro de los alcances del proyecto Autopista Eléctrica 345KV.

95 GESTIÓN ADMINISTRATIVA

96 GESTIÓN ADMINISTRATIVA La gestión administrativa en el periodo tuvo como misión dar respuesta a los requerimientos relacionados a Compras y Contrataciones, Transportación, Tecnología y Recursos Humanos de las diferentes áreas de la empresa. GESTIÓN HUMANA Durante el periodo la Gestión Humana ha sido eje fundamental del Plan Estratégico de la ETED, mediante la reorientación del esquema de gestión humana, mejora de la productividad, profesionalización, motivación y desarrollo de los colaboradores. Es importante destacar la incorporación de jóvenes titulados egresados de las universidades locales e internacionales con el interés de renovar plataforma laboral, la participación de las mujeres en el nivel ejecutivo, y el programa de pasantías han sido parte de la estrategia de gestión humana en la ETED. Subsistema de Adiestramiento y Capacitación Durante el período se evidencia un aumento de las horas de capacitación y entrenamiento impartidas. A demás en los programas de Postgrado y Maestrías han participado un total estimado de 65 empleados.

97 Los programas de capacitación anual fueron perfeccionados mediante la definición de las competencias técnicas y conductuales requeridas por áreas conforme a puestos de trabajo. Así mismo fue implementado el módulo de registro y control de la formación que permite obtener de manera rápida y eficaz los programas más los costos de inversión por empleado. De igual manera implementamos el proceso de Inducción a los empleados de nuevo ingreso, en el cual abordamos las políticas internas, procedimientos de seguridad y salud ocupacional, así como las normas disciplinarias de la empresa. A continuación se muestra la inversión en RD$ y las horas en capacitación en el periodo Inversión en Capacitación RD$ MM Horas de Capacitación RD$7.00 RD$6.65 2,500 2,293 RD$6.00 RD$5.00 RD$4.00 RD$3.00 RD$2.00 RD$1.00 RD$3.63 RD$2.48 RD$5.03 RD$2.28 2,000 1,500 1, ,425 1,390 1,519 1,108 RD$ may may-12

98 Reclutamiento y Selección de Personal Con el interés de incorporar personal calificado y desarrollar un proceso de selección que cumpla con estándares modernos, la ETED en el año 2009 creó el área de Reclutamiento y Selección de Personal, unidad que hoy en día tiene la responsabilidad de seleccionar interna y externamente candidatos idóneos para cubrir los puestos vacantes. Se implemento la aplicación de Pruebas Psicométricas, depuración crediticia, medición de competencias técnicas y gerenciales en el proceso para incorporar nuevos talentos, promocionar y mover internamente a los colaboradores. A demás fue creado el registro electrónico de banco de elegibles a fin de agilizar la selección para posiciones vacantes. Dicho registro se alimenta de currícula de jóvenes egresados de universidades locales y extranjeras, que nos permite una búsqueda por perfil académico y zona geográfica. Otro proceso implementado es la Evaluación y Seguimiento del Período Probatorio, el cual consiste en evaluar el desempeño de los nuevos empleados a los 03 meses de su ingreso.

99 Subsistema de Seguridad Social Durante el 2011, la Empresa cumplió al 100% los requerimientos establecidos por la Ley sobre Seguridad Social aportando el 7.09% al Seguro Familiar de Salud y 7.10% al Fondo de Pensiones de cada uno de sus empleados. El monto total al que ascendió lo pagado por estos conceptos fue de RD$238, 239, Fueron realizados 28 operativos médicos que incluyeron actividades para promover estilos de vida saludables, prevención de enfermedades, derechos de los trabajadores en el régimen de la Seguridad Social, vacunación, evaluaciones cardíacas y sanguíneas. Se inició un plan de mejoramiento del Seguro Médico de los empleados y pensionados de la institución contratando pólizas privadas e internacionales. Compensación y Beneficios Al finalizar el periodo se ha definido un esquema formal de Compensación y Beneficios, competitivo a nivel de mercado. A modo de propuesta y en esa espera de aprobación, tenemos definida la política, escala de sueldos y valoración de puestos.

100 El procedimiento para realizar la propuesta de compensación, contemplo el diagnostico de equidad interna y externa. La participación de la ETED en las encuestas de sueldos durante los últimos tres años. Como elementos de mejora a la remuneración de los empleados fue aprobada la asignación de incentivos a todo el personal que desarrolla sus actividades rutinarias en el campo y que tiene que estar disponible al trabajo las 24 horas. Subsistema de Relaciones Laborales Es parte de la cultura de la ETED mantener una relación empleado-empleador conforme a la Ley Laboral vigente. En este sentido durante el periodo, el plan operativo comtemplo el cumplimiento del 100% de los requerimientos establecidos por dicha ley. Seguridad y Higiene del Personal Con el propósito firme de preservar la vida de nuestros empleados y los bienes de la empresa, durante el periodo , los planes operativos han sido diseñados y desarrollados con el objetivo fundamental de prevenir los riesgos inherentes a las actividades cotidianas, mantener un ambiente laboral sano, aplicando medidas

101 preventivas y correctivas, monitoreando a través de indicadores, inspecciones y supervisiones las diferentes variables que puedan originar tales riesgos. Con el objetivo de fortalecer la gestión de Seguridad e Higiene en la organización se desarrollaron en el periodo las siguientes iniciativas: Aplicación del Reglamento Seguridad y salud en el Trabajo Rediseño de Procesos del departamento. Elaboración e implementación de Procedimientos. Implementación del programa de control de entrega de equipos y herramientas. Activación del Comité y Sub comités de Seguridad. Gestión de la Instalación de Sistema de Protección contra Incendio. Resumen de Indicadores de Gestión SHI A partir del 2010 se inicio la medición de indicadores estándares de Seguridad e Higiene. En el año 2010, el Índice de Frecuencia de Accidente fue 0.1, Índice de Severidad (accidente laboral) de 3.4 e Índice de Severidad (accidente trayecto) 0.0 con un total de horas-hombres expuestos al riesgo 1, 712, en 365 días de labor y 0 (cero) accidentes fatales. Durante el año 2011, el Índice de Frecuencia de Accidente fue 1.18, Índice de Severidad (accidente laboral) de e Índice de Severidad (accidente trayecto) 39.42

102 con un total de horas-hombres expuestos al riesgo 2, 714, en 365 días de labor y 0 (cero) accidentes fatales. En el 2012, el Índice de Frecuencia de Accidente fue 1.94, Índice de Severidad (accidente laboral) de e Índice de Severidad (accidente trayecto) 2.43 con un total de horas-hombres expuestos al riesgo 2, 213, en 365 días de labor y 0 (cero) accidentes fatales A continuación presentamos la cantidad de accidentes de tránsito del periodo Cantidad de Accidentes de Transito may-12 En este periodo se realizaron 569 supervisiones y 133 inspecciones en todas zonas del país. En otro orden, continuamos nuestras actividades rutinarias en coordinación con las áreas técnicas, supervisamos puntualmente las actividades de mantenimientos e inspecciones, reuniones informales con personal de áreas para detectar necesidades referentes a seguridad.

103 Actividades de Supervisión e Inspección Fueron coordinadas y realizadas con las áreas técnicas la supervisión de actividades de mantenimientos e inspecciones. Y se estableció el cronograma de reuniones con el personal para detectar necesidades referentes a seguridad. Dotación de personal A continuación se presentan los datos referentes a dotación del personal, nomina y composición del personal para el periodo. Características Plantilla ETED Edad promedio Antigüedad Promedio Mujeres Hombres Profesionales Titulados 38 años De 06 a 10 años Representan el 20 % de la Plantilla Representan el 80% de la Plantilla 41% de la Nomina Dotación de Personal Dotación del Personal may-12

104 Nomina RD$ MM RD$ RD$ RD$ RD$ RD$ RD$ RD$ RD$ RD$ RD$ may-12 TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN La Gestión de Tecnología e Información se concentro en el análisis de las necesidades de las áreas, el desarrollo y mantenimiento de los sistemas y aplicaciones. Además del soporte y entrenamiento a las áreas. A continuación se presenta la lista de los sistemas desarrollados en ETED por la Gerencia de Tecnología a partir Septiembre 2008 a la fecha. Año Actividades Realizadas 2008 Análisis de las necesidades y estudio del sistema de nomina perteneciente a CDEEE, que se utilizaba hasta ese momento. Con ese estudio se inicio el desarrollo del Sistema de Nomina y Recursos Humanos Soporte al Sistema de Nomina y Recursos Humanos, inicio el análisis del Modulo de Horas Extras. En ese mismo año habilitamos los modulo de: Facturación, Cuentas por Cobrar e Inventario de la Dirección de Comercialización Entrega el modulo de Horas Extras y Dieta, pero como existían puntos donde no teníamos red de comunicación como es el caso de Azua, de inmediato iniciamos el desarrollo del sistema para Internet este sistema lo finalizamos para noviembre del En ese mismo año fue entregado el modulo de Adiestramiento y Capacitación que fue desarrollado en paralelo. En este año se hizo la entrega formal de la Pagina Web y en esa entrega se incluyo el modulo de Transparencia Entrega del modulo de presupuesto, el modulo de Transportación y el modulo de Requisiciones de Compras que fue entregado para septiembre del En este mismo año se inicio el proceso de implementación del sistema Share Point.

105 Se desarrollo y entrego el Sistema de Control de Combustible y el sistema de Control de Expedientes Jurídicos. Se habilito el Sistema de Caja Chica. Además se desarrollo un modulo para Contraloría el cual se encarga de la tramitación de los documentos administrativos y financieros Para febrero del 2012 iniciamos un proceso de capacitación en la herramienta Visual Studio.Net de Microsoft. En este año se desarrollo un modulo para el control presupuestal el cual permite a los usuarios verificar la disponibilidad en presupuesto. En la actualidad se realiza el análisis y desarrollo de una aplicación para Auditoria. Además de la Instalación y adecuación del Portal Publico de la ETED En este periodo se adquirieron nuevos equipos y se Instalaron Redes que han mejorado los procesos de la empresa. A continuación se presenta los sistemas y aplicaciones desarrolladas para la mejora y agilidad de los procesos: Sistemas/Aplicaciones 1. Gestión desarrolladas Administrativa Financiera 2. Gestión Administrativa Web Módulos del sistema Contratos de Servicios Control Bancario Adiestramiento y Capacitación Cuentas a Pagar (Control de Gastos por de Cuentas por Cobrar Activos Fijos y Departamentales Recursos Humanos Nomina Sistema de Archivo Inventarió General Presupuestos Control de Horas Extras Ordenes de Compras Caja Chica Administración del Sistema Control de Ventas (Facturación) Mantenimiento de Vehículos Control de Horas Extras Control de Inventario Control de Combustible Transparencia 3. Sistema Jurídico Modulo Jurídico Delphi 5 Herramienta de desarrollo Delphi 5 Visual Studio net Sistema Contraloría Modulo Contraloría Delphi 5 5. Control de Combustible Control de Combustible Delphi 5 6. Sistema de Auditoria Control de Auditoria Delphi 5 7. Sistema de Transportación Transportación Delphi 5 8. Sistema de Gestión de Materiales ü Materiales Delphi 5 y 9. Estructura Sistema SharePoint Server 2010 Front-end Principal SharePoint Front-end por direcciones y gerencias Solicitud de Soporte (Gerencia de TI) Solicitud de Permisos (Gerencia de RRHH) Solicitud de Cartas o Documentos (Gerencia de Solicitud de Servicios (Dirección de Registro de Gastos 10. Sistema Joomla 1.5 Contratos escaneados (Dirección Expedientes Jurídica) escaneados Dentro de (Dirección la Pagina Web Portada ETED Joomla 1.5 Transparencia

106 A continuación se presenta la relación de la cantidad de equipos encontrados en el 2004 y el aumento de los mismos durante el periodo Años PC LAP TOP Impresoras Scanner Plotter Fax Teléfonos Routers Servidores Puertos de red Total LOGÍSTICA Y COMPRAS DE BIENES Y SERVICIOS En la Gestión Logística del periodo se emitieron (4398) pedidos u órdenes de compras, resultantes de la contratación de bienes y servicios de acuerdo a los procedimientos de selección descritos en la Ley , es decir, Licitaciones Públicas, Licitaciones Restringidas, Comparación de Precios, Compras Directas y Compras Menores, ascendiendo a un Total de Mil doscientos veinte tres millones seis cientos noventa y siete mil trescientos cinco con setenta y siete centavos RD$ 1, 223, 697, Las gráficas muestran los totales por año en pesos dominicanos, dólares americanos y euros. Grafico 1.1 Detalla la comparación de las compras realizadas en la gestión en RD$

107 Grafico 1.2 Detalla la comparación de las compras realizadas en la gestión en Dólares Grafico 1.3 Detalla la comparación de las compras realizadas en la gestión en Euros TRANSPORTACIÓN En este periodo se gestiono el servicio oportuno al mantenimiento de la flota vehicular de la ETED, reduciendo el tiempo de respuesta en mantenimiento preventivo 1 días con una disponibilidad 99.05%, el mantenimiento correctivo se redujo a 1.64 días y la disponibilidad se estuvo en 94.54%. dirección. El cuadro siguiente muestra la distribución de la flota vehicular al 2012 por

108 ASIGNACION POR DIRECCION Total Flota Vehicular Vehículos en descargo Adquridos en 2011 Administración General 5 1 Dirección Administrativa 35 4 Dirección Comercial 2 1 Dirección Auditoría Interna 3 1 Dirección Servicios Financieros 7 1 Dirección Jurídica 2 1 Dirección Control y Protección Centro Control de Energía 20 5 Dirección Mantenimiento Subestaciones 33 4 Dirección Mantenimiento Redes Dirección de Proyectos Dirección de Planificación Estratégica Dirección de Telecomunicaciones SEGURIDAD MILITAR 4 4 Unidad Corporativo (CDEEE) 5 1 Vehículos en reparación 13 TOTAL

109 GESTIÓN LEGAL

110 GESTIÓN LEGAL En la Gestión Legal del periodo se realizaron aportes de trascendencia para el buen funcionamiento de la Empresa, dicha gestión ha estado acentuada por un proceso de autoevaluación y reingeniería de la Dirección Jurídica y por la búsqueda proactiva de la reducción de riesgos y contingencias judiciales. Dentro de las actividades podemos mencionar las siguientes: Se propulsó la terminación de la linea 345 kv, mediante un operativo de negociación proactiva con los propietarios de los terrenos en la ciudad de Santiago. Negociaciones de los terrenos para la línea Juancho Los Cocos. A sugerencia nuestra fue conformado el comité de licitaciones y el comité de evaluación de licitaciones y se disolvió el comité de compras, adecuándose el proceso a las normativas legales vigentes Gestión de las certificaciones de la Superintendencia de Electricidad. Conducción de la renegociación del acuerdo suscrito para la culminación del Proyecto denominado Tercera Etapa del Sistema SCADA del Centro Control de Energía, evitándose con ello incremento de costos por variaciones de precios en los suministros y moras generadas por atrasos en obligaciones de pago pactadas. Asistencia y asesoramiento a la Administración General en los siguiente: o Junto a la firma Kemma Consulting, para reorientar la optimización en el uso de los cables de fibra óptica que forman parte de nuestras redes de transmisión, encontrándonos al día de hoy en plena libertad de disponer

111 de este activo para la formación de una empresa de telecomunicaciones, dejándose sin efecto el compromiso de renta irrisorio que se había asumido con la Empresa Verizon. o Con relación a los inconvenientes tenidos en la integración del Consorcio conformado para la ejecución del proyecto denominado Autopista Eléctrica, frente a la incapacidad económica de uno de los Consorciados (SAE) y el nivel de displicencia exhibido por otro de ellos (SIEMENS AG), lográndose el reimpulso del Proyecto e inicio de ejecución de las obras. o Frente a los reiterados atrasos exhibidos por el Contratista responsable de la construcción de la Subestación a 138 Kv de Sánchez (ISOLUX WATT) y ante la improcedencia de sus reclamos, alcanzándose la culminación exitosa de éste Proyecto. o Frente a la búsqueda de compromisos adicionales promovidos por el Contratista SERVINCA, con relación a la construcción de la Línea a 138 Kv Palamara Arroyo Hondo, encontrándose dicho Proyecto concluido al día de hoy. o Frente a los reclamos promovidos por el Contratista CIEM, con relación a la construcción a 69 Kv San Juan Las Matas Elías Piña, rescindiéndose dicho contrato después de enormes retrasos y consecuentemente la terminación de éste proyecto por parte de la Dirección de Mantenimiento de Redes en breve termino. o Con relación a la implementación del proyecto denominado Segundo Anillo Santo Domingo, garantizándose la culminación exitosa de éste Proyecto y consecuentemente aportándosele una mayor confiabilidad al SENI.

112 o Con relación a la implementación del proyecto de construcción de la Línea Hainamosa Los Mina Arroyo Hondo a 138 Kv, que actualmente se encuentra en plena ejecución. o Con relación a las obras adicionales comprendidas dentro del proyecto denominado Anillo Norte y Noroeste a cargo del Consorcio Aralca - P & M - Asicncro - Vedemeca y frente a las reclamaciones promovidas por la empresa integrante Aralca. Coordinación de la comisión designada para elaborar el reglamento interno que rige el funcionamiento del Consejo Directivo de la Empresa de Transmisión, encontrándose dicho reglamento ya redactado y aprobado. Incorporació de sistemas informatico en el manejo de los expedientes de litigios y de redacción de contratos. Digitalización de los contratos ya firmados, con lo que se garantiza un acceso expedito a la información contenida en los mismos.

113 GESTIÓN DE AUDITORÍA INTERNA

114 GESTIÓN DE AUDITORÍA INTERNA La Gestión de Auditoría Interna, en el periodo ha realizado las actividades de verificación de los controles internos con el objetivo de mejorar la eficacia organizacional proponiendo las recomendaciones pertinentes para lograr con mayor eficiencia los objetivos del área y de la Institución. Es conveniente observar que previo a la creación de la ETED la Dirección de Auditoría Interna, a pesar de realizar auditorías per sé, también fungía como unidad operativa que revisaba todos los expedientes relativos a las operaciones que realizaba la empresa en ese momento. Por lo que, estábamos ejerciendo la función de juez y parte, entrando en contradicción con las mejores prácticas de Auditoría Interna. Para finales del año 2007, la Administración de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales, CDEEE, contrata la firma de Auditores Externos PriceWaterhouseCooopers para que realice un levantamiento a todas las empresas del sector, con la finalizad de que las Direcciones de Auditorías Internas se avoquen a las mejores prácticas.

115 Fue a partir del mes de Octubre del 2008, que la Dirección de Auditoría Interna separa sus operaciones y se desliga completamente de todo tipo de revisión de expedientes para fines de pago u otros procesos. En el período , de acuerdo los Planes de Trabajo hemos realizados auditorias basadas en las siguientes informaciones: 1. Auditorias Cuentas por Pagar 2. Auditorias Tesorería 3. Auditoria Cuentas por Cobrar 4. Auditoria Aduana 5. Auditorias Derecho de Pase 6. Auditorias Recursos Humanos 7. Auditorias de T. I. Auditorias en el Periodo Auditorias de Gestión 9. Auditorías Activos Fijos no Contabilizados 10. Auditorias Anticipos Abiertos 11. Auditorias de Proyectos 12. Auditorias Propiedades de la Empresa 13. Auditorias Facturación 14. Auditorias Materiales 15. Auditorias de Compras 16. Auditorias de seguimiento 17. Auditorias área Jurídica. 18. Supervisión de Inventario de materiales (almacenes() 19. Supervisión Inventario de Activos Fijos En un 55% las auditorias que hemos realizados han sido orientadas a la Dirección de Servicios Financieros, un 30% corresponden a auditorias en el área administrativa, y el restante 15% se ramifican hacia las otras áreas. Hasta julio del 2011, que la ETED crea la Unidad de Contraloría, procedimos a emitir las siguientes Normativas de Control:

116 Entrega Aceite Dieléctrico Acceso y uso de la Internet Correo Electrónico Almacén e Inventario Presupuesto Facturación Umbrales topes de Compras 2011 Procesos de Compras Almacén de materiales Oficina y Equipos Normativas de Control Entrega de tickets de combustible Solicitud aperturas de líneas Nuevos montos de dietas Área de Caja (recepción) Área de Caja (Desembolsos) Cuentas por Cobrar Activos Fijos Cuentas por Pagar Nómina Existencia en Almacén Reposición Fondo de Caja Chica (60%) Manejo Fondo de Caja Chica Honorarios Públicos (abogados) Compras Inversiones Aduana Pagos por Transferencias Revisión y Control De igual forma arqueamos unas 520 veces los fondos menores de Caja Chica, asimismo, le dimos respuestas aproximadamente a unos 240 estudios y opiniones. De los Planes Anuales de Auditoria se han ejecutado el 86% de estas, atendiendo a la flexibilidad de los mismos. De acuerdo al resultado de las auditorias y otros estudios, se han emitido unas 300 recomendaciones de las cuales se han implementado aproximadamente el 84%. Para el año 2012, la función de Auditoría Interna y sus tradicionales esquemas de trabajo, se han visto impactados por la evolución de los sistemas de tecnología de la información y por las aplicaciones de nuevas estrategias administrativas motivadas por la necesidades de las empresas de implementar controles que puedan mitigar los riesgos, que en un momento determinado pueden afectar los objetivos de la empresa. Estos nuevos modelos han propiciado un cambio radical de cultura y esquemas de control en las organizaciones, soportados por la decisión de los más altos niveles directivos de la empresa.

117 En este sentido, nuestros empleados desde sus diversos ámbitos de actuación, han desarrollado nuevos modelos de trabajo que satisfagan los requerimientos presentes de las organizaciones y disposiciones gubernamentales. En cumplimiento a las Normas Básicas de Control Interno del Sector Gubernamental, creadas a partir de la Circular emitida por la Contraloría General de la República y amparadas por la Ley y los Artículos 247 y 246 de nuestra Constitución, Auditoría Interna está realizando las Matrices de Identificación y Valoración de Riesgos de todas las direcciones de nuestra empresa, además, de comenzar a realizar todas sus auditorías en base a riesgos.

118 GESTIÓN DE CONTRALORÍA

119 GESTIÓN CONTRALORÍA La contraloría de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, surge como cumplimiento al artículo 11 del decreto , de fecha 2 de Noviembre del año 2007, requiere de un órgano responsable de examinar continuamente los asuntos de la empresa manteniendo informado a su Administrador y a su Consejo Directivo, cuyo incúmbete dependerá de dicho Consejo. Es por esto que en fecha 21 de octubre del año 2010, mediante la segunda resolución, Acta No. 15/10, el Consejo Directivo de la ETED aprueba la contratación de una firma de consultoría, para el diseño, implementación y puesta en servicio la unidad de Contraloría. La estructura planteada por la firma fue aprobada por el Honorable Consejo Directivo en la sesión ordinaria celebrada el día veinticuatro (24) del mes de marzo 2011 mediante la cuarta Resolución, del Acta No. 05/11. La creación de la Contraloría viene a servir de apoyo a la Administración General y a toda la gestión de la empresa, en su labor, tanto de ejecución como de control, así como la creación y seguimiento a los controles internos existentes, con la más sana intención de facilitar una gestión de acuerdo a lo que persiguen las leyes y las buenas prácticas de la Administración Moderna. En el primer semestre del año 2011, la firma consultora hizo todo lo referente al diseño y a la selección del personal que conformaría la Contraloría. Siendo a partir del mes de Junio cuando luego de entregado y aprobado el proyecto completo al Consejo,

120 éste fue aprobado y se nombro al Contralor, iniciándose en ese momento el levantamiento de los procesos así como la implementación de actividades propias de la Contraloría. Actividades Realizadas por la Contraloría Evaluación del diseño existente y rediseño de procesos en la Unidad de Control interno y revisión Documental a cargo de la Unidad de Calidad y Gestión de Procesos. Levantamiento de Porcentaje de Utilización de sistema SAP en la ETED (Seguimiento Presupuestal /Calidad y Gestión de Procesos) Actividades de control y seguimiento presupuestal (Elaboración de taller para los encargados administrativos, diseños de plantillas a utilizar) Conjuntamente con la Dirección de Auditoria Interna estamos al frente de la coordinación de apoyo a la auditoria integral a realizarse por el Departamento de Auditoria y Contraloría de la Unidad Corporativa CDEEE La revisión de informes para la emisión de opiniones sobre temas relevantes en la toma de decisiones de la empresa, entre otras tareas que sean solicitado tanto al Consejo de Directores como a la administración. Líder de la implementación de las NORMAS BASICAS DE CONTROL INTERNO NOBACI Forma parte del Comité de disciplina de la empresa.

121 GESTIÓN DE PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA Y SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRAL

122 GESTIÓN DE PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA Desde el inicio de nuestra gestión en la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) hemos orientado nuestros esfuerzos para utilizar la planificación estratégica y evaluar el desempeño de la empresa de acuerdo con las expectativas que existen en torno a la misma. A fin de darle la importancia que merece el uso de estas mejores prácticas solicitamos la a la Vicepresidencia de la CDEEE la creación de la Dirección de Planificación Estratégica en la Empresa, esta solicitud fue aprobada por el Honorable Consejo Administrativo de la CDEEE en su Décimo Primera Resolución del Acta No. 130, de fecha 04 de abril de Para darle cumplimiento a esta resolución en fecha 10 de octubre del 2007 se crea la ETED la Dirección de Planificación Estratégica en la Empresa. A partir de esto la empresa pasa de la planificación tradicional: elaboración de presupuesto, lineamientos generales, elaboración de plan de acción, elaboración de la Memoria anual; a la planificación estratégica. El Sistema de Planificación Estratégica de ETED consta de tres componentes principales: el Mapa Estratégico, el Balanced Scorecard o Cuadro de Mando Integral y el Proceso de Gestión de Resultados. Cada una de las Direcciones de ETED, en coordinación con la Dirección de Planificación Estratégica, crea un Mapa Estratégico exclusivo de su actividad alineado con los objetivos estratégicos de alto nivel, con el fin de asegurar que la empresa se dirija de forma coordinada y alineada para cumplir con su misión y alcanzar su visión de forma eficaz y eficiente. El modelo de gestión, los objetivos estratégicos y el plan operativo anual, que incluye las iniciativas/actividades asociadas al presupuesto del año fiscal, son logros

123 que la empresa aspira alcanzar consistente y uniformemente en la mayor extensión practicable. El modelo de gestión está orientado a resultados, con un enfoque sistémico de la evaluación del desempeño y contribuirá a cumplir con las leyes, regulaciones, políticas, procedimientos, términos y condiciones contractuales. La empresa está en el proceso de implementación del Sistema de Gestión Integrado basados en las Normas ISO-9001:2008, Calidad, ISO-14000:2004, Medio Ambiente, OHSAS 18000:2007, Seguridad y Salud. Con el objetivo de aumentar la capacidad de ETED para producir Productos y Servicios acorde a los requisitos de los cliente, legales y reglamentarios aplicables, agregando valor a las partes interesadas, con transparencia y responsabilidad Plan Estratégico Los lineamientos generales establecidos por la empresa para el incluían los siguientes Objetivos Estratégicos: Constituir la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), con flujo de caja propio e independencia administrativa y financiera, a fin de dar cumplimiento a la Ley General de Electricidad No Actualizar el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Nacional de acuerdo con los lineamientos de desarrollo del país. Modernizar y actualizar el Sistema de Transmisión Nacional, en los diferentes componentes del sistema: Redes, Subestaciones, Control y Protección, Telecomunicaciones, Sistema SCADA y Centro de Control de Energía Aumentar el valor y la rentabilidad empresa. Explorar nuevas ofertas de productos y servicios.

124 Mejorar continuamente los procesos de apoyo y los procesos estratégicos de la Empresa, y adecuar la estructura organizacional de la empresa, incluyendo la Dirección Comercial. Mejorar la ventaja competitiva de la empresa a través de la gestión del talento humano. En la versión del plan estratégico se implementó la herramienta de gestión Balanced Scorecard y se enmarco en los temas estratégicos siguientes: Maximizar el valor para todos los grupos de interés de la empresa. Optimizar las relaciones con los clientes. Impulsar la excelencia de los procesos internos de negocios. Impulsar excelencia de la gestión de los activos intangibles de la empresa Para los temas estratégicos antes mencionados, se han traducido objetivos estratégicos, los que han sido clasificados de acuerdo a perspectivas asociadas al modelo de BSC (herramienta de planificación, seguimiento y medición del logro estratégico). Estos objetivos han sido socializados, analizados y consensuados por el personal de la ETED que ha participado en los diferentes talleres de planificación y de validación realizados para tales fines. Para el logro de los objetivos se elaboraron planes de acción que incluyen las iniciativas para alcanzar las metas establecidas para las diferentes medidas de desempeño. La versión del Plan Estratégico de la ETED Actualizada al 2008, en coordinación con la empresa consultora Gestión Moderna/Addvisory Group valida el Plan Estratégico de la Empresa, actualiza los enunciados de la Visión, Misión y Valores Clave de la Empresa.

125 La versión del Plan Estratégico de la ETED actualizada al 2009, contó con la asesoría de la empresa consultora Quantum Consultirng, donde se revalida y actualiza el plan al año 2009, nueva vez se redefine la visión y misión de la empresa, se incluyen dos nuevos valores, un nuevo objetivo estratégico y ocho nuevas iniciativas. En las conclusiones del informe final Quantum Consulting señala que los datos presentados en su informe sirven de fundamentos para validar el ya existente cuadro de mando integral y sus mapas estratégicos. La versión del Plan Estratégico de la ETED actualizada para los años 2010 y 2011, se realizó de acuerdo con los cambios ocurridos en el ambiento interno y externo del negocio Actualmente nos encontramos en el proceso de elaboración del Plan Estratégico A continuación se muestra el Mapa Estratégico de la ETED actualizado al 2011.

126

127 Indicadores de Desempeño Para la implementación de nuestra estrategia de Excelencia Operacional, a fin de crear valor para todos los grupos de interés de la empresa, se conformó la Matriz de Cuadro de Mando integrada por: 4 perspectivas, 14 objetivos y 54 indicadores de gestión, con sus respectivas metas para el periodo. El progreso de la ETED en la implementación de su Plan Estratégico en el periodo muestra una tendencia muy positiva en términos del crecimiento de indicadores que lograron la meta establecida, y de la reducción de indicadores no logrados e indicadores no reportados. A continuación estatus de los indicadores durante el periodo : A continuación estatus de los indicadores del periodo : Logrado Alarma Peligro N/A a la Fecha No reportado Se levanto LB

128 Resultados de los principales indicadores del periodo PERSPECTIVA FINANCIERA Objetivo Indicador A Junio 2012 Incrementar Ingresos con Rentabilidad F1.1. EBITDA (Utilidad Bruta) RD$M 1, MM 2, MM 2, MM 3, MM 3, MM F1.3. Índice Endeudamiento F1.4. Total Ingresos Anual Peaje y Servicios Asociados (RD$ MM) F1.5. Ingresos por Peaje de Transmisión (RD$ M) F1.6. Ingresos por Servicios Asociados de Transmisión (RD$ M) F1.7 Ingresos Financieros (Intereses de Peaje) 2% 2% 2% 2% 1.73% 2, MM 3, MM 3, MM 4, MM 1, MM 2, MM 2, MM 3, MM 3, MM 1, MM MM MM MM MM MM MM MM MM MM MM Cumplir con el presupuesto Proteger Ingresos ETED. Optimizar el Uso de los Activos. F1.8. % de Ejecución de Presupuesto.(Fond os Propios) F1.9. Fecha de entrega Presupuesto ETED a DIGEPRES. F2.1 Monto Penalidades 46% 42% 57% 81% 25.18% 100% 100% 100% 100% N/AF No Reportado No Reportado No Reportado RD$ MM RD$ MM F3.1. ROA 5% 8% 8% 10% N/AF

129 PERSPECTIVA CLIENTE Objetivo Indicador A Junio 2012 C1. Mejorar C1.1 % Regulación N/AF 91.51% 98.43% 93.26% 92.00% Calidad del de tensión ( ± 5%) Producto y del del valor nominal Servicio de (69)kV.- Transmisión. C1.1 % Regulación de tensión ( ± 5%) del valor nominal (138)kV.- C1.1 % Regulación de tensión ( ± 5%) del valor nominal (345)kV.- N/AF 57.59% 82.25% 84.18% 90.00% N/AF N/AF N/AF 100% 98.63% C2. Incrementar Satisfacción del Cliente. C1.2. TFG STN C1.3. DTG STN (Horas por cada 100 Kms de Líneas) C1.4. Disponibilidad STN C1.5. Confiabilidad STN C2.2. Nivel de Satisfacción Cliente Interno % 99.56% 99.65% 99.63% 99.77% No Reportado N/AF N/A F 88.81% No Reportado 59% N/AF

130 PERSPECTIVA PROCESOS INTERNOS Objetivo Indicador A Junio 2012 I1.2. Porcentaje de No No Avance del Reportado Reportado Portafolio de Proyectos de líneas Desarrollar STN Eficientemente Dimensionado 44.99% 45.00% Proyectos A: 33% Proyectos B: 45% Proyectos C: 25% I1.3. Porcentaje de Avance del Portafolio de Proyectos de subestaciones No Reportado No Reportado 49.33% 23.84% Proyectos A: 42% Proyectos B: 28% Proyectos C: 13% I2. Impulsar Excelencia Operaciones del STN (Sistema de Transmisión Nacional) I4. Lograr Excelencia Procesos de Soporte Financiero y Administrativo I5. Impulsar Excelencia Procesos Estratégicos I1.3. Desembolso Requerido por el Portafolio de Proyectos para el AF. I2.3 Porcentaje Avance Plan de Mantenimiento del STN. I2.4 Índice de Frecuencia de Accidentes I4.1. % Compromisos Financieros cumplidos en las fechas acordadas. I4.2. Entrega reportes financieros en fecha acordada. I4.3. Cantidad Inspecciones seguridad e higiene industrial a instalaciones. I4.4. % Avance plan de TI. I5.1. % Auditorias internas Programadas Realizadas I5.2. Notificaciones/penali dades por incumplimiento normas medioambientales. I5.3. % Avance Cronograma Planificación Estratégica. 3, MM 1, MM 1, MM MM MM 62.50% 59.11% % 91.26% No Reportado No Reportado No Reportado % 100% 97% 91% 95% 90% 90% 90% 88% 90% No Reportado No Reportado No Reportado % 50% % 40% 28% 57% 11%

131 PERSPECTIVA APRENDIZAJE Y CRECIMIENTO Objetivo Indicador A Junio 2012 Desarrollar Capital Humano Desarrollar Capital Organizacional A1.2. % de Avance del Perfil de Capacitación Estratégica. A2.4. Fecha de Entrega BSC A.2.5 Fecha de Entrega Plan Operativo No Reportado No Reportado No Reportado 77% 30% 100% 100% 100% 100% N/A F 100% 100% 100% 100% N/A F Sistema de Gestión Integral Desde el inicio de nuestra gestión en la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) hemos tenido como objetivo eficientizar los procesos para elevar niveles excelencia de las operaciones y de la gestión administrativa de la empresa. Formalmente se inició el proceso de Implementación del Sistema de Gestión Integral a través del cual se desarrollarán e implementarán las actividades y las herramientas idóneas para aumentar los niveles de Calidad, eficiencia y eficacia operacional. Dentro de las actividades realizadas están las de la planificación del proyecto y la elaboración de los planes de trabajo que soportan el plan general de implementación. Estos planes de trabajo contemplan la integración de todas las áreas en el despliegue de las actividades a realizar. Cada una de las Direcciones de ETED, en coordinación con la Dirección de Planificación Estratégica, desarrollaran las actividades descritas en el Plan de implementación y los planes de trabajo.

132 La herramienta seleccionada para la implementación del Sistema de Gestión Integral son los requerimientos de las Normas Internacionales ISO-9001, ISO y OHSAS. Dentro de las actividades a desarrollar para la implementación del Sistema de Gestión Integral están las siguientes, sin limitarse a ellas: Capacitación del Personal Determinar los Procesos necesarios para el Sistema de Gestión Documentar los procesos Revisión y actualización de la Estructura organizativa Elaboración de Perfiles y descripciones de puestos Identificación y Control de los impactos ambientales Identificación y Control de los Riesgos relacionados al trabajo y la salud Aplicación de todos las políticas y procedimientos Medición de los procesos, calidad, eficacia y controles establecidos Auditorías Internas Proceso de acciones correctiva Proceso de Mejora continúa. Con la implementación del Sistema de Gestión Integral todos los procesos se enfocarán a resultados orientados al logro de los objetivos Estratégicos a corto, mediano y largo plazo, creando una cultura de Calidad, protección al medio ambiente, centrada en nuestros valores.

133 ANEXOS EJECUCION PRESUPUESTARIA & ESTADOS FINANCIEROS ETED

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136 ` Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana Dirección de Servicios Financieros Ejecución Presupuestaria (Consolidada) Año 2009 (Valores En RD$) Obj. Cta. Sub Detalle Monto 01 SERVICIOS PERSONALES 1 1 SUELDOS PARA CARGOS FIJOS SUELDOS FIJOS 342,299, SUELDOS FIJOS PERSONAL TRAMITE PENSION SUELDOS PERSONAL TEMPORERO SUELDOS PERSONAL CONT. Y/O IGUALADO 4,833, SUELDO PERSONAL NOMINAL SUPLENCIAS SUELDOS POR SERVICIOS ESPECIALES SOBRESUELDOS PRIMA POR ANTIGÜEDAD 32,936, COMP. POR GASTOS ALIMENTACION COMP. POR HORAS EXTRAORDINARIAS 8,783, PRIMAS DE TRANSPORTE ESPECIALISMOS COMP.DE SERVICIOS PREST. EN VACACIONES COMPENSACION POR SERVICIOS DE SEGURIDAD JORNALES JORNALES 234, SOBREJORNALES HONORARIOS HONORARIOS PROFESIONALES Y TECNICOS 3,226, DIETAS Y GASTOS DE PRESENTACION DIETAS EN EL PAIS GASTOS DE REPRESENTACION EN EL EXTERIOR GRATIFICACIONES Y BONIFICACIONES REGALIA PASCUAL 28,679, BONIFICACIONES PRESTACIONES LABORALES 6,834, PAGO DE VACACIONES CONTRIBUCIONES A LA SEGURIDAD SOCIAL CONTRI. AL SEGURO DE SALUD Y RIESGOS LAB 22,305, CONTRIBUCIONES AL SEGURO DE PENSIONES 23,916, SUB - TOTAL 474,052,819.82

137 ` Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana Dirección de Servicios Financieros Ejecución Presupuestaria (Consolidada) Año 2009 (Valores En RD$) Obj. Cta. Sub Detalle Monto 02 SERVICIOS NO PERSONALES SERVICIOS DE COMUNICACIONES RADIO Y COMUNICACIONES SERVICIOS TELEFONICOS DE LARGA DISTANCIA TELEFONO LOCAL TELEFAX Y CORREOS 46, SERVICIO DE INTERNET Y TV. POR CABLE 45, SERVICIOS BASICOS ELECTRICIDAD 21,560, AGUA 271, LAVANDERIA, LIMPIEZA E HIGIENE RESIDUOS SOLIDOS 2, PUBLICIDAD, IMPRESIÓN Y ENCUADERNACION PUBLICIDAD Y PROPAGANDA 2,416, IMPRESION Y ENCUADERNACION 179, VIATICOS VIATICOS DENTRO DEL PAIS 11,787, VIATICOS FUERA DEL PAIS 2,354, TRANSPORTE Y ALMACENAJE PASAJE 977, FLETE 368, ALMACENAJE 2,298, PEAJE 370, ALQUILERES EDIFICIOS Y LOCALES 180, EQUIPOS DE PRODUCCION MAQUINARIAS Y EQUIPOS DE OFICINA 304, EQ. DE TRANSPORTE, TRACCION Y ELEVACION 13,805, TIERRAS Y TERRENOS OTROS ALQUILERES SEGUROS SEGUROS DE BIENES INMUEBLES SEGUROS DE BIENES MUEBLES 5,187, SEGUROS DE PERSONAS 358, CONSERVACION, REPARACIONES MENORES Y CONST OBRAS MENORES 3,541, MAQUINARIAS Y EQUIPOS DE OFICINA 19,016, CONSTRUCCIONES TEMPORALES OTROS SERVICIOS NO PERSONALES GASTOS JUDICIALES 993, COMISIONES Y GASTOS BANCARIOS 1,392, AUDITORIAS Y ESTUDIOS FINANCIEROS 1,594, SERVICIOS FUNERARIOS Y GASTOS CONEXOS 95, SERVICIOS ESPECIALES 264, SERVICIOS TECNICOS Y PROFESIONALES 10,084, IMPUESTOS, DERECHOS Y TASAS 985, INTERESES DE INTITUCIONES FINANCIERAS OTROS SERVICIOS NO PERSONALES 31,856, SUB - TOTAL 141,092,244.65

138 ` Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana Dirección de Servicios Financieros Ejecución Presupuestaria (Consolidada) Año 2009 (Valores En RD$) Obj. Cta. Sub Detalle Monto 03 MATERIALES Y SUMINISTROS ALIMENTOS Y PRODUCTOS AGROFORESTALES ALIMENTOS Y BEBIDAS PARA PERSONAS 3,835, ALIMENTOS PARA ANIMALES PRODUCTOS AGROFORESTALES TEXTILES Y VESTUARIO HILADOS Y TELAS ACABADOS TEXTILES PRENDAS DE VESTIR 366, CALZADOS PRODUCTOS DE PAPEL, CARTON E IMPRESOS PAPEL DE ESCRITORIO 45, PRODUCTOS DE PAPEL Y CARTON 56, PRODUCTOS DE ARTES GRAFICAS 41, LIBROS, REVISTAS Y PERIODICOS 82, TEXTOS DE ENSEÑANZAS ESPECIES TIMBRADAS Y VALORES 2, COMB., LUBRICANTES, PROD. QUIM. Y CONEXOS COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 30,060, PRODUCTOS QUIMICOS Y CONEXOS 36, PRODUCTOS FARMACEUTICOS Y CONEXOS 18, PRODUCTOS DE CUERO, CAUCHO Y PLASTICO CUEROS Y PIELES ARTICULOS DE CUEROS LLANTAS Y NEUMATICOS 2,912, ARTICULOS DE CAUCHOS ARTICULOS DE PLASTICOS 21, PROD. MINERALES METALICOS Y NO METALICOS PRODUCTOS DE CEMENTO ASBESTO 7, PRODUCTOS DE VIDRIO, LOZA Y PORCELANA 363, CEMENTO, CAL Y YESO 20, PRODUCTOS DE ARCILLA PRODUCTOS METALICOS MINERALES PRODUCTOS Y UTILES VARIOS MATERIAL DE LIMPIEZA 1,365, UTILES DE ESCRITORIO, OFICINA Y ENSEÑANZA 2,126, UTILES MENORES MEDICO - QUIRURGICOS UTILES DE DEPORTES Y RECREATIVOS UTLIES DE COCINA Y COMEDOR 380, PRODUCTOS ELECTRICOS Y AFINES 4,331, MAT. Y UTILES DE RELACIONADOS CON INFORMATICA 2,944, EQUIPO MILITAR UTILES DIVERSOS 1,485, SUB - TOTAL 50,503,095.28

139 ` Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana Dirección de Servicios Financieros Ejecución Presupuestaria (Consolidada) Año 2009 (Valores En RD$) Obj. Cta. Sub Detalle Monto 04 TRANSFERENCIAS CORRIENTES PRESTACIONES DE LA SEGURIDAD SOCIAL PENSIONES Y JUBILACIONES INDEMNIZACION LABORAL TRANSF. CORRIENTES AL SECTOR PRIVADO AYUDAS Y DONACIONES A PERSONAS 1,797, PREMIOS LITERARIOS, DEPORTIVOS Y ARTISTICOS PREMIOS DE BILLETES Y QUINIELAS LOTERIA NACIONAL BECAS Y VIAJES DE ESTUDIOS 6,676, TRANSFERENCIAS CORRIENTES EMPRESAS SECTOR PRIVADO TRANSFERENCIAS CORRIENTES INST. SIN FINES DE LUCRO TRANSFERENCIAS CORRIENTES AL SECTOR PUBLICO TRANSFERENCIAS CORRIENTES A LA ADMINISTRACION CENTRAL TRANSFERENCIAS CORRIENTES A INST. PUB. DESC. Y AUT. 16,257, TRANSFERENCIAS CORRIENTES A INST. SEGURIDAD SOCIAL TRANSFERENCIAS CORRIENTES A MUNICIPIOS TRANSFERENCIAS CORRIENTES A EMPRESAS PUB. NO FINANC TRANSFERENCIAS CORRIENTES A EMPRESAS PUB. FINANC TRANSFERENCIAS CORRIENTES A OTRAS INSTITUCIONES PUBLICAS TRANSFERENCIAS CORRIENTES AL SECTOR EXTERNO CUOTAS INTERNACIONALES DONACIONES CORRIENTES AL SECTOR EXTERNO DONACIONES A GOBIERNOS EXTRANJEROS - SUB - TOTAL 24,730,891.16

140 ` Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana Dirección de Servicios Financieros Ejecución Presupuestaria (Consolidada) Año 2009 (Valores En RD$) Obj. Cta. Sub Detalle Monto 06 ACTIVOS NO FINANCIEROS MAQUINARIA Y EQUIPO MAQUINARIAS Y EQUIPOS DE PRODUCCION EQUIPO EDUCACIONAL Y RECREATIVO EQUIPO DE TRANSPORTE, TRACCION Y ELEVACION 830, EQUIPO DE COMPUTACION 2,860, EQUIPO MEDICO-SANITARIO EQUIPO DE COMUNICACIÓN Y SEÑALAMIENTO 1,332, EQUIPOS Y MUEBLES DE OFICINA 3,990, HERRAMIENTAS Y REPUESTOS MAYORES 48,189, EQUIPOS VARIOS 808, EDIFICIOS TERRENOS 2,460, EDIFICIOS EXPROPIACION DE BIENES CONSTRUCCIONES Y MEJORAS VIAS DE COMINICACION OBRAS Y PLANTACIONES AGRICOLAS OBRAS URBANISTICAS OBRAS HIDRAULICAS Y SANITARIAS EDIFICACIONES 644, OBRAS DE ENERGIA (Con recursos propios) 208,615, OBRAS DE ENERGIA (Con Financiamiento Externo y Contrapartida Local) OBRAS DE TELECOMUNICACIONES 49, SUPERVISION E INSPECCION DE OBRAS 54,303, OTRAS CONSTRUCCIONES Y MEJORAS 38,133, CONSTRUCCIONES POR CONCESIONES CONSTRUCCIONES DE BIENES DE USO PUBLICO POR CONCESIONES OTROS ACTIVOS EQUIPOS DE SEGURIDAD CONSTRUCCIONES MILITARES ACTIVOS INTANGIBLES (DERECHO DE PASE) 26,877, PROGRAMA DE COMPUTACION 5,163, SEMOVIENTES OBRAS DE ARTESY ELEMENTOS COLEC ESTUDIOS DE PREINVERSION 5,112, SUB - TOTAL 399,373, ACTIVOS FINANCIEROS CONCES. DE PREST. A PERSONA 300, SUB-TOTAL 300, PASIVO FINANCIEROS DISMIN. DE CUEN. POR. INT DE C.P. 31,372, SUB - TOTAL 31,372, TOTAL GENERAL 1,121,424,850.55

141 (Valores en RD$) Descripción Presupuesto Aprobado año 2010 Ejecutado del 1ro de Enero al 31 de Diciembre 2010 Presupuesto por Ejecutar en el año % de Ejecución en el año SERVICIOS PERSONALES SUELDOS PARA CARGOS FIJOS SUELDOS FIJOS 378,200, ,786, ,413, % SUELDOS PERSONAL TEMPORERO - SUELDOS PERSONAL CONT. Y/O IGUALADO 7,593, ,927, , % SOBRESUELDOS - PRIMA POR ANTIGÜEDAD 35,578, ,522, , % COMP. POR HORAS EXTRAORDINARIAS 10,127, ,590, , % JORNALES - JORNALES 1,200, ,100, , % HONORARIOS - HONORARIOS PROFESIONALES Y TECNICOS 7,300, ,260, , % DIETAS Y GASTOS DE PRESENTACION - GRATIFICACIONES Y BONIFICACIONES - REGALIA PASCUAL 32,431, ,041, ,389, % PRESTACIONES LABORALES 14,820, ,008, ,811, % PAGO DE VACACIONES 1,330, ,325, , % CONTRIBUCIONES A LA SEGURIDAD SOCIAL - CONTRI. AL SEGURO DE SALUD Y RIESGOS LAB 24,122, ,674, , % CONTRIBUCIONES AL SEGURO DE PENSIONES 24,214, ,674, , % SUB - TOTAL 536,919, ,913, ,005, % SERVICIOS NO PERSONALES - SERVICIOS DE COMUNICACIONES RADIO Y COMUNICACIONES 15, , % TELEFONO LOCAL 9,000, ,079, , % TELEFAX Y CORREOS 81, , , % SERVICIO DE INTERNET Y TV. POR CABLE 220, , , % SERVICIOS BASICOS - ELECTRICIDAD 10,500, ,940, ,559, % AGUA 306, , , % LAVANDERIA, LIMPIEZA E HIGIENE - RESIDUOS SOLIDOS 61, , , % PUBLICIDAD, IMPRESIÓN Y ENCUADERNACION - PUBLICIDAD Y PROPAGANDA 9,400, ,108, , % IMPRESION Y ENCUADERNACION 1,026, , , % VIATICOS - VIATICOS DENTRO DEL PAIS 15,562, ,559, , % VIATICOS FUERA DEL PAIS 4,569, ,559, , % TRANSPORTE Y ALMACENAJE - PASAJE 2,156, ,464, , % FLETE 300, , , % ALMACENAJE 2,900, ,817, , % PEAJE 351, , , % ALQUILERES - EDIFICIOS Y LOCALES 200, , , % MAQUINARIAS Y EQUIPOS DE OFICINA 515, , , % EQ. DE TRANSPORTE, TRACCION Y ELEVACION 17,181, ,149, , % OTROS ALQUILERES - SEGUROS - SEGUROS DE BIENES MUEBLES 7,708, ,663, , % SEGUROS DE PERSONAS 584, , , % CONSERVACION, REPARACIONES MENORES Y CONST. - OBRAS MENORES 6,081, ,255, ,825, % MAQUINARIAS Y EQUIPOS DE OFICINA 22,998, ,801, , % CONSTRUCCIONES TEMPORALES 1,000, ,000, % OTROS SERVICIOS NO PERSONALES - GASTOS JUDICIALES 10,000, , ,200, % COMISIONES Y GASTOS BANCARIOS 3,100, ,259, , % AUDITORIAS Y ESTUDIOS FINANCIEROS 3,000, ,695, , % SERVICIOS FUNERARIOS Y GASTOS CONEXOS 386, , , % SERVICIOS ESPECIALES 698, , , % SERVICIOS TECNICOS Y PROFESIONALES (Fumigación) 18,800, ,000, ,799, % IMPUESTOS, DERECHOS Y TASAS 900, , , % INTERESES DE INTITUCIONES FINANCIERAS - OTROS SERVICIOS NO PERSONALES 57,655, ,311, ,343, % SUB - TOTAL 207,259, ,250, ,009, %

142 MATERIALES Y SUMINISTROS - ALIMENTOS Y PRODUCTOS AGROFORESTALES - ALIMENTOS Y BEBIDAS PARA PERSONAS 4,668, ,602, , % TEXTILES Y VESTUARIO - ACABADOS TEXTILES 60, , , % PRENDAS DE VESTIR 207, , , % CALZADOS 1,780, ,761, , % PRODUCTOS DE PAPEL, CARTON E IMPRESOS - PAPEL DE ESCRITORIO 220, , , % PRODUCTOS DE PAPEL Y CARTON 69, , , % PRODUCTOS DE ARTES GRAFICAS 198, , , % LIBROS, REVISTAS Y PERIODICOS 215, , , % TEXTOS DE ENSEÑANZAS 53, , , % ESPECIES TIMBRADAS Y VALORES 25, , , % COMB., LUBRICANTES, PROD. QUIM. Y CONEXOS - COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 35,604, ,563, , % PRODUCTOS QUIMICOS Y CONEXOS 1,430, ,421, , % PRODUCTOS FARMACEUTICOS Y CONEXOS 150, , , % PRODUCTOS DE CUERO, CAUCHO Y PLASTICO - LLANTAS Y NEUMATICOS 3,303, ,282, , % ARTICULOS DE CAUCHOS - ARTICULOS DE PLASTICOS 60, , , % PROD. MINERALES METALICOS Y NO METALICOS - PRODUCTOS DE CEMENTO ASBESTO - - PRODUCTOS DE VIDRIO, LOZA Y PORCELANA 8, , % CEMENTO, CAL Y YESO 248, , , % PRODUCTOS METALICOS 50, , , % PRODUCTOS Y UTILES VARIOS - MATERIAL DE LIMPIEZA 1,286, ,286, % UTILES DE ESCRITORIO, OFICINA Y ENSEÑANZA 2,348, ,309, , % UTILES DE DEPORTES Y RECREATIVOS 140, , , % UTLIES DE COCINA Y COMEDOR 576, , , % PRODUCTOS ELECTRICOS Y AFINES 6,588, ,587, % MAT. Y UTILES DE RELACIONADOS CON INFORMATICA 3,334, ,257, , % UTILES DIVERSOS 1,257, ,236, , % SUB - TOTAL 63,884, ,290, , % TRANSFERENCIAS CORRIENTES - PRESTACIONES DE LA SEGURIDAD SOCIAL - TRANSF. CORRIENTES AL SECTOR PRIVADO - AYUDAS Y DONACIONES A PERSONAS 6,000, ,982, , % BECAS Y VIAJES DE ESTUDIOS 6,209, ,204, , % TRANSFERENCIAS CORRIENTES A INST. PUB. DESC. Y A 25,100, ,150, ,949, % CUOTAS INTERNACIONALES 300, , , % TRANSFERENCIAS CORRIENTES AL SECTOR EXTERNO - DONACIONES CORRIENTES AL SECTOR EXTERNO - DONACIONES A GOBIERNOS EXTRANJEROS - SUB - TOTAL 37,609, ,636, ,972, % ACTIVOS NO FINANCIEROS - MAQUINARIA Y EQUIPO - MAQUINARIAS Y EQUIPOS DE PRODUCCION 1,000, , , % EQUIPO DE TRANSPORTE, TRACCION Y ELEVACION 166,158, ,511, ,646, % EQUIPO DE COMPUTACION 5,050, ,882, , % EQUIPO MEDICO-SANITARIO - EQUIPO DE COMUNICACIÓN Y SEÑALAMIENTO 10,000, ,918, ,081, % EQUIPOS Y MUEBLES DE OFICINA 5,229, ,955, , % HERRAMIENTAS Y REPUESTOS MAYORES 325,126, ,605, ,521, % EDIFICIOS - TERRENOS 40,789, ,529, ,259, % EDIFICIOS 20,000, ,000, % CONSTRUCCIONES Y MEJORAS - EDIFICACIONES 15,000, , ,750, % OBRAS DE ENERGIA (Con recursos propios) 844,303, ,441, ,861, % OBRAS DE ENERGIA (Con Financiamiento Externo y Contra 2,007,160, ,350, ,104,809, % OBRAS DE TELECOMUNICACIONES 5,100, , ,828, % SUPERVISION E INSPECCION DE OBRAS 34,971, ,770, ,200, % OTRAS CONSTRUCCIONES Y MEJORAS 42,500, ,100, ,399, % CONSTRUCCIONES POR CONCESIONES - OTROS ACTIVOS - ACTIVOS INTANGIBLES (DERECHO DE PASE) 103,000, ,200, ,799, % PROGRAMA DE COMPUTACION 7,950, ,022, ,927, % OBRAS DE ARTESY ELEMENTOS COLEC. 630, , , % SUB - TOTAL CON RECURSOS EXTERNOS 3,633,969, ,523,044, ,110,925, % SUB-TOTAL CON RECURSOS PROPIOS 1,626,809, ,694, ,006,115, % CONCESION DE PRESTAMOS INTERNOS CONCESION DE PRESTAMOS DE CORTO PLAZO 1,307,105, SUB - TOTAL 1,307,105, DISMIN. DE CUENTAS POR PAGAR INTERNAS 46,000, ,760, ,239, % SUB - TOTAL 46,000, ,760, ,239, % TOTAL GENERAL CON RECURSOS EXT. Y PRE. 4,525,642, ,646,000, ,186,748, % TOTAL GENERAL CON RECURSOS PROPIOS 2,518,482, ,436,544, ,081,938, %

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