11 CONGRESO NACIONAL DE LA INFRAESTRUCTURA. PROEXPORT COLOMBIA RD 19, 20 Y 21 de Noviembre 2014, Centro de Convenciones, Cartagena, Colombia

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1 11 CONGRESO NACIONAL DE LA INFRAESTRUCTURA PROEXPORT COLOMBIA RD 19, 20 Y 21 de Noviembre 2014, Centro de Convenciones, Cartagena, Colombia

2 Contenido Estructura Sector Eléctrico Dominicano. Situación Actual. Generación Transmisión Distribución Estrategia y Proyectos del Plan Integral CDEEE. Impacto. 2

3 Estructura 3

4 República Dominicana 48,730 Km2 10,MM habitantes 4

5 Estructura Estructura del Mercado del Mercado Sistema SENI Eléctrico Sistema Nacional Eléctrico Interconectado Nacional Generación 15 centrales generadoras (Carbón, Fuel Oil, Gas Natural, Hidroeléctricas, Eólica). Capacidad instalada de 3,513 MW. Demanda máxima de 2,100 MW. Transmisión Tensión Sistema de transmisión: KV. 5,076 Km de redes de transmisión. Distribución y Comercialización EDESUR EDENORTE EDEESTE Capacidad instalada 3,578 MVA en Subestaciones. 550 circuitos total EDEs. 24,195 Km de redes en MT. Tensión distribución 34, ,16 KV.

6 Estructura del Mercado Actores Instituciones Reguladoras y Coordinadoras Superintendencia de Electricidad (SIE) Comisión Nacional de Energía (CNE) Organismo Coordinador (OC) CDEEE (IPP s) OC-SENI Hidroeléctricas Generadores Transmisión LOS ORIGENES Generadora Los Orígenes METALDOM Planta Generadora Unidad de Electrificación Rural Distribuidoras MONTERIO Monterio Corporation 5

7 Situación Actual 7

8 Situación Actual Matriz Dependiente del Fuel Oil Sobre indexación Contratos Altos Costos de Generación Altas Pérdidas Sector Deficitario 8

9 Generación 9

10 100 % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Matriz Potencia Instalada vs Generación de Energía, ,9% 52,6% 54,4% 1,7% 2,4% 14,3% 8,9% 14,3% 18,9% 30,9% 19,4% 17,2% 13,2% 11,8% Pot Inst Generación Indexación Hidráulica Gas Natural Carbón Eólica Fuel Oil La participación del Gas Natural en la Generación de energía supera en 63.5% (12.0 PP) a su capacidad instalada; de igual modo el carbón, ya que presenta una diferencia de 60.6% (5.4 PP). Para el Fuel Oil: La proporción de la generación es 24.1% (12.5 PP) menor que la capacidad instalada, esto producto del costo elevado de su despacho. En cambio, la proporción en indexación es de un 36% (14.5 PP) mayor a la de generación y 3.4% (1.8 PP) por encima de la instalada. 10

11 Precios de Compra de Energía A Junio del 2014 Precios Medios por Contrato USCents/kWh 35,2 Fuente GWh % PMC 18,5 20,3 23,8 25,1 Fuel Oil 1, % ,3 10,4 11,9 Carbón % ,5 Spot 1, % 18.5 Gas 1, % 10.3 Hidro % 12.5 Total 5, % 17.8 En la actualidad, el precio más alto de la energía es pagado por los contratos indexados al componente Fuel Oil, representando el 57% del total de energía comprada. Los Precios van desde 10.0 a más de 35.0 USCents cada kwh, teniendo como resultado un precio promedio de casi 18.0 USCents. 11

12 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 - Despacho Económico Junio del Potencia Disponible Bruta Acumulada (MW) Costo Variable de Despacho (USCents/kWh) Los costos de despacho de las centrales superan los 35.0 USCents/kWh. La demanda máxima (restringida a 82%) es de unos 2,060 MW. 1,100 MW presentan costos por debajo de los 14.0 USCents/kWh y 1,000 MW adicionales por debajo de los 20.0 USCents. Reducir 1.0 USCents en el precio medio de compra representa aprox US$ millones/año menos en la facturación. Reducir 1 PP de Pérdida representa un ingreso en caja de unos US$ 16.0 MM/año 12

13 1.4 00, , ,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,0 2,5 0% 2,0 0% 1,5 0% 1,0 0% 0,5 0% 0,0 0% Sector Deficitario Transferencias vs % PIB Transferencias del Gobierno Central al Sector Eléctrico US$ MM y % del PIB 2,19% 1,01% 1,28% 1,56% 1,58% 1.328,6 470,6 663,8 867,9 933, Aportes al Déficit Sector Eléctrico (MMUS$) % del PIB El déficit global en el 2013 se redujo en 6% respecto al Las transferencias en el año 2013 fueron mayores debido a que se liquidaron deudas acumuladas con los generadores privados. 13

14 Costos y Gastos del Sector Análisis del 2013 US$ 2,821 MM 77% Compra de Energía 10% Gastos Operativos Ingresos Totales-Sector/año US$ 2,959 millones. 8% Capital propio Gobierno transfiere US$ 1,329 MM, 46% de los Ingresos Totales. 5% Gasto de Personal

15 Sistema de Transmisión 15

16 Estrategia Sistema de Plan Transmisión (2013 Plan 2019) de Expansión Las obras están definidas por necesidades de: Nueva Generación, para conectar al SENI las nuevas Centrales. Distribución, producto de conexión de nuevas subestaciones. Limitaciones de la Red de Transporte, fruto del crecimiento de la demanda y de la economía del país. El Plan contempla: Repotenciar/Construir nuevas subestaciones por unos 3,035 MVA. Construir unos 1,265 km de Líneas de Transmisión Componente LT 345 kv LT 345 kv LT 345 kv Trafos km km km MVA Generación Transmisión ,195.0 Distribución ,840.0 TOTAL ,

17 Distribución 17

18 EDEs Estatales Análisis período Ago13-Jul14 Total circuitos en sector 550 Clientes Sector 1,944,267 EDENorte No. Circuitos: 192 Clientes: 744,584 Compra (GWh/mes): 315 Facturación (GWh/mes): 210 % Pérdidas: 33 % Cobros: 96 Compra Sector 1,027 GWh/mes Facturación Sector 692 GWh/mes % Pérdidas Sector 32.6 % Cobros Sector 96 EDESur No. Circuitos: 194 Clientes: 591,557 Compra (GWh/mes): 376 Facturación (GWh/mes): 267 % Pérdidas: 29 % Cobros: 98 EDEEste No. Circuitos: 164 Clientes: 608,127 Compra (GWh/mes): 336 Facturación (GWh/mes): 215 % Pérdidas: 36 % Cobros: 94

19 Costo de las Pérdidas Análisis período Ago13-Jul ,478 2,537 Pérdidas totales 32.6% 12% aceptables 20.6% Comerciales Energía Comprada (GWh) Pérdidas aceptables (GWh) Pérdidas a reducir (GWh) Ago13 Jul14, las pérdidas se situaron en 32.6%. 19

20 Distribución Situación Actual Subestaciones POTENCIA (MVA) PROYECCION (MVA) DISTRIBUIDORA SUBESTACION TRANSFORMADOR PI 80% 90% EL CHIVO TR RINCON TR COTUI TR NIBAJE TR EDENORTE NIBAJE TR IMBERT TR EL CHIVO TR NIBAJE TR QUINIGUA TR

21 Reducción de Pérdidas Situación Pérdidas vs Inversión Sólo en 1 de las 32 provincias de RD no se requiere inversión en proyectos de Reducción de Pérdidas. 21

22 Estrategia y Proyectos Plan Integral 22

23 Modificación de la Matriz de Generación Capacidad Instalada 17,2% AÑO 2013 AÑO % 28% 18,9% 8,9% 2,4% 52,6% Fuel Oil Eólica 32% 24% 2% Carbón Gas Hidroeléctrica El parque presenta la mayor generación en el uso de combustibles derivados del petróleo, en más de un 50%.w

24 Necesidad en Generación Estudio Previsión Demanda 494 Necesidad de Nueva Generación a Instalar MW La instalación de 600 MW mantendría el status quo para un abastecimiento de un 84% de la demanda. Para mantener un nivel de reserva cercano al 30% (valor mínimo para operar de manera relativamente segura el SENI), y abastecer el 100% (estimado) de la demanda, se requiere instalar unos 1,451 MW en los siguientes 4 años. 24

25 Estrategia Modificación Matriz de Generación Carbón (769.8 MW) Central Estatal en Punta Catalina US$ 1.9 billo nes MW en dos (2) unidades PUNTA CANA 256 Km SANTO DOMINGO 60 Km Punta Catalina, Bani Población: 107,926 LA ROMANA 174 Km PROJECT LOCATION El proyecto está localizado en la region suroeste del país, en las tierras del ingenio azucarero CAEI de Punta Catalina, Municipio de Baní, Provincia Peravia, en la Rep. Dominicana. 25

26 Modificación Matriz Generación Avance Central Estatal a Carbón El 22 de Noviembre 2013, el Comité de Licitación declara Oferta Ganadora y por ende oferente adjudicatario al Consorcio integrado por las empresas Constructora Norberto Odebrecht, S.A, Tecnimont S. p. A. e Ingeniería Estrella S.R.L. El proyecto consiste en la construcción de una Central Termoeléctrica con una capacidad MW, integrada por dos unidades de MW cada una, para la generación de energía a partir de la quema limpia de carbón mineral pulverizado, a ser instaladas en la localidad Punta Catalina, Baní, Provincia Peravia. 26

27 Estrategia Modificación Matriz de Generación Gas Natural Licuado (1,051 MW) Cierre de Ciclo AES-DPP 108 MW adicionales Conversión CESPM MW Conversión Sultana del Este 153 MW Quisqueya I y II - 2 x 215 MW Los Orígenes 60 MW Los esfuerzos para la gestión del gas natural hasta ahora han resultados complejos y poco efectivos. La construcción una nueva terminal en el centro de generación de la parte este del país está atada a la contratación de 20 años del suministro de gas natural. 27

28 Estrategia Modificación Matriz de Generación Energía Renovable. Se proyecta la instalación de unos 200 MW en tecnología solar (114 MW) y eólica (84 MW) al año 2016, de aquellos proyectos de energía renovable que ya tienen contratos firmados con la CDEEE, pero que aún no se ejecutan. Se prevé la promoción de alrededor de 300 MW adicionales bajo el esquema de licitación pública internacional. 28

29 Modificación Matriz Generación Al 2017 Ahora 2,313 MW estarían por debajo de los de los 14.0 USCents el kwh, lo que representan un crecimiento de un 110% (unos 1,200 MW más) 29

30 Estrategia Sistema de Plan Transmisión (2013 Plan 2019) de Expansión Presupuesto (US$ MM) Total Generación Transmisión Distribución TOTAL

31 Estrategia Sistema de Plan Transmisión (2013 Plan 2019) de Expansión 31

32 Estrategia Sistema de Plan Transmisión (2013 Obras 2019) Prioritarias Existen obras de Transmisión con alta prioridad de que sean ejecutadas, como son: LT 345 kv Punta Catalina Julio Sauri US$ 25.0 MM LT 345 kv Pedro Brand Guerra US$ 22.8 MM Subestación Guerra 345/138 kv US$ 31.9 MM LT. 345 kv Guerra SPM US$ 26.6 MM LT. 345 kv Pepillo Salcedo El Naranjo US$ 58.6 MM Subestación Bonao III US$ 21.1 MM TOTAL de la Inversión ---- US$ millones 32

33 Reducción de Pérdidas Programa ,5% 33,1% Objetivos Programa de Reducción de Pérdidas Valores Porcentuales 31,5% 28,5% 25,5% 22,5% 19,5% 16,5% 13,5% 10,5% Se requieren inversiones en Rehabilitación de Redes y Medición de Clientes para reducir pérdidas comerciales del orden de los US$ 800 MM. 33

34 Reducción de Pérdidas Proyectos BM-BID-OFID Programas EDE s Edenorte Edesur Edeeste Terminados Cant Circuitos Avance (%) 73% 69% 71% 82% Unos 45 proyectos con financiamiento de la Banca Multilateral fueron iniciados en el año 2011, con un presupuestos de unos US$ MM. 33 proyectos ya finalizaron, cerrando los programas tanto del Banco Mundial como del BID, los que siguen ejecutándose son con fondos de OFID. 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 107,5 70% 154,1 Todos los Programas 81% 102,7 83,0 48% 51,4 24,5 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 20,0 10% - 0% Total Convenio Contrapartida Ejecución (US$ MM) Presupuestado (US$ MM) Ejecución (%) 34

35 Reducción de Pérdidas Avance Financiamiento Estado Gestión de Fondos con Organismos Multilaterales CRONOGRAMA ESTIMADO DISPONIBILIDAD DE FONDOS Estatus Fecha Estimada Origen Fondos Solicitud Disponibilidad Monto (MM US$) Open Fund for International Development (OFID) Aprobado Agosto Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Aprobado Noviembre Banco Mundial (BM) Formulación Abril Banco Europeo de Inversiones (BEI) Formulación Julio Total La gestión de fondos ante los organismos multilaterales está mostrando resultados positivos, aunque ha resultado más dilatada de lo previsto. 35

36 Distribución Plan de Expansión (Objetivos) Desarrollar un Plan de Expansión de la Red de Distribución que garantice el suministro y la calidad de la energía servida, cubriendo el crecimiento de la demanda. Inversión requerida: US$200 MM. Sus componentes son: SUBESTACIONES NUEVAS - 34 SSEE (1,122 MVA) REPOTENCIACIÓN - 27 SSEE (370 MVA adicionales) CIRCUITOS NUEVOS KM RECONTRUCCIÓN KM REGULACION POTENCIA REACTIVA 76 Bancos de capacitores DE TENSION 31 Bancos de Reguladores. ELEMENTOS DE CONECTIVIDAD MÓVILES - 2 SSEE (52

37 Impacto Estrategia 37

38 Estrategia Integral Impacto Anual Total Modificación De la Matriz Reducción de las Pérdidas A 12 % Eficiencia Gestión Punta Catalina. Conversión Centrales a Gas. Cierre Ciclo. Otros Proyectos Privados. Rehabilitación de las Redes. Adecuación de Suministros. Tele-medición. Incremento de las Recaudaciones. Mejora Calidad del Servicio. Integración de los sistemas. Impacto Total US$ MM Por año US$ MM Por año US$ MM Por año 930 1,150 US$ millones 38

39 Panorama 2021

40 Panorama 2021

41 Panorama 2021

42 Gracias 42