1
Panorama Energético de la República Dominicana y la Visión
del Gobierno
Santo Domingo
12 de febrero de 2015
Lic. Juan Rodríguez NinaDIRECTOR EJECUTIVO
Integración Vertical
100% Estatal
Ley 14-90 Incentivo al Desarrollo Eléctrico Nacional.
Entrada IPP
Ley 141-97 Ley General de la Reforma de la Empresa Pública.
Resoluciones SEIC 235, 236 y 237
Ley 125-01 Ley General de Electricidad. Ley 57-07
Incentivos al Desarrollo de Energías Renovables.
Ley 186-07 Modifica 125-01
Evolución del Sector Eléctrico
19971990 2001 20071998
•Generación•Transmisión•Distribución CDE
3
•Generación•Transmisión•Distribución•Comercialización
CDE
•GeneraciónIPP
•Generación•Distribución•Comercialización
Alianzas-Público Privadas
• GeneraciónPrivados
• Hidroelectricidad• TransmisiónCDEEE
Estructura del Subsector Eléctrico
Establece Políticas
Energéticas, Normas y
reglamentaciones, aplicables al “Mercado”.
CCE: Operador del Sistema,
depende de la Empresa de Transmisión
Sistemas Aislados
y Auto-
productores
Fiscaliza el cumplimiento de las normas del “Mercado”. Tarifas y
Protección al Usuario.
Operador del “Mercado”. Administra los contratos entre Agentes, para las liquidaciones.
Además programa el despacho del
Sistema.
4
productores
Rol del Estado: Reforma Eléctrica
En la LGE las funciones esenciales del Estado son de carácter:
Normativo Promotor Regulador Fiscalizador Representante HoldingHolding
5
Funcionamiento de Mercado
Mercado Spot
•Programación
Operación Técnica
• Operador Mercado
•Operación Tiempo
Real SENI
UNR’S
ContratosBilaterales
UsuariosRegulados
6
Ley General de Electricidad No. 125-01
Artículo 6:• “Los organismos del Estado que rigen las actividades
específicas del subsector eléctrico son la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia de Electricidad […].”
Artículo 12:Artículo 12:• “Corresponde a La Comisión, en general, elaborar y
coordinar los proyectos de normativa legal y reglamentaria; proponer y adoptar políticas y normas; elaborar planes indicativos para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía, y proponerlos al Poder Ejecutivo y velar por su cumplimiento; promover las decisiones de inversión en concordancia con dichos planes y asesorar al Poder Ejecutivo en todas aquellas materias relacionadas con el sector.”
8
Ley General de Electricidad No. 125-01
Artículo 13:• “Para los efectos de la competencia que sobre esta
materia corresponde a La Comisión, el sector energía comprende todas las actividades de estudio, exploración, construcción, exportación, pestudio, exploración, construcción, exportación, producción, transmisión, almacenamiento, distribución, importación, comercialización y cualesquiera otras que conciernan a la electricidad, carbón, gas, petróleo y sus derivados, energía hidráulica, nuclear, geotérmica, solar, energía no convencional y demás fuentes energéticas, presentes o futuras.
9
Mar
co L
egal • Ley General de Electricidad No. 125-
01 - modificada Ley No. 186-07 de fecha 06 de agosto de 2007, en su artículo 7.
Mar
co L
egal
fecha 06 de agosto de 2007, en su artículo 7.
• Ley de Incentivos al Desarrollo de Energías Renovables No. 57-07.
• Ley de Incentivos Importación de Vehículos energía No Convencional No. 103-13
10
Ley de Incentivos al Desarrollo de Energías Renovables No. 57-07
Ener
gías
Ren
ovab
les • Administra la Ley No. 57-07
de Incentivos al Desarrollo de Energías Renovables y su
Atr
ibuc
ione
s • Velar por la correcta aplicación de la Ley No. 57-07 y su Reglamento de Aplicación.
• Autorizar o rechazar las
Ener
gías
Ren
ovab
les
de Energías Renovables y su Reglamento de Aplicación.
Atr
ibuc
ione
s
• Autorizar o rechazar las solicitudes de aplicación a los incentivos de la Ley 57-07.
• Emitir resoluciones, certificaciones y registros relativos a incentivos.
• Disponer acciones administrativas y judiciales para perseguir y sancionar incumplimientos de la Ley y su Reglamento.
11
Ley de Incentivos Importación de Vehículos energía No Convencional No. 103-13
Vehí
culo
s En
ergí
a N
o C
onve
ncio
nal
• Incorporar los beneficios de la Ley No. 103-13 Importación de Vehículos energía No Convencional
Atr
ibuc
ione
s • Autorizar o rechazar las
Vehí
culo
s En
ergí
a N
o C
onve
ncio
nal Importación de Vehículos
energía No Convencional No. 103-13.
Atr
ibuc
ione
s
rechazar las solicitudes de aplicación a los incentivos de la Ley 103-13.
12
Ejes Estratégicos
Revisión del estado de las concesiones y definición de cantidad de energía que puede ingresar.
Revisión de la estructura del modelo de mercado eléctrico.
Realización y actualización del Plan Energético Realización y actualización del Plan Energético Nacional.
Creación de la ventanilla única eléctrica.
Creación y puesta en marcha del proyecto de Ley de Eficiencia Energética
14
Plan Energético Nacional
Integral, incluye todas las fuentes de energía, permitiendo una visión coherente y articulada entre los planes sub-
sectoriales.
Indicativo, previendo el crecimiento del
sector, estableciendo alternativas de
desarrollo e inversión y promoviendo la
inversión privada.
Incluye planes indicativos sub-
sectoriales, particularmente plan
de expansión de generación, transmisión
y distribución de
PENDefinir la estrategia del Estado para desarrollar
el sector.
sectoriales. y distribución de energía eléctrica.
Debe tener una visión de mediano plazo cinco (5) años y largo plazo quince (15) años, con ajustes anuales, de
acuerdo al desarrollo del sector.
16
Actualización del PEN 2013-2030
Demanda• Prospectiva de la
Demanda de Energía 2013-2030.
• Julio 2014.• Fundación Bariloche
Electricidad• Plan Indicativo del
Subsector Eléctrico 2010-2030. (Generación)
• Marzo 2014.• Mercados Energéticos.
Oferta• Prospectiva de la
Oferta de Energía 2013-2030.
• Resultados Preliminares.
• Fundación Bariloche
Hidrocarburos• Plan Indicativo del
Subsector de Hidrocarburos.
• En ejecución.• Recursos Propios.
EERR y URE• Planes Indicativos de
Energía Renovable.• Falta por Ejecutar.
Plan Energético Nacional
PEN
17
Concesiones Factibles de ser Revocadas
EólicaDominicana Renovables, Puerto Plata
– 50MW
Los Cuatro Vientos, Puerto Plata –
SolarElectronic J.R.C., S.R.L., Monteplata
– 30MW
Los Cuatro Vientos, Puerto Plata –50MW
Parque Eólico del Caribe, Puerto Plata – 50MW
Jasper CaribbeanWindpower, L.L.C., Puerto Plata –
115MW
Poseidón Energías Renovables, Puerto Plata – 100MW
Proyecto Granadillo, Baní – 50MW
415 MW
Isofotón, S. A., Santo Domingo Norte –50MW
Montecristi Solar, Montecristi –57.96MW
Washington Capital Global Energy, LTD, Guerra – 50MW
187.96 MW
19
Participación Energía Generada (%)
HIDROELECTRICAS12%
EÓLICAS3%
SISTEMAS AISLADOS
5%
21
Fuente: Balance de Energía, Sistema de Información Energético Nacional (SIEN), Centrales Eléctricas de Servicio Público: Incluye Sistemas Aislados.No se incluye autoproductores Industriales, Residenciales y Comerciales.
TÉRMICAS81%
Participación Energía Eléctrica Generada (%)
Hidroenergía9% Eólica
2%
Sistemas Aislados8%Gas Natural
31%
22
Fuente: Balance de Energía, Sistema de Información Energético Nacional (SIEN), Centrales Eléctricas de Servicio Público: Incluye Sistemas Aislados.No incluyen autoproductores Industriales, Residenciales y Comerciales.
Fuel Oil29%
Diesel6%
Carbón15%
Evolución de Energía Generada (GWh)
2,259
3,37328% 3,453
29%
4,00931%
4,52732%
1,45313%
1,41612% 1,513
13%
1,78214%
1,90013%
-
-13.99
0%
961%
2412%
10,789
12,26012,030
12,990
14,083
8,000.00
10,000.00
12,000.00
14,000.00
16,000.00
EÓLICA
HIDROELECTRICIDAD
GAS NATURAL
23
Fuente: Sistema de Información Energético Nacional (SIEN), Centrales Eléctricas de Servicio Público: Incluye Sistemas Aislados.No incluyen autoproductores Industriales, Residenciales y Comerciales.
3,79835%
4,55837% 3,429
29%
3,69428%
3,64326%
1,34412%
1,0589%
1,61813%
1,28310%
1,66712%
1,93318%
1,85315% 2,000
17%2,12416%
2,10215%
2,25921%
0.00
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
2009 2010 2011 2012 2013
GAS NATURAL
CARBÓN MINERAL
DIESEL
FUEL OIL
TOTALES
Sector Transporte
2,000.00
2,500.00
3,000.00
5.00%6.00%7.00%8.00%9.00%10.00%
MMRD$1991
2000-2013
2,419.85
2,122.07
2,361.26
2,030.76
2,492.88
2,414.16
2,335.51
2,287.50
2,248.03
2,264.35
2,427.79
2,537.61
2,716.97
2,452.29
-
500.00
1,000.00
1,500.00
0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%
MMRD$
Consumo de Energía (kTep) Aporte a PIB (%)Fuente:-Balance Nacional de Energía Neta 1998-2013 (CNE, 2014).- PIB a Precios Corrientes Anual 1991-2013 (BCRD, recuperado en Página web 22/01/15)
25
Sector Industrial
20.00%
25.00%
1,000.00
1,200.00
1,400.00
Sector Industria2000-2013
Fuente:-Balance Nacional de Energía Neta 1998-2013 (CNE, 2014).- PIB a Precios Corrientes Anual 1991-2013 (BCRD, recuperado en Página web 22/01/15
949.50
963.12
1,246.33
1,113.12
1,080.05
1,103.25
1,201.38
1,228.14
1,274.14
1,154.54
1,216.12
1,200.00
1,224.92
1,235.82
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
-
200.00
400.00
600.00
800.00
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
MMRD$1991
Consumo de Energía (kTep) Aporte al PIB (%)
26
Sector Comercial, Servicios y Público
200.00 250.00 300.00 350.00 400.00
58%59%59%60%60%61%
MMRD$1991
2000-2013
244.
51
254.
45
255.
92
224.
95
197.
92
225.
10
247.
43
264.
20
283.
76
288.
14
317.
01
319.
41
350.
58
346.
71
-50.00
100.00
150.00 200.00
56%56%57%57%58%58%
MMRD$1991
Consumo de Energía (kTep) Aporte al PIB (%)Fuente:-Balance Nacional de Energía Neta 1998-2013 (CNE, 2014).- PIB a Precios Corrientes Anual 1991-2013 (BCRD, recuperado en Página web 22/01/15)
27
Sector Agropecuario y Minero
80.00 100.00 120.00 140.00 160.00
4.00%5.00%6.00%7.00%8.00%
MMRD$1991
2000-2013
147.01
121.30
140.97
128.94
130.85
129.79
135.38
127.76
124.86
132.03
142.79
136.24
146.65
141.63
-20.00 40.00
60.00 80.00
0.00%1.00%2.00%
3.00%4.00%
MMRD$1991
Consumo de Energía (kTep) Aporte al PIB (%)Fuente:-Balance Nacional de Energía Neta 1998-2013 (CNE, 2014).- PIB a Precios Corrientes Anual 1991-2013 (BCRD, recuperado en Página web 22/01/15
28
Sector Construcción y Otros
20.00 25.00 30.00 35.00 40.00
4.0%
5.0%
6.0%
7.0%
MMRD$1991
2000-2013
35.47
27.56
26.72
25.59
26.42
27.89
30.58
31.95
32.97
33.13
33.27
32.63
32.88
33.46
-5.00
10.00
15.00 20.00
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
MMRD$1991
Consumo de Energía (kTep) Aporte al PIB (%)Fuente:-Balance Nacional de Energía Neta 1998-2013 (CNE, 2014).- PIB a Precios Corrientes Anual 1991-2013 (BCRD, recuperado en Página web 22/01/15)
29
Intensidad EnergéticaIndicador de eficiencia del uso de la energía.
1,173
805800
1,000
1,200
1,400
/PIB
R
D$
1991
1970-2030Se aprecia una importante disminución de este indicador como consecuencia de las medidas de URE propuestas y al proceso mismo de la economía que pasa a actividades de menor intensidad de uso de la
805680
779
526402
0
200
400
600
800
kTep
/PIB
R
D$
1991
intensidad de uso de la energía.
Fuente: En base a resultados obtenidos con el modelo LEAP. Proyecto de Prospectiva de Demanda de Energía República Dominicana y Datos del PIB provistos por el BCRD.
31
Evolución del Consumo de Energía en Miles de Toneladas Equivalentes DE Petróleo (kTep)
6000
8000
10000
12000
3.0% a.a
2.3% a.a
10,460
9,153
33
0
2000
4000
1970
1973
1976
1979
1982
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Consumo Energético Histórico Escenario Tendencial
Escenario Alternativo
3.1% a.a
Proyección de la Demanda Eléctrica (GWh)
25,000.00
30,000.00
35,000.00
30,129
24,658
35
10,000.00
15,000.00
20,000.00
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Escenario Tendencial Escenario Alternativo
24,658
14,062
Fuente: Prospectiva de la Demanda de Energía de República Dominicana, IDEE/FB, Enero 2014.
Generación por tipo de combustible (escenario Tendencial) GWh
5,631.7 5,713.6
624.3
3,026.8
6,108.1
1,856.9
1,908.4
1,908.4
1,908.4
242.9 269.2
687.9
687.9
687.9
15,000.0
18,000.0
21,000.0
24,000.0
36
706.3 402.5 299.6 333.2 380.5 - - - - -
2,213.5 2,266.0
9,997.5 9,997.5 9,997.5
- -
260.1 260.1 260.1
4,333.8 4,610.3
5,042.5 5,631.7 5,713.6
5,102.2 6,073.4
1,870.9 1,856.9 242.9
-
3,000.0
6,000.0
9,000.0
12,000.0
2013 2015 2020 2025 2030
Gasoil Solar Carbon Mineral Bagazo Gas Natural Fuel Oil Hidro Eolica
Fuente: Prospectiva de Oferta RD 2013-2030, Resultados Preliminares
Medición Neta
• Mediante la resolución CNE-AD-0007-2011la Comisión Nacional de Energía (CNE)aprobó el Reglamento de Medición Neta el28 de junio 2011.
Aprobación del Reglamento
38
• Sistema de medición bidireccional delservicio eléctrico para los usuarios quedecidan autoabastecerse parcial ototalmente mediante sistemas degeneración a base de fuentes renovablesde esta manera los excedentes deenergía, se restarán o compensarán con laenergía consumida.
¿En qué consiste?
Beneficios para los clientes del programa Crédito fiscal
hasta el 40% del costo de los equipos del sistema de generación
renovables en tres años.
Al final de año recibirá en
RD, el 75% de los créditos de
energía acumulados.
Paga solo del neto consumido
a las EDE. (Reducción escalón de
facturación).
39
Beneficios
Parcialmente autosuficiente
en energía eléctrica.
Incentiva a usar su energía de
forma racional y eficiente
Reduce sus emisiones
contaminantes
Evolución del Programa de Medición Neta
Potencia Total Instalada: 12.31
MW
521clientes conectados a la 1 Cliente Gobierno
40
conectados a la red de distribución
352 Clientes Residenciales
(67.6%)
168 Clientes Comerciales
(32.3%)
1 Cliente Gobierno (0.2%)
284
353
387
433
495
521
8000
10000
12000
14000
300
400
500
600
Usuarios
Evolución del Programa Medición Netajulio 2011 - diciembre 2014
41
0
3962
81
112
150
183
217
284
0
2000
4000
6000
0
100
200
300
Usuarios
Período
Usuarios
KW
CANTIDAD DE AUTORIZACIONES INCENTIVOS 2010- 2014
150
200
250
131 129
241
198
178 178
42
0
50
100
2010 2011 2012 2013 2014
26
51
131 129
4149
88 83
67
86
116
EXENCION ITBIS AUTORIZACION CREDITO FISCAL EXENCION IMPORTACION AUTOPRODUCTORES
Importe en Millones de Pesos (RD$MM) incentivos autorizados 2010-2014
250
300
350
400
232.28
351.20
232.06
43
0
50
100
150
200
2010 2011 2012 2013 2014
23.89
65.87
148.53 155.70
121.27
78.5690.00
14.29 24.44
56.30
83.0585.58
EXENCION ITBIS AUTORIZACION CREDITO FISCAL EXENCION IMPORTACION AUTOPRODUCTORES
Generación
Participación Privada y/o Estatal
Térmica Hidroeléctrica RenovableTérmica Hidroeléctrica
>5MW solo Estado
<5MW privados y/o
estado
Renovable
45
Requiere Concesión
Generación: Parque Actual
Público16%
Privada54%
Público -Privada
30%
Capacidad Instalada (MW) por Propiedad
FUEL OIL25%
GAS
HIDROELECTRICIDAD
18%
EÓLICA3%
Capacidad Instalada por Combustible
DIESEL22%
CARBON MINERAL10%
GAS NATURAL22%
Fuel Oil31%
Diesel7%Carbón
16%
Gas Natural34%
Hidroenergía10%
Eólica 2%
Generación GWH – octubre 2014
46
Costo de Generación y Transmisión
13.8 13.6
14.8 14.8
16.5 15.7
17.1
18.8
17.2 17.1 17.2
8.5 8.6 8.6 8.6 8.6 8.6 8.6 8.6
47
8.5 8.5 8.5 8.5 8.6 8.6 8.6 8.6 8.6 8.6 8.6
0.9 0.9 1.1 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 0.8 0.9 0.8
Dic-13 Ene-14 Feb-14 Mar-14 Abr-14 May-14 Jun-14 Jul-14 Ago-14 Sep-14 Oct-14
Costos Marginal de Energía (USCents$/KWh) Costos Marginal de Potencia (US$/kW-Mes)
Peaje de Transmisión (USCents$/KWh)
Generación: Diversificación parque
A pesar de que se han realizado inversiones, no han sido suficientes para poder modificar la dependencia
del Fuel.
Algunas causas son:
Acuerdo Madrid –limita la capacidad de contratación de nueva capacidad
Ausencia Licitaciones – Las
EDES no han realizado a tiempo el llamado a nueva
capacidad
Rotura Cadena de Pago – lo que limita
la entrada de oferentes por
riesgo
No ejecución Proyectos de
Carbón, conversión CESPM, Licitación 1,200 MW (2012)
48
Plantas de Carbón 1200MW
Hidroeléctrica Brazo Derecho
2.8 MW
Generación: Proyectos Relevantes
Hidroeléctrica Artibonito
45 MW
Hidroeléctrica Hatillo II8.4 MW
Central Punta Caucedo100 MW
Quisqueya I y II 430 MW
Hidroeléctrica Las Placetas2 x 49 MW
LS Boca Chica 92 MW
Los Minas CCTG
ITABO III300 MW
49
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Plantas de Carbón 1200MW Manzanillo y Azua
COGENTRIX Conversión a GNL 300 MW CC
100 MW
Licitación 1000~1500 MW
Solar Monte Plata30 MW
Tanques Almacenamiento SPM
Licitación CDEEE 1200 MW
EólicosMatafongo 30 MWPecasa 50 MW
Suspendido/No ejecutado
En Proyecto
Modificación de la Matriz de Generación Nueva
Tipo de Inversión
Pública53%
900MW
Capacidad
300 MW
300+300MW
Combustible
Gas Natural
Carbón
50
Privada
Mixta
900MW
26%
450MW
21%
350MW
300+300MW
300MW 150MW
250MW
100MW
Carbón
Gas
Carbón
Carbón
Ahorro Estimado de US$600MM – US$800MM
Requerimientos de Generación
1,272 1,451
MW
51
494 635
783 938
1,101
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Transmisión
Propiedad•Participación limitada solo al Estado.•Expansión a cargo Empresa Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED).
Técnico•Niveles de Tensión: 69 kV, 138 kV y 345 kV.•Servicios Auxiliares: Energía Reactiva (Precio Regulado).•Congestiones:•Congestiones:
•Se prevé la creación de subsistemas.•No existen penalizaciones por congestión.
Remuneración Económica (Revenue Cap)•Sistema eficientemente dimensionado.
•Valoración bajo Metodología VNR.•Opex = Empresa Modelo (diseñada criterios SIE).•Costo Capital: costo oportunidad inversión (Banco Central).•Recaudación a través de Ingresos Tarifarios (Derecho Uso) y Sello Estampilla (Derecho
Conexión).
53
Transmisión
Peaje reconocido año 2015 US$123 MM
Nivel de Tensión Capacidad Transformación MVA
345 kV
139.7 km
138 kV
2,230 km
69 kV
1,911 KM
345/138 kV
2,130
138/69 kV
2,730
54
Problemas de pago, ETED no recauda todo el peaje reconocido.
Obras a ser reconocidas Peaje 2015
Proyecto KM Costo (US$)
L.T. 345kV Pedro Brand-Guerra (2c – 3 cond/fase) 43
L.T. 138kV Los Mina-Metropolitana (1c – 2 cond/fase) 10
L.T. 138kV Piedra Blanca-Bonao II(2c – 2 cond/fase) 10
L.T. 138kV Higüey-Uvero Alto(1c – 1 cond/fase) 27
L.T. 138kV Puerto Plata-Playa Dorada 2c – 1 cond/fase) 23
TOTAL LLTT 37,055,336
S/E H. Mayor 138/69kV y Ampliación S/E El Seibo y SPM
S/E Río San Juan 138/12.5kV
S/E Guerra 345/138kV
S/E 345/230/138 kV Piedra Blanca
S/E 138 kV Uvero Alto
S/E 138/69kV Higuey III
Compra Terrenos (6)
Banco Capacitores 105MVAr
TOTAL SSEE 42,124,316
TOTAL LLTT y SSEE 79,179,652
55
Distribución
Actividad Regulada• Requiere Concesión.• Tres (3) concesiones, bajo alianza público – privada.• Actualmente propiedad del Estado al 100% (recompra en 2003 y
2009).• Participación en la Generación, hasta un 15% de la demanda del SENI.• Participación en la Generación, hasta un 15% de la demanda del SENI.
• Límite no incluye fuentes renovables.• Libre acceso obligatorio por terceros.• Obligación Suministro.
Remuneración Económica (Tarifas máximas)• No discriminación entre usuarios iguales.• Base de capital reconocida, sobre la base del costo incremental de
desarrollo (15 años), proyecto óptimo.
57
Distribución
Calidad del Servicio• Se prevé el reintegro de la Energía no Servida (valor referencial = 150%
del precio de venta)• Norma técnica, para la continuidad del servicio• Norma Atención Comercial• Norma Calidad Producto
MediciónMedición• Servicio Prepago, sólo a opción del usuario• Derecho del usuario a acceder a la lectura de su medición
Generación Distribuida• Reglamento enfocado a fuentes renovables, establece los aspectos
técnicos para la conexión al Red Distribución.• Programa de Medición Neta, acuerdo comercial para el balance físico de
la energía producida por un usuario (cliente) y retiro del mismo.
58
Distribución en cifras
EDEESTE EDENORTE EDESUR
Área Concesión (kM2) 11,700 19,061 17,939
Energía Abastecida (GWh/año) 3,877 3,693 4,380
Demanda Máxima (MW) 578.8 555.3 626.3
Pérdidas Energía (%) 35.9% 31.7% 28.7%Pérdidas Energía cobros Pérdidas Energía cobros (%) 40.0% 35.07% 22.4%
Indice de Cobros (%) 93.6% 95.9% 97.4%
Cantidad Clientes 650,924 794,936 606,548 Capacidad Transformación (MVA) 1,200 1,336 1,300
Clientes a Leer 494,443 603,004 486,904
Clientes sin Medidor 193,646 212,141 149,607
km Red MT 6,500 11,445 6,500
km Red BT 6,000 9,519 6,000
59
Distribución en cifras
EDEESTE EDENORTE EDESUR
SMART GRID
Telemedición
Cantidad Clientes 62,680 (9.6%) 92,539 (11%) 139,172 (22.9%)Energía TelemedidaFact (GWh/año) 1,085 1,177 2,276 Fact (GWh/año) 1,085 1,177 2,276
Energía Telemedida (%) 42.7% 45.5% 72.9%
Generación Distribuida
Clientes Medición Neta 44 219 172 Potencia Instalada MN (MW) 0.64 5.72 4.88 Energía Inyectada / Energía Retiro (%) 20.7% 15.5% 7.7%
60
Programas
Reactivación del Programa de Biocombustibles.
Ahorro y eficiencia energética en instituciones gubernamentales.instituciones gubernamentales.
Continuación del Programa de Bombillas de Sol.
Reactivación de los programas de cooperación en Energía Nuclear.
62
Proyectos Futuros
Plan Indicativo Del Subsector
Hidrocarburos de la República Dominicana.
Proyecto Diagnóstico del Potencial
Geotérmico en República Dominicana.
Actualización Anteproyecto Ley
Marco del Gas.
Diagnóstico Parque Energético Multiusos en
Manzanillo.
Elaboración del Plan Estimular la Diagnóstico Gasoducto
Sur –Norte de Gas Natural.
Elaboración del Plan Indicativo del Sub-Sector Eléctrico de
Generación y Transmisión.
Estimular la competitividad
industrial mediante la generación eléctrica basada en biomasa.
Plan de desarrollo fotovoltaico de uso individual en zonas
deprimidas.
Realización de 14 auditorías energéticas
en el sector gubernamental y
privado.
Implementación de Sistema de Gestión de
Energía en 20 instituciones
gubernamentales.
Implementación de un Sistema de Información Geográfica en materia
energética de República Dominicana.
Ejecución de Encuesta Energética de
República Dominicana.
63