NOTAS SOBRE LA SOSTENIBILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO

DOMINICANO

Modernización y consumo de electricidad ehidrocarburos.

Las consecuencias de ese consumo.

La cultura del miedo.

El negocio de la crisis.

La cuestión de la sostenibilidad.

INDUSTRIA ELÉCTRICA

Los planes de expansión

El Tercer Plan de Expansión y la reforma

Los objetivos iniciales de la reforma

La perdida del Plan de Expansión

La generación como el gran negocio de la crisis.

EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE (2000-2009)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Agua 17.01% 15.79% 17.58% 14.71% 14.71% 13.99% 13.83% 13.83% 15.01% 16.36%

Gas Natural 9.99% 9.00% 8.91% 17.50% 17.50% 16.50% 16.35% 16.35% 17.64% 17.36%

Carbón 12.78% 11.97% 11.83% 9.89% 9.89% 9.32% 9.24% 9.24% 9.97% 9.81%

Fuel Oil No.6 y 2 7.41% 6.68% 6.98% 5.83% 5.83% 5.50% 5.45% 5.45% 5.88% 5.79%

Fuel Oil No. 2 13.43% 23.87% 27.59% 23.17% 23.17% 17.77% 17.61% 17.61% 14.83% 14.59%

Fuel Oil No. 6 39.38% 32.69% 27.11% 28.90% 28.90% 36.92% 37.52% 37.52% 36.67% 36.09%

Fuel Oil No. 6

Fuel Oil No. 2

Fuel Oil No.6 y 2Carbón

Gas Natural

Agua

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

EVOLUCIÓN DEL COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO (2001-2010)

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

2010

U

S

$

/

G

W

h

Costos Marginales Promedio

La expansion de la generación antes de entrar el sectorprivado.

La expansión de la generación después de entrar elsector privado.

La demanda y oferta eléctrica dominicanas.

La sobre capacidad de generación

EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA (1967-2009)

-

500.00

1,000.00

1,500.00

2,000.00

2,500.00

3,000.00

3,500.00

4,000.00 19

67

196

8

196

9

1970

1971

1972

1973

1974

1975

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0

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1

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2

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3

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4

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5

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6

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7

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8

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9

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0

199

1

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2

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3

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9

200

0

200

1

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3

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5

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6

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7

200

8

200

9

M

W

Capacidad Instalada

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

199

0

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1

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3

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9

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0

200

1

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3

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4

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5

200

6

200

7

200

8

200

9

Capacidad Instalada Nacional (MW) Potencia Maxima Abastecida

EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y POTENCIA MÁXIMA ABASTECIDA (1990-2009)

EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA GENERADA (1967-2009)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

196

7

196

8

196

9

1970

1971

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

198

0

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1

198

2

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3

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4

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5

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6

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7

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8

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9

199

0

199

1

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2

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3

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4

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5

199

6

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7

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8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

G

W

h

EVOLUCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA DEL SENI(1967-2009)

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

196

7

196

8

196

9

1970

1971

1972

1973

1974

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1979

198

0

198

1

198

2

198

3

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4

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5

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6

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7

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8

198

9

199

0

199

1

199

2

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3

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4

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5

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6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

Factor de Utilización del Sistema

Entre 1967 y 90 la capacidad instalada pasó de 123 MW a 620MW, multiplicándose por 5 en 23 anos. Durante el mismo periodo lageneración pasó de 656 GHz a 3121 GHz, multiplicados por 4.9. Uncrecimiento de capacidad y la generación de alrededor del 7% anual.

Entre 1990 y 1999, la capacidad instalada pasó de 620 MW a 1363MW, multiplicándose por 2.2, cerca del 10% anual. En el mismoperiodo la generación paso de 3121 GWh a 9049, multiplicándose por2.9. Un crecimiento de 10% para la capacidad y 13 % para lageneración.

Entre 1999 y 2003, la capacidad instalada pasó de 1363 MW a 3524MW, multiplicándose por 2.6. En el mismo periodo la generacióncreció de 9049 a creció a 10396 GWh, multiplicándose por 1.05. Uncrecimiento de 27% para la capacidad y solo 1% anual para lageneración.

Entre 1999 y 2009, la capacidad instalada paso de 1363 a345100, multiplicándose por 2,5. En esos 11 años, la energíagenerada paso de 9049 GWh a 11177 GWh, multiplicandos por 1.2Un crecimiento de 10% anual de la capacidad y solo 2% para lageneración.

El PIB pasó de US$21,575.8 en 1999 a US$46711 en 2009 .

A principios de los 80s se estimaba que para 1992 el sistemadebía disponer de una capacidad instalada de 1800 MW.

Después de 30 años de desarrollo económico, en 2010, lacapacidad utilizada, incluyendo un 20% de reserva, jamás hasuperado los 2300 MW.

PLAN ESTRATÉGICO PARA LA GENERACIÓN

2009 2010 2012 2015

Producción de Energía (GWh) 14,805.00 14,496.00 14,939.00 17,911.00

Demanda Promedio (MW) 1,690.00 1,655.00 1,705.00 2,045.00

Demanda Máxima (MW) 2,011.00 1,982.00 2,066.00 2,494.00

Capacidad Máxima (Reserva de 20%) (MW) 2,414.00 2,378.00 2,647.00 3,526.00

El Plan sugiere retirar 276 MW de la oferta porobsolescencia e ineficiencia.

Contratar de urgencia 1,240 MW, para satisfacer lademanda a partir de 2012.

Pautar la nueva capacidad a carbón, gas (ciclocombinado), hidráulica y eólica”.

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2011-2017

ProyectoPotencia

ActualMW

PotenciaAdicional

MWTecnología Combustible Fecha Entrada Ubicación

CORTO PLAZO

Central Punta Caicedo100 Motores Diesel Gas Natural Abril-Junio 2011 Punta Caicedo

Central San Lorenzo 34 Turba. Gas Gas Natural 2011 Los Mina

Central en margen oriental Rio Ozama

108 Motores Diesel Gas Natural Agosto 2011 Margen Oriental Rio Ozama

Parque Eólico Juancho-Los Cocos33.5 Eólico 2011 Pedernales

Sub-total 275.5

ProyectoPotencia

ActualMW

PotenciaAdicional

MWTecnología Combustible

Fecha Entrada

Ubicación

MEDIANO PLAZO

Conversión CESPM y construcción Gasoducto Punta Caicedo-San Pedro de Macorís

294.6Ciclo

CombinadoGas Natural

Enero-Mayo 2012

San Pedro de Macorís

Habilitación Ciclo Combinado Los Mina V y VI

180 60Ciclo

CombinadoGas Natural Marzo 2012 Los Mina

Conversión Sultana del Este100

Motores Diesel

Gas Natural 2012 San Pedro de Macorís

Parque Eólico Datafono 34 Eólico 2012 Bani

Parque Eólico Juanillo 50 Eólico 2012 Puerto Plata

Prima Brazo Derecho 2.7 Hidra Enero 2012 Esperanza

Palomino 80 Hidra Marzo 2012 Moheció

Ampliación Hatillo 8.5 18.5 Hidra Marzo 2012 Hatillo

Sub-total 583.1 245.2

ProyectoPotencia

ActualMW

PotenciaAdicional

MWTecnología Combustible Fecha Entrada Ubicación

LARGO PLAZO

Central Manzanillo 1, con su Terminal de recepción, almacenamiento y regasificación de Gas Natural

500Ciclo

CombinadoGas Natural 2014 Montecristi

Central Haina Carbón 250 Turba. Vapor Carbón Mineral 2016 Haina

Central Hatillo 250 Turba. Vapor Carbón Mineral 2016 Azua

Central Manzanillo 2 400Ciclo

CombinadoGas Natural 2018 Monterita

Las Placetas 87 Hidra Abril 2016 Santiago

Artibonito45 Hidro

Diciembre 2016

Elías Piña

Manabao-Bejucal-Taveras 105 Hidro 2017 Jarabacoa

Sub-total 1637Total MW 583.1 2,678.40

El listado incluye proyectos con nombres y apellidos cuyosestudios de factibilidad deben estar en alguna parte.

Contempla la rehabilitación y reconversión de 583 MW y laadición de 2678 MW.

Ese listado pasa por alto el estatus de la generaciónexistente.

Los riesgos y las oportunidades plan.

DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

Las cifras tras 20 años de reforma.

Los logros y la sostenibilidad del sistema.

El actualizado plan de mejora de las distribuidoras

ENERGÍA FACTURADA Y COBRADA

Año GeneraciónRetiro

Distribuidora

Retiro Distribuidoras

%

Energía Facturada

Energía Facturada %

Índice de Cobranza

CRI

2004 8,868.00 8,172.00 92.15%4,742.23

58.03%75.53%

43.83%

2005 9,823.00 8,952.55 91.14%5,269.24

58.86%85.72%

50.45%

2006 10,708.00 9,509.55 88.81%5,398.26

56.77%83.70%

47.51%

2007 11,029.70 9,788.30 88.74%5,551.54

56.72%87.82%

49.81%

2008 11,390.80 10,108.80 88.75%5,818.07

57.55%88.52%

50.95%

2009 11,177.80 9,963.50 89.14%5,756.04

57.77%89.23%

51.55%

PLAN DE MEJORA DE LA DISTRIBUCIONAL

2009 2010 2012 2015

Número de clientes de las EDEs 1,350,000.00 2,100,000.00 2,230,000.00 2,310,000.00

Número de clientes de las EDEs ( 24 horas) 600,000.00 800,000.00 1,350,000.00 2,310,000.00

Proporción de clientes en los circuitos de 24 horas 44% 38% 61% 100%

CRI redefinido de las EDEs 61% 69% 78% 85%

Pérdidas totales de energía de las EDEs 32% 28% 20% 14%

Coeficiente de Cobranzas 90% 96% 98% 99%

Inversión en Distribución (US$ MM)-Total EDEs 80.00 150.00 150.00 100.00

LAS METAS DEL PLAN

Aumentar rápidamente el número de clientes Aumentar el número de clientes en circuito de 24 horas. Reducir los niveles de perdidas Aumentar los niveles de cobranza.

LAS CONDICIONES PARA ALCANZARLAS

La eficientización interna de la empresa está en marcha. Un sólido apoyo político Un programa de inversión de US$500 entre 2010 y 2015.

TARIFA ELÉCTRICA

El CRI y la tarifa

Esquema legal de la tarifa eléctrica.

a. Precios de generación

b. Valor agregado de transmisión

c. Valor Agregado de Distribución

Las tarifas aprobadas.

a. Tarifa de la capitalización que debía ser desmontada en un plazo de 5 años.

b. Tarifa reformada en septiembre en 2002 y acompañada del PRA

c. Tarifa reformada en 2006 bajo el supuesto de la eliminación del PRA

Concept

Valor

Base

2002

Valor

Adjusted

Née-06

Valor

Cobra

does. Differentia

Costo

de

energía

Factura

total

Costo

por

Kwh.

Cargos

Fijis/KHz En RD$ En RD$ En RD$ En RD$ En RD$ En RD$ En US$

Cargo poor

Energies -

< 75 5.04 6.04 3.12 - 2.92 234.00 266.30 0.104431

76-200 5.04 6.04 3.12 - 2.92 624.00 732.65 0.107743

BTS1 201-300 5.04 6.04 4.71 - 1.33 1095.00 1203.65 0.118005

301-400 6.21 7.44 7.00 - 0.44 1795.00 1903.65 0.139974

401-500 6.21 7.44 7.00 - 0.44 2495.00 2603.65 0.153156

501-600 6.21 7.44 7.00 - 0.44 3195.00 3306.77 0.162097

601-700 6.21 7.44 7.00 - 0.44 3895.00 4006.77 0.168352

701-1000 6.21 7.44 8.57 1.13 6007.57 6120.93 0.256815

>1000 6.21 7.44 8.57 1.13 8578.57 8694.22 0.255712

Tarifa Indexada y Aplicada (USc/kWh) y

Flujo del Fondo de Estabilizacion de la Tarifa (FET MMUS$)

0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

15.0

17.5

20.0

22.5

25.0

Jan-

05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5

Sep-0

5

Nov

-05

Jan-

06

Mar

-06

May

-06

Jul-0

6

Sep-0

6

Nov

-06

Jan-

07

Mar

-07

May

-07

Jul-0

7

Sep-0

7

USc/kWh

(20)

(15)

(10)

(5)

-

5

10

15

20

25

30

MMUS$

FET Mensual Tarifa Indexada Tarifa Aplicada

EL IMPACTO DEL AJUSTE TARIFARIO

Energía Comprada 10000 10000

Energía Facturada 6000 6000

Tarifa Calculada por la SIE 0.2 0.25

Tarifa Aplicada 0.17 0.17

Precio monomico generación 0.12 0.16

Distribuidoras

Ingresos 1200 1500

Menos Egresos Pago energía 1200 1600

Menos Gastos de Capital 120 120

Menos O&M 120 120

Resultados -240 -340

Gobierno 180 480

CDEEE ????????? ???????

Cuadro Tafira Sector Eléctrico

LAS “TRANSFERENCIAS” AL SECTOR ELÉCTRICO

1. Es propietario del 50% del de las Empresas de Generación de Haina e Itabo.

2. Es propietario y administrador de la CDEEE ( incluyendo la UERS) laEmpresa de Generación Hidroeléctrica, la Empresa de Transmisión, lastres empresas de distribución y siete Consejos de administración.

3, El Estado financia los subsidios otorgados a los consumidores y el Fondo deEstabilización

4. El Estado planifica, regula la industria, supervisa, fija y ajusta la tarifa através de la CNE y la SIE.

TRANSFERENCIAS AL SECTOR ELÉCTRICO

2000-04 1800

2005-07 1800

2008-08 1200

2009-10 1500

20000-10 6300

Mas Excedentes operativos ETED y EGEHID

Mas Pagos deudas soberanas por MH

COMPONENTES DE LAS TRANSFERENCIAS

1. Altos costo de la generación

2. Las altas perdidas de las distribuidoras

3. El subsidio implícito en la tarifa

4. Pago de energía del gobierno, incluyendo a los no contables

5. PRA o BONOLUZ

6. UERS

7. Costo de capital de proyectos no rentables

8. Exceso de gastos administrativos

PREMISAS DEL SISTEMA

1. Sistema nacional interconectado económicamente dimensionado

2. Iniciativa de generación estimulada por las empresas distribuidoras

3. Organización en empresas de generación, de transmisión y dedistribución

4. No hay vinculación entre las empresas. Mecanismo de precios

5. Cobro y pago del servicio sin elementos de discriminación

6. Regulación y coordinación rigurosa e imparcial, sustentada sobrecriterios técnicos

7. Autosuficiencia sin apoyo financiero del Estado

EL PROCESO DE DECISIONES

Las grandes decisiones relativas al sector eléctrico se toman fuera del sector.

La urgencia política en el proceso de decisiones.

La cooptación de las empresas y los organismos

Las reglas del juego en un sistema complejo.

En cuáles decisiones se genera el déficit.

TRANSFERENCIAS Y DESEMPEÑO

La posición de los consumidores

La displicencia de los funcionarios.

La actitud de los agentes públicos y privados dentro delsector.

El impacto sobre las inversiones.