Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED)

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Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana

(ETED)

Santo Domingo, D. N.

Año del Fortalecimiento del Estado Social y Democrático de Derecho

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M

EMORIA DEL

P

ERIODO

2008-2012

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

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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 2008-2012.

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 2008-2012 fue de RD$ 7,431.00 MM, de los cuales RD$ 1,990.59 MM, fueron con fondos propios y RD$5,440.41 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.

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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

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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.121-97, 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. 125-01, 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

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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. 125-01.

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. 629-07, 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,

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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.

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G

ESTIÓN

C

OMERCIAL

La Gestión Comercial de la ETED para el periodo 2008-2012, 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 2008 2009 2010 2011 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 2012.

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-1,000.00 2,000.00 3,000.00 4,000.00 5,000.00 2008 2009 2010 2011 may-12 RD$ M M

Ingresos Percibidos vs Facturados (RD$MM) 2008-mayo 2012

Ingresos Facturados Ingresos Percibidos

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 2008-2012:

0 2,000,000,000 4,000,000,000 6,000,000,000 8,000,000,000 10,000,000,000 12,000,000,000 14,000,000,000 2008 2009 2010 2011 may-12 INYECCION RETIROS

P

ARTICIPACIÓN EN EL

O

RGANISMO

C

OORDINADOR

La Dirección Comercial en representación del Administrador, participo durante el periodo 2009-2011 en 116 Reuniones en el Organismo Coordinador donde se evacuaron 175 Resoluciones, de Carácter técnico y administrativo.

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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 2010-2011 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.

2010  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.

2011  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-543-2011, donde, por primera vez, aunque solo para el 2012, reconoce el Valor Agregado de Transmisión (VAT), incrementando esto el ingreso por concepto del peaje.

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G

ESTIÓN

F

INANCIERA

.

A continuación se muestra la Gestión Financiera del periodo 2008-2011 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 2008-2011 y el primer semestre Enero-Junio 2012.

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 490-08 de diciembre de 2008, en favor de las Transferencias Corrientes destinadas a la CDEEE identificadas con el No.

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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 3,339,000 34.85 116,349,124.50

26/06/2009 AES Andrés 2,709,000 34.85 94,396,459.50 30/06/2009 Dominican Power Partners 344,000

34.85 11,986,852.00 24/08/2009 EGE-HAINA 1,500,000 36.09 54,137,358.00 01/10/2009 EGE-HAINA 1,200,000 36.483663 43,780,395.60 20/10/2009 EGE-HAINA 600,000 36.483663 21,890,197.80

9,692,000 342,540,387

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 2008. Responden básicamente al incremento en la gestión de cobros realizados a los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista pendientes de los años 2008 y 2009.

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 2010.

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:

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INGRESO FACTURADO VS INGRESO RECIBIDO POR AÑO PERIODO 2008-2011 Y PRIMER SEMESTRE AÑO 2012

(VALORES EN RD$)

Ingresos Peaje Servicios Intereses Total %

Percibido 2008 Percibidos 1,082,523,314 139,868,334 2,577,902 1,224,969,550 48.8% Facturados 2,469,781,609 25,933,819 13,923,851 2,509,639,279 2009 Percibidos 1,417,493,389 153,435,760 16,037,253 1,586,966,402 50.4% Facturados 2,765,715,137 120,639,360** 262,750,907 3,149,105,404 2010 Percibidos 2,280,825,125 380,367,886 8,361,779 2,669,554,790 78.0% Facturados 3,104,269,518 125,341,776** 192,989,889 3,422,601,183 2011 Percibidos 1,985,590,889 79,190,407 21,627,263 2,086,408,559 50.3% Facturados 3,597,518,174 146,380,760** 400,583,899 4,144,482,833 Ene-Jun 2012 Percibidos 391,063,797 199,203,552 - 590,267,349 29.7% Facturados 1,588,108,867 114,359,960 285,902,034 1,988,370,861

** 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. 125-01´´.

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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 2008 20,325,851,394 2009 22,136,741,024 2010 24,113,569,711 2011 26,770,513,257 Junio-12 27,546,067,780

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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:

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. Pasivos 2008 434,069,382 2009 482,966,012 2010 460,479,853 2011 441,473,903 Junio-12 475,959,806 Patrimonio 2008 19,891,782,012 2009 21,653,775,012 2010 23,653,089,858 2011 26,329,039,354 Junio 12 27,070,107,974

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Estado de Deudas y Cobranzas 2008

Cuentas por cobrar periodo 2008-2011 y primer semestre Ene-Jun 2012.

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) _673,917,355

962,629,141 (288,711,786)

Empresa Generación Hidroeléctrica

Dominicana (EGEHID) _149,764,941 _- _149,764,941

-Empresa Distribuidora de Electricidad

del Este 17,736,198

757,075 16,979,123

del Norte _1,704,808

763 1,704,045

del Sur 65,952,581 409,828 65,542,753 -Totales 909,075,883 963,796,807.00 233,990,862 (288,711,786) Partidas 2008 2009 2010 2011 2012 Clientes 405,272,415 755,143,020 538,850,354 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 y empleados - 275,000 112,500 100,000 133,129 Otras cuentas por cobrar 1,340,973 876,466 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

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Clientes

Balance Al 31/12/2008

Empresa Generadora de Electricidad de ITABO

140,890,220

Empresa Generadora de Electricidad de Haina

135,669,787

Compañía Eléctrica de Puerto Plata

54,242,988

AES Andrés

51,407,566

Consorcio LAESA, LTD

9,618,464

AES Dominican Power Partners

8,331,146

Clientes eventuales _4,851,062

Falconbrigde Dominicana

225,792

Monte Rio Power Corporation, LTD (a)

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.

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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)

466,414,489 466,414,489

Empresa Distribuidora de Electricidad del Este

3,598,717

436,382 3,162,335

Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte

1,419,497 - 1,419,497

Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur 115,386,220 729,610 114,656,610 RD$1,927,109,989.00 RD$57,211,266 RD$ 1,869,898,723 Clientes Balance Al 31/12/2009

117,096,738

Compañía Eléctrica de Puerto Plata

130,075,683

AES Andrés

113,320,791

Empresa Generadora de Electricidad de ITABO

112,367,939

EGEHAINA-Compañía Eléctrica Punta Cana

Macao _97,513,632

Consorcio LAESA, LTD

56,868,045

Generadora Palamara La Vega

55,168,230

26,400,016

SEABOARD

22,694,030

Clientes eventuales

11,840,939

7,073,191 METALDOM 4,167,458 Falconbridge Dominicana 231,652 ABB AG 324,676 RD$ 755,143,020

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2010

Clientes

Balance Al 31/12/2010

EGEHAINA-Compañía Eléctrica Punta Cana Macao 198,706,608 Consorcio LAESA, LTD 113,794,845 AES Andrés 77,398,971

Empresa Generadora de Electricidad de

ITABO 61,898,228

37,608,246

Generadora Palamara La Vega

24,726,823

Clientes eventuales

12,680,406

7,483,375

METALDOM

3,565,994

662,182 ABB AG 324,676 RD$ 538,850,354 Relacionadas Cuentas por cobrar Cuentas

por pagar Neto

2,930,005,448

70,291,849 2,859,713,599

1,074,189,638 - 1,074,189,638

Empresa Distribuidora de Electricidad del Este

63,685,453

436,382 63,249,071

Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte

11,054,608

829,332 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

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2011 Relacionadas Cuentas por cobrar Cuentas por pagar Neto

3,698,435,693

102,726,034 3,595,709,659

1,789,891,293

2,810,121 1,787,081,172

Empresa Distribuidora de Electricidad del Este

209,099,096

982,103 208,116,993

Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte

88,934,709

828,511 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

304,893,896

Empresa Generadora de Electricidad de Haina

230,094,940

Consorcio LAESA, LTD

224,664,623

Empresa Generadora de Electricidad de ITABO

178,650,721

AES Andrés

62,532,114

Generadora Palamara La Vega

166,028,948

METALDOM

12,180,950

Compañía Eléctrica de Puerto Plata

55,683,673

AES Dominican Power Partners

17,659,511

Clientes eventuales

15,046,598

Monte Rio Power Corporation, LTD (a)

259,094

Barrick Pueblo Viejo

11,782,611

ABB AG

324,676

1,279,802,355

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A Mayo 2012

** Este cliente presenta un saldo contrario, por nota de crédito aplicada, conforme Resolución del Organismo Coordinador No. OC14-2012 d/f 19 de marzo de 2012, en la que se aprueba reliquidación de las transacciones económicas de derecho de conexión del año 2011.

Relacionadas

Cuentas por cobrar

Cuentas

por pagar Neto

Corporación Dominicana de Empresas

Eléctricas Estatales (CDEEE) _{3,853,089,722} _109,762,797 _{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 327,399,797 436,382 326,963,415

Empresa Distribuidora de Electricidad del

Norte 140,238,887 171,487 140,067,400

Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur _172,875,331 _- _172,875,331

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 382,896,983 Empresa Generadora de Electricidad de Haina

370,811,388 Consorcio LAESA, LTD

279,656,476 Empresa Generadora de Electricidad de ITABO

244,073,422

AES Andrés

160,005,347 Generadora Palamara La Vega

135,264,709 Compañía Eléctrica de Puerto Plata

52,384,608 AES Dominican Power Partners

49,120,467 Clientes eventuales

16,677,994 Empresa Eléctrica de Haina

11,757,518 Monte Rio Power Corporation, LTD (a)**

(1,571,851) Barrick Pueblo Viejo

509,404 DOVICON 368,166 ABB AG 324,676 Falconbrigde Dominicana 104,410 1,702,383,717

(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 2008-2011. 189% 87% 45% 7% 0% 50% 100% 150% 200% 2008 2009 2010 2011

Ejecucion Presupuestario Fondos Externos 2008-2011

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Para el año 2012 el presupuesto aprobado y ejecutado durante el año es como sigue:

Fondos Presupuestado Ejecutado Por ejecutar Porciento

Propios 3,352,592,481.45 844,233,172.80 2,508,359,308.65 25.18%

Externos 863,360,398.65 248,637,989.70 614,722,408.95 28.80%

Total presupuestado _{4,215,952,880.10 1,092,871,162.5} _{3,123,081,717.6} _25.92%

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.

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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.272-10 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.923-09, del 30 de diciembre dl 2009, así como lo señalado en el Poder Especial No. 234-11 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.272-10, 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.

(27)

(28)

(29)

G

ESTIÓN

D

E

P

ROYECTOS

INVERSIONES EN EXPANSIÓN, MEJORA Y MODERNIZACIÓN DEL STN

La inversión en el plan de expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN) en el periodo 2008-2012 fue de RD$7, 431.00 MM, de la cual RD$1,990.59 MM fue con fondos propios y RD$5,440.41 MM provenientes de financiamiento

externo.

A continuación se muestra una relación de la inversión con fondos propios y externos del periodo 2008-2012:

Relación de Inversión Fondos Propios, período 2008-2012

Año Presupuesto aprobado RD$ Invertido RD$ %

2008 641,510,000.00 368,184,987.72 57% 2009 1,070,833,942.33 440,674,757.93 41% 2010 970,833,944.38 444,096,705.03 46% 2011 838,399,182.3 666,587,387.6 80% 2012 841,344,576.61 71,046,552.48 8% Total General RD$ 4,362,921,645.57 1,990,590,390.72 46%

Relación de Inversión Fondos Externos, período 2008-2012

Año Presupuesto aprobado RD$ Invertido RD$ %

2008 3,267,352,072.23 2,643,052,578.00 81% 2009 2,146,601,154.45 1,370,735,790.00 64% 2010 2,334,613,471.99 1,044,499,831.00 45% 2011 1,240,542,312.48 91,567,915.26 7% 2012 863,360,398.00 290,554,411.98 70% Total General RD$ 9,401,773,246.93 5,440,410,526.24 57%

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Durante el 2008-2012 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 2011. 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.

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PRINCIPALES PROYECTOS DEL PERIODO 2008-2012

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 2008-2012, 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 1996-2015. Las obras fueron licitadas y contratadas, y el financiamiento fue aprobado por el Congreso Nacional con publicación en la Gaceta Oficial Nº 102-04, en fecha 20 de febrero de 2004.

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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 2006.

El proyecto denominado “Autopista Eléctrica” Santo Domingo-Santiago L.T. 345 kV con una inversión €123, 800,706.83 con financiamiento externo y RD$ 621,436,265.84 con fondos propios (tasa 1EURO igual a 52 RD$) , fue inaugurado el 21 de julio de 2011. 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).

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Subestación El Naranjo 345/138 kV

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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 2008. 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 RD25,288,062.88

El objetivo del mismo fue Proveer energía confiable y de calidad al municipio de San José de las Matas, provincia Santiago, y zonas aledañas.

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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 RD16,859,928.87

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

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con las subestaciones Palamara 138 kV y Los Mina 138 kV. La inversión de este proyecto fue de RD$ 2,105,290.20

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$ 8,660,790.32

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$ 3,510,249.08

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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$29,553,598.84.

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$37,083,719.01.

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.

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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 $ 4,800,658.72

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 559.5 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.

Subestación Canabacoa Subestación Pizarrete

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El proyecto inició en junio de 2006 y la puesta en servicio fue en marzo de 2008, con una inversión de RD$2,732,645.73.

L.T. 138 kV Arroyo Hondo - Palamara

El proyecto consistió la construcción de 12.03 km de líneas doble circuito, dos conductores por fase AAAC 559.5 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$157,294,457.30

L.T. 138 kV Arroyo Hondo – Los Mina

La construcción de 11.02 km de línea doble/simple circuito, dos conductores por fase AAAC 559.5 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

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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 €2,257,194.56.

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 559.5 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, 713,559.21

L.T. 138 kV Los Mina – Hainamosa

El proyecto consiste en la construcción de 9.918 km de línea simple circuito, dos conductores por fase AAAC 559.5 MCM, Darien y fibra óptica OPGW 48 fibras.

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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, 587,332.53

L.T. 138 kV Julio Sauri - Pizarrete

El proyecto consiste en la construcción de un tramo de línea de 38.80 km compuestos por 137 apoyos doble circuito, dos conductores AAAC 559.5 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$5,780,012.95 y RD$84,195,313.33

L.T. 138 kV Los Cocos – Cruce Cabral

Este proyecto consistió en la construcción de un tramo de línea de 55.00 km compuestos por 205 apoyos en torres metálicas doble circuito, un conductor AAAC 559.5 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.

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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, 467,316.11

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 559.5 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

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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$52,711.30 y RD$20, 865,321.41

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 559.5 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, 591,470.67

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 559.5 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

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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$117,276.96 y RD$10, 514,852.71

L.T. 69 kV San Luis – San Isidro

Este proyecto consiste en la construcción de un tramo de línea de 3.717 km en postes de madera tratada clase H1, un conductor AAAC 559.5 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$198,787.80 y RD$1, 000,452.66

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L.T. 69 kV CERINCA - NOVOPLAST.

Este proyecto consiste en la construcción de un tramo de línea de 2.075 km en postes de madera tratada clase H1 y postes metálicos un conductor AAAC 559.5 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$137,312.03 y RD$1, 017,686.16

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, 216,253.95

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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 559.5 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, 615,636.15

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

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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 2008-2012:

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.

2009

 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 2013 – 2020,

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.

(48)

GESTIÓN DE MEDIO AMBIENTE

Para el periodo 2008-2012 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)

(49)

G

ESTIÓN

(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.

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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 59.85 y 60.15 Hertz, y el 99.8 % del tiempo dentro del rango más laxo de 59.75 y 60.25 Hertz.

Para el año 2011, se tuvo un ligero descenso en la calidad de la frecuencia,

debido principalmente a la gran cantidad de horas que estuvieron fuera de línea algunas de las principales centrales generadoras por mantenimiento, aunque para

61.8% 66.4% 81.1% 71.9% 80.2% 83.8% 87.2% 96.4% _91.8% 95.7% ago-08 2009 2010 2011 jun-12

% Tiempo de la Frecuencia dentro del rango establecido

(52)

59.00 59.50 60.00 60.50 61.00 4:00 4:06 4:12 4:18 4:24 4:30 4:36 4:42 4:48 4:54 Hz

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 2008.

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: 58.50 59.00 59.50 60.00 60.50 61.00 61.50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Hz

Gráfico comportamiento frecuencia del SENI antes de la entrada en vigencia de la regulación de frecuencia

Gráfico comportamiento frecuencia del SENI después de la entrada en vigencia de la regulación de frecuencia

(53)

Salidas totales del SENI

Durante el periodo 2008-2012 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 Del 17/AGO/2004 al 16/Ago/2008

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 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 Miércoles 15-Jul-09 11:34 Miércoles 2-Sep-09 18:03

Lunes 29-Oct-07 0:52

Del 17/AGO/2008 al 09/Mar/2011

27 Blackouts

11 Blackouts

2 Blackouts

NO HAN HABIDO BLACKOUTS EN EL SENI DESDE EL 3 SEPTIEMBRE DEL 2009 (2.5

(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.

(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 2008-2011

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 100 Km. de red. 0 1 2 3 4 5 6 2008 2009 2010 2011 4.86 2.75 2.70 5.69 2.02 1.49 1.03 2.86 0.125

TFG

69 KV 138 KV 345 KV

(56)

70% 50% 30% 73% 53% 47% 85% _83% 79% 83% 85% 83%

REDES SS/EE C&P

Avance del programa de Mantenimiento por Área 2008-2011

2008 2009 2010 2011

Duración Total de Fallas Global (DTG) Se refiere a la duración total

promedio de tipo forzadas que las 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.

Índice de Cumplimiento de los Programas de Mantenimiento 0 1 2 3 4 5 6 7 8 2008 2009 2010 2011 7.82 2.41 3.51 3.81 4.4 4.01 2.50 2.90 0.48

DTG

69 KV 138 KV 345 KV 99.00% 99.10% 99.20% 99.30% 99.40% 99.50% 99.60% 99.70% 99.80% 99.90% 100.00% 2008 2009 2010 2011 99.48% 99.34% 99.52% 99.54% 99.64% 99.76% _99.75% 99.76% 99.94%

Disponibilidad

69 KV 138 KV 345 KV

(57)

Indicadores de Calidad de servicio Periodo Enero-Mayo 2012 0 5 10 15 20 25 30

Enero Febrero Marzo Abril Mayo

24.95 24.56 24.45 24.19 26.82 4.13 4.15 4.25 4.32 _3.70 1.00 1.00 1.00 1.00 0.00 DTG 69 KV 138 KV 345 KV 0.00% 20.00% 40.00% 60.00% 80.00% 100.00%

77.60% 79.11% 76.38% 75.61% 79.69% 89.86% 89.68% _88.64% 87.87% 89.60% 99.96% 100.00% 99.96% 99.96% 100.00% Confiabilidad 69 KV 138 KV 345 KV 99.55% 99.60% 99.65% 99.70% 99.75% 99.80% 99.85% 99.90% 99.95% 100.00%

99.70% 99.70% 99.70% 99.70% 99.70% 100% 99.88% 99.87% 99.87% 99.88% 99.96% 99.96% 99.96% 99.96% 100.00% Disponibilidad 69 KV 138 KV 345 KV

(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 2008 – 2012:

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. 91.51% 98.43% 93.26% 92% 53.40% 57.59% 82.25% 84.18% 98% 100% 100% 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 2008 2009 2010 2011 2012 Regulación Tensión 2008-2012 69 kV 138 kV 345 kV