22 de Mayo 2013 1

CONTENIDO

• Introducción • Datos de Entrada: – – – – – – –

Demanda Actual 2012 - 2013 Oferta, Proyecciones Históricas y Pronosticada. Demanda No Restringida. Generación Actual 2013, Generación Efectiva 2013. Balance Demanda – Generación 2013. Nuevas Centrales de Generación 2014 - 2020. Balance Demanda – Generación 2012 - 2020.

• Obras en Marcha y Pre-definidas: – – – –

Obras en Marcha. Obras en Fase de Licitación y por Licitar Corto Plazo. Otras Obras Pre-definidas. Obras de Distribución (EDESUR, EDENORTE, EDEESTE).

• Obras Plan de Expansión ETED

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INTRODUCCION

• La presente revisión del plan de expansión de transmisión para el período 2013-2020 es una actualización y ampliación del plan de expansión de transmisión 1996-2015. • Las obras de este antiguo plan de expansión con horizonte al año 2015 fueron en un 70% realizadas al año 2012 y el restante 30% en obras justificadas están incluidas en la presente revisión del plan de expansión. • Las inversiones requeridas para la ejecución de obras definidas en la presente revisión del plan de expansión de transmisión están, según su función, asignadas a: o Obras de transmisión asociadas a la conexión de nuevas centrales de generación al SENI. o Obras de transmisión asociadas a la conexión de nuevas subestaciones 138/12.5 kV y 69/12.5kV, proyectadas por la empresas de distribución. o Obras asociadas a la expansión del propio sistema de transmisión. 3

INTRODUCCION

• Para determinar las capacidades efectivas disponibles de las diferentes centrales aplicaron los criterios siguientes: – Se considera una disponibilidad de 87% en el parque de generación térmica. – 60% para las hidroeléctricas. – 30% para las eólicas.

• Se desplazan del mercado las plantas térmicas existentes cuyos costos variables de despacho es superior a 250 US$/MWh según listas de mérito del OC. • Los datos sobre la ubicación y capacidad de nuevas centrales de generación, tanto térmicas, hidroeléctricas, eólicas y solares incluyendo las fechas de sus puestas en servicio proyectadas fueron proporcionadas por la CDEEE - ETED. • Los costos de los transformadores de distribución no están incluidos en las inversiones del presente plan de expansión; que exclusivamente considera costos de la parte AT de estas subestaciones. 4

DEMANDA Año 1982 1990 2000 2010

Potencia Abastecida MW 504 A 620 B 1,670 C 1,746 D

Aumento de Potencia Abastecida por Década Período 1982-1990 1990-2000 2000-2010 Publicado por:

Año

2000

2010

(+4% / año)

2012

MW

1,670 +760

2,430

(+4% / año) 2,628

ETED OC Decon Mercado ETEE CNE

Aumento Potencia MW

Aumento Porcentual

116 1,050 76

2.6 %/año 10.4 %/año 0.4 %/año

Crecimiento % / año

Promedio % / año

3.72 3.76 4.85 4.87 5.91 5.63

3.74 4.86

5.77

5

6

Descripción Edenorte, demanda con PGD Edesur, demanda con PGD Edeeste, demanda con PGD Sub-total, demanda con PGD Otros UNR’s y consumo plantas Por eliminación de restricciones de distribución y transmisión y expansión del SENI Total demanda no restringida Falcondo y Metaldom Grantotal TotalnoDemanda Demanda restringida sin Restricciones al 2012

MW 662.9 773.6 689.9 2,126.4 208.0 255.2 2,589.6 74.5 2,664.0

Demanda Total No Restringida

2,567

Deficit 2011 760 MW

Año

EDN, EDE, EDS

Otros UNR's

Restricciones Ampliaciones

MW

MW

MW

Metaldom Falcondo

Total

Central

Norte

Zonas

MW

MW

MW

2012

2,126.4

208.0

255.2

7.5

67.0

2,664.0

2013

2,239.1

217.2

266.5

7.5

67.0

2,797.3

2014

2,324.4

226.8

278.3

7.5

67.0

2,904.0

2015

2,430.4

236.9

290.6

7.5

150.0

3,115.4

2016

2,533.1

247.4

303.5

7.5

150.0

3,241.5

2017

2,651.8

258.3

316.9

7.5

150.0

3,384.6

2018

2,765.7

269.8

331.0

7.5

150.0

3,523.9

2019

2,883.6

281.7

345.6

7.5

150.0

3,668.5

2020

3,006.9

294.2

360.9

7.5

150.0

3,819.5

Con los valores absolutos proyectados por las distribuidoras y ampliados por la eliminación de restricciones resulta un crecimiento promedio anual de 4.61% en el periodo 2012-2020 para la demanda no restringida del sistema completo. 7

2,567

Deficit 2011 760 MW

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DEMANDA NO RESTRINGIDA POR ZONAS Y TOTAL

Año

Zona

Zona

Zona

Zona

Total

Central

Norte

Sur

Este

Zonas

MW

MW

MW

MW

MW

2012

1,265.4

828.1

266.8

303.8

2,664.0

2013

1,314.3

877.2

278.6

327.3

2,797.3

2014

1,381.6

901.2

290.7

330.6

2,904.0

2015

1,441.0

1,019.7

311.4

343.3

3,115.4

2016

1,503.1

1,056.8

325.0

356.6

3,241.5

2017

1,568.2

1,106.8

339.1

370.6

3,384.6

2018

1,637.7

1,147.2

353.8

385.2

3,523.9

2019

1,709.1

1,189.5

369.3

400.6

3,668.5

2020

1,783.9

1,233.6

385.3

416.8

3,819.5

Zona Central MW

Zona Norte MW Zona Sur MW

Zona Este MW

9

10

GENERACION En 2012 se añadieron 339.5 MW al sistema con lo cual la capacidad instalada aumentará a 3,315.9 MW . Zona Central: Estrella del Mar 2, 108 MW; San Lorenzo 1 x 34.5 MW; Zona Sur: Los Cocos 1 + 2, 33+52 MW; Palomino 1+2, 87 MW; Zona Este: Los Orígenes, 25 MW; Capacidad instalada en 2012 Zona Central Norte Sur Este Total

Térmicas MW 1,153.7 537.4 153.7 776.0 2,620.8

Hidráulica s MW 0 274.5 335.6 0 610.1

Eólicas MW 0 0 85.0 0 85.0

Solar MW 0 0 0 0 0

Total MW 1,153.7 811.9 574.3 776.0 3,315.9

En 2013 se espera que entran en servicio 138.4 MW aumentando la capacidad instalada a 3,454.3 MW. Zona Central: Parque Solar Monte Plata, 30 MW; Zona Norte: Hatillo 2, 8.4 MW; Zona Este: Boca Chica, 100 MW Capacidad instalada en 2013 Zona Central Norte Sur Este Total

Térmica Hidráulica s MW s MW 1,153.7 0 537.4 282.9 153.7 335.6 876.0 0 2,720.8 618.5

Eólicas MW 0 0 85 0 85

Solar MW 30 0 0 0 30

Total MW 1,183.7 820.3 574.3 876.0 3,454.3

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CAPACIDAD EFECTIVA EN 2013 Zona Central Norte Sur Este Total

Térmicas MW

Hidráulicas MW

Eólicas MW

Solar MW

Total MW

1,153.7 537.4 153.7 876.0 2,720.8

0 282.9 335.6 0 618.5

0 0 85.0 0 85.0

30 0 0 0 30.0

1,183.7 820.3 574.3 876.0 3,454.3

BALANCE DEMANDA-GENERACION 2013 Otros UNR's

Pérdidas Pérdidas Transmisión Transf. gen. 1.77% 0.29%

Potencia

Distribución con sus UNR's proyectada

Falcondo Metaldom

Instalada

2,239.1

558.2

49.5

Efectiva 1

2,239.1

558.2

Efectiva 2

2,239.1

558.2

Generación total requerido

Generación efectiva

Superavit (*) y/o Déficit

8.1

2,854.9

3,454.3

599.4

49.5

8.1

2,854.9

2,763.7

(91.2)

49.5

8.1

2,854.9

2,262.2

(592.7) (*) Sin reserva 12

NUEVAS CENTRALES 2014 - 2020

Proyecto

Potencia Adicional a Instalar MW

Tecnología

Combustible

Fecha Entrada en Servicio

Ubicación

Ciclo combinado

Gas Natural

1er trimestre 2016

Los Minas

Carbón Carbón

2014 2016 2016 2016

Puerto Plata Santiago Monte Cristi Monte Cristi

Eólica Térmica TV Térmica TV Térmica TV

Carbón Carbón Carbón

2014 2016 2016 2018

Bani Azua Palenque Palenque

Motores Comb. Int.

FO#6 / GN

2014

San Pedro

Zona Central Conversión Los Mina V y VI

Sub-total Central Parque Guanillo Las Placetas Central Manzanillo I Central Manzanillo II Sub-total Norte Parque Matafongo Central Hatillo Central Palenque I Central Palenque II Sub-total Sur Quisqueya (Bonao III) Sub-total Este Gran Total

108 108 34 92 540 260 926 34.5 340 160 160 694.5 215 215 1,943.5

Eólica Hidro Térmica TV Térmica TV

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BALANCE DEMANDA - GENERACION 2012-2020

Año

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 (*) Sin Reserva

Demanda sin Restricciones

Demanda + Perdidas

Generación Efectiva 2

Superávit/ Déficit (*)

Total MW

2%

Total MW

Total MW

2,664.0 2,797.3 2,904.0 3,115.4 3,241.5 3,384.6 3,523.9 3,668.5 3,819.5

2,718.9 2,854.9 2,963.9 3,179.6 3,308.3 3,454.3 3,596.5 3,744.1 3,898.2

2,170.2 2,262.2 2,469.8 2,469.8 3,750.0 3,750.0 3,889.2 3,889.2 3,889.2

(548.7) (592.7) (494.0) (709.7) 441.7 295.7 292.7 145.1 (9.0)

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BALANCE DEMANDA - GENERACION 2012 - 2020

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OBRAS EN MARCHA Y PREDEFINIDAS SISTEMA DE TRANSMISION - Obras en Marcha, Contratadas y en Fase de Licitación

Obras en Marcha Zona Central a) Línea 138 kV Julio Sauri-Paraíso, 24.7 km Un circuito, dos conductores/fase, postes/torres de acero Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre 2013.

b) SE Arroyo Hondo 138/69 kV, GIS, 3 campos LT 138 kV, Un autotransformador 138/69 kV, 140 MVA para A. Hondo Un autotransformador 138/69 kV, 200 MVA para Palamara. Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre 2013. c) SE Herrera Nueva, Autotransformador 138/69 kV Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre 2013.

Zona Norte a) Línea 138 kV San Felipe – SE Puerto Plata II, 1.5 km Dos circuitos, un conductor por fase, postes/torres de acero. Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre 2013. b) SE 69 kV Playa Dorada, ampliación un campo LT 69 kV, Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre 2013.

Zona Este a) SE Dajao, Autotransformador 138/69 kV, 70 MVA Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre 2013.

Zona Sur a) Línea 138 kV, Julio Sauri-Pizarrete, 39 km Dos circuitos, dos conductores/fase, torres metal. Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre 2013. b) Línea 69 kV, Cruce Cabral-Duvergé, 52 km Un circuito, un conductor/fase, postes de madera. Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre 2013. c) Línea 69 kV, Goya – Yaguate , 13 km ,un circuito, un conductor por fase, postes de madera. Puesta en servicio proyectada: 3er. trimestre 2013

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Obras en Fase de Licitación Zona Central a) 138/69 kV, 150 MVA En fase de evaluación de ofertas Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre 2013.

Zona Este a)

Autotransformador 138/69 kV, 130 MVA En fase de evaluación de ofertas Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre 2013.

Zona Sur a) SE 138/12.5 kV San Cristóbal Norte Elaboración Documentos de Licitación: 3e.r trimestre 2012. Fase de licitación, evaluación y contratación: 4to. trimestre 2012. Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre 2013

Obras a Licitar a Corto Plazo Zona Sur a) Ampliación sistema de transmisión 138 kV zona Sur (financ. BEI) • Línea 138 kV Cruce San Juan II – San Juan, 57 kV Dos circuitos, un conductor por fase, torres de acero. • Línea 138 kV Cruce San Juan II – Pizarrete, 77 kV Dos circuitos, un circuito habilitado, dos conductores por fase, torres de acero. • SE 138 kV Ampl. 15 de Azua, seis campos LT 138 kV. • SE 138/69 kV San Juan, dos campos LT 138 kV, campos LT 69 kV existente, un transformador 138/69 kV, 70 MVA. • SE 138/69 kV Cruce Cabral, cinco campos LT 138 kV, dos campos LT 69 kV, un transformador 138/69 kV, 70 MVA. • Elaboración documentos de licitaciones SE y LT: 2do. trimestre 2013. • Fase de licitaciones, evaluación ofertas y contratación: 3er. trimestre 2013 • Puesta en servicio proyectada: 2do. trimestre 2015

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Zona Este

Zona Norte

a) Cierre del anillo 138 kV El Seybo-Hato Mayor-

a) Ampliación sistema de transmisión Costa Atlántica

Cemex • Línea 138 kV El Seybo-Hato Mayor-Cemex, 59 km Un circuito, un conductor por fase, torres de acero • Ampliación SE El Seybo por un campo LT 138 kV

• Línea 138 kV Nagua – Río San Juan, 58 km Dos circuitos, uno habilitado, un conductor por fase, torres de acero • SE 138/12.5 kV Río San Juan, 20 MVA (solo parte 138 kV) Dos campos de línea 138 kV

• Construcción SE Hato Mayor, dos campos LT 138 kV, dos campos LT 69 kV, un transformador 138/69 kV, 70 MVA

• Elaboración documentos de licitación SE y LT: 1er. trimestre 2013.

• SE Cemex, ampliación de telecomunicación/teleprotección.

• Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre 2014 .

• Elaboración documentos de licitación SE y LT: 2do. trimestre 2013.

Otras Obras Pre-definidas

• Fase de licitaciones, evaluación ofertas y contratación: 2do. trimestre 2013.

• Fase de licitaciones, evaluación ofertas y contratación: 4to. trimestre 2013.

Ampliación Sistema 345 kV

• Puesta en servicio proyectada: 4to. trimestre 2014.

• LT 345 kV Guerra – Pedro Brand 42 km.

• SE Guerra 345/138 kV, 2 x 450 MVA. • SE Bonao III 345/138 kV, 1 x 450 MVA.

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OBRAS EN DISTRIBUCION Edenorte Subestación 138/12.5 kV Santiago Rodríguez Barranquito San Francisco de Macorís Villa Vásquez Río San Juan Gurabo Estancia Nueva Loma de Cabrera Guayubin Cruce de Copey Las Terrenas Portillo Las Galeras

2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2017

Subestación 69/12.5 kV Maimón Cenovi Luperon Cruce Taveras La Canela Fantino Jarabacoa Nueva Piedra Blanca Sabana del Puerto Cevicos Villa Isabela Maimón (Riu) Arenoso

2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2017

Edesur Subestaciones Zona Sur San Cristóbal Norte 138/12.5 kV Las Charcas 69/12.5 kV Yaguate 69/12.5 kV Palenque 138/12.5 kV Cabral 69/12.5 kV

2013 2014 2015 2017 2017

Subestación Zona Central Los Alcarrizos 138/12.5 kV Anacaona 138/12.5 kV Engombe 138/12.5 kV Arroyo Manzano 138/12.5 kV Evaristo Morales 138/12.5 kV

2014 2014 2015 2018 2019

Edeeste Subestaciones Zona Este Cumayasa 138/12.5 kV Miches 138/12.5 kV Uvero Alto 138/12.5 kV Bayahibe 69/12.5 kV

2014 2014 2014 2014

Subestación Zona Central Villa Consuelo 138/12.5 kV Mendoza 138/12.5 kV Los Restauradores 138/12.5 kV

2014 2014 2014

19

OBRAS PLAN DE EXPANSION 345/138kV

20

OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA CENTRAL

Guerra

Palamara

Restauradores Villa Mella

Hainamosa

Julio Sauri

Alcarrizos

Mendoza

Arroyo Hondo Arroyo Manzana

Los Minas

Capotillo

Villa Consuelo

Timbeque Paraiso

Villa Duarte

Metropolitano

El Brisal

Los Prados

Engombe

CNPE

Evaristo Morales

Embajador UASD

Herrera

Anacaona Matadero

ZONA CENTRAL VARIANTE 01-d LT 138kV existentes LT 138kV proyectadas Reconducción

Haina

SE existentes Itabo II

SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED Itabo

SISTEMA DE TRANSMISION 138kV ZONA CENTRAL 2013 -2020

21

OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA CENTRAL

22

OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA CENTRAL

23

24

OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA ESTE

25

26

SJM 138/69kV Palomino

Palamara Jiguey 15 de Azua

CSJ II 138kV

Julio Sauri

Las Charcas 69/12.5kV Aguacate S.Cristob al Norte

Valdesia Solar Los Negros

Hatillo Palenque

Monte Rio Pizarrete

Palenque Cabral 69/12.5kV

Domicem

Barahona Matafongo C. Cabral 138/69kV

Solar Santana Yaguate 69/12.5kV

Perdanales 138/12.5kV

ZONA SUR TODAS LAS VARIANTES Los Cocos

LT 138kV existentes LT 138kV proyectadas LT 345V proyectadas

B de las Aguilas 138/12.5kV

SE existentes SE proyectadas Edes SE proyectadas ETED

SISTEMA DE TRANSMISION ZONA SUR 2013 -2020

Nuevas plantas térmicas Nuevas plantas renovables SE EGEHAINA/BARRICK/CEPM

27

Zona Sur, Variante 01 Rev. 1

Sistema de Transmisión 138/345 kV Zona Sur 2013-2020

San Juan 2014 13.3 km

70MVA

Jiguey

8 km

98MVA 69kV

Aguacate

Palamara

52MVA

19 km

29 km

138kV

54MVA

57 km

477 ACRS

45 km

450ACAR

~ 26 km

54 km

16.4 km

10 km

Valdesia

Palomino 87.5 MW

San Cristobal Norte 2013

37.2 km

2 Campos LT 138kV

78 km

15 de Azua con ampliación 2014

Cruce Cabral 2014

69kV

Duverge

Alcarrizos Paraiso

69kV

Pizarrete

70MVA

345kV

Julio Sauri 450 ACAR 35 km

14.3 km

35 km 5 km

Domicem 2013

Monte Rio

Barahona

85MW 69kV 43.8 km

0.5 km

34.5MW B Las Aguilas

16.9 km

7.6 km 8.1 km

Solar Los Negros

Solar Santana 2014

Palenque 2017 0.5 km

Matafongo 2014

34 km

8.1 km

39.7 km

34 km

5 km

450 ACAR

6 km

55.8 km

77 km

7.6 km

53.2 km

Los Cocos

138kV

70 km

100MW

Itabo

53.6MW

Palenque 2016/2018 345MW

Pedernales

Hatillo 2016

Ampliación ETED

160MW 160MW

Ampliación Edesur/UNR

Existente

Nueva generación

ETED / decon

340MW

28

OBRAS PLAN DE EXPANSION 138kV ZONA NORTE

29

Na va rre te

SE Gurabo

SE Santiago Norte

SE Zona Franca

SE Gallera

SE Nibaje

SE Barranquita

SE Canabacoa

SE 345/138kV Naranjo

Mo ca –

La

Ve ga -

SF

M

Existente Proyectado n Bo

Santiago De Los Caballeros

ao

Las Place tas

Pu er to Pla ta -

30

Sistema de Transmisión 138/230/345 kV Zona Norte 2013-2020

Pepillo Salcedo 2016

Nagua

18.6 km

Navarrete

Cabarete futuro

PPLII

26 km

55.5 km

37.9 km

Rio San Juan 2014 50.5 km

26.6 km

Las Galeras 2017

Sanchez

Samana 25.1 km

58 km

8.2 km

33.5 km

Derivación Las Terrenas

25.6 km

Solar Santiago 2014

345kV

Stgo Norte

138kV

12 km

5.7 km

4.8 km

11.4 km

Barranquita 2014

11.1 km

Salcedo

Moca

69kV

16 km

3 km

Naranjo

138kV

Nibaje

10.5 km

SFM 138/12.5kV 2014

Estancia Nueva 2015

9.8 km

Zona Franca 8.9 km

Moncion

Gurabo 2015

Gallera

31.8 km

L. de Cabrera 2016

25 km

13.6 km

16.8 km

13.8 km

14.3 km

12.1 km

16 km

Canabacoa 69kV

7.6 km

12.2 km

San Fco. Macoris

5.5 km

73.8 km

15.9 km

30 km

S. Rodriguez 2013

Pimentel

Taveras

69kV

35.2 km

Mao

32.3 km

11.2 km

12.4 km

18.4 km

13.5 km

38.6 km

9.4 km

40 km

13.5 km

6.8 km 7.6 km

Dajabon

Portillo 2017 11.8 km

23 km

Guayubin 2017

C. de Copey 2016

Las Terrenas 2017

14.6 km

11 km

7.4 km

23.6 km

PPL y CEPP

14 km

V. Vasquez 2014

Monte Cristi 20.6 km

S. Felipe Guanillo 2014

18.7 km

260MW

4.7 km

540MW

Zona Norte, Variante 06

34MW

Solar Monte Cristi

La Vega

L. Angostura

37 km

Las Placetas 2016

Pinalito Falcondo

138kV

230kV

Barrick 31 km

2x215MW

69kV 23.1 km

230kV

19 km

138kV Rio Blanco

Bonao II

Palamara Ampliación ETED

ETED / decon

345kV

345kV

230kV

Bonao III 2014

Quisqueya 2014

Julio Sauri/Guerra

Zona Este

Existente Futuro

Ampliación Edenorte/ETED

Proyectado

Nueva generación

LT 345kV Proyectado

31

RESUMEN DE LONGITUDES DE LÍNEAS Y CAPACIDADES DE TRANSFORMACIÓN

La tabla siguiente presenta el resumen de las longitudes de líneas por niveles de tensión y capacidad de transformadores por instalar en las subestaciones 345/138 kV y 138/69 kV de transmisión (1,840 MVA) y las nuevas subestaciones de distribución (1,195 MVA). LT 345 kV km

LT 138 kV km

LT 69 kV km

Transformadores MVA

Por Exp. Generación

179

48.2

0

0

Por Exp. Distribución

0

255.4

129.4

1195

Por Exp. Transmisión

42

607.2

4.2

1840

Todos Componentes

221

910.8

133.6

3035

Componente

32

PRECIOS REFERENCIALES LÍNEAS AÉREAS Precios Unitarios

Tipo

Cable

Lineas Aereas

Con-

guarda

Postes y Torres

ductor

345 - 138 - 69 kV

de fase

Viento

km/h

Suministro

Montaje

Acceso

Costo

Planificación

Costos

Derecho

Costo

Costo

Total

Ing &

Administrat.

de Paso

Total

Total

Directo

Supervision

Indirecto

Obra

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

POSTES TUBULARES 138 kV, 1 circuito, 1 cond./fase

Darien

OPGW

200

194,350

56,773

3,000

254,122

17,789

5,082

17,000

39,871

293,993

138 kV, 1 circuito, 2 cond./fase

Darien

OPGW

200

242,937

70,966

3,000

316,903

22,183

6,338

17,000

45,521

362,424

138 kV, 2 circuitos, 2 cond./fase

Darien

OPGW

200

400,846

117,094

3,000

520,940

36,466

10,419

24,000

70,885

591,825

138 kV, 2 circuitos, 2 cond./fase(*)

Darien

OPGW

200

348,736

101,872

3,000

453,608

31,753

9,072

24,000

64,825

518,432

345 kV, 2 circuitos, 3 cond./fase

Darien

OPGW

230

300,923

128,967

33,000

462,891

32,402

9,258

38,000

79,660

542,551

138 kV, 1 circuitos, 1 cond./fase

Darien

OPGW

230

93,949

35,319

11,000

140,268

9,819

2,805

18,000

30,624

170,893

138 kV, 1 circuitos, 2 cond./fase

Darien

OPGW

230

117,143

44,039

11,000

172,182

12,053

3,444

18,000

33,496

205,678

138 kV, 2 circuitos, 1 cond./fase

Darien

OPGW

230

124,952

46,975

11,000

182,927

12,805

3,659

27,000

43,463

226,390

138 kV, 2 circuitos, 1 cond./fase (*)

Darien

OPGW

230

112,457

42,277

11,000

165,734

11,601

3,315

27,000

41,916

207,650

138 kV, 2 circuitos, 2 cond./fase

Darien

OPGW

230

187,429

70,462

11,000

268,891

18,822

5,378

27,000

51,200

320,091

138 kV, 2 circuitos, 2 cond./fase(*)

Darien

OPGW

230

146,194

54,960

11,000

212,155

14,851

4,243

27,000

46,094

258,249

138 kV, 1 circuitos, 1 cond./fase

Darien

OPGW

200

82,412

35,319

11,000

128,731

9,011

2,575

18,000

29,586

158,317

138 kV, 1 circuitos, 2 cond./fase

Darien

OPGW

200

102,757

44,039

11,000

157,796

11,046

3,156

18,000

32,202

189,997

138 kV, 2 circuitos, 1 cond./fase

Darien

OPGW

200

109,607

46,975

11,000

167,582

11,731

3,352

27,000

42,082

209,664

138 kV, 2 circuitos, 1 cond./fase (*)

Darien

OPGW

200

98,647

42,277

11,000

151,924

10,635

3,038

27,000

40,673

192,597

138 kV, 2 circuitos, 2 cond./fase

Darien

OPGW

200

164,411

70,462

11,000

245,873

17,211

4,917

27,000

49,129

295,002

138 kV, 2 circuitos, 2 cond./fase(*)

Darien

OPGW

200

128,241

54,960

11,000

194,201

13,594

3,884

27,000

44,478

238,679

69 kV, 1 circuito, 1 cond./fase

Darien

Postes Madera

52,617

13,585

1,500

67,702

4,739

1,354

8,300

14,393

82,095

69 kV, 1 circuito, 1 cond./fase

Darien

Postes Concreto

86,379

14,238

1,500

102,117

7,148

2,042

8,300

17,491

119,607

TORRES

POSTES

33

DETERMINACIÓN DE COSTOS DE INSTALACIONES SUB-TERRANEAS Corriente nominal y capacidad

Factores de reduccion

Cable XLPE - conductor cobre

Conductor mm 2

Voltage 138 (145) kV Pantalla (Screen) 95 mm 2

1600

Arreglo de cables plano

* * *

Temperatura del conductor º C

90

Pantalla cruzada en A

Por profundidad (mm)

90 1500

0.95

Por resistividad (K* km/W)

1.5

0.84

Por temperatura (º C)

25

0.96

Por distancia (mm)

300

1.06

Factor resultante

0.81

1550

Capacidad nominal en MVA

1,259

337

300

Cable XLPE unipolar 138 (145) kV - cobre Descripción

Cobre

LME copper average forecast 2013-2014 (US$/to) Sección de la pantalla/conductor mm 2

8,100

Pantalla

Conductor

95

1600

Costo total estimado por system km

Peso especifico 8.9 kg/dm 3

Descripción

Peso del cobre en kg/m

-

0.85

14.2

Sistema de cable XLPE en US$/km

in % 82

Peso del cobre con Pantalla en kg/m

-

-

15.1

Terminacines, empalmes con crossbonding

14

1,413,044

-

-

122.2

Precio del cable XLPE en US$/m

-

-

242

Instalacion Obras civiles completo en US$/km

-

-

24.2

Costo del Contratista General en US$/m

-

-

136.1

Costo total del cable CIP en US$/m

402.3

Costo total del sistema CIP en US$/km

Suministro

Montaje

206,069

Total suministros

Precio de cobre en US$/m Transporte EXW--->CIP en US$/m

US$ 1,206,975

4

58,877 243,000

Total por km instalado

1,714,921

1,206,975

Obras

Costo

Planificación

Costos

Derecho

Costo

Costo

Civiles

Total

Ingenieria

Administrat.

de Paso

Total

Total

Directo

Supervision

Indirecto

Obra

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

USD/km

1,413,044

58,877

243,000

1,714,921

120,044

34,298

3,000

157,343

1,872,264

34

Resumen de Costos al Ejemplo de la Subestación 138/69 kV La Vega SE La Vega 138/69 kV

CantidadSuministroMontaje USD

USD

Total

SE 138/69 kV

USD

continuacion

Nivelamiento,fundaciones,cercado,ductos

840,625 7

26,900

13,934

285,838

7

23,910

3,200

189,770

7

68,920

12,340

568,820

Conductores,cables BT y control y aisladores para: Equipos Campo Linea 138 kV Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs,Pararrayos

Total USD

CC,CA,Batteria,Cargador,Tranformador 75 kVA,

1

253,778

13,260

267,038

Planta de Emergencia,Cables,Distribucion MT Subtotal parte 138 kV y obras civiles completo

Soportes para:

juego barras,interconnexion equipos,conductor guarda,sistema tierra

USD

Alumbrado subestacion,Extinctores manuales y fijos

Estructuras metalicas para:

Campos de linea 138 kV y campos Transformador 138/69 kV

USD

Servicios Auxiliares

Obras civiles (desglose 2 de 2)

Campos de linea 138 kV y campos Transformador 138/69 kV

Cantidad SuministroMontaje

6,204,490

Campo de transformador 138/69 kV parte 69 kV

1

201,470

8,381

209,851

Campos LT 69 kV parte 69 kV

2

210,470

8,635

438,210

Subtotal parte 69 kV 6

190,135

15,791 1,235,556

Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs,Pararrayos

1

158,513

11,794

Transformador 138/69 kV, 140 MVA

1

1,540,000

para campo Lineas 138 kV

6

84,900

6,104

Para acoplamiento simple 138 kV

0

50,202

5,940 -

Para Transformador 138 kV

1

45,431

5,940

Equipos Campo Transformador 138 kV

648,061

Repuestos 5% de suministros

1

275,609

275,609

170,307

59,000 1,599,000

Total Subestacion costo Directo

-

7,128,160

Armarios de control, proteccion y medicion 546,024

Desglose Obras civiles Prep. Sitio,nivelacion,drenaje, relleno, compactacion, etc. en m2

51,371

Automatizacion Con control local según IEC 61850 y control romoto según IEC 60870-5-104

8,736

2,860

20,020

Fundaciones de soporte para equipos y porticos por unidad 138 kV

7

16,400

114,800

2

11,830

23,660

450

110,700

Fundaciones de soporte para equipos y porticos por unidad 69 kV 1

120,000

2,450

122,450

Conductos de cable de BT y control por ml

Costo adicional por bahia, LT's, TR's, AC

9

15,000

1,100

144,900

Conductos de cables de potencia por ml

70

Edificio de control

1

*Gabinete modular rack 19" con inversor 48-120 VDC a 120 VAC

1

7,900

3,253

11,153

Calle acceso y parqueos (asfaltico) por m2

*Convertidores 120 VDC a 48 VDC reduntante 1+1

2

3,500

1,876

10,752

Verja tipo muro por m

*Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG-655 *Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG-652 *Cajas de empalme exterior (2*OPGW/cable y interior y

10 300 3

4 -

6

4

3,000

3,010

2,814

17,472

246

565

39,550

115,000

115,000

1,050

30

31,500

380

150

57,000

Fundacion para transformador 138/69 kV, 70-140 MVA y colector aceite

1

66,315

Cisterna para agua del tanque contra incendios

-

59,000

840,625

Planificación Ingeniería y Supervisión

0.07

de 24 fibras con acopladores, conectores tipo FC-PC y jumpers FC-PC-FC-PC

Costos Administrativos

0.02

Adquisición Terrenos

8,736

78,000

5,954

83,954

3,820

56,460

66,315 -

Total obras civiles

tablero de distribucion optico con minimo 4 distribuidores *Nodo optico con 4 tarjetas STM-4 en proteccion 1+1, una tarjeta de puerto Ethernet1

262,080

7

Costo base Telecomunicacion-Teleproteccion

30

Excavacion,Relleno,Compactacion,Red tierra por campo

498,971 142,563 66

576,576

con 6 puertos fast Ethernet 10/100 Base T electricos, 4 puertos fasr Ethernet 100 Base Fx opticos 1 tajeta de 21 puertos E1 G.703 y multiplexor con 4 interfases de datos V.24/V.28/V.35 MasTeleproteccion con interfaz digital G 703 SDH

3

15,000

Costo Total Indirecto

1,218,110

Costo Total Subestación

8,346,271

35

M SP

x ne co

os a

er nt SI AE SE

II

n io

Ha in am

Ba yag ua na

III nao Bo i aur io S Jul

Este ona as Z utur tas f Plan

36

rra

i Saur

Gue Julio

os a

o

Ha in am

nj Nara

do con Fal

37

Ejemplo de Costos de una Subestación Típica de Distribución 138/12.5 kV con Asignación de Costos Parte AT Precios parte AT para Subestaciones 138/12.5 kV convencional

Cantidad Suministro Montaje USD

Total

USD

Continuacion

Cantidad Suministro Montaje USD

USD

USD

Total USD

Obras civiles (desglose pag. 2 de 2) 294,520 Servicios Auxiliares CC,CA,Batteria,Cargador

Nivelamiento,fundaciones,cercado,ductos Estructuras metalicas para: 2 Campos de linea 138 kV y 1 campo Transformador 138/69 kV

1

139,668

9,410

149,078

81,668 Alumbrado subestacion,

2

26,900

13,934

2

23,910

3,200

2

68,920

12,340

162,520 Repuestos

2

190,135

15,791

411,852

1

126,986

9,769

136,755

2

12,209

1,720

27,858

1

56,000

1,800

57,800 Prep. Sitio,nivelacion,drenaje, relleno, compactacion, etc. en m2

3,000

Excavacion,Relleno,Compactacion,Red tierra por campo

2

2,860

5,720

2

16,400

32,800

Soportes para: 2 Campos de linea 138 kV y 1 campo Transformador 138/69 kV

54,220 Subtotal parte 138 kV y obras civiles completo

1,870,076

Conductores,cables BT y control y aisladores para: juego barras,interconnexion equipos,conductor guarda,sistema tierra

3% de suministros

Equipos Campo Linea 138 kV Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs,Pararrayos

42,502 1,912,578

Desglose Obras civiles

Equipos Campo Transformador 138 kV Seccionador

42,502

Total Subestacion Tipica

Equipos Campo acoplamiento simple 138 kV Interruptor,Seccionadores,TTs,TPs

1

Power Voltage Transformer PVT 138/0240 kV, 25 kVA Armarios de control, proteccion y medicion para campo Lineas 138 kV

2

84,900

6,104

182,008 Fundaciones de soporte para equipos y porticos por unidad 138 kV

Automatizacion

Conductos de cable de BT y control por ml

Con control local según IEC 61850 y control romoto según IEC 60870-5-104

Edificio de control

Costo base

1

120,000

2,450

Costo adicional por bahia, LT's,

2

15,000

1,100

122,450 Calle acceso y parqueos (asfaltico) por m2 32,200 Verja complementario tipo muro por m

Telecomunicacion-Teleproteccion (detalles precios unitarios) 7,900

3,253

11,153

2

3,500

1,876

10,752 Costo Total Directo

200

450

9,000

1

115,000

115,000

400

30

12,000

200

150

30,000

1,912,578

1

*Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG-652

20

294,520

*Convertidores 120 VDC a 48 VDC reduntante 1+1

10

90,000

Total obras civiles

*Gabinete modular rack 19" con inversor 48-120 VDC a 120 VAC *Cable fibra optica 24 fibras ITU-TG-655

30

4 -

6

4

*Cajas de empalme exterior (2*OPGW/cable y interior y

2

3,010

2,814

*Nodo optico con 2 tarjetas STM-4 en proteccion 1+1, una

1

78,000

5,954

2,000 Planificación Ingeniería y Supervisión 11,648 Costos Administrativos 83,954 Adquisición Terrenos

133,880 38,252 -

tarjeta de puerto Ethernet con 6 puertos fast Ethernet 10/100 Base T electricos, 4 puertos fast Ethernet 100 Base Fx opticos,

Costo Total Indirecto

172,132

1 tajeta de 21 puertos E1 G.703 y multiplexor con 4 interfases de datos MasTeleproteccion con interfaz digital G 703 SDH

2

15,000

3,820

37,640 Costo Total Subestación

2,084,710

38

RESUMEN OBRAS DE EXPANSION 2013 - 2020 Agrupacion de Obras por proyectos A

US$

US$

Total US$

38,521,103

163,343

38,684,446

Central Termica Pepillo Salcedo a Naranjo

58,595,481

163,343

58,758,824

Central Termica Palenque a la LT Julio Sauri-Pizarrete

5,185,469

-

5,185,469

Hidroelectrica Las Placetas a la LT Naranjo-Gurabo

2,560,725

-

2,560,725

Eolicas Matafongo y Guanillo a las LT's 138 kV existentes

5,031,945

-

5,031,945

109,894,723

326,686

Ampliacion sistema 345 kV SE 345/138 kV Bonao III Subtotal B

110,221,409 -

22,787,132 22,787,132

31,137,747

53,924,879

21,091,492

21,091,492

52,229,239

75,016,371

Zona Central LT's 138 kV entrada a la SE Guerra y reconduccion

4,805,580

-

4,805,580

Cruce Rio Ozama con remodelacion de lineas a la zona Metropoltano

9,512,773

-

9,512,773

Subestaciones Edeeste en zona Central parte AT con LT's

1,058,376

Lineas 138 kV Julio Sauri y Itabo a la zona Metropolitano Subestaciones Edesur en zona Central parte AT Subtotal C D

Costos

Central Termica Hatillo a Julio Sauri

Semianillo 345 kV con SE Guerra 345/138 kV

C

Costos SE

Conexion Centrales de Generacion al SENI

Subtotal A B

Costos LT

18,508,692 33,885,422

7,778,994 -

Zona Turistica - Uvero Alto - Miches, Bayahibe y Cumayasa LT's 138 kV SPM II - Guerra - Hainamosa Cierre Aniilo Monte Plata, Guerra-Bayaguana-Monte Plata Subestacion Higuey 138/69 kV y conexion 69 kV

18,508,692

13,473,278

13,473,278

21,252,272

55,137,694

Zona Este Cierre anillo Este 138 kV, El Seybo-Hato Mayor-CEMEX

8,837,370

9,498,995

6,090,897

15,589,892

14,550,901

6,355,630

20,906,531

2,865,530

2,865,530

6,649,297 502,351

6,092,674

6,649,297 39 6,595,025

Subestaciones Edeeste en zona Central parte AT con LT's Lineas 138 kV Julio Sauri y Itabo a la zona Metropolitano

1,058,376 18,508,692

7,778,994 -

RESUMEN OBRAS DE EXPANSION 2013- - 2020 13,473,278

Subestaciones Edesur en zona Central parte AT Subtotal C D

Zona Turistica - Uvero Alto - Miches, Bayahibe y Cumayasa LT's 138 kV SPM II - Guerra - Hainamosa Cierre Aniilo Monte Plata, Guerra-Bayaguana-Monte Plata Subestacion Higuey 138/69 kV y conexion 69 kV

13,473,278 55,137,694 -

9,498,995

6,090,897

15,589,892

14,550,901

6,355,630

20,906,531

2,865,530

2,865,530

6,649,297

-

6,649,297

502,351

6,092,674

6,595,025

31,201,544

21,404,731

52,606,275

Expansion 138 kV 15 de Azua, San Juan de la Maguana, Cabral (BEI)

31,883,847

16,512,259

48,396,106

Zona Turistica Los Cocos - Bahia de las Aguilas - Pedernales

11,218,250

5,077,111

16,295,361

1,227,283

4,473,922

5,701,205

1,139,975

1,139,975

27,203,267

71,532,647

Subtotal D Zona Sur

Otras Lineas y SE's Edesur parte AT Valdesia y Capacitores en Ocoa Subtotal E F

21,252,272

18,508,692

Zona Este Cierre anillo Este 138 kV, El Seybo-Hato Mayor-CEMEX

E

33,885,422

8,837,370

44,329,380

Zona Norte Ampliacion 138 kV Santiago

8,544,320

10,243,111

18,787,431

Zona Turistica Samana incl.capacitores

11,462,121

10,373,375

21,835,495

Cierre Anillo Atlantico, PPL - Cabarete - Rio San Juan - Nagua

31,874,791

5,998,915

37,873,705

LT 138 kV Bonao - Pimentel

5,241,609

1,408,741

6,650,350

LT 138 kV Canabacoa - La Vega - San Francisco de M.con capacitores

7,231,325

8,749,773

15,981,098

Otras subestaciones Edenorte parte AT

13,978,733

15,912,478

29,891,211

Subtotal F

78,332,898

52,686,393

131,019,291

Gran Total

320,431,098

175,102,588

495,533,686

40

RESUMEN COSTOS TOTALES PROYECTOS 2013 - 2020 Resumen Costos Totales Proyectos Zona

Generacion - Transmision

Distribucion - Transmision

Propia Transmision

Total parte Transmision

US$

US$

US$

US$

Zona Central

-

22,310,648

86,751,924

109,062,572

Zona Este

-

20,906,531

31,699,744

52,606,275

Zona Sur

45,966,559

21,996,566

49,536,081

117,499,206

Zona Norte

64,254,850

62,126,974

89,983,809

216,365,633

Todas Zonas

110,221,409

127,340,719

257,971,558

495,533,686

22%

26%

52%

100%

41

CRONOGRAMA DE INVERSIONES 2013 - 2020 Por Componente

Generacion - Transmision

2013

2014

2015

4,025,556

1,006,389

84,151,572

4%

Distribucion - Transmision

30,885,543 24%

Transmision propia

36,031,299 14%

Total

70,942,398 14%

1%

30,068,280 24%

89,753,058 35%

120,827,727 24%

76%

15,783,006 12%

91,649,833 36%

191,584,411 39%

2016 21,037,893

2017

2018

2019

2020

-

-

-

-

19%

36,153,616 28%

23,367,729 9%

80,559,238 16%

Total 110,221,409 100%

11,033,703 9%

1,375,462 1%

12,409,165 3%

2,847,142 2%

12,635,343 5%

15,482,485 3%

569,428

-

0%

3,158,836

100%

-

1%

3,728,264 1%

127,340,719

257,971,558 100%

-

495,533,688 100%

42

COMENTARIOS

• El caso de mayor exigencia al sistema de transmisión no ocurre con la máxima demanda no restringida, sino cuando la oferta se aleja de esta demanda; ya que con el nuevo esquema de generación, algunas centrales térmicas a partir del año 2016 no serán despachadas según orden de mérito. P.E. Puerto Plata, La Vega, Pimentel, etc. que en la actualidad inyectan energía a los sistemas 69 kV. • El consumo de electricidad en la República Dominicana en las últimas décadas nunca fue una respuesta de la demanda sino de la oferta, la cual; según datos históricos dependía en los año 80’s de la disponibilidad muy limitada de un parque de generación en grado de deterioración, en los años 90’s aumentó la capacidad de generación de forma considerable con productores independientes, mientras la última década fue principalmente caracterizada por una restricción de oferta por cortes de gestión de demanda por las EDE’s. • El mayor crecimiento de oferta tanto en potencia como en energía abastecida se observa en los años 90’s con 10.4% y 11.7% por año respectivamente, fue en este mismo periodo donde aumento la capacidad de generación instalada de 1,446 a 2,488 MW correspondiente a un 72% o un 5.6% promedio anual. 43

COMENTARIOS • Esta mayor oferta de generación tuvo como consecuencia una reducción en el déficit. Según lo informado por las EDE’s y publicado en la memoria del año 2000 por el OC, el déficit solo fue de 127 MW, correspondiente a un 7%. Sin embargo, con el aumento de la oferta entre el año 1990 (620 MW) y el año 2000 (1,670 MW) aumentaron también las pérdidas de 33.7% a 44.1% según publicado por el Banco Central, las cuales resultaron insostenibles para el sector y llevaron a una década caracterizada por cortes de gestión administrativa. • Hay tres tipos de obras que se difieren de los planes de expansiones anteriores: – El inicio de la época de instalaciones subterráneas a nivel de 138 kV en la zona metropolitana de Santo Domingo lo que implica costos de 1.8 millones de US$/km; lo que es de 5 a 6 veces más que instalaciones aéreas equivalentes. – El cambio de conductores por conductores de alta temperatura (Conductor AAAC-Darien Vs ACCR-Hawk) que implica un aumento de costos cerca del factor 10. – La expansión de transmisión a pedido de las empresas Edeeste y Edenorte; para asegurar un futuro abastecimiento de hoteles en el creciente mercado turístico en las zonas Uvero Alto – Miches en la zona Este y Las Terrenas – Portillo – Las Galeras en Samaná. 44

45