estadÍstico informe 2014 -...

INFORMEESTADÍSTICO 2014

La corporación AES posee y opera una cartera diversa y creciente de generación de electricidad y empresas de distribución, que proporcionan energía fiable y asequible en 18 países.

Nuestras plantas de energía abarcan una amplia gama de tecnologías y combustibles como el carbón mineral, el diésel, gas natural, biomasa, ciclo combinado, paneles solares y eólicas.

Combinando conocimiento local profundo con una presencia global y más de 30 años de experiencia, AES tiene un probado compromiso de garantizar la excelencia operacional en el suministro de electricidad a sus clientes.

10 AES DOMINICANA 201411 Carta del Presidente12 Gente AES14 Antecedentes15 Perfil del Grupo16 Centrales de Generación26 Terminales de Recepción de Combustibles28 Ventas de Gas Natural30 Balance de Energía32 Indicadores Técnicos de Operación33 Eventos Relevantes

34 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA35 Reseña Histórica del Sector Eléctrico36 Generación42 Transmisión42 Distribución43 Balance de Energía44 Balance de Potencia45 Demanda Máxima del Sistema46 Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible46 Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica48 Costo Marginal de Energía49 Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión50 Servicio de Regulación de Frecuencia52 Mercado de Usuarios No Regulados54 Mercado de Contratos

56 ANEXOS57 Glosario60 Tablas y Medidas

CONTENIDO


1110

AES DOMINICANA 2014

CARTA DEL PRESIDENTE

Es un gran placer presentarles la edi-ción 2014 del informe estadístico de AES Dominicana, donde se destacan los principales activos, el desempe-ño operativo, así como información sobre las demás líneas de negocio y datos del mercado eléctrico en su conjunto.

Durante ese año, nuestras tres centrales de generación en República Dominicana marcaron importantes hitos operativos de generación: AES Andres con 2,145.6 GWh, las unidades de DPP con 1,445.5 y las unidades de ITABO S.A. con 1,851.0 GWh. Todas nuestras centrales superaron su máximo histórico anual de generación a gas natural y carbón mineral, respectivamente.

Al cierre de 2014, AES Dominica-na aportó en promedio el 40.4% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interco-nectado (SENI) para un total inyec-tado por esta empresa de 5,442.1 GWh, superando la generación del año 2013 y reafirmando nuestro liderazgo en el mercado eléctrico nacional. De las ventas de energía por contrato de AES Dominicana, el 87% fue adquirida por las Empre-sas Distribuidoras de Electricidad, proporcionando ahorros significati-vos al Estado dominicano al ser el proveedor de energía más económi-ca del SENI.

En el ámbito corporativo, AES Domi-nicana continúa con su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno a la gestión ambiental y la seguridad física de sus colaborado-res. Muestra de ello es que el grupo AES Dominicana fue galardonado con el premio más alto a la seguri-dad que otorga la Corporación AES, el “GOLDEN HARD HAT AWARD

2014”. Este premio sirve para honrar y premiar anualmente a un negocio de AES que evidencie e implemente mejoras significativas en la gestión de desempeño de seguridad, conso-lidándonos como una empresa con cultura de seguridad de clase mun-dial. A su vez las generadoras de AES mantienen la certificación ISO14001 aplicando una robusta gestión y el excelente desempeño en materia ambiental en nuestras unidades y sede corporativa. Otro galardón re-cibido por el equipo, fue la Medalla de Oro otorgada a AES Andres, del Premio Nacional a la Calidad 2014, renglón industria.

Otro hecho relevante, que nos lle-na de orgullo como organización, es que AES Dominicana se ha colocado una vez más entre las 10 Mejores Empresas para Trabajar de República Dominicana y El Caribe de acuerdo con los resultados del ranking anual del prestigioso instituto “Great Place to Work”. En el 2014 nuestro grupo avanzó significativamente en la escala de medición al pasar del puesto 11 en el año 2013 hasta la posición 6 entre las mejores empre-sas para Trabajar en República Do-minicana, mientras que en la región de El Caribe pasó de un lugar 14 en el 2013 hasta la posición 7 en 2014. Este resultado se enmarca dentro de los objetivos primordiales de nuestra Corporación, y refleja el resultado de años de esfuerzo de todos nuestros colaboradores y por lo cual sentimos un alto orgullo y un compromiso mayor con todos nuestros grupos de interés.

Edwin De los SantosPresidente

2,145.6 GWhAES Andres

1,851 GWhITABO

de la energía demandada por el SENI

+

40.4%AES DOMINICANA 2014

1,445.5 GWhDPP


1312

AES DOMINICANA 2014

PONER LA SEGURIDAD PRIMERO

Siempre ponemos primero la seguri-dad - para nuestra gente, los contra-tistas y las comunidades.

ACTUAR CON INTEGRIDAD

Somos honestos, dignos de confian-za y formales. La Integridad es el nú-cleo de todo lo que hacemos - como nos conducimos y como nos relacio-namos los unos con los otros y con todas las partes interesadas.

HONRAR COMPROMISOS

Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comuni-dades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro ne-gocio, en general, suponga una con-tribución positiva a la sociedad.

ESFORZARSE POR LA EXCELENCIA

Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel.

DISFRUTAR EL TRABAJO

Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitan-te. Disfrutamos de nuestro trabajo yapreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcan-do una diferencia.

Valores

GENTE AES

GENTE AES


1514

AES DOMINICANA 2014

AES inicia sus operaciones en Repú-blica Dominicana con la firme con-vicción de aportar valor al mercado energético nacional y contribuir con el desarrollo de las comunidades a las cuales sirve.

Hoy, AES Dominicana se posiciona como el principal grupo inversor del sector eléctrico dominicano, con modernas facilidades para la producción de energía, con tecnología de última generación y con la canasta de combustibles más competitiva para la generación de energía en el mercado eléctrico nacional.

AES Dominicana cuenta con dos in-fraestructuras portuarias de gran calado: el Muelle Internacional de Itabo, para descargar el carbón, y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el Gas Natural Licua-do; que además posee, dentro de las instalaciones, la primera terminal del país y América Latina para dis-tribución de gas natural licuado en camiones.

Como grupo empresarial, AES Do-minicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compro-miso con la excelencia operativa, para ayudar a que las comunidades crezcan a través de un suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra de ello es que cada año

PERFIL DEL GRUPO

los negocios de AES vienen superan-do sus propios récords históricos de disponibilidad, generación y eficien-cia, además de dar muestras feha-cientes de transparencia al emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana.

AES Dominicana sustenta el creci-miento del grupo empresarial en pi-lares como la responsabilidad social corporativa, el cuidado del medio ambiente y su gente, la que consi-dera el principal activo. Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa social-mente responsable a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan áreas precarias como la educación y la salud infantil.

AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el 1997 cuando, en el contexto de una fusión que envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec, que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras com-pañías relacionadas. DPP es propie-taria de las unidades de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos tur-binas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen más adelante en este informe.

En sus inicios, DPP operó bajo el es-quema de Productor Privado Inde-pendiente (IPP por sus siglas en in-glés) vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Domini-cana de Electricidad (CDE) desde el mes de mayo de 1996 hasta agosto del año 2001. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se mo-difica el contrato entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de Electrici-dad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de mayo del 2003, DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltan-tes en el mercado spot.

En el 2000, AES Dominicana llega al entendimiento de que es necesa-rio contribuir al desarrollo del país a largo plazo, por lo que se inicia la construcción del proyecto de AES Andres en Caucedo, Boca Chica, con 319 MW de generación de energía en ciclo combinado (la central de generación más grande de República

Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de gas natural licua-do para alimentar a AES Andres y la construcción del gasoducto hacia la central de DPP en Los Mina.

AES comienza a tener participación en la Empresa Generadora de Elec-tricidad ITABO, S.A. en diciembre del 2000, cuando adquiere los acti-vos de GENER y dentro de éstos una participación accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Esta-do dominicano, en el marco de la ley 141-97 sobre la Reforma de la Em-presa Pública de fecha 24 de junio del año 1997.

En el 2003 inicia sus operaciones AES Andres, convirtiéndose en la central más eficiente de Latinoamérica; re-presentando para la República Do-minicana un salto hacia el desarrollo sostenible y producción de energía limpia, mejorando la posición estra-tégica del país que dependía en un 90% del petróleo para suplir sus ne-cesidades de electricidad.

En el 2006, AES adquiere un 25% adicional de las acciones de ITABO, S.A. que era propiedad de El Paso, lo que convierte al grupo en propieta-rio del 50% de la parte privada de dicha empresa y por tanto toma el control de las áreas operativas y ad-ministrativas del negocio.

ANTECEDENTES

Invierte por primera vez en República Dominicana

+

1997

Marca el inicio de operaciones de AES ANDRES

2003


1716

AES DOMINICANA 2014CENTRALES DE GENERACIÓN

CENTRALES DE GENERACIÓN

Fecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre del 2003

Fabricante Turbina Gas: Mitsubishi Capacidad Turbina Gas: 198 MW

Velocidad Turbina Gas: 3,600 rpmTemperatura Gases Entrada Recuperadora: 610 ºC

Fabricante Generador Turbina Gas: Mitsubishi Capacidad Nominal Generador Turbina Gas: 218.5 MVA

Voltaje Nominal Generador Turbina Gas: 18 kV Enfriamiento: Aire

Fabricante Turbina Vapor: Hitachi Capacidad Turbina Vapor: 121 MW

Velocidad Turbina Vapor: 3,600 rpm Presión Vapor: 124 kg/cm²

Temperatura Vapor: 568 ºCFabricante Generador Turbina Vapor: Siemens

Capacidad Nominal Generador Turbina Vapor: 134 MVA Voltaje Nominal Generador Turbina Vapor: 13.8 kV

Sistema Enfriamiento Generador: Aire

Ventajas de esta Tecnología: Bajo Impacto Ambiental y Mayor Eficiencia Energética

AES ANDRES

Capacidad instalada:

+

319 MWTecnología:

CICLO COMBINADO

Combustible Primario:

GAS NATURAL


1918


Fecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996

Fabricante: Westinghouse Velocidad Turbina: 3,600 rpm

Etapas Turbina: Cuatro (4)Etapas Compresor: Diecinueve (19) Temperatura Gases Salida: 630 ºC

Capacidad Nominal Generador: 2 x 142 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV

Velocidad Generador: 3,600 rpmSistema Enfriamiento Generador: Aire

Ventajas de esta Tecnología: Rápida Fabricación, Instalación y Bajo Impacto Ambiental

DPP


+

2 X 118 MWTecnología:

TURBINA GAS


GAS NATURAL



2120


Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984Fabricante Turbina: Brown Bovery Company

Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 141 kg/cm²

Temperatura Vapor: 535 ºCFabricante Generador: Foster Wheeler

Capacidad Nominal Generador: 150.6 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV

Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno

Ventajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

ITABO 1


+

128 MWTecnología:

TURBINA VAPOR


CARBÓN MINERAL


Combustible Secundario:

FUEL OIL 6

Combustible Terciario:

FUEL OIL 2


2322


Fecha Inicio Operación Comercial: 10 de mayo del 1988Fabricante Turbina: General Electric

Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 146 kg/cm²

Temperatura Vapor: 540 ºCFabricante Generador: General Electric


Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno

Ventajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

ITABO 2


+

132 MWTecnología:

TURBINA VAPOR


CARBÓN MINERAL


FUEL OIL 6

Combustible Terciario:

FUEL OIL 2



2524


Fecha Inicio Operación Comercial: 25 de agosto del 2012Fabricante Turbina: General Electric

Velocidad Turbina: 5,133 rpm Etapas Turbina: Tres (3)

Etapas Compresor: Diecisiete (17) Temperatura Gases Salida: 550 ºC


Sistema Enfriamiento Generador: AireVelocidad Generador: 3,600 rpm

Ventajas de esta Tecnología: Flexibilidad operativa con rápido arranque

para subir los incrementos de demanda en horas pico.

SAN LORENZO


+

34.5 MWTecnología:

TURBINA GAS


FUEL OIL 2



GAS NATURAL


2726

AES DOMINICANA 2014

ceso y aumentando la eficiencia en los costos asociados al transporte de carbón hacia la central.

El muelle es de tipo espigón mar adentro, con 535 metros de longi-tud, donde se encuentra ubicado el sistema de transporte de sólidos, con capacidad para cargar y des-cargar productos a granel. Además, dispone de un sistema de amarre y atraque compuesto por cuatro (4)

duques para el atraque y dos (2) para el amarre. También consta de un sistema de señalización para el atraque de las naves consistente en dos torres en tierra con sus co-rrespondientes lámparas, dos boyas equipadas con linternas para la de-marcación de la zona dragada y lu-ces de posicionamiento e indicación de obstáculos en uno de los duques de amarre.

Características principales del Muelle Internacional ITABO, S.A.:

- El calado es de catorce (14) me-tros, lo que permite la recepción de naves tipo Handymax (45,000 t/m) y Panamax (65,000 t/m), con eslora de hasta 270 metros.

- El sistema de transporte de só-lidos tiene una capacidad para descargar un promedio de 1,200 toneladas por hora.

TERMINALES DE RECEPCIÓN DE COMBUSTIBLES

Muelle Internacional AES Andres

El complejo energético AES Andres, ubicado en la comunidad de Andrés, Boca Chica, a sólo 15 minutos de Santo Domingo, cuenta con un mue-lle y una terminal para la descarga de Gas Natural Líquido (GNL) y Fuel Oil #2. La Terminal de Gas Natural for-ma parte importante de la estrategia a largo plazo de AES Dominicana y le abre las puertas al país hacia el con-sumo de gas natural.

Terminal de Gas Natural Líquido (GNL)

Dentro de su infraestructura la ter-minal cuenta con un sistema de descarga de barcos con tres (3) bra-zos para descargar hasta 10,000 m3 de gas natural líquido por hora, un tanque criogénico, con capacidad para almacenar 160,000 m3 de gas natural líquido y también un siste-ma de regasificación con capacidad de convertir 250 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfd por sus siglas en inglés) de líquido a gas, con la capacidad de adicionar

125 MMscfd gracias a un tercer tren de regasificación.

Gasoducto AES Andres – DPP

Adicionalmente a la terminal de GNL en Punta Caucedo, AES Dominicana tiene entre sus facilidades el primergasoducto del país. Éste interco-necta la terminal con las unidades de generación de Dominican Power Partners (DPP) en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera, AES Dominicana permite mejorar la competitividad de dicha planta ya que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la ge-neración de electricidad.

Características Técnicas y de Operación del Gasoducto

Longitud: 34 kmDiámetro: 12 pulgadasPresión Máxima: 100 baresPresión de Operación Promedio: 50 baresEstaciones de Válvulas: Cinco (5)

En el 2011 empezaron las operacio-nes de Estrella del Mar II, una cen-

tral eléctrica Bi-Fuel que opera a gas natural y Fuel Oil #6 perteneciente al grupo Transcontinental Capital Corporation (SEABOARD). La misma obtiene gas natural por un gasoduc-to conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.

Terminal de Distribución Criogénica

En el año 2009, AES Dominicana decide invertir en la primera termi-nal de carga de cisternas de GNL de Latinoamérica; la misma permite distribuir gas natural licuado direc-tamente a otros clientes. La ventaja de utilizar gas natural licuado reside en la oportunidad de transportar un mayor contenido energético a luga-res distantes, sin incurrir en pérdi-das durante el transporte.

La terminal de carga de cisternas de GNL actualmente cuenta con dos bahías de carga (con la posibilidad de duplicar la capacidad) y un tasa de carga de 68 m3/h, lo que se tradu-ce en un tiempo medio de atención, desde el ingreso hasta la salida del complejo, de aproximadamente una hora.

Muelle Internacional ITABO, S.A.

El Muelle Internacional ITABO, S.A., se encuentra en el área costera de la central termoeléctrica ITABO, S.A., ubicado en el KM 18 de la carretera Sánchez, municipio Bajos de Haina, San Cristóbal. El muelle se encuen-tra próximo al Puerto Occidental de Haina. Desde el 2006, el Muelle Internacional ITABO, S.A. ha estado operando como punto de recepción del carbón mineral utilizado en las unidades a vapor del complejo, agre-gándole mayor autonomía al pro-

TERMINALES DE RECEPCIÓN DE COMBUSTIBLES


2928

AES DOMINICANA 2014

Ventas de Gas Natural por Renglones[9,687,000 MMBtu]

AES Dominicana cuenta con relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, quienes son responsables de distribuir el gas natural por todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL (SGN), PLATERGAS, PROPAGAS y TROPIGAS.

VENTAS DE GAS NATURAL

Evolución de las Ventas de Gas Natural a Terceros[9.69 TBtu]

En el gráfico se puede apreciar las ventas de gas natural por año a empresas no pertenecientes al grupo AES Dominicana.

2011

14.00

12.00

10.00

8.00

6.00

4.00

2.00

-

TBtu

2012 2013 2014

GNV

INDUSTRIAL

GENERACIÓN

43%

44%

13%

VENTAS DE GAS NATURAL

A partir del 2007, dos años después de que AES Andres firmara su primer con-trato de venta de gas natural comprimido con una empresa de distribución, AES Dominicana se ha mantenido a la vanguardia en el negocio de venta de gas natural, abriéndole las puertas al país a la distribución del mismo, hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las bondades de este combustible.

En la actualidad, AES Andres no solo cuenta con la única terminal de distribu-ción de gas natural líquido de la República Dominicana, sino que fue la primera en ser instalada en toda América Latina. Esta obra se suma a la estrategia que tiene AES Dominicana, como grupo, de contribuir a la evolución y diversifica-ción de la matriz energética nacional. El gas natural que AES Andres vende en el mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: in-dustrial, generación eléctrica y transporte. El siguiente gráfico muestra el por-ciento de ventas del gas natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2014.

Ventas de Gas Natural por Renglones[9,687,000 MMBtu]

En la gráfica siguiente aparece la evolución de ventas por tipo de consumo en el transcurso del año.

GNV

INDUSTRIAL

GENERACIÓN

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

1,400,000

1,200.000

1,00,000

800,000

600,000

400,000

200,000

-

MM

Btu

El gas natural que AES Andres vende en el mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte.


3130

AES DOMINICANA 2014BALANCE DE ENERGÍA

Venta de Energía Eléctrica[5,529 GWh]

Venta por Contrato[4,340 GWh]

Por Contrato78%

Spot22%

ITABO, S.A.En enero del 2014 continuó el contrato de venta de energía y potencia con las empresas distribuidoras.

DPPDurante el 2014 continuó el contrato de venta de energía entre DPP y EDEESTE. Así mismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES Andres.

DISTRIBUIDORA

UNR

VENTA OTROS AGENTES

87%

1%12%

En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2014, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.

Balance Energía AES Dominicana[GWh]

BALANCE DE ENERGÍA

AES ANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2014

VENTAS POR CONTRATO

EDEESTE 77.8 70.4 82.1 81.6 84.7 87.2 89.9 87.1 83.9 90.2 - 37.6 872.4

DPP 1.6 1.7 13.5 7.7 3.0 8.8 6.6 2.1 5.0 4.2 - 0.8 55.1

UNR 31.6 31.0 36.8 35.8 37.6 38.4 47.6 52.0 51.4 54.3 49.3 45.7 511.6

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 43.04 21.69 54.66 59.26 59.53 51.29 37.58 46.38 42.77 47.67 134.09 107.48 705.4

PRODUCCION 154.40 125.40 187.09 184.36 184.83 185.77 181.77 87.56 183.08 196.39 183.41 191.57 2,145.6

ITABO S.A.

VENTAS POR CONTRATO

EDESUR 61.3 56.2 64.4 63.8 66.6 67.5 69.4 67.5 65.0 70.0 63.4 63.2 778.4

EDENORTE 43.8 39.8 45.9 46.4 47.6 48.9 52.2 51.8 48.1 50.5 46.2 45.9 567.0

EDEESTE 25.9 23.5 27.4 27.2 28.2 29.1 30.0 29.0 28.0 30.1 27.7 27.6 333.6

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 35.8 (22.5) 24.5 (13.9) 26.0 20.2 14.3 14.8 9.6 6.6 19.2 36.6 171.3

PRODUCCION ITABO 166.9 97.1 162.2 123.6 168.5 165.7 165.9 163.2 150.8 157.2 156.6 173.3 1,851.0

DPP

VENTAS POR CONTRATO

EDEESTE 109.0 98.6 114.9 114.3 118.6 122.1 125.8 121.9 117.4 126.3 - 52.6 1,221.4

COMPRAS POR CONTRATO

ANDRES 1.6 1.7 13.5 7.7 3.0 8.8 6.6 2.1 5.0 4.2 - 0.8 55.1

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 18.3 16.1 11.0 10.1 12.0 6.3 8.6 13.3 12.1 9.7 98.1 60.7 276.3

PRODUCCION DPP 126.0 113.2 112.6 117.0 127.9 119.8 128.0 133.4 124.7 132.0 98.3 112.7 1,445.5


3332

AES DOMINICANA 2014INDICADORES TÉCNICOS DE OPERACIÓN

EFOF AES Dominicana

EVENTOS RELEVANTES

Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Domi-nicana para el 2014 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus centrales térmicas en la siguiente tabla.

AES ANDRES

2.50

2.00

1.50

1.00

0.50

-ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

%

Unidad Descripción Desde Hasta Horas

ITABO 2 Mantenimiento mayor 08/02/2014 01/03/2014 504

AES ANDRES Mantenimiento mayor 27/01/2014 04/02/2014 192

LOS MINA 5 Mantenimiento mayor 28/03/2014 03/04/2014 144

ITABO 1 Mantenimiento mayor 01/04/2014 16/04/2014 360

AES ANDRES Máxima generación de energía anual registrada de AES Andrés [2,145.6 GWh] 2014

ITABO S.A. Máxima generación de energía anual registrada de ITABO S.A. [1,851 GWh] 2014

DPP Máxima generación de energía anual registrada de DPP [1,445.5 GWh] 2014

Eventos Relevantes 2014

A continuación se presenta una tabla con los índices y tasas más frecuentes de operación de centrales eléctricas aplicadas a las unidades de generación de AES Dominicana. Como se puede apreciar en la métrica de Factor de Disponibilidad Equivalente (EAF por sus siglas en inglés), el 2014 fue un año particular para cada planta de generación de AES Dominicana. Para AES Andres y DPP fue un gran año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va des-de 96.6% AES ANDRES hasta 99.58% LOS MINA 6, mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.

Es importante destacar que durante la gestión del 2014, la tasa de disponibilidad de la unidad uno de ITABO S.A (ITABO 1) aumentó en un 15% con respecto al 2013. También cabe mencionar que AES Dominicana recibió el apoyo del Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (FONPER), logrando posicionar a ITA-BO, S.A., a la vanguardia de la gestión y la excelencia operacional del grupo AES.

Heat Rate AES Dominicana

INDICADORES TÉCNICOS DE OPERACIÓN

AES ANDRES

14,000

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

-

BTU

/ KW

h

ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

EAF AES Dominicana

AES ANDRES

100.0

90.0

80.0

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

0.0ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

%

Para AES ANDRES y DPP fue un gran año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 96.6% AES ANDRES hasta 99.58% LOS MINA 6.


3534

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

RESEÑA HISTÓRICA DEL SECTOR ELÉCTRICO

En 1997 la República Dominicana inició una reorganización y capitalización de su industria eléctrica, comprendida en los segmentos de generación (térmica e hidroeléctrica), transmisión y distribución.

Este proceso de reorganización tuvo como causa fundamental el solu-cionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia políti-ca en el sector, administración inefi-ciente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una estructura tarifaria que cubriera los costos y, en especial, la falta de capital para invertir en la ex-pansión del sector eléctrico.

El proceso de capitalización del sec-tor fue iniciado formalmente el 24 de Junio de 1997, con la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribu-ción de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Elec-tricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios con-tratos de suministro con Productores Privados Independientes.

Mediante los procesos de reorgani-zación y capitalización del sector, los activos que mantenía la CDE fueron divididos en ocho compañías en que el Estado mantenía participación: CDEEE, entidad estatal que agrupa las empresas eléctricas estatales y vela por los intereses del estado en ma-teria de electricidad; tres empresas distribuidoras de electricidad: Empre-sa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A; dos empresas de generación ter-moeléctrica: Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Empresa

Generadora de Electricidad ITABO, S. A.; así como dos compañías estatales: Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S. A y Empresa de Trans-misión del Estado Dominicano, S. A.

En 1999, las tres empresas de distri-bución y las dos de generación crea-das fueron capitalizadas mediante la venta del 50% de sus acciones a inversores privados. El Gobierno Do-minicano retuvo aproximadamente el 49% de las acciones en las com-pañías, mientras que aproximada-mente el 1% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE.

Antes de ser promulgada la Ley Ge-neral de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administra-tivas emitidas por la Secretaría de Es-tado de Industria y Comercio. Luego de dicho año, se establecen las reglas por las cuales operan los mismos. En el mes de julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la norma de este nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Elec-tricidad ha dictado numerosas reso-luciones que también forman parte del marco regulatorio del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo.

Durante el 2007, mediante la ley 186-07, se modifica la Ley General de Electricidad 125-01 del 26 de julio de 2001 y su reglamento. Las nuevas disposiciones de la ley tienen como objetivo criminalizar el fraude eléc-trico y establecer otras medidas para lograr la viabilidad financiera del sec-tor eléctrico.



3736

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTAGENERACIÓN

Capacidad Instalada por Empresa y Tecnología[Diciembre 2014]

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES An-dres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 23% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del merca-do (carbón y gas natural).

En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2014, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad ins-talada de potencia.

AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 23% de la capacidad instalada del parque de generación.

EMPRESA GENERADORA TURBINAVAPOR

TURBINAGAS

CICLOCOMBINADO

MOTORESDIESEL

MOTORESGAS NATURAL

HIDRO TURBINA EÓLICA

TOTAL

[MW] [%]

AES ANDRES 319.0 319.0 8.6%

ITABO S.A. 260.0 34.5 294.5 8.0%

DPP 236.0 236.0 6.4%

AES DOMINICANA 260.0 270.5 319.0 849.5 23.0%

EGE HAINA 343.4 100.0 215.0 102.0 85.5 845.9 22.9%

EGEHID 586.1 586.1 15.9%

METALDOM 41.3 41.3 1.1%

SEABOARD 110.0 110.0 3.0%

GPLV 194.5 194.5 5.3%

MONTE RIO 39.8 39.8 1.1%

CEPP 67.7 67.7 1.8%

LAESA 111.0 111.0 3.0%

LOS ORIGENES 59.2 59.2 1.6%

PUEBLO VIEJO 215.0 100.1 315.1 8.5%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

SAN FELIPE 185.0 185.0 5.0%

CESPM 291.0 291.0 7.9%

RIO SAN JUAN 1.5 1.5 0.0%

TOTAL [MW] 603.4 370.5 1,335.0 657.9 59.2 586.1 85.5 3,697.6 100.0%

El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 81.8%, 15.9% hidroeléctrica y un 2.3% por potencia molinos eólicos.

Durante el año 2014 se incorporaron al SENI las centrales de generación BER-SAL de la empresa MONTE RIO y Brazo Derecho de la empresa EGEHID.

En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada del parque de genera-ción por tecnología.

Capacidad Instalada por Tecnología[3,697.55 MW a diciembre 2014]

GENERACIÓN

10.0%

16.3%15.9%

TURBINA VAPOR 16.3%

TURBINA GAS 10.0%

TURBINA EOLICA 2.3%

MOTORES DIESEL 17.8%

CICLO COMBINADO 36.1%

MOTORES GAS NATURAL 1.6%

TURBINA HIDRAULICA 15.9%

36.1%

17.8%

Capacidad Instalada por Tipo de Combustible[3,697.55 MW a diciembre 2014]

42.2%15.9%

FUEL NO. 6 42.2%

FUEL NO. 2 10.6%

FUEL NO. 6 / GAS NATURAL 4.6%

FUEL NO. 2 /GAS NATURAL 0.9%

CARBON 8.5%

VIENTO 2.3%

GAS NATURAL 15.0%

AGUA 15.9%

15.0%

10.6%8.5%


3938


SEABOARD

ESTRELLA DEL MAR 2 FUEL NO. 6 / GAS NATURAL CICLO COMBINADO 110.00

SubTotal 110.00

CEPP

CEPP I FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 16.50

CEPP II FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 51.20

SubTotal 67.70

PVDC

MONTE RIO FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 100.10

QUISQUEYA 1 FUEL NO. 6 CICLO COMBINADO 215.00

SubTotal 315.10

METALDOM

METALDOM FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 41.30

SubTotal 41.30

LAESA

PIMENTEL I FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 31.60

PIMENTEL II FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 28.00

PIMENTEL III FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 51.40

SubTotal 111.00

MONTERIO POWER CORPORATION

BERSAL FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 25.20

INCA KM22 FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 14.60

SubTotal 39.80

LOS ORIGENES

LOS ORIGENES FUEL NO. 6 / GAS NATURAL MOTORES A GAS 59.20

SubTotal 59.20

Total Térmica 3,111.5

UNIDADES TERMOELÉCTRICAS (CONT.)EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

Capacidad Instalada por Empresa Generadora[Diciembre 2014]

GENERACIÓN

UNIDADES TERMOELÉCTRICASEMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

AES DOMINICANA

AES ANDRES GAS NATURAL CICLO COMBINADO 319.00

ITABO I CARBÓN TURBINA VAPOR 128.00

ITABO II CARBÓN TURBINA VAPOR 132.00

SAN LORENZO I FUEL NO. 2 / GAS NATURAL TURBINA GAS 34.50

LOS MINA V GAS NATURAL TURBINA GAS 118.00

LOS MINA VI GAS NATURAL TURBINA GAS 118.00

SubTotal 849.50

EGE HAINA

HAINA I FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 54.00

HAINA II FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 54.00

HAINA IV FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 84.90

SAN PEDRO VAPOR FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 30.00

PUERTO PLATA I FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 27.90

PUERTO PLATA II FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 39.00

HAINA TG FUEL NO. 2 TURBINA GAS 100.00

BARAHONA CARBÓN CARBÓN TURBINA VAPOR 53.60

SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 102.00

JUANCHO LOS COCOS 1 VIENTO TURBINA EOLICA 25.20

JUANCHO LOS COCOS 2 VIENTO TURBINA EOLICA 52.00

QUILVIO CABRERA VIENTO TURBINA EOLICA 8.25

QUISQUEYA 2 FUEL NO. 6 CICLO COMBINADO 215.00

SubTotal 845.85

GPLV

PALAMARA FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 107.00

LA VEGA FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 87.50

SubTotal 194.50

CDEEE

SAN FELIPE FUEL NO. 6 CICLO COMBINADO 185.00

CESPM I FUEL NO. 2 CICLO COMBINADO 97.00

CESPM II FUEL NO. 2 CICLO COMBINADO 97.00

CESPM III FUEL NO. 2 CICLO COMBINADO 97.00

RIO SAN JUAN FUEL NO. 2 MOTORES DIESEL 1.50

SubTotal 477.50


4140


LAS DAMAS AGUA TURBINA HIDRAULICA 7.50

SABANETA AGUA TURBINA HIDRAULICA 6.30

LOS TOROS I AGUA TURBINA HIDRAULICA 4.90

LOS TOROS II AGUA TURBINA HIDRAULICA 4.90

MAGUEYAL I AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.50

MAGUEYAL II AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.50

BRAZO DERECHO AGUA TURBINA HIDRAULICA 2.90

LAS BARIAS AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.90

SubTotal de Pasada 89.0

Total Hidro 586.10

TOTAL GENERAL 3,697.55

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS (CONT.)EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

GENERACIÓN

EGEHID - HIDROS DE EMBALSE

TAVERA I AGUA TURBINA HIDRAULICA 48.00

TAVERA II AGUA TURBINA HIDRAULICA 48.00

JIGUEY I AGUA TURBINA HIDRAULICA 49.00

JIGUEY II AGUA TURBINA HIDRAULICA 49.00

AGUACATE I AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

AGUACATE II AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

VALDESIA I AGUA TURBINA HIDRAULICA 27.00

VALDESIA II AGUA TURBINA HIDRAULICA 27.00

RIO BLANCO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.50

RIO BLANCO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.50

MONCION I AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

MONCION II AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

RINCON AGUA TURBINA HIDRAULICA 10.10

PALOMINO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 30.00

PALOMINO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 30.00

PINALITO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 25.00

PINALITO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 25.00

SubTotal de Embalse 497.1

EGEHID - HIDROS DE PASADA

LOPEZ ANGOSTURA AGUA TURBINA HIDRAULICA 18.40

CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.60

CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.60

BAIGUAQUE I AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.60

BAIGUAQUE II AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.60

HATILLO AGUA TURBINA HIDRAULICA 8.00

JIMENOA AGUA TURBINA HIDRAULICA 8.40

EL SALTO AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.70

ANIANA VARGAS I AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30

ANIANA VARGAS II AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30

DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA TURBINA HIDRAULICA 2.00

DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA TURBINA HIDRAULICA 2.00

ROSA JULIA DE LA CRUZ AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.90

NIZAO NAJAYO AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30

LOS ANONES AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.10

SABANA YEGUA AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.80

UNIDADES HIDROELÉCTRICASEMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]


4342


BALANCE DE ENERGÍA

En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2014, en el cual se indican las inyecciones netas de las empresas generadoras, los retiros de las empresas distribuidoras y usuarios no regulados que, para fines de esta tabla, se han agrupado independientemente de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.

Durante el 2014 la inyección total de energía eléctrica fue de 13,463.9 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fue-ron: EGEHAINA 20.3%, AES ANDRES 15.9%, ITABO S.A. 13.75%, DPP 10.7%, EGEHID 9.4% y SEABOARD 7.5%. El grupo AES Dominicana aportó el 40.4% de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) logrando la máxima participación entre los agentes del MEM.

Participación Abastecimiento Energía[13,463.9 GWh]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2014

AES ANDRES 154.4 125.4 187.1 184.4 184.8 185.8 181.8 187.6 183.1 196.4 183.4 191.6 2,145.6

ITABO S.A. 166.9 97.1 162.2 123.6 168.5 165.7 165.9 163.2 150.8 157.2 156.6 173.3 1,851.0

DPP 126.0 113.2 112.6 117.0 127.9 119.8 128.0 133.4 124.7 132.0 98.3 112.7 1,445.5

AES Dominicana 447.3 335.7 461.9 424.9 481.2 471.2 475.8 484.2 458.6 485.6 438.3 477.5 5,442.2

EGEHID 141.6 120.7 117.3 108.4 127.4 108.4 87.9 91.6 90.4 89.4 83.5 92.5 1,259.2

CDEEE-IPP's 23.3 45.7 26.7 20.4 3.9 4.7 16.1 55.1 67.0 78.0 64.1 3.9 408.9

EGE HAINA 245.8 201.4 200.3 230.7 233.5 233.5 263.8 240.4 220.7 213.5 222.6 225.0 2,731.1

GPLV 22.0 42.5 67.7 77.0 61.4 87.7 102.3 81.4 85.8 98.6 101.0 92.1 919.5

SEABOARD 88.9 106.2 115.2 98.2 80.7 86.8 102.1 88.4 61.5 62.9 53.5 61.7 1,006.1

CEPP 8.0 11.5 7.2 17.9 22.5 29.8 31.2 31.5 25.3 22.6 17.4 12.2 237.1

MONTE RIO 0.1 0.1 - 0.1 0.3 0.1 1.6 2.2 3.5 7.9 3.1 3.4 22.5

PVDC 24.3 45.3 55.7 48.2 57.0 54.4 60.5 48.1 45.1 57.8 40.0 42.1 578.5

METALDOM 7.5 11.8 12.4 17.7 21.6 23.2 18.0 15.8 21.1 20.3 23.7 24.2 217.1

LAESA 26.5 26.8 33.0 40.2 34.4 39.2 49.6 42.7 44.7 54.0 41.0 38.8 471.1

LOS ORÍGENES 3.5 2.8 2.6 7.2 11.5 11.3 7.8 19.6 19.1 27.8 27.7 29.8 170.7

INYECCIONES 1,038.7 950.3 1,099.9 1,090.9 1,135.4 1,150.4 1,216.8 1,200.9 1,142.9 1,218.6 1,115.9 1,103.3 13,463.9

EDESUR 339.3 310.9 356.1 353.5 368.2 373.7 394.1 383.6 369.6 396.9 359.4 357.0 4,362.0

EDENORTE 286.7 260.6 300.7 303.7 311.5 319.8 341.6 339.0 315.2 330.7 302.4 300.2 3,712.2

EDEESTE 288.6 261.2 304.3 302.7 314.1 323.4 333.2 322.9 310.9 334.5 308.6 306.8 3,711.3

UNR's 98.3 95.5 115.2 107.6 117.0 109.1 121.2 129.4 124.3 132.9 122.7 116.0 1,389.2

RETIROS INTERNOS 4.0 3.4 2.9 3.0 3.3 2.7 2.9 2.7 3.2 2.6 2.6 3.3 36.7

RETIROS 1,017.0 931.6 1,079.2 1,070.3 1,114.2 1,128.7 1,193.1 1,177.6 1,123.1 1,197.7 1,095.8 1,083.3 13,211.6

PÉRDIDAS 21.7 18.8 20.7 20.6 21.2 21.6 23.7 23.3 19.7 20.9 20.2 19.9 252.3

PÉRDIDAS % 2.1% 2.0% 1.9% 1.9% 1.9% 1.9% 2.0% 1.9% 1.7% 1.7% 1.8% 1.81% 1.87%

Durante el 2014 la inyección total de energía eléctrica fue de 13,463.9 GWh.

La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) es una empresa esta-tal cuyo objetivo principal es construir, operar y mantener de forma auto soste-nible las redes y subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para proveer un servicio eléctrico de calidad a precio razonable.

Su infraestructura eléctrica está conformada por una longitud total de 4,723.95 km de líneas a 345, 138 y 69 kV, donde la red de enlace 345 kV, la cual enlaza la Zona Norte con el área de Santo Domingo, es la de mayor importancia econó-mica y funcional. Esta cuenta con una longitud de 129.9 km a una potencia de transmisión máxima de 1200 MVA por circuito.

Además, el Sistema de Transmisión Nacional está conformado por aproxima-damente 2,660.93 km de líneas de transmisión al nivel de tensión de 138 kV que puede denominarse como la red Sub-troncal, 1,933.13 km de líneas a 69 kV; también opera y mantiene unas 85 subestaciones, propias y compartidas.

Por su configuración eminentemente radial, el SENI está dividido en cuatro zonas: Zona Santo Domingo, Zona Sur, Zona Norte y Zona Este. Las subesta-ciones más importantes de estas zonas son: Palamara y Hainamosa en la Zona Santo Domingo, Pizarrete en la Zona Sur, Bonao II y Canabacoa en la Zona Nor-te y San Pedro II en la Zona Este.

A diciembre del 2014 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales:

Edesur Dominicana, S. A.Edenorte Dominicana, S. A.Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A.

Estas empresas adquieren energía del sistema eléctrico desde las barras de alta tensión del sistema de transmisión, que luego son transformadas a niveles de tensión menores para conducirla a través de sus propias redes, ubicadas dentro de sus respectivas zonas de concesión, hasta los usuarios finales.

Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre automático de carga, implementados en diversas subestaciones de distribución por medio de relés de baja frecuencia y bajo voltaje, que sirven para desconectar carga de manera automática en diferentes etapas. El esquema de deslastre automático de carga (EDAC) es actualizado de manera periódica por el Organismo Coordinador.

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre automático de carga.


4544


La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total horario de las unida-des generadoras al sistema durante un año calendario, ocurrida dentro de las horas punta del sistema, entre las 18:00 y 22:00 horas. La demanda máxima anual es un dato usado en la reliquidación de potencia, ya que de manera preli-minar se utiliza una demanda máxima estimada y, al final, el sistema sólo retri-buye la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año.

A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los reti-ros durante la hora de demanda máxima mensual. En el 2014 la demanda máxi-ma ocurrió a las 22:00 horas del día 30 de julio, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 1,977 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,873 MW de los cuales el 90.5% fueron retirados por las distribuidoras, 9% por Usuarios No Regulados y 0.5% por consumos propios.

Demanda Máxima Mensual[MW]

DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA

Mes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Día / Hora D12 H20 D14 H21 D28 H20 D09 H21 D15 H21 D25 H21 D30 H22 D15 H21 D19 H21 D06 H20 D13 H22 D10 H20

INYECCIONES

Inyecciones Brutas 1,844 1,812 1,869 1,892 1,920 1,947 1,977 1,958 1,932 1,959 1,908 1,900

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,790 1,768 1,811 1,841 1,860 1,884 1,912 1,899 1,881 1,897 1,847 1,837

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

1,786 1,764 1,808 1,825 1,844 1,871 1,897 1,883 1,865 1,881 1,832 1,819

RETIROS

Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A.

522 510 502 535 539 537 553 506 524 532 535 507

EdeNorte Dominicana S. A. 529 525 561 551 537 567 566 569 555 567 538 521

EdeSur Dominicana S.A. 591 553 547 546 563 555 577 586 586 560 555 563

Usuarios No Regulados [UNR] 105 143 154 156 165 170 168 178 173 177 168 191

Otros Retiros 1 4 6 9 5 4 9 6 8 9 2 3

TOTAL RETIROS 1,749 1,736 1,771 1,797 1,808 1,832.4 1,873 1,845 1,847 1,845 1,797 1,785

Pérdidas [MW] 37 28 37 27 36 39 24 38 18 36 35 34

Pérdidas [%] 2.1% 1.6% 2.0% 1.5% 2.0% 2.1% 1.2% 2.0% 1.0% 1.9% 1.9% 1.9%

Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la dis-tribución total de potencia firme fueron EGEHID 22.9%, EGEHAINA 16%, AES Andres 11.4%, ITABO, S.A. 10.4%, PALAMARA 8.7% Y DPP 3.6%. Luego les si-guen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 7% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.5% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente cuadro.

Potencia Firme Preliminar[MW]

BALANCE DE POTENCIA

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW %

AES ANDRES 272.2 269.6 190.9 200.2 204.5 198.4 209.8 216.2 238.1 236.4 230.5 226.00 224.4 11.4%

ITABO S.A. 225.8 225.8 191.2 191.7 190.7 188.5 200.5 202.6 214.4 214.4 208.1 198.89 204.4 10.4%

DPP 78.8 80.6 56.9 59.3 61.1 62.3 67.9 70.2 78.3 80.1 79.4 77.41 71.0 3.6%

AES DOMINICANA 576.8 576.0 439.0 451.2 456.3 449.2 478.2 489.0 530.8 530.9 518.0 502.30 499.8 25.5%

EGEHID 464.4 467.0 464.2 451.4 447.4 468.7 423.6 422.0 420.7 433.2 454.9 467.20 448.7 22.9%

CDEEE-IPPs* 61.2 60.5 39.4 39.2 38.1 34.0 35.1 35.1 38.5 37.2 34.4 29.21 40.2 2.0%

HAINA 138.1 137.1 349.4 349.3 349.2 348.0 350.1 349.7 349.6 344.8 344.9 347.60 313.1 16.0%

GPLV 189.9 189.9 161.2 161.9 160.4 157.0 165.5 166.3 177.1 176.0 172.3 165.44 170.2 8.7%

SEABOARD 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.2 180.6 112.0 108.3 108.3 108.25 156.5 8.0%

CEPP 65.1 65.1 55.2 55.7 55.4 54.5 57.5 57.7 62.4 61.4 60.2 57.46 59.0 3.0%

MONTERIO 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 15.7 37.99 16.3 0.8%

METALDOM 40.6 40.6 34.3 34.3 34.0 33.1 34.9 34.6 37.2 37.1 36.0 34.21 35.9 1.8%

PVDC 96.4 96.4 86.6 86.2 86.3 84.6 88.4 87.7 94.1 93.6 92.2 87.31 90.0 4.6%

LAESA 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.42 108.4 5.5%

LOS ORIGENES 24.75 24.75 24.74 24.74 24.74 24.75 24.75 24.74 24.7 24.8 24.7 24.74 24.7 1.3%

Total 1,959.8 1,959.9 1 ,956.7 1,956.7 1,954.6 1,956.7 1,960.8 1,969.9 1,969.8 1,969.8 1,970.0 1,970.1 1,962.9 100.0%

*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM

El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.5% en el mercado de potencia firme.


4746


Precios Internacionales de Combustibles[US$/MMBtu]

Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como los más elevados durante todo el año para la generación eléctrica, experimentando estos una reducción en el último trimestre del 2014.

En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2014 expresados en US$/MMBtu.

PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES

FUEL OIL No. 6

GAS NATURAL Nymex

FUEL OIL No. 2

CARBÓN


18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

US$

/ M

MBt

u

Precios Internacionales de Combustibles[US$/MMBtu]


CARBÓN 2.87 2.76 2.57 2.68 2.66 2.55 2.60 2.74 2.61 2.56 2.51 2.56

GAS NATURAL Nymex 4.24 4.49 5.21 4.50 4.56 4.56 4.60 4.08 3.88 3.91 3.83 4.20

FUEL OIL 6 13.21 13.52 13.37 13.58 13.74 13.94 13.32 13.12 12.86 10.95 9.58 7.32

FUEL OIL 2 16.75 16.78 16.62 16.80 16.66 16.77 16.31 16.14 15.41 14.13 12.97 10.08


CARBÓN US$/MT 71.82 69.03 64.19 66.88 66.51 63.65 65.05 68.40 65.31 64.04 62.83 63.91

GN US$/MMBtu [Nymex] 4.24 4.49 5.21 4.50 4.56 4.56 4.60 4.08 3.88 3.91 3.83 4.20

FUEL OIL 6 US$/BBLS 88.24 90.34 89.31 90.74 91.78 93.10 88.98 87.64 85.91 73.15 63.97 48.88

FUEL OIL 2 US$/GAL 2.87 2.88 2.85 2.88 2.86 2.88 2.80 2.77 2.65 2.42 2.23 1.73

A continuación se muestran los precios con las unidades originales:

Fuentes: Platts, Mc Closkey

El 37.4% de la energía abastecida en el 2014 fue producida con Fuel Oil 6, que es el combustible que tiene la mayor participación del mercado, el gas natural ocupa la segunda posición en el mercado con 34%, seguido por el carbón con un 16.3% de participación.

Abastecimiento de energía por Tipo de Combustible[13,464 GWh]

ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

Se destaca el hecho de que durante el 2014 los combustibles gas natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica. En el si-guiente gráfico se muestra el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu.

Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 corresponden a los precios de referencia de las publicaciones internacionales de Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar en Colombia, con poder calorífico de 10,843 Btu/ lb y los precios del gas natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub).

PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA

37.4%

9.4%

FUEL 6 37.4%

CARBÓN 16.3%

FUEL OIL 2 1.1%

GAS NATURAL 34.0%

AGUA 9.4%

VIENTO 1.8%

34.0%

16.3%

Durante el 2014 los combustibles de gas natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados para generación térmica.


4948


El costo marginal de potencia de punta es el precio al cual se valorizan las tran-sacciones de potencia de punta y es determinado según lo establecido en el artículo 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de dicho reglamento establece la forma de cálculo del derecho de conexión unitario para cada mes; éste cargo, junto al de derecho de uso, componen lo que se conoce como el peaje de transmisión. A finales del 2005, la Superintendencia de Electricidad emitió la resolución No. 108 en la que ordena recalcular el derecho de conexión unitario, tomando como base las transaccio-nes definitivas de potencia de punta.

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión[US$/Kw-mes]

En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal de potencia y derecho de conexión unitario.

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN


13

11

9

7

5

3

1

-1

US$

/ kw

-mes

Derecho Conexión

CMG Potencia

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Promedio

CMG Potencia 8.40 8.45 8.55 8.59 8.60 8.60 8.60 8.62 8.60 8.59 8.59 8.55 8.56

Derecho Conexión 4.19 4.44 4.54 4.05 3.94 3.96 3.97 3.77 3.65 3.70 3.79 4.07 4.01

El costo marginal de corto plazo es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la demanda y el parque de gene-ración disponible.

A continuación se presenta una gráfica con los valores mensuales promedios del costo marginal de energía y el costo marginal máximo correspondientes al año 2014.

Costo Marginal de Energía[US$/MWh]

En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal pro-medio de energía así como el costo marginal máximo para el mismo período de tiempo.

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA


250

200

150

100

50

0

US$

/ M

Wh

CMg PROM

CMg MAX

Es preciso establecer estas comparaciones en dólares de Estados Unidos de América ya que el costo marginal de energía está determinado por los costos de producción de las empresas generadoras y estos a su vez por el precio de los combustibles utilizados, adquiridos en el mercado internacional en dólares americanos. Anexas se muestran las tasas del dólar utilizadas en este informe.

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Promedio

CMg PROM 135 147 149 165 156 170 188 171 170 171 146 108 156

CMg MAX 213 206 210 208 211 213 216 208 205 201 176 158 202


5150


Participación Regulación Secundaria de Frecuencia[452.32 GWh]

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 38.5% y el 25.9% respectivamente para totalizar un 64.4% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2014. Además, en este mercado participaron las empre-sas: EGEHID 9.3%, LAESA 20.7% y CDEEE a través de sus contratos con IPP’s; con un aporte del 3.8%.

SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA

70

60

50

40

30

20

10

0

SEABOARD

LAESA

SAN FELIPE

EGEHID

DPP

AES ANDRES

3% Demanda

5% Demanda


En las siguientes gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empre-sa que participa del mercado de regulación de frecuencia, así como el objetivo que establece la normativa de contar entre un 3% y 5% de la demanda como márgenes de Regulación de Frecuencia tanto Primaria como Secundaria.

Participación Regulación Primaria de Frecuencia[497.94 GWh]

AES Dominicana, a través de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante aporte de 22.6% y 41.5% respectivamente para totalizar un 64.1% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA


70

60

50

40

30

20

10

0

PDVC

METALDOM

LAESA

CEPP

SEABOARD

GPLV

HAINA

SAN FELIPE

HIDRO

DPP

AES ANDRES

3% Demanda

5% Demanda

AES Dominicana, a través de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia.

AES Andres y DPP aportaron al sistema el 38.5% y el 25.9% respectivamente para totalizar un 64.4% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2014.


5352


Participación Mercado de UNR

De esta gráfica se destaca el posicionamiento de las empresas AES Andres y EDEESTE como los principales participantes de este mercado, seguido por la empresa Hidroeléctrica y EDESUR.

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%


HAINA

EDESUR

AES ANDRES

SEABOARD

EDENORTE

EGEHID

EDEESTE

MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS

La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el organismo responsable de eva-luar si una empresa reúne las condiciones necesarias para obtener la licencia de Usuario No Regulado. Hasta el año 2014 la SIE ha emitido 176 licencias para ejercer la condición de UNR; sin embargo, en la actualidad solo 76 usuarios están haciendo uso de dicha licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista.

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2014.

Retiros de Energía de los UNR por Empresas Vendedoras[GWh]

MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC GWh %

AES ANDRES 31.63 31.04 36.84 35.80 37.59 38.44 47.63 52.04 51.35 54.28 49.25 45.68 512 36.8%

EDEESTE 27.74 26.45 35.16 30.60 34.80 28.63 39.37 40.64 36.11 39.99 36.44 37.84 414 29.8%

EDENORTE 4.81 4.82 5.68 5.17 5.52 5.49 6.04 7.67 7.51 7.99 7.31 6.39 74 5.4%

EDESUR 15.04 14.16 16.05 15.48 17.06 16.36 6.95 6.58 6.43 7.57 7.28 8.48 137 9.9%

EGEHID 12.22 12.44 14.14 13.72 14.34 14.07 12.36 12.15 11.57 11.43 10.73 5.58 145 10.4%

HAINA - - - - - - 2.50 9.42 10.38 10.58 11.05 11.19 55 4.0%

SEABOARD 6.91 6.53 7.38 6.81 7.68 6.09 6.36 0.91 0.92 1.11 0.63 0.77 52 3.8%

Total Retiros 98.35 95.45 115.24 107.57 117.00 109.07 121.20 129.41 124.27 132.95 122.69 115.92 1,389 100.0%

De la tabla anterior podemos destacar que el consumo promedio mensual de los UNR que figuran en las transacciones económicas del mercado eléctrico mayorista fue de 115.76 GWh, lo que representó un 10% del consumo prome-dio mensual del SENI durante el 2014.

Además, durante el año 2014 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,389.2 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 512 GWh, lo que representa un promedio mensual de 42.63 GWh y un 36.8% de participación energética en dicho mercado.


5554


MERCADO DE CONTRATOS

Los contratos, también llamados PPA’s por sus siglas en inglés (Power Purchase Agreement), son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes, uno que genera la electricidad con el propósito de venderla (vendedor) y otro que desea adquirirla (comprador), para la compra y venta de energía, potencia y otros servicios complementarios de electricidad.

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que se vendió en el mercado eléctrico mayorista a través de los contratos durante el 2014.

Ventas de Energía por Contrato en el Mercado Eléctrico Mayorista [GWh]

Se puede ver la participación de AES Dominicana en el mercado de contratos de energía durante el 2014 a través de las empresas AES Andres (12.5%), DPP (10.6%) e ITABO, S.A. (14.6%) abasteciendo un total de 37.6% de toda la de-manda contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (20.9%), CDEEE (14.2%) y EGEHID (10.5%).

Los contratos son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes.

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC GWh %

GENERADORES

AES ANDRES 111.0 103.2 132.4 125.1 125.3 134.5 144.1 141.2 140.2 148.7 49.3 84.1 1,439.1 12.5%

DPP 109.0 98.6 114.9 114.3 118.6 122.1 125.8 121.9 117.4 126.3 - 52.6 1,221.4 10.6%

ITABO S.A. 131.0 119.5 137.7 137.4 142.5 145.4 151.5 148.3 141.1 150.6 137.4 136.7 1,679.0 14.6%

CDEEE 127.4 116.4 133.8 133.7 138.5 141.1 147.6 145.3 137.8 146.5 133.4 132.5 1,633.9 14.2%

CEPP 26.3 24.0 27.6 27.6 28.6 29.1 30.9 30.3 28.8 - - - 253.1 2.2%

EGEHID 135.3 114.9 114.0 106.5 124.4 105.6 85.8 88.3 84.5 84.7 80.1 88.2 1,212.3 10.5%

GPLV 78.7 71.9 82.6 82.5 85.5 87.1 91.1 89.4 84.8 90.2 82.1 81.7 1,007.4 8.7%

HAINA 183.4 167.1 192.7 192.3 199.4 203.7 214.5 216.7 207.9 221.5 203.7 202.8 2,405.7 20.9%

MONTE RIO - - - - - - - - - - - 0.1 0.1 0.0%

SEABOARD 6.9 6.5 7.4 6.8 7.7 6.1 6.4 0.9 0.9 1.1 0.6 0.8 52.1 0.5%

Total 908.9 822.3 943.1 926.2 970.4 974.6 997.6 982.2 943.4 969.5 686.5 779.4 10,904.2 94.6%

DISTRIBUIDORES

EDEESTE 27.7 26.5 35.2 30.6 34.8 28.6 39.4 40.6 36.1 40.0 36.4 37.8 413.8 3.6%

EDENORTE 4.8 4.8 5.7 5.2 5.5 5.5 6.0 7.7 7.5 8.0 7.3 6.4 74.4 0.6%

EDESUR 15.0 14.2 16.0 15.5 17.1 16.4 6.9 6.6 6.4 7.6 7.3 8.5 137.4 1.2%

Total 47.6 45.4 56.9 51.2 57.4 50.5 52.4 54.9 50.0 55.6 51.0 52.7 625.6 5.4%


5756

ANEXOS

GLOSARIO

AUTOPRODUCTORES: Son aquellas entidades o empresas que disponen de generación propia para su consumo de electricidad, independiente de su proceso productivo y eventualmente venden su excedentes de potencia o energía eléctrica a terceros.

BARRA: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y retirar electricidad.

BARRA DE REFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene un factor de nodo de energía y potencia igual a uno. En el sistema interconectado dominicano la barra de referencia es actualmente la Subestación de Palamara en el nivel de tensión de 138Kv.

BTU: Unidad Térmica Británica de medida [British Thermal Units]. Es una unidad de calor en el Sistema Ingles Europeo. Su equivalencia en el Sistema Internacional (SI) es la Caloría. Los precios del Gas Natural usualmente se expresan en US$/MMBtu. 1 BTU es equivalente a 252 Calorías (Cal).

CENTRAL MARGINAL: Se refiere a la o las unidades generadoras que en despacho óptimo de carga incrementa su generación cuando se incrementa marginalmente la demanda.

CICLO COMBINADO: Es una máquina compuesta por dos fases: una fase de gas y otra de vapor. Típicamente el conjunto consta de una turbina de gas, una caldera de recuperación de calor, una turbina de vapor y uno o varios generadores eléctricos.

CONSUMO PROPIO: Es la energía consumida por los sistemas auxiliares de una central o Subestación.

COSTO DE DESABASTECIMIENTO O ENERGIA NO SERVIDA: Es el costo en que incurren los usuarios, al no disponer de energía y tener que obtenerla de fuentes alternativas; o bien, la pérdida económica derivada de la falta de producción y venta de bienes y servicios y la pérdida de bienestar por disminución de la calidad de vida en el caso del sector residencial. Este costo es establecido anualmente mediante resolución de la Superintendencia de Electricidad.

COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la demanda y el parque de generación disponible.

COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE UNA MAQUINA TERMOELÉCTRICA: Corresponde al costo del combustible puesto en planta y utilizado en la producción de energía eléctrica, multiplicado por el consumo específico medio de la máquina más el costo variable no combustible.

A

B

C

ANEXOS


5958

ANEXOS

REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA [RPF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática de su sistema ante cambios en la frecuencia del sistema.

REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA [RSF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática o manual de su sistema de regulación, en forma sostenida.

REGULACIÓN DE FRECUENCIA: Acciones necesarias para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidas para el sistema. El OC establece los parámetros de regulación y las empresas generadoras son responsables de la prestación del servicio a través de sus Centros de control.

TURBINA DE VAPOR: Es una máquina que transforma la energía térmica del combustible en energía mecánica. A través de un proceso de generación de vapor producido en una caldera, de la que sale en unas condiciones de elevada temperatura y presión. La energía cinética del vapor es aprovechada por la turbina en forma mecánica y mediante esta por un generador para producir electricidad.

TURBINA DE GAS: Es una maquina compuesta por un compresor de aire comprimido, una turbina especialmente diseñada para este fin y un generador eléctrico. La turbina convierte la energía térmica del combustible que se produce como resultado de la expansión de los gases calientes de la explosión de la mezcla de aire comprimido, combustible y llama, en energía mecánica que es aprovechada por el generador eléctrico para producir electricidad.

TURBINA HIDRÁULICA: es una máquina que aprovecha la energía cinética y potencial del agua para producir un movimiento de rotación que, transferido mediante un eje, mueve directamente una máquina o bien un generador que transforma la energía mecánica en eléctrica.

USUARIO NO REGULADOS (UNR’s): Es aquel usuario del servicio eléctrico cuya demanda mensual sobrepasa los límites establecidos por la Superintendencia de Electricidad para clasificar como usuario público y que cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General de Electricidad.

GLOSARIO

R

T

U

DEMANDA MÁXIMA ANUAL: Es la máxima demanda bruta media horaria, durante un año calendario, del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrido dentro de las horas de puntas del sistema.

DERECHO DE CONEXIÓN: Es la diferencia entre el costo total anual del sistema de transmisión y el derecho de uso estimado para el año. El procedimiento para determinar el derecho de uso se establece en Reglamento de la Ley General de Electricidad.

FACTOR DE DISPONIBILIDAD DE UNA CENTRAL GENERADORA: Es el cociente entre la energía que podría generar la potencia Disponible de la planta en el periodo considerado, normalmente un año, y la energía correspondiente a su potencia máxima en el mismo periodo.

FUEL OIL: Es un derivado del petróleo que se obtiene como residuo luego del proceso de destilación. Siendo combustible más pesado de los que se puede destilar a presión atmosférica, el fuel Oil se usa como combustible para plantas de energía eléctrica, calderas y hornos.

GAS NATURAL (GN): Mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles, solo o acompañando al petróleo. Y está compuesto principalmente por metano en cantidades superior al 90 o 95%, y además suele contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2 y restos de butano o propano así como pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno.

GAS NATURAL LIQUIDO (GNL): Es el Gas Natural procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para su transporte y almacenamiento porque al transformarlo en líquido a presión atmosférica y –163oC el proceso de licuefacción reduce en aproximadamente 600 veces el volumen de gas.

MERCADO DE CONTRATOS: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad basada en contratos de suministro libremente pactados.

MERCADO SPOT: Es el mercado de transacciones compra y venta de electricidad de corto plazo no basado en contratos a término cuyas transacciones económicas se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al Costo Marginal de Potencia.

POTENCIA DE PUNTA: Potencia máxima en la curva de carga anual.

POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora durante las horas pico, con alta seguridad.

D

GLOSARIO

F

G

M

P


6160

ANEXOS

Tasa de Cambio Promedio para la Compra y Venta de Dólares Estadounidenses[2004-2014]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom

2004 COMPRA 46.09 49.23 46.52 44.35 46.92 48.12 44.84 41.25 36.95 32.27 29.56 28.86 41.25

VENTA 46.64 50.44 47.18 44.81 47.69 48.67 45.46 42.11 37.62 32.98 30.13 29.33 41.92

2005 COMPRA 29.84 28.85 28.30 28.25 28.70 28.90 28.93 29.00 30.42 32.41 33.25 33.12 30.00

VENTA 30.40 29.22 28.60 28.54 28.91 29.08 29.06 29.13 30.82 32.70 33.54 33.39 30.28

2006 COMPRA 34.56 34.17 32.56 32.11 32.49 32.77 32.75 32.63 32.95 33.47 33.56 33.09 33.09

VENTA 34.84 34.44 32.85 32.33 32.73 32.94 32.91 32.80 33.12 33.66 33.69 33.30 33.30

2007 COMPRA 33.70 33.36 32.79 32.23 32.14 32.42 32.99 32.90 33.31 33.46 33.41 33.52 33.02

VENTA 33.90 33.51 32.96 32.40 32.29 32.57 33.14 33.05 33.46 33.59 33.53 33.66 33.17

2008 COMPRA 33.76 33.83 33.92 34.03 34.01 34.16 34.27 34.68 34.83 34.99 35.19 35.26 34.41

VENTA 33.89 33.96 34.04 34.14 34.13 34.27 34.39 34.80 34.95 35.09 35.32 35.39 34.53

2009 COMPRA 35.37 35.56 35.67 35.83 35.95 35.92 35.98 36.03 36.06 36.09 36.09 36.09 35.89

VENTA 35.49 35.65 35.77 35.92 36.04 36.00 36.07 36.10 36.13 36.16 36.17 36.16 35.97

2010 COMPRA 36.11 36.19 36.30 36.42 36.70 36.73 36.80 36.89 36.98 37.21 37.22 37.31 36.74

VENTA 36.19 36.27 36.37 36.51 36.79 36.81 36.88 36.99 37.07 37.29 37.30 37.40 36.82

2011 COMPRA 37.45 37.63 37.76 37.84 37.89 38.03 38.04 38.06 38.15 38.30 38.44 38.55 38.01

VENTA 37.54 37.72 37.85 37.90 37.96 38.10 38.12 38.13 38.21 38.37 38.51 38.63 38.09

2012 COMPRA 38.86 38.94 38.99 39.02 39.02 39.07 39.08 39.11 39.20 39.43 39.94 40.17 39.24

VENTA 38.95 39.02 39.07 39.08 39.09 39.14 39.15 39.18 39.29 39.53 40.05 40.29 39.32

2013 COMPRA 40.59 40.76 41.00 41.05 41.09 41.45 41.89 42.36 42.61 42.44 42.45 42.60 41.69

VENTA 40.70 40.85 41.10 41.15 41.19 41.60 42.00 42.49 42.71 42.53 42.53 42.71 41.80

2014 COMPRA 43.00 43.14 43.04 43.19 43.22 43.39 43.60 43.58 43.71 43.91 44.04 44.20 43.50

VENTA 43.09 43.23 43.15 43.28 43.34 43.51 43.69 43.76 43.82 44.05 44.16 44.36 43.62

Potencia Firme Definitiva 2013[MW]

Indice de Precios del Consumidor de USA (CPI)[2004-2014]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW %

AES ANDRES 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.51 280.5 13.5%

ITABO S.A. 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.80 225.8 10.8%

DPP 150.1 162.1 159.7 151.5 157.9 151.6 149.9 151.7 151.6 142.7 135.7 135.74 150.0 7.2%

AES DOMINICANA 656.4 668.5 666.0 657.8 664.2 657.9 656.3 658.0 658.0 649.0 642.0 642.05 656.3 31.5%

EGEHID 466.5 443.3 448.1 463.8 450.8 463.7 466.8 463.5 455.2 455.7 468.4 468.37 459.5 22.1%

CDEEE-IPPs* 115.7 125.0 123.1 116.8 122.3 116.9 115.6 117.0 117.1 110.5 105.4 105.44 115.9 5.6%

HAINA 149.2 151.1 150.8 149.5 150.6 149.4 149.2 149.5 149.5 148.0 147.3 147.25 149.3 7.2%

GPLV 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.86 189.9 9.1%

SEABOARD 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.16 14.2 0.7%

CEPP 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.08 65.1 3.1%

MONTERIO 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.39 96.4 4.6%

METALDOM 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.55 40.6 1.9%

PVDC 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.10 180.1 8.6%

LAESA 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.40 108.4 5.2%

LOS ORIGENES - - - - - - - - 8.2 24.7 24.7 24.75 6.9 0.3%

Total 2,082.4 2,082.4 2,082.5 2,082.5 2,082.5 2,082.4 2,082.4 2,082.4 2,082.5 2,082.5 2,082.4 2,082.4 2,082.4 99.7%

*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom

2004 185.2 186.2 187.4 188.0 189.1 189.7 189.4 189.5 189.9 190.9 191.0 190.3 188.9

2005 190.7 191.8 193.3 194.6 194.4 194.5 195.4 196.4 198.8 199.2 197.6 196.8 195.3

2006 198.3 198.7 199.8 201.5 202.5 202.9 203.5 203.9 202.9 201.8 201.5 201.8 201.6

2007 202.4 203.5 205.4 206.7 207.9 208.4 208.3 207.9 208.5 208.9 210.2 210.0 207.3

2008 211.1 211.7 213.5 214.8 216.6 218.8 220.0 219.1 218.8 216.6 212.4 210.2 215.3

2009 211.1 212.2 212.7 213.2 213.9 215.7 215.4 215.8 216.0 216.2 216.3 215.9 214.5

2010 216.7 216.7 217.6 218.0 218.2 218.0 218.0 218.3 218.4 218.7 218.8 219.2 218.1

2011 220.2 221.3 223.5 224.9 226.0 225.7 225.9 226.5 226.9 226.4 226.2 225.7 224.9

2012 226.7 227.7 229.4 230.1 229.8 229.5 229.1 230.4 231.4 231.3 230.2 229.6 229.6

2013 230.3 232.2 232.8 232.5 232.9 233.5 233.6 233.9 234.1 233.5 233.1 233.0 233.0

2014 233.9 234.8 236.3 237.1 237.9 238.3 238.3 237.9 238.0 237.4 236.2 234.8 236.7

*Bureau of Labor Statistic U.S.

*Fuente: Banco Central de la República Dominicana.


6362

ANEXOS

Kg / m3 Lb / Pie 3 Lb / Gl (UK) Lb / Gl (US)

Kilogramo por Metro Cúbico Kg / m3 1 0.062428 0.010022 0.008345

Libra por Pie Cúbico Lb / Pie 3 16.0185 1 0.160544 0.133681

Libra por UK Galón Lb / Gl (UK) 99.7764 6.22884 1 0.83268

Libra por US Galón Lb / Gl (US) 119.826 7.48047 1.20094 1

Unidades de Densidad

J Cal Btu KWh

Joule J 1 0.2388 0.009478 0.000000277

Caloría Cal 4.1869 1 0.0039683 0.000001163

Unidad Térmica Britanica Btu 1055.06 252 1 0.00029307

KiloWatt hora KVh 3600000 8598000 3412.14 1

Unidades de Energía

Kg Ton. Ton. Larga Ton. Corta Libra (Lb)

Kilogramo Kg 1 0.001 0.000984 0.001102 2.2046

Tonelada T 1000 1 0.984207 1.10231 2204.62

Tonelada Larga TL 1016 1.016 1 1.12 2240

Tonelada Corta TC 907 0.907 0.892857 1 2000

Libra Lb 0.4535 0.0004535 0.000446429 0.0005 1

Unidades de Masa

cm3 M3 Pie 3 Pulgada 3 Gal (UK) Gal (USA) BBL Litro (Lt)

Centrimetros Cúbicos

cm3 1 0.000001 0.0000353 0.06102 0.00021997 0.00026417 6.2899E-06 0.006102

Metros Cúbicos M3 1000000 1 35.3147 61000 219.969 264.17 6.28976 1000.028

Pie Cúbico Pie 3 28320.589 0.028317 1 1727.556 6.2288 7.4805 0.178107 28.321

Pulgadas Cúbicas Pulgada 3 16.387 0.00001639 0.00057863 1 0.00360465 0.00432898 0.0001031 0.0163866

Galón Gal (UK) 4546.09 0.004546 0.160544 277.42 1 1.20094 0.028594 4.54596

Galón Gal (US) 3785.41 0.003785 0.133681 231 0.83268 1 0.02381 3.78533

Barril BBL 158984 0.158988 5.6146 9698.024 34.9726 42 1 158.984

Litro Litro (Lt) 1000.028 0.001 0.03531 61.0255 0.219976 0.264178 0.0063 1

PCS PCI PCS PCI PCS PCI

Kcal/Kg Kcal/Kg Kcal/L Kcal/L Kj/L Kj/L

Combustibles Líquidos

Petróleo 10,800 10,008 9,374 8,686 39,250 36,371

Oleo Diesel 10,750 10,000 9,159 8,680 38,350 36,343

Oleo Combustible 10,090 9,583 10,217 8,318 42,780 34,827

Gas Licuado de Petróleo 11,750 11,000 6,486 9,548 27,160 39,977

Poderes Caloríficos Superiores e Inferiores de algunos Combustibles

Unidades de Volumen

PCS PCI PCS PCI

Kcal/m3 Kcal/m3 Kj/m3 Kj/m3

Combustibles Gaseosos

Gas Natural Húmedo 10,454 8,240 43,770 34,500

Gas Natural Seco 9,256 8,500 38,750 35,584

PCS PCI PCS PCI

Kcal/Kg Kcal/Kg Kj/Kg Kj/Kg

Combustibles Sólidos

Carbón Vegetal 7,500 6,500 30,560 27,213

Coque de Carbón Mineral 7,300 6,998 30,560 29,299

AES DOMINICANAAve. Winston Churchill No. 1099Ensanche PiantiniTorre Citi Group en Acrópolis, Piso 23CP 10148Santo Domingo, República DominicanaTeléfono: 809-955-2223Fax: 809-955-8413www.aesdominicana.com.do

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