Informe aes 2015 es by AES Dominicana

INFORM E E S TADÍS T IC O

2015 Ave. Winston Churchill No. 1099, Ensanche Piantini Torre Citi Group en Acrópolis, Piso 23 CP 10148 Santo Domingo, República Dominicana Teléfono: 809-955-2223 Fax: 809-955-8413 www.aesdominicana.com.do

IN FO RM E ESTA DÍ S TI CO

2015 Diseño: Luis Isidor / Q Estudio Creativo qestudiocreativo.com Implementación Digital: José García / Equipo 3

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 17 países. Nuestras plantas de energía a nivel global 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.

AES DOMINICANA 2015

12 Carta del Presidente 14 Gente AES 16 Antecedentes 17 Perfil del Grupo 18 Centrales de Generación 28 Terminales de Recepción de Combustibles 30 Ventas de Gas Natural 32 Balance de Energía 34 Indicadores Técnicos de Operación 35 Eventos Relevantes

CONTENIDO

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

38 Reseña Histórica del Sector Eléctrico 40 Generación 46 Transmisión 46 Distribución 47 Balance de Energía 48 Potencia 49 Demanda Máxima del Sistema 50 Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible 50 Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica 52 Costo Marginal de Energía 53 Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión 54 Servicio de Regulación de Frecuencia 56 Mercado de Usuarios No Regulados 58 Mercado de Contratos

60 ANEXOS 62 Glosario 65 Tablas y Medidas

AES DOMINICANA 2015

AES Andres 2,065.6 GWh ITABO 1,776 GWh DPP 1,469.3 GWh

CARTA DEL PRESIDENTE Es un gran placer presentarles la edición 2015 del informe estadístico de AES Dominicana, donde se destacan los principales activos, el desempeño operativo, así como información sobre las demás líneas de negocio y datos del mercado eléctrico en su conjunto. En este año, nuestras unidades alcanzaron índices de disponibilidad extraordinarios y aportaron al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) grandes volúmenes de energía, destacando la producción de nuestras empresas en relación con el resto del mercado: AES Andres alcanzó una producción de 2,065.6 GWh, a su vez, ITABO S.A. y DPP alcanzaron importantes niveles de producción de 1,776 GWh y 1,469.3 GWh respectivamente. Nos enorgullece poder contribuir con el 37.5% de toda la energía que demandó el SENI utilizando los combustibles más competitivos de generación, gas natural y carbón mineral. En el ámbito corporativo y de gestión humana, la Cámara Americana de Comercio (AMCHAM) reconoció a AES Dominicana por su responsabilidad social empresarial, con el primer lugar en la categoría "Calidad de Vida en la Empresa", por promover un ambiente de trabajo saludable, seguro, inclusivo y de desarrollo personal y profesional de sus colaboradores.

12 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

37.5%

de la energía demandada por el SENI

Otro indicador que AES Dominicana ha mantenido de manera sostenido por 8 años consecutivos es el reconocimiento como la empresa más admirada de la industria eléctrica nacional, en el rango de empresa de generación eléctrica, según el ranking “Admirada 2015”de la revista Mercado. En el ranking del instituto GPTW nos hemos posicionado en el lugar 8vo del país y 9no de la región, como uno de los mejores lugares para trabajar. Estos 8 años de reconocimiento destacan el valor que agrega el grupo AES al desarrollo económico del país y la entrega diaria de un grupo de profesionales comprometidos con la excelencia operacional. AES Dominicana muestra su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno a la gestión ambiental. En el 2015 recibió varios reconocimientos en la 3era edición del Premio Nacional de Producción Más Limpia, concurso que realiza el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales, que premia el trabajo de las empresas que demuestren la aplicación de la estrategia de producción más limpia (eficiencia energética, aprovechamiento sustentable de recursos naturales, reducción/prevención de la contaminación, entre otros). AES Dominicana continúa focalizando su estrategia en la competitividad de República Dominicana, manteniendo una constante estrategia de innovación y transformación competitiva; todo ello resultando en importantes ahorros para la economía nacional, en habernos convertido en el bastión de la estabilidad del sistema eléctrico, en un consistente desarrollador de nuestra gente, en la posibilidad de brindar una mano amiga a las comunidades que nos rodean y en un retorno confiable y sostenido para nuestros accionistas.

Edwin De los Santos Presidente

AES DOMINICANA 2015 / 13

LA GENTE AES...

PONE LA SEGURIDAD PRIMERO Siempre ponemos primero la seguridad - para nuestra gente, los contratistas y las comunidades. ACTÚA CON INTEGRIDAD Somos honestos, dignos de confianza y formales. La Integridad es el núcleo de todo lo que hacemos - como nos conducimos y como nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas. HONRA SUS COMPROMISOS Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comunidades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro negocio, en general, suponga una contribución positiva a la sociedad. SE ESFUERZA POR LA EXCELENCIA Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel. DISFRUTA EL TRABAJO Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia.

14 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

AES DOMINICANA 2015 / 15

ANTECEDENTES 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 compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas 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 esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés) vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana 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 modifica el contrato entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de Electricidad 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 faltantes en el mercado spot. En el 2000, AES Dominicana llega al entendimiento de que es necesario 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

16 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

en ciclo combinado (la central de generación más grande de República Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de gas natural licuado 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 Electricidad ITABO, S.A. en diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Estado dominicano, en el marco de la ley 141-97 sobre la Reforma de la Empresa 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; representando para la República Dominicana un salto hacia el desarrollo sostenible y producción de energía limpia, mejorando la posición estratégica del país que dependía en un 90% del petróleo para suplir sus necesidades 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 propietario del 50% de la parte privada de dicha empresa y por tanto toma el control de las áreas operativas y administrativas del negocio.

PERFIL DEL GRUPO AES inicia sus operaciones en República Dominicana con la firme convicción 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 infraestructuras 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 Licuado; que además posee, dentro de las instalaciones, la primera terminal del país y América Latina para distribución de gas natural licuado en camiones.

Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compromiso 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 los negocios de AES vienen superando sus propios récords históricos de disponibilidad, generación y eficiencia, además de dar muestras fehacientes de transparencia al emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana. AES Dominicana sustenta el crecimiento del grupo empresarial en pilares como la responsabilidad social corporativa, el cuidado del medio ambiente y su gente, la que considera el principal activo. Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa socialmente responsable a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan áreas precarias como la educación y la salud infantil.

AES DOMINICANA 2015 / 17

CENTRALES DE GENERACIÓN

Capacidad instalada:

319 MW

AES ANDRES Fecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre del 2003

Tecnología:

Fabricante Turbina Gas: Mitsubishi

CICLO COMBINADO

Capacidad Turbina Gas: 198 MW Velocidad Turbina Gas: 3,600 rpm Temperatura 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 ºC Fabricante Generador Turbina Vapor: Siemens

Combustible Primario:

GAS NATURAL

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

18 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

AES DOMINICANA 2015 / 19

CENTRALES DE GENERACIÓN

Capacidad instalada:

2x118 MW

Tecnología:

TURBINA GAS

DPP 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 rpm Sistema Enfriamiento Generador: Aire Ventajas de esta Tecnología: Rápida Fabricación, Instalación y Bajo Impacto Ambiental

Combustible Primario:

GAS NATURAL

20 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

AES DOMINICANA 2015 / 21

CENTRALES DE GENERACIÓN Capacidad instalada:

128 MW Tecnología:

TURBINA VAPOR

ITABO 1 Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984

Combustible Primario:

Fabricante Turbina: Brown Bovery Company

CARBÓN MINERAL

Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 141 kg/cm² Temperatura Vapor: 535 ºC Fabricante 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

Combustible Secundario:

FUEL OIL 6

22 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

Combustible Terciario:

FUEL OIL 2

AES DOMINICANA 2015 / 23

CENTRALES DE GENERACIÓN

Tecnología:

TURBINA VAPOR Capacidad instalada:

132 MW

ITABO 2 Fecha Inicio Operación Comercial: 10 de mayo del 1988 Fabricante Turbina: General Electric Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 146 kg/cm² Temperatura Vapor: 540 ºC Fabricante Generador: General Electric Capacidad Nominal Generador: 155.3 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno

Combustible Primario:

Combustible Terciario:

CARBÓN MINERAL

FUEL OIL 2

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

Combustible Secundario:

FUEL OIL 6

24 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

AES DOMINICANA 2015 / 25

CENTRALES DE GENERACIÓN

Tecnología:

TURBINA GAS

Capacidad instalada:

34.5 MW

SAN LORENZO Fecha Inicio Operación Comercial: 25 de agosto del 2012 Fabricante Turbina: General Electric Velocidad Turbina: 5,133 rpm Etapas Turbina: Tres (3)

Combustible Primario:

FUEL OIL 2

Etapas Compresor: Diecisiete (17) Temperatura Gases Salida: 550 ºC Capacidad Nominal Generador: 53.412 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Aire Velocidad Generador: 3,600 rpm Ventajas de esta Tecnología: Flexibilidad operativa con rápido arranque para subir los incrementos de demanda en horas pico.

Combustible Secundario:

GAS NATURAL

26 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

AES DOMINICANA 2015 / 27

TERMINALES DE RECEPCIÓN DE COMBUSTIBLES

Muelle Internacional AES Andres

Terminal de Distribución Criogénica

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

En el año 2009, AES Dominicana decide invertir en la primera terminal de carga de cisternas de GNL de Latinoamérica; la misma permite distribuir gas natural licuado directamente a otros clientes que no son AES. La ventaja de utilizar gas natural licuado reside en la oportunidad de transportar un mayor contenido energético a lugares distantes, sin incurrir en pérdidas 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 traduce en un tiempo medio de atención, desde el ingreso hasta la salida del complejo, de aproximadamente una hora.

Terminal de Gas Natural Líquido (GNL) Dentro de su infraestructura la terminal cuenta con un sistema de descarga de barcos con tres (3) brazos 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 sistema 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 primer gasoducto del país. Éste interconecta 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 generación de electricidad. Características Técnicas y de Operación del Gasoducto

Longitud: 34 km / Diámetro: 12 pulgadas / Presión Máxima: 100 bares Presión de Operación Promedio: 50 bares / Estaciones de Válvulas: Cinco (5) En el 2011 empezaron las operaciones de Estrella del Mar II, una central 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 gasoducto conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.

28 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

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 encuentra 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, agregándole mayor autonomía al proceso 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 longitud, donde se encuentra ubicado el sistema de transporte de sólidos, con capacidad para cargar y descargar 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 correspondientes lámparas, dos boyas equipadas con linternas para la demarcación de la zona dragada y luces 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) metros, 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 sólidos tiene una capacidad para descargar un promedio de 1,200 toneladas por hora.

AES DOMINICANA 2015 / 29

VENTAS DE GAS NATURAL A partir del 2007, dos años después de que AES Andres firmara su primer contrato 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 distribución 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 diversificación de la matriz energética nacional. El gas natural que AES Andres vende en el mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte. El siguiente gráfico muestra el porciento de ventas del gas natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2015.

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

[10,509,425 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.

GNV INDUSTRIAL GENERACIÓN

10%

Ventas de Gas Natural por Renglones [10,509,425 MMBtu]

39%

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

51%

Evolución de las Ventas de Gas Natural a Terceros

1,400,000

[10.51 TBtu]

1,200.000 1,00,000

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

800,000 MMBtu

Ventas de Gas Natural por Renglones

600,000 14.00

400,000

12.00

200,000

10.00 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

TBtu

8.00 6.00

GNV

4.00

INDUSTRIAL

2.00

GENERACIÓN

2012

30 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

2013

2014

2015

AES DOMINICANA 2015 / 31

BALANCE DE ENERGÍA

Venta de Energía Eléctrica [5,414.19 GWh]

En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2015, 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] 10% AES ANDRES

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2015

79.4

71.1

80.4

80.8

85.4

86.6

92.1

90.7

88.4

91.4

81.0

85.6

1,012.9

POR CONTRATO

VENTAS POR CONTRATO EDEESTE DPP

16.0

0.1

0.7

1.7

9.3

10.4

11.6

6.7

8.7

23.2

4.0

6.9

99.3

UNR

45.9

46.3

53.0

50.5

53.1

52.0

55.5

52.8

52.3

54.0

50.4

46.7

612.4

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT)

(36.08)

(118.69)

33.12

41.67

24.03

23.41

16.45

25.79

22.36

11.79

36.23

59.85

139.9

PRODUCCION

105.78

0.79

188.54

196.22

191.63

191.49

193.68

196.29

190.95

197.54

192.28

220.43

2,065.6

61.7

57.1

64.8

64.0

67.7

69.6

73.0

72.8

71.4

74.2

65.3

67.1

808.9

SPOT

90%

Venta por Contrato [4,776.64 GWh]

ITABO S.A. VENTAS POR CONTRATO EDESUR EDENORTE

45.0

40.7

46.2

48.3

50.5

49.8

52.9

53.3

51.5

52.8

47.5

48.3

586.8

EDEESTE

26.5

23.7

26.8

26.9

28.5

28.9

30.7

30.2

29.5

30.5

27.0

28.5

337.6

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ITABO

34.8

14.2

(14.5)

(21.5)

(9.7)

(8.1)

4.9

1.1

9.9

3.9

7.1

20.2

42.2

168.0

135.7

123.5

117.8

137.1

140.2

161.5

157.5

162.2

161.3

147.0

164.1

1,776.0

111.2

99.5

112.6

113.1

119.6

121.2

128.9

127.0

123.8

128.0

113.4

119.8

1,418.0

DPP

13%

VENTAS POR CONTRATO EDEESTE COMPRAS POR CONTRATO ANDRES

16.0

0.1

0.7

1.7

9.3

10.4

11.6

6.7

8.7

23.2

4.0

6.9

99.3

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT)

14.0

23.9

25.2

14.1

8.7

4.8

3.3

6.3

7.2

8.1

18.2

13.7

147.5

109.4

123.5

137.4

125.8

119.3

115.9

120.9

126.8

122.6

113.1

127.8

126.9

1,469.3

PRODUCCION DPP

87%

UNR DISTRIBUIDORA

ITABO, S.A. En enero del 2015 continuó el contrato de venta de energía y potencia con las empresas distribuidoras.

DPP Durante el 2015 continuó el contrato de venta de energía entre DPP y EDEESTE. Así mismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES Andres.

32 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

AES DOMINICANA 2015 / 33

INDICADORES TÉCNICOS DE OPERACIÓN

EFOF AES Dominicana

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 2015 fue un año particular para cada planta de generación de AES Dominicana. Para AES Andres y DPP fue un año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 87.96% AES ANDRES hasta 97.4% en DPP, mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.

Para AES Andres y DPP fue un año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 87.96% AES ANDRES hasta 97.4% en DPP.

Es importante destacar que durante la gestión del 2015, la tasa de disponibilidad de las unidades de ITABO S.A (ITABO 1 e ITABO 2) mantuvo índice de disponibilidad que va desde 89.47% y 81.88%. También cabe mencionar que AES Dominicana recibió el apoyo del Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (FONPER), logrando posicionar a ITABO, S.A., a la vanguardia de la gestión y la excelencia operacional del grupo AES.

2.50 2.00 1.50

1.00 0.50 AES ANDRES

ITABO 1

ITABO 2

LOS MINA 5

LOS MINA 6

EVENTOS RELEVANTES

Heat Rate AES Dominicana

Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2015 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus centrales térmicas en la siguiente tabla.

14,000 12,000

Eventos Relevantes

BTU / KWh

10,000 8,000 6,000

Unidad

Descripción

4,000

LOS MINA 6

Mantenimiento mayor

5-Ene-2015

13-Ene-2015

192

2,000

AES ANDRES

Mantenimiento mayor

18-Ene-2015

27-Feb-2015

960

AES ANDRES

ITABO 1

ITABO 2

LOS MINA 5

LOS MINA 6

EAF AES Dominicana

Desde

Hasta

Horas

ITABO 1

Mantenimiento mayor

26-Feb-2015

7-Mar-2015

216

ITABO 2

Mantenimiento mayor

15-Abr-2015

7-May-2015

528

LOS MINA 5

Mantenimiento mayor

29-May-2015

2-Jun-2015

DPP

Máxima generación de energía anual registrada de DPP [1,469.29 GWh]

2015

100.0 90.0 80.0 70.0 60.0 %

50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0 AES ANDRES

34 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

ITABO 1

ITABO 2

LOS MINA 5

LOS MINA 6

AES DOMINICANA 2015 / 35

MERCADO ELÃ&#x2030;CTRICO 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 solucionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia política en el sector, administración ineficiente 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 expansión del sector eléctrico. El proceso de capitalización del sector 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 distribución de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados Independientes. Mediante los procesos de reorganización 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 materia de electricidad; tres empresas distribuidoras de electricidad: Empresa 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 termoeléctrica: 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 Transmisión del Estado Dominicano, S. A.

38 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

En 1999, las tres empresas de distribución y las dos de generación creadas fueron capitalizadas mediante la venta del 50% de sus acciones a inversores privados. El Gobierno Dominicano retuvo aproximadamente el 49% de las acciones en las compañías, mientras que aproximadamente el 1% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE. Antes de ser promulgada la Ley General de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emitidas por la Secretaría de Estado 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 Electricidad ha dictado numerosas resoluciones 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 eléctrico y establecer otras medidas para lograr la viabilidad financiera del sector eléctrico.

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 39

GENERACIÓN El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 81.42%, 16.46% hidroeléctrica y un 2.12% por potencia molinos eólicos. En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecnología.

AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 22.7% de la capacidad instalada del parque de generación.

Capacidad Instalada por Empresa y Tecnología [Diciembre 2015]

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 22.7% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del mercado (carbón y gas natural). En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2015, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.

Capacidad Instalada por Tecnología [3,741.08 MW a Diciembre 2015] 16.5% EMPRESA GENERADORA

16.2%

TURBINA VAPOR

TURBINA GAS

CICLO COMBINADO

TURBINA VAPOR

16.2%

TURBINA GAS

9.9%

TURBINA EOLICA

2.1%

DPP

MOTORES DIESEL

17.9%

AES DOMINICANA

260.0

270.5

319.0

CICLO COMBINADO

35.9%

EGE HAINA

346.1

100.0

215.0

MOTORES GAS NATURAL

1.6%

EGEHID

TURBINA HIDRAULICA

16.5%

AES ANDRES ITABO S.A.

35.9%

Capacidad Instalada por Tipo de Combustible

HIDRO

TURBINA EÓLICA

TOTAL [MW]

[%]

319.0

8.5%

34.5

294.5

7.9%

236.0

6.3%

849.5

22.7%

842.6

22.5%

615.7

16.5%

42.0

1.1%

108.0

2.9%

102.0

79.5 615.7

METALDOM

42.0 108.0

GPLV

194.5

5.2%

MONTE RIO

39.8

1.1%

CEPP

76.8

2.1%

LAESA

111.0

3.0%

LOS ORIGENES

[3,741.08 MW a Diciembre 2015]

MOTORES GAS NATURAL

319.0 260.0

SEABOARD

17.9%

MOTORES DIESEL

59.2

PUEBLO VIEJO

215.0

SAN FELIPE

185.0

100.1

59.2

1.6%

315.1

8.4%

185.0

4.9%

300.0

8.0%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S] CESPM

300.0

RIO SAN JUAN

40 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

FUEL NO. 6

42.1%

FUEL NO. 2

10.7%

FUEL NO. 6 / GAS NATURAL

4.5%

FUEL NO. 2 /GAS NATURAL

0.9%

CARBON

8.4%

VIENTO

2.1%

GAS NATURAL

14.8%

AGUA

16.5%

TOTAL [MW]

1.9 606.1

370.5

1,342.0

668.1

59.2

615.7

79.5

1.9

0.1%

3,741.08

100.0%

14.8% 42.1% 10.7%

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 41

UNIDADES TERMOELÉCTRICAS (CONT.)

Capacidad Instalada por Empresa Generadora

EMPRESA

[Diciembre 2015]

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

CESPM I

FUEL NO. 2

CICLO COMBINADO

100.00

CESPM II

FUEL NO. 2

CICLO COMBINADO

100.00

CESPM III

FUEL NO. 2

CICLO COMBINADO

100.00

RIO SAN JUAN

FUEL NO. 2

MOTORES DIESEL

SubTotal

AES DOMINICANA AES ANDRES

TECNOLOGÍA

CDEEE

UNIDADES TERMOELÉCTRICAS EMPRESA

COMBUSTIBLE

1.90 301.90

GAS NATURAL

CICLO COMBINADO

319.00

ITABO I

CARBÓN

TURBINA VAPOR

128.00

SEABOARD

ITABO II

CARBÓN

TURBINA VAPOR

132.00

ESTRELLA DEL MAR 2

FUEL NO. 2 / GAS NATURAL

TURBINA GAS

34.50

SubTotal

LOS MINA V

GAS NATURAL

TURBINA GAS

118.00

LOS MINA VI

GAS NATURAL

TURBINA GAS

118.00

CEPP

849.50

CEPP I

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

18.70

CEPP II

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

58.10

SAN LORENZO I

SubTotal

FUEL NO. 6 / GAS NATURAL

CICLO COMBINADO

108.00

SubTotal

EGE HAINA

108.00

76.80

HAINA I

FUEL NO. 6

TURBINA VAPOR

54.00

HAINA II

FUEL NO. 6

TURBINA VAPOR

54.00

PVDC

HAINA IV

FUEL NO. 6

TURBINA VAPOR

84.90

MONTE RIO

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

100.10

SAN PEDRO VAPOR

FUEL NO. 6

TURBINA VAPOR

33.00

QUISQUEYA 1

FUEL NO. 6

CICLO COMBINADO

215.00

PUERTO PLATA I

FUEL NO. 6

TURBINA VAPOR

27.60

SubTotal

PUERTO PLATA II

FUEL NO. 6

TURBINA VAPOR

39.00

HAINA TG

FUEL NO. 2

TURBINA GAS

100.00

CARBÓN

TURBINA VAPOR

53.60

METALDOM SubTotal

BARAHONA CARBÓN 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

46.00

QUILVIO CABRERA QUISQUEYA 2

315.10

METALDOM FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

42.00 42.00

LAESA

VIENTO

TURBINA EOLICA

8.25

PIMENTEL I

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

31.60

FUEL NO. 6

CICLO COMBINADO

215.00

PIMENTEL II

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

28.00

842.55

PIMENTEL III

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

51.40

SubTotal

111.00

GPLV MONTERIO POWER CORPORATION

PALAMARA

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

107.00

LA VEGA

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

87.50

BERSAL

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

25.20

194.50

INCA KM22

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

14.60

SubTotal

39.80

SAN FELIPE SAN FELIPE SubTotal

FUEL NO. 6

CICLO COMBINADO

185.00

LOS ORIGENES

185.00

LOS ORIGENES SubTotal

Total Térmica

42 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

FUEL NO. 6 / GAS NATURAL

MOTORES A GAS

59.20 59.20

3,125.4

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 43

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS EMPRESA

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS (CONT.)

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

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

30.00

AGUACATE II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

30.00

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

40.83

PALOMINO II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

40.80

PINALITO I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

25.00

PINALITO II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

25.00

EGEHID - HIDROS DE EMBALSE

SubTotal de Embalse

EMPRESA

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

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

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

Total Hidro

89.0

615.73

526.7 TOTAL GENERAL

3,741.08

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

44 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 45

TRANSMISIÓN

BALANCE DE ENERGÍA La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) es una empresa estatal cuyo objetivo principal es construir, operar y mantener de forma auto sostenible 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 económica y funcional. Esta cuenta con una longitud de 129.9 km a una potencia de transmisión máxima de 1200 MVA por circuito.

En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2015, 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 2015 la inyección total de energía fue de 14,177.4 GWh.

Durante el 2015 la inyección total de energía eléctrica fue de 14,177.4 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fueron: EGEHAINA 19.7%, AES ANDRES 14.6%, ITABO S.A. 12.53%, DPP 10.4%, EGEHID 6.6% y SEABOARD 5.9%. El grupo AES Dominicana aportó el 37.5% de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) logrando la máxima participación entre los agentes del MEM.

Además, el Sistema de Transmisión Nacional está conformado por aproximadamente 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 subestaciones 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 Norte y San Pedro II en la Zona Este.

DISTRIBUCIÓN A diciembre del 2015 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales y una privada: Edesur Dominicana, S. A. Edenorte Dominicana, S. A. Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A. Compañía de Luz y Fuerza de Las Terrenas, 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.

Participación Abastecimiento Energía [14,177.4 GWh]

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2015

AES ANDRES

105.8

0.8

188.5

196.2

191.6

191.5

193.7

196.3

191.0

197.5

192.3

220.4

2,065.6

ITABO S.A.

168.0

135.7

123.5

117.8

137.1

140.2

161.5

157.5

162.2

161.3

147.0

164.1

1,776.0

DPP

109.4

123.5

137.4

125.8

119.3

115.9

120.9

126.8

122.6

113.1

127.8

126.9

1,469.3

AES Dominicana

383.2

260.0

449.4

439.8

448.0

447.6

476.1

480.6

475.8

472.0

467.0

511.4

5,310.9

EGEHID

74.7

80.6

89.9

81.9

68.8

76.7

64.2

56.1

79.9

80.1

89.9

91.6

934.4

CDEEE-IPP's

50.6

116.7

20.9

28.0

81.0

108.9

103.8

119.4

123.6

140.2

72.9

47.4

1,013.3

EGE HAINA

246.6

198.7

240.0

241.0

260.4

255.5

256.9

238.4

216.3

233.6

204.5

198.4

2,790.4

GPLV

108.9

94.0

86.0

81.5

80.8

78.2

89.9

101.1

87.9

89.4

57.1

56.9

1,011.7

SEABOARD

60.5

66.7

69.8

74.3

75.6

68.1

76.6

74.4

61.2

72.0

67.6

75.4

842.2

CEPP

19.8

24.0

24.6

24.8

25.1

25.4

27.2

27.5

25.2

26.2

23.4

19.0

292.1

MONTE RIO

12.1

11.7

7.1

9.1

7.7

5.8

9.1

8.4

6.4

9.1

2.3

3.0

91.8

PVDC

46.5

54.5

61.6

62.2

67.9

59.8

64.5

64.6

65.2

66.6

63.8

57.2

734.5

METALDOM

18.2

13.7

15.9

16.2

18.5

16.8

21.8

19.5

19.4

26.7

22.8

27.6

237.2

LAESA

52.8

46.1

50.7

46.5

50.1

55.5

56.5

54.1

49.4

52.2

45.9

52.1

611.8

LOS ORÍGENES

14.4

29.2

17.9

31.3

17.3

16.7

29.9

32.0

32.1

18.8

31.7

35.9

307.1

INYECCIONES

1,088.3

996.0

1,133.9

1,136.7

1,201.2

1,214.9

1,276.4

1,276.3

1,242.3

1,286.9

1,148.9

1,175.7

14,177.4

EDESUR

347.1

320.9

364.5

360.3

381.5

392.6

411.6

411.0

402.5

418.4

368.2

378.0

4,556.5

EDENORTE

297.5

269.0

305.4

319.5

333.8

329.2

349.8

352.7

340.4

349.0

314.2

319.3

3,879.7

EDEESTE

303.1

271.3

307.0

308.3

326.2

330.5

351.4

346.4

337.5

349.0

309.3

326.8

3,867.0

2.7

2.9

3.0

2.7

3.1

14.3

117.8

115.7

133.0

126.1

133.5

136.1

137.1

138.9

135.9

142.6

134.8

124.8

1,576.3

4.3

5.3

3.1

2.3

2.9

2.1

2.3

2.4

2.2

2.1

2.4

3.3

34.8 13,928.6

LFLT UNR's

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.

46 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

RETIROS INTERNOS RETIROS

1,069.7

982.2

1,113.0

1,116.5

1,177.8

1,190.6

1,252.3

1,254.1

1,221.4

1,264.1

1,131.5

1,155.3

PÉRDIDAS

18.5

13.8

21.0

20.1

23.4

24.3

24.1

22.1

20.9

22.8

17.4

20.4

248.8

PÉRDIDAS %

1.7%

1.4%

1.9%

1.8%

1.9%

2.0%

1.9%

1.7%

1.8%

1.5%

1.74%

1.75%

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 47

POTENCIA

DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA

El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.1% en el mercado de potencia firme.

Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron EGEHID 26.7%, EGEHAINA 16.9%, AES Andres 11.1%, ITABO, S.A. 9.6%, PALAMARA 8.1%, LAESA 5.4%, SEABOARD 5.4% y DPP 4.4%, luego les siguen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 4.4% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.1% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente cuadro.

La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total horario de las unidades 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 preliminar se utiliza una demanda máxima estimada y, al final, el sistema sólo retribuye la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año.

Potencia Firme Preliminar

A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual. En el 2015 la demanda máxima ocurrió a las 21:00 horas del día 21 de Septiembre, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 2,079 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,967 MW de los cuales el 90.3% fueron retirados por las distribuidoras, 9.6% por Usuarios No Regulados y 0.1% por consumos propios.

[MW] ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

% 11.1%

AES ANDRES

234.1

230.5

227.5

221.0

221.3

221.0

217.5

217.9

227.4

222.8

224.8

232.9

224.9

ITABO S.A.

204.4

202.8

200.9

195.8

194.7

195.8

193.8

188.4

190.2

186.9

186.8

187.13

193.97

9.6%

81.1

80.6

82.2

82.7

84.7

87.4

88.9

89.3

93.0

93.5

95.1

98.17

88.06

4.4%

AES DOMINICANA

519.5

514.0

510.7

499.5

500.7

504.1

500.2

495.7

510.6

503.3

506.7

518.18

506.9

25.1%

EGEHID

504.8

525.8

531.4

553.3

554.1

551.6

539.6

550.9

532.4

549.9

548.9

535.1

539.8

26.7%

14.4

1.2

0.5

0.0

1.44

0.1%

DPP

CDEEE-IPPs*

Demanda Máxima Mensual [MW]

HAINA

346.7

345.2

344.6

343.5

342.4

341.6

340.1

338.7

339.7

338.0

337.9

338.39

341.40

16.9%

GPLV

170.4

170.3

170.6

166.1

166.2

165.9

164.2

160.7

163.0

159.4

158.7

159.84

164.62

8.1%

Mes

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

D14 H20

D19 H20

D25 H21

D27 H21

D06 H22

D25 H22

D08 H22

D12 H22

D21 H21

D05 H22

D11 H21

D09 H22

1,882

1,891

1,970

1,976

2,008

2,076

2,079

2,053

1,957

108.3

108.27

5.4%

Día / Hora

CEPP

58.7

58.2

57.6

56.1

56.0

56.1

55.4

54.4

55.2

53.9

53.7

54.25

55.80

2.8%

INYECCIONES

MONTERIO

37.6

38.0

37.8

37.7

37.5

37.4

37.1

37.2

36.3

35.9

36.03

37.20

1.8%

Inyecciones Brutas

METALDOM

35.9

35.3

34.7

33.7

33.4

33.5

33.0

32.2

32.7

31.9

32.0

32.21

33.37

1.6%

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,820

1,834

1,910

1,948

1,914

1,944

1,970

2,013

2,015

1,983

1,894

1,930

1,804

1,818

1,896

1,933

1,901

1,931

1,957

2,000

2,002

1,973

1,884

1,919

SEABOARD

2,000

2,026

1,994

PVDC

90.4

90.0

89.6

87.1

86.7

86.8

85.5

83.2

83.8

81.8

81.1

81.05

85.58

4.2%

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

LAESA

108.4

108.44

108.43

5.4%

RETIROS

LOS ORIGENES POWER PLANT

24.74

24.75

46.65

57.05

57.1

57.05

40.03

2.0%

526

514

526

559

528

539

550

566

593

562

497

550

2,019.8

2,019.5

2,019.8

2,018.9

2,018.7

2,018.5

2,018.6

2,026.7

2,028.4

2,028.1

2,028.8

2,022.9

100.0%

Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A. EdeNorte Dominicana S. A.

522

518

574

576

573

570

579

574

581

579

576

550

EdeSur Dominicana S.A.

540

576

572

577

570

598

600

626

598

594

580

182

176

193

189

188

191

185

193

Total *Solo incluye a CESPM

LFLT Usuarios No Regulados [UNR] Otros Retiros TOTAL RETIROS

Pérdidas [MW] Pérdidas [%]

48 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

1,780

1,801

1,852

1,909

1,865

1,897

1,920

1,961

1,967

1,934

1,846

1,883

1.36%

0.93%

2.28%

1.27%

1.94%

1.73%

1.89%

1.95%

1.76%

2.01%

2.00%

1.89%

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 49

ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

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 2015.

El 35.5% de la energía abastecida en el 2015 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 33.0%, seguido por el carbón con un 14.8% de participación.

En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2015 expresados en US$/MMBtu.

Abastecimiento de energía por Tipo de Combustible [14,177.4 GWh] 18 16 14

FUEL OIL 6

35.5%

CARBÓN 14.8% FUEL OIL 2

8.0%

GAS NATURAL

33.0%

AGUA 6.6% VIENTO

2.0%

33.0% 8.0%

US$ / MMBtu

35.5%

10 8 FUEL OIL 2

FUEL OIL 6

GAS NATURAL Nymex

14.8%

CARBÓN

0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Precios Internacionales de Combustibles [US$/MMBtu]

PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES Durante el 2015 los combustibles de gas natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados para generación térmica.

50 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

Se destaca el hecho de que durante el 2015 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 siguiente 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 API2 -C7, con poder calorífico de 6,000 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).

CARBÓN

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2.42

2.62

2.58

2.52

2.47

2.34

2.44

2.35

2.27

2.23

2.28

2.03

GAS NATURAL Nymex

3.62

2.96

2.75

2.59

2.86

2.76

2.82

2.76

2.65

2.41

2.29

FUEL OIL 6

5.76

7.27

6.86

7.27

7.84

7.76

6.64

5.27

5.16

5.19

4.74

3.45

FUEL OIL 2

8.52

9.68

9.05

9.48

10.19

9.53

8.52

7.63

7.68

7.66

7.12

5.66

A continuación se muestran los precios con las unidades originales: ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

57.59

62.42

61.51

60.00

58.70

55.80

58.20

55.90

54.06

53.17

54.38

48.30

3.62

2.96

2.75

2.59

2.86

2.76

2.82

2.76

2.65

2.41

2.29

FUEL OIL 6 US$/BBLS

38.49

48.58

45.86

48.55

52.36

51.86

44.39

35.18

34.49

34.64

31.66

23.04

FUEL OIL 2 US$/GAL

1.54

1.75

1.64

1.72

1.84

1.72

1.54

1.38

1.39

1.29

1.02

CARBÓN US$/MT GN US$/MMBtu [Nymex]

Fuentes: Platts, Mc Closkey

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 51

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA 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 generación disponible.

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN El costo marginal de potencia de punta es el precio al cual se valorizan las transacciones 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 transacciones definitivas de potencia de punta.

A continuación se presenta una gráfica con los valores mensuales promedios del costo marginal de energía y el costo marginal máximo correspondientes al año 2015.

Costo Marginal de Energía [US$/MWh]

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

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.

90 12 60 30

CMg PROM CMg MAX

0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

US$ / kw-mes

US$ / MWh

120

4 Derecho Conexión

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

CMg PROM

106

101

100

108

113

100

CMg MAX

127

107

127

121

127

134

119

101

116

52 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

CMG Potencia

0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Promedio

CMG Potencia

8.47

8.45

8.56

8.59

8.64

8.65

8.66

8.65

8.63

8.61

8.59

Derecho Conexión

4.51

4.49

4.38

4.20

4.14

4.04

4.13

4.27

4.22

4.38

4.56

4.29

Promedio

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 53

SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA Participación Regulación Secundaria de Frecuencia

En las siguientes gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empresa 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.

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

[458.49 GWh]

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 11.0% y el 28.4% respectivamente para totalizar un 39.5% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2015. Además, en este mercado participaron las empresas: EGEHID 2.1%, LAESA 41.5% y HAINA 12.3%.

Participación Regulación Primaria de Frecuencia [517.58 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 18.1% y 25.0% respectivamente para totalizar un 43.2% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

70 60 50

70 GWh

40 GWh

0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

20 10 0 ENE

54 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

PDVC

FALCON

MONTERIO

SAN FELIPE

METALDOM

HIDRO

LAESA

ITABO

CEPP

DPP

SEABOARD

AES ANDRES

GPLV

3% Demanda

HAINA

5% Demanda

DIC

AES Andres y DPP aportaron al sistema el 11.0% y el 28.4% respectivamente para totalizar un 39.5% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2015.

LAESA

HIDRO

CEPP

ITABO

SEABOARD

DPP

GPLV

AES ANDRES

HAINA

3% Demanda

FALCON

5% Demanda

SAN FELIPE

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 55

MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS

Evolución Participación Mercado de UNR

La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el organismo responsable de evaluar si una empresa reúne las condiciones necesarias para obtener el estado de Usuario No Regulado. Hasta el año 2015 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 2015.

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%

Participación Mercado de UNR por Empresas Vendedoras

80%

[GWh]

70% 60%

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

GWh

AES ANDRES

45.90

46.29

52.96

50.54

53.06

51.96

55.49

52.81

52.33

54.04

50.35

46.66

612

40.8%

EDEESTE

40.75

40.76

45.77

42.52

46.82

50.34

48.31

50.19

49.01

50.52

48.38

44.04

557

37.2%

EDENORTE

6.73

6.39

7.08

7.13

7.22

7.21

7.72

7.26

7.28

7.47

6.90

5.81

5.6%

EDESUR

9.63

9.25

10.11

9.82

10.06

9.73

10.42

9.68

9.99

10.24

9.50

9.93

118

7.9%

HAINA

9.71

7.43

11.06

10.51

10.13

10.87

8.86

10.03

8.35

10.97

10.69

10.91

120

8.0%

SEABOARD

0.57

0.56

0.63

0.61

0.62

0.61

0.60

0.67

0.82

0.86

0.98

0.5%

MONTE RIO

0.28

3.65

5.37

5.02

5.54

5.41

5.72

5.63

5.38

5.61

5.41

3.34

3.8%

113.57

114.34

132.99

126.15

133.46

136.12

137.11

136.19

133.02

139.66

132.10

21.68

1,500

100.0%

Total Retiros

50% 40% 30% 20% 10% 0% ENE

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 129.7 GWh, lo que representó un 11.32% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2015.

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

MONTERIO HAINA SEABOARD EDESUR EDENORTE

Además, durante el año 2015 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,500 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 612 GWh, lo que representa un promedio mensual de 51.03 GWh y un 40.8% de participación energética en dicho mercado.

EDEESTE AES ANDRES

56 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 57

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.

Los contratos son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes.

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que se vendió en el mercado eléctrico mayorista a través de los contratos durante el 2015.

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 2015 a través de las empresas AES Andres (17.16%), DPP (13.0%) e ITABO, S.A. (15.9%) abasteciendo un total de 46.4% de toda la demanda contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (23.2%), CDEEE (5.7%) y EGEHID (7.5%).

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

GWh

141.25

117.50

155.28

154.55

167.57

168.07

177.22

170.48

168.57

185.74

156.06

60.59

1,922.9

17.6%

101.60

96.59

111.30

115.92

131.28

69.01

0.06

625.8

5.7%

GENERADORES AES ANDRES CDEEE CEPP

0.0%

111.16

99.50

112.59

113.07

119.62

121.21

128.87

127.02

123.77

127.98

113.41

119.84

1,418.0

13.0%

EGEHID

70.99

77.74

87.76

80.84

68.82

76.73

63.88

56.11

78.20

77.67

85.79

824.5

7.5%

GPLV

79.90

73.23

83.10

84.17

88.56

89.40

94.29

94.46

91.99

95.03

84.52

86.41

1,045.1

9.6%

HAINA

196.16

177.22

203.59

204.89

215.00

218.01

227.79

228.33

221.02

230.77

205.92

212.39

2,541.1

23.2%

ITABO

133.18

121.51

137.81

139.28

146.72

148.27

156.61

156.38

152.33

157.42

139.88

143.95

1,733.3

15.9%

MONTE RIO

0.28

3.65

5.37

5.02

5.54

5.41

5.72

5.63

5.38

5.61

5.41

3.34

56.4

0.5%

SEABOARD

0.57

0.56

0.63

0.61

0.62

0.61

0.60

0.67

0.82

0.86

0.98

8.2

0.1%

733.5

670.9

786.1

782.4

812.4

929.3

951.6

950.3

957.9

1,012.3

860.9

727.6

10,175.2

93.1%

40.7

40.8

45.8

42.5

46.8

50.3

48.3

50.2

49.0

50.5

48.4

44.0

557.4

5.1%

6.7

6.4

7.1

7.2

7.7

7.3

7.5

6.9

5.8

84.2

0.8%

9.6

9.3

10.1

9.8

10.1

9.7

10.4

9.7

10.0

10.2

9.5

9.9

118.4

1.1%

57.1

56.4

63.0

59.5

64.1

67.3

66.4

67.1

66.3

68.2

64.8

59.8

760.0

6.9%

DPP

Total DISTRIBUIDORES EDEESTE EDENORTE EDESUR Total

58 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 59

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.

62 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE UNA MÁQUINA 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. 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.

ANEXOS / 63

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

Potencia Firme Definitiva 2014 [MW]

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

ENE

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 REGULADO (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.

64 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

% 11.5%

AES ANDRES

259.7

258.7

202.8

205.9

206.2

206.6

212.0

212.3

229.1

227.1

205.2

195.63

218.4

ITABO S.A.

215.9

215.5

172.9

175.5

175.8

176.1

180.7

181.0

195.3

193.6

175.0

166.75

185.3

9.7%

90.3

89.9

69.4

70.4

70.5

70.7

72.5

72.6

78.2

77.5

70.1

66.85

74.9

3.9%

AES DOMINICANA

565.8

564.0

445.0

451.8

452.5

453.4

465.2

465.9

502.7

498.2

450.2

429.23

478.7

25.1%

EGEHID

469.8

472.3

469.6

455.9

454.4

452.6

428.6

427.1

426.1

438.6

529.9

552.0

464.7

24.4%

30.7

30.6

22.3

22.6

22.7

23.3

23.4

25.0

24.8

22.4

21.5

24.3

1.3%

HAINA

131.7

336.3

338.0

338.2

338.5

341.6

341.7

346.4

345.7

337.3

331.6

304.9

16.0%

GPLV

181.3

181.0

146.7

148.9

149.2

149.5

153.3

153.6

165.5

164.1

148.3

141.3

156.9

8.2%

DPP

CDEEE-IPPs*

SEABOARD

14.2

12.4

12.6

13.0

14.0

13.7

14.1

35.8

15.2

0.8%

CEPP

63.2

63.1

50.3

51.1

51.2

52.6

52.7

56.8

56.3

50.8

48.3

54.0

2.8%

MONTERIO

96.4

76.5

77.7

77.8

78.0

80.0

80.1

86.5

85.8

77.5

73.9

82.2

4.3%

METALDOM

39.8

39.6

30.7

31.2

31.3

32.1

32.2

34.8

34.4

31.1

29.7

33.2

1.7%

PVDC

180.2

180.1

180.2

112.0

108.3

108.1

106.5

156.3

8.2%

LAESA

108.4

5.7%

LOS ORIGENES

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.

FEB

Total

24.73

24.74

24.7

1.3%

1,906.2

1,903.1

1,903.0

1,902.9

1,903.0

1,903.5

100.0%

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Prom

*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM

Indice de Precios del Consumidor de USA (CPI) [2005-2015]

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

2005

190.700

191.800

193.300

194.600

194.400

194.500

195.400

196.400

198.800

199.200

197.600

196.800

195.292

2006

198.300

198.700

199.800

201.500

202.500

202.900

203.500

203.900

202.900

201.800

201.500

201.800

201.592

2007

202.416

203.499

205.352

206.686

207.949

208.352

208.299

207.917

208.490

208.936

210.177

210.036

207.342

2008

211.080

211.693

213.528

214.823

216.632

218.815

219.964

219.086

218.783

216.573

212.425

210.228

215.303

2009

211.143

212.193

212.709

213.240

213.856

215.693

215.351

215.834

215.969

216.177

216.330

215.949

214.537

2010

216.687

216.741

217.631

218.009

218.178

217.965

218.011

218.312

218.439

218.711

218.803

219.179

218.056

2011

220.223

221.309

223.467

224.906

225.964

225.722

225.922

226.545

226.889

226.421

226.230

225.672

224.939

2012

226.665

227.663

229.392

230.085

229.815

229.478

229.104

230.379

231.407

231.317

230.221

229.601

229.594

2013

230.280

232.166

232.773

232.531

232.945

233.504

233.596

233.877

234.149

233.546

233.069

233.049

232.957

2014

233.916

234.781

236.293

237.072

237.900

238.343

238.250

237.852

238.031

237.433

236.151

234.812

236.736

2015

233.707

234.722

236.119

236.599

237.805

238.638

238.654

238.316

237.945

237.838

237.336

236.525

237.017

*Bureau of Labor Statistic U.S.

ANEXOS / 65

Poderes Caloríficos Superiores e Inferiores de algunos Combustibles

Tasa de Cambio Promedio para la Compra y Venta de Dólares Estadounidenses [2005-2015]

ENE 2005

2006

2007

2008

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Prom

PCS

PCI

PCS

PCI

PCS

PCI

Kcal/Kg

Kcal/L

Kj/L

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

Combustibles Líquidos

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

Petróleo

10,800

10,008

9,374

8,686

39,250

36,371

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

Oleo Diesel

10,750

10,000

9,159

8,680

38,350

36,343

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

Oleo Combustible

10,090

9,583

10,217

8,318

42,780

34,827

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

Gas Licuado de Petróleo

11,750

11,000

6,486

9,548

27,160

39,977

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

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

PCS

PCI

PCS

PCI

COMPRA

35.37

35.56

35.67

35.83

35.95

35.92

35.98

36.03

36.06

36.09

35.89

Kcal/m3

Kj/m3

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

Combustibles Gaseosos

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

Gas Natural Húmedo

10,454

8,240

43,770

34,500

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

Gas Natural Seco

9,256

8,500

38,750

35,584

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

PCS

PCI

PCS

PCI

Kcal/Kg

Kj/Kg

2009

2012

2013

2014

2015

COMPRA

38.86

38.94

38.99

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

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

Carbón Vegetal

7,500

6,500

30,560

27,213

VENTA

40.70

40.85

41.10

41.15

41.19

41.60

42.00

42.49

42.71

42.53

42.71

41.80

Coque de Carbón Mineral

7,300

6,998

30,560

29,299

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

COMPRA

44.46

44.75

44.66

44.70

44.76

44.81

44.94

45.02

45.10

45.23

45.33

45.44

44.93

VENTA

44.61

44.88

44.75

44.80

44.87

44.91

45.06

45.14

45.23

45.33

45.43

45.53

45.05

Combustibles Sólidos

Unidades de Volumen

*Fuente: Banco Central de la República Dominicana. cm3

Pie 3

Pulgada 3

Gal (UK)

Gal (USA)

BBL

Litro (Lt)

Centrimetros Cúbicos

cm3

0.000001

0.0000353

0.06102

0.00021997

0.00026417

6.2899E-06

0.006102

Metros Cúbicos

1000000

35.3147

61000

219.969

264.17

6.28976

1000.028

Pie Cúbico

Pie 3

28320.589

0.028317

1727.556

6.2288

7.4805

0.178107

28.321

Pulgada 3

16.387

0.00001639

0.00057863

0.00360465

0.00432898

0.0001031

0.0163866

Galón

Gal (UK)

4546.09

0.004546

0.160544

277.42

1.20094

0.028594

4.54596

Galón

Gal (US)

3785.41

0.003785

0.133681

231

0.83268

0.02381

3.78533

Pulgadas Cúbicas

66 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

Barril

BBL

158984

0.158988

5.6146

9698.024

34.9726

158.984

Litro

Litro (Lt)

1000.028

0.001

0.03531

61.0255

0.219976

0.264178

0.0063

ANEXOS / 67

Unidades de Densidad Kg / m3

Lb / Pie 3

Lb / Gl (UK)

Lb / Gl (US)

Kilogramo por Metro Cúbico

Kg / m3

0.062428

0.010022

0.008345

Libra por Pie Cúbico

Lb / Pie 3

16.0185

0.160544

0.133681

Libra por UK Galón

Lb / Gl (UK)

99.7764

6.22884

0.83268

Libra por US Galón

Lb / Gl (US)

119.826

7.48047

1.20094

Cal

Btu

KWh

Unidades de Energía

Joule

0.2388

0.009478

0.000000277

Caloría

Cal

4.1869

0.0039683

0.000001163

Unidad Térmica Britanica

Btu

1055.06

252

0.00029307

KiloWatt hora

KVh

3600000

8598000

3412.14

Ton.

Ton. Larga

Ton. Corta

Libra (Lb)

Unidades de Masa

Kilogramo

0.001

0.000984

0.001102

2.2046

Tonelada

1000

0.984207

1.10231

2204.62

Tonelada Larga

1016

1.016

1.12

2240

Tonelada Corta

907

0.907

0.892857

2000

Libra

0.4535

0.0004535

0.000446429

0.0005

68 / INFORME ESTADÍSTICO 2015

ANEXOS / 69