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informe estadĂ­stico | 2013


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 21 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.

informe estadístico | 2013


Contenido 06

AES DOMINICANA 2013

48

Distribución

11

Carta del Presidente

49

Balance de Energía

13

Gente AES

50

Balance de Potencia

14

Antecedentes

51

Demanda Máxima del Sistema

16

Perfil del Grupo

52

Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible

20

Centrales de Generación

52

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica

28

Terminales de Recepción de Combustibles

54

Costo Marginal de Energía

32

Ventas de Gas Natural

55

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

34

Balance de Energía

56

Servicio de Regulación de Frecuencia

36

Indicadores Técnicos de Operación

58

Mercado de Usuario No Regulados

37

Eventos Relevantes

60

Mercado de Contratos

38

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

62

ANEXOS

42

Generación

64

Glosario

48

Transmisión

66

Tablas y Medidas


Carta del Presidente Es un gran placer presentarles la edición 2013 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 marcaron hitos operativos entre los que se pueden destacar la generación de AES Andres y las unidades de ITABO S.A. con 2,099 GWh y 1,701 GWh, superando

su máximo histórico anual de generación a gas natural y carbón mineral respectivamente. Al cierre del 2013, AES Dominicana aportó en promedio el 36.6% de toda la energía que demandó

Como nuevo Presidente de AES Dominicana, dedico este documento testigo de los logros de la empresa a quien fuera impulsor de muchas de las iniciativas que hoy celebramos y quien sostuvo las riendas de la empresa hasta su inesperada partida, nuestro amigo Marco De La Rosa

el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para un total inyectado por esta empresa de 5,075 GWh, superando la generación del año 2012 y reafirmando con esto que somos la empresa líder en el mercado eléctrico nacional. El 84% de la energía producida por AES Dominicana fue adquirida por las Empresas Distribuidoras, proporcionando ahorros significativos al Estado Dominicano al ser la energía más económica del Sistema Nacional.

En este período, el mercado del gas natural registró récords de venta de este combustible mostrando un crecimiento del 2.4% con respecto al año anterior, aumentando el renglón de ventas al sector eléctrico, y haciendo que aumentaran también las compras de gas natural líquido en el

mercado internacional para suplir la creciente demanda.

En el ámbito corporativo, AES Dominicana muestra su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno a la gestión ambiental. Muestra de ello es que obtuvimos la recertificación ISO14001 recibiendo una excelente retroalimentación por parte de los auditores sobre la robusta gestión y el excelente desempeño en materia ambiental en nuestras unidades y sede corporativa. En el área de seguridad industrial, los resultados de la encuesta Dupont en la que AES Dominicana obtuvo una calificación de 97% siendo la más alta de la Corporación AES, consolidándonos como una empresa con cultura de seguridad de clase mundial. El grupo AES fue galardonado por La Cámara Americana de Comercio (AMCHAMDR) con el primer lugar en mejores prácticas de Gobierno Corporativo.

Edwin De los Santos Presidente

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


AES DOMINICANA

Gente AES VALORES Poner la seguridad primero. Siempre ponemos primero la seguridad — para nuestra gente, los contratistas y las comunidades. Actuar 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. Honrar 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. 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 excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia.

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


Antecedentes AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el 1997 cuando, en el contexto de una fusión que

En el 2000, AES Dominicana llega al entendimiento de que es necesario contribuir al desarrollo

envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec,

del país a largo plazo, por lo que se inicia la construcción del proyecto de AES Andres en

que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades

Caucedo, Boca Chica, con 319 MW de generación de energía en ciclo combinado (la central de

de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen

generación más grande de República Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de

más adelante en este informe.

gas natural licuado para alimentar a AES Andres y la construcción del gasoducto hacia la central

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

AES comienza a tener participación en la Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S.A. en

de 1996 hasta agosto del año 2001. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se modifica el contrato

diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación

entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de

accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Estado dominicano, en el marco de la ley

Electricidad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de mayo del 2003,

141-97 sobre la Reforma de la Empresa Pública de fecha 24 de junio del año 1997.

DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en el mercado spot.

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

AES DOMINICANA

de DPP en Los Mina.

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.

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


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.

AES DOMINICANA

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

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa.

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADĂ?STICO 2013


AES ANDRES

CENTRALES DE GENERACIÓN

Capacidad Instalada: 319 MW

Combustible Primario: Gas Natural Fecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre, 2003 Fabricante Turbina Gas: Mitsubishi Capacidad Turbina Gas: 198 MW Velocidad Turbina Gas: 3,600 rpm Temperatura Gases Entrada Recuperadora: 610 ºC

AES DOMINICANA

Tecnología: CICLO COMBINADO

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 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 DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


AES DOMINICANA

DPP Capacidad Instalada: 2 X 118 MW Tecnología: TURBINA GAS EN CICLO SIMPLE

Combustible Primario: Gas Natural 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

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


ITABO 1 Capacidad Instalada: 132 MW | Tecnología: TURBINA VAPOR

Combustible Primario: Carbón Mineral Combustible Secundario: Fuel Oil 6 Combustible Terciario: Fuel Oil 2 Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984 Fabricante Turbina: Brown Bovery Company

AES DOMINICANA

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 Tecnológicas: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

ITABO 2 Capacidad Instalada: 128 MW | Tecnología: TURBINA VAPOR

Combustible Primario: Carbón Mineral Combustible Secundario Fuel Oil 6 Combustible Terciario: Fuel Oil 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 Ventajas Tecnológicas: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


AES DOMINICANA

SAN LORENZO Capacidad Instalada: 34.5 MW Tecnología: TURBINA GAS

Combustible Primario: Fuel Oil 2 Combustible Secundario: Gas Natural Fecha Inicio Operación Comercial: 25 de agosto del 2012 Fabricante Turbina: General Electric Velocidad Turbina: 5,133 rpm Etapas Turbina: Tres (3) 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.

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


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 muelle y una terminal para la descarga de Gas Natural Líquido (GNL) y Fuel Oil #2.

AES DOMINICANA

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.

TERMINAL DE GAS NATURAL LICUADO (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

La terminal de carga de cisternas de GNL actualmente cuenta

de sólidos, con capacidad para cargar y descargar

Adicionalmente a la terminal de GNL en Punta Caucedo, AES Dominicana tiene entre sus facilidades el primer

con dos bahías de carga (con la posibilidad de duplicar la

productos a granel. Además, dispone de un sistema

gasoducto del país. Éste interconecta la terminal con las unidades de generación de Dominican Power Partners (DPP)

capacidad) y un tasa de carga de 68 m3/h, lo que se traduce en

de amarre y atraque compuesto por cuatro (4) duques

en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera, AES Dominicana permite mejorar la competitividad

un tiempo medio de atención, desde el ingreso hasta la salida

para el atraque y dos (2) para el amarre. También

de dicha planta ya que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad.

del complejo, de aproximadamente una hora.

consta de un sistema de señalización para el atraque de las naves consistente en dos torres en tierra con sus

Características Técnicas y de Operación del Gasoducto

MUELLE INTERNACIONAL ITABO, S.A.

correspondientes lámparas, dos boyas equipadas con

Longitud: 34 km / Diámetro: 12 pulgadas / Presión Máxima: 100 bares

El Muelle Internacional ITABO, S.A., se encuentra en el área

linternas para la demarcación de la zona dragada y luces

Presión de Operación Promedio: 50 bares / Estaciones de Válvulas: Cinco (5)

costera de la central termoeléctrica ITABO, S.A., ubicado en el

de posicionamiento e indicación de obstáculos en uno de

En el 2011 empezaron las operaciones de Estrella del Mar II, una central eléctrica Bi-Fuel que opera a gas natural y Fuel

KM 18 de la carretera Sánchez, municipio Bajos de Haina, San

los duques de amarre.

Oil #2 perteneciente al grupo Transcontinental Capital Corporation (SEABOARD). La misma obtiene gas natural por un

Cristóbal. El muelle se encuentra próximo al Puerto Occidental

gasoducto conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.

de Haina. Desde el 2006, el Muelle Internacional ITABO, S.A. ha

Características principales del Muelle Internacional

estado operando como punto de recepción del carbón mineral

ITABO, S.A.:

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN CRIOGÉNICA

utilizado en las unidades a vapor del complejo, agregándole

-El calado es de catorce (14) metros, lo que permite

En el año 2009, AES Dominicana decide invertir en la primera terminal de carga de cisternas de GNL de Latinoamérica;

mayor autonomía al proceso y aumentando la eficiencia en los

la recepción de naves tipo Handymax (45,000 t/m) y

la misma permite distribuir gas natural licuado directamente a otros clientes que no son AES. La ventaja de utilizar gas

costos asociados al transporte de carbón hacia la central.

Panamax (65,000 t/m), con eslora de hasta 270 metros.

natural licuado reside en la oportunidad de transportar un mayor contenido energético a lugares distantes, sin incurrir en pérdidas durante el transporte.

AES DOMINICANA

28

-El sistema de transporte de sólidos tiene una capacidad El muelle es de tipo espigón mar adentro, con 535 metros de

para descargar un promedio de 1,200 toneladas por

longitud, donde se encuentra ubicado el sistema de transporte

hora.

29

INFORME ESTADÍSTICO 2013


AES DOMINICANA

30

31

INFORME ESTADÍSTICO 2013


VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2013

Ventas de Gas Natural

[12.8 TBtu]

AES Dominicana cuenta con relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, quienes son responsables de 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

distribuir el gas natural por todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL (SGN), PLATERGAS, PROPAGAS y TROPIGAS.

puertas al país a la distribución del mismo, hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las bondades de este

AES DOMINICANA

combustible.

33%

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

59% 33% 8%

grupo, de contribuir a la evolución y diversificación de la matriz energética nacional. El gas natural que AES Andres vende en el

Generación Industrial GNV

mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte. El siguiente 59%

gráfico muestra el porciento de ventas del gas natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2013.

VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2013

EVOLUCIÓN DE VENTAS DE GAS NATURAL A TERCEROS

[12,798,205 MMBtu]

[TBtu]

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

GNV Industrial Generación 1,400,000

14.00

1,200,000

12.00

En el gráfico se puede apreciar el aumento por año respecto a la venta de gas natural a empresas no pertenecientes al grupo AES

10.00

TBtu

MMBtu

1,000,000

800,000

Dominicana. Según lo previsto, en el

8.00

2013 la venta de gas natural superó 600,000

6.00

400,000

en un 2% a las ventas del año anterior; es decir, la demanda de terceros

4.00

incrementó al registrado en el 2012.

200,000 2.00

ENE

AES DOMINICANA

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

32

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

DIC

2010

2011

2012

2013

33

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Balance de Energía En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2013,

VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA 2013

incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.

VENTAS POR CONTRATO 2013

[5,527 GWh]

[4,974 GWh]

BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2013

AES DOMINICANA

[GWh]

15%

AES ANDRES

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2013

%

EDEESTE

75.1

69.2

76.5

76.9

82.3

80.8

84.5

85.9

85.6

86.8

80.4

80.7

964.7

44%

DPP

1.6

19.2

38.8

12.3

2.1

4.3

6.0

35.2

5.3

15.9

54.5

12.2

207.5

9%

UNR

76.0

71.9

76.8

77.8

81.4

66.8

74.9

63.1

51.9

40.9

31.8

26.4

739.9

33%

44.8

69.1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

113.9

5%

VENTAS POR CONTRATO

COMPRAS POR CONTRATO SEABOARD

0%

VENTA/COMPRA SPOT

(3.87)

40.55

0.44

25.18

25.62

21.87

23.56

8.68

40.27

42.51

13.41

62.64

300.9

14%

PRODUCCIÓN

104.66

132.13

192.67

192.27

191.39

173.83

188.97

192.95

183.15

186.11

180.13

181.44

2,099.7

100%

81%

90%

90% 10%

ITABO, S.A.

Venta por Contrato Venta Spot

81% 15% 4%

VENTAS POR CONTRATO EDESUR

63.5

58.7

66.3

66.3

70.4

68.9

71.9

73.5

72.9

74.4

68.5

68.3

823.7

47%

EDENORTE

44.0

40.4

44.8

45.1

47.7

47.3

49.4

51.6

49.5

51.1

48.1

47.0

566.0

33%

EDEESTE

25.0

23.1

25.5

25.6

27.4

26.9

28.2

28.6

28.5

28.9

26.8

26.9

321.6

19%

SEABOARD

34.6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

34.6

2%

VENTA/COMPRA SPOT

11.4

16.4

23.0

(18.3)

(61.0)

(16.8)

12.4

11.0

3.2

2.4

19.3

20.3

23.3

1%

PRODUCCIÓN ITABO

109.4

138.7

159.6

118.9

84.8

126.4

162.0

164.9

154.2

157.0

162.8

162.6

1,701.2

100%

105.2

96.9

107.1

107.7

115.2

113.1

118.3

120.3

119.8

121.5

112.6

113.0

1,350.6

91%

COMPRAS POR CONTRATO

Venta Distribuidora Venta Usuarios No Regulados Venta Otros Agentes

0%

ITABO, S.A. En enero del 2013 terminó un contrato de respaldo con la empresa SEABOARD.

DPP VENTAS POR CONTRATO EDEESTE COMPRAS POR CONTRATO

0%

Durante el 2013 continuó el contrato de venta de energía entre DPP y EDEESTE. Así mismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES Andres.

ANDRES

1.6

19.2

38.8

12.3

2.1

4.3

6.0

35.2

5.3

15.9

54.5

12.2

207.5

14%

VENTA/COMPRA SPOT

22.2

11.1

1.2

19.9

16.4

12.2

12.1

5.4

8.9

6.5

0.5

12.4

128.9

9%

PRODUCCIÓN DPP

126.0

89.0

69.7

115.5

129.7

121.2

124.6

90.7

123.7

112.3

58.8

113.2

1,274.4

100%

AES DOMINICANA

34

DPP

35

INFORME ESTADÍSTICO 2013


EAF AES DOMINICANA 2013

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

EFOF AES DOMINICANA 2013

100%

3.5%

90% 3.0%

por sus siglas en inglés), el 2013 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 desde 85.6% LOS MINA 5 hasta 94.3% AES ANDRES, mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.

80% 2.5%

70%

Es importante destacar que durante la gestión del 2013, la tasa de disponibilidad de la unidad uno de ITABO S.A (ITABO 2) aumentó en un 11% con respecto al 2012. 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

60%

AES DOMINICANA

Indicadores Técnicos de Operación

2.0%

50% 1.5%

40%

grupo AES. 30%

1.0%

20%

HEAT RATE AES DOMINICANA 2013

0.5% 10%

ANDRES

14,000.00

ITABO 1

ITABO 2

LOS MINA 5

LOS MINA 6

ANDRES

ITABO 1

ITABO 2

LOS MINA 5

LOS MINA 6

Para el índice Factor de Salidas Forzadas Equivalentes (EFOF por sus siglas en inglés) AES Andres y DPP destacaron por los valores alcanzados debajo del 1.3%. 12,000.00

Eventos Relevantes

10,000.00

Btu/KWh

Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2013 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus centrales térmicas en la siguiente tabla.

8,000.00

EVENTOS RELEVANTES 2013

6,000.00

4,000.00

2,000.00

ANDRES

AES DOMINICANA

ITABO 1

ITABO 2

36

LOS MINA 5

LOS MINA 6

UNIDAD

DESCRIPCIÓN

DESDE

HASTA

HORAS

ITABO 2

Mantenimiento mayor

01/01/2013

21/01/2013

480

AES ANDRES

Mantenimiento mayor

19/01/2013

08/02/2013

480

LOS MINA 5

Mantenimiento mayor

16/02/2013

08/04/2013

1,224

ITABO 1

Mantenimiento mayor

22/04/2013

02/07/2013

1,704

LOS MINA 6

Mantenimiento mayor

26/10/2013

25/11/2013

720

AES ANDRES

Máxima generación de energía anual registrada de AES Andrés [2,099.8 GWh]

2013

ITABO S.A.

Máxima generación de energía anual registrada de ITABO S.A. [1,701.2 GWh]

2013

AES ANDRES & DPP

Recertificación ISO 9001 en las Centrales de AES Andres & DPP

2013

37

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Mercado Eléctrico Mayorista AES DOMINICANA

38

39

INFORME ESTADÍSTICO 2013


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

Antes de ser promulgada la Ley General de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía

transmisión y distribución. Este proceso de reorganización tuvo como causa fundamental

regulado por una serie de resoluciones administrativas emitidas por la Secretaría de Estado de

el solucionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit

Industria y Comercio. Luego de dicho año, se establecen las reglas por las cuales operan los

pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia

mismos. En el mes de julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la

política en el sector, administración ineficiente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una

Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la norma de este

estructura tarifaria que cubriera los costos y, en especial, la falta de capital para invertir en la

nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Electricidad ha dictado

expansión del sector eléctrico.

numerosas resoluciones que también forman parte del marco regulatorio del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo.

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

Durante el 2007, mediante la ley 186-07, se modifica la Ley General de Electricidad 125-01 del

las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba

26 de julio de 2001 y su reglamento. Las nuevas disposiciones de la ley tienen como objetivo

en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad,

criminalizar el fraude eléctrico y establecer otras medidas para lograr la viabilidad financiera del

quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados

sector eléctrico.

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

Reseña Histórica del Sector Eléctrico

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.

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.

AES DOMINICANA

40

41

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Generación

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGÍA

El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 82.1%, 15.8% hidroeléctrica y un 2.1% por potencia molinos

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el

eólicos.

23% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del mercado (carbón y gas natural).

Durante el año 2013 se incorporaron al SENI las centrales de generación QUISQUEYA 2, de la empresa Generadora de Electricidad HAINA S.A. y QUISQUEYA 1 del auto-productor BARRICK GOLD Pueblo Viejo.

En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecnología.

CAPACIDAD INSTALADA POR TECNOLOGÍA

En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2013, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.

CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

[3,702.6 MW A DICIEMBRE 2013]

[3,702.6 MW A DICIEMBRE 2013]

A continuación se presenta la capacidad instalada del SENI por tipo de combustible.

En la próxima tabla se detalla la capacidad instalada del sistema por empresa generadora y tecnología.

EMPRESA GENERADORA

TURBINA VAPOR

TURBINA GAS

260.0

34.5

AES ANDRES ITABO S.A. 15.8%

16.3%

15.7%

EGE HAINA

MOTORES DIESEL

MOTORES GAS NATURAL

270.5

319.0

53.6

100.0

215.0

391.8

79.5 583.2

METALDOM SEABOARD

110.0

AES DOMINICANA

43.5% 15.8% 15.7% 11.5% 8.5% 3.0% 2.1%

42

Fuel No. 6 Agua Gas Natural Fuel No. 2 Carbón Fuel No. 6/Gas Natural Viento

8.6%

294.5

8.0%

236.0

6.4%

849.5

22.9%

839.9

22.7% 15.8%

41.3

1.1%

73.3

183.3

5.0%

194.5

5.3%

MONTE RIO

14.6

14.6

0.4%

CEPP

67.7

67.7

1.8%

LAESA

111.0

111.0

3.0%

25.0

0.7%

315.1

8.5%

25.0

PUEBLO VIEJO

Motores Diesel Ciclo Combinado Turbina Vapor Turbina Hidraulica Turbina Gas Turbina Eólica Motores Gas Natural

319.0

583.2

215.0

100.1

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP’S] 30.7% 24.4% 16.3% 15.8% 10.0% 2.1% 0.7%

[%]

41.3

LOS ORIGENES

30.7%

TOTAL [MW]

194.5

GPLV

45.3%

TURBINA EÓLICA

236.0 260.0

EGEHID

24.4%

HIDRO

319.0

DPP AES DOMINICANA

CICLO COMBINADO

0.0

SAN FELIPE

185.0

CESPM

291.0

RIO SAN JUAN TOTAL [MW]

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

[DICIEMBRE 2013]

1.5 313.6

370.5

1335.0

995.8

25.0

43

583.2

79.5

185.0

5.0%

291.0

7.9%

1.5

0.0%

3,702.55

100.0%

INFORME ESTADÍSTICO 2013


UNIDADES TERMOELÉCTRICAS EMPRESA

UNIDADES TERMOELÉCTRICAS

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

ANDRES

GAS NATURAL

CICLO COMBINADO

319.00

ITABO I

CARBÓN

TURBINA VAPOR

128.00

ITABO II

CARBÓN

TURBINA VAPOR

132.00

SubTotal

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

AES DOMINICANA

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

ESTRELLA DEL MAR

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

73.30

ESTRELLA DEL MAR 2

FUEL NO. 6/GAS NATURAL

CICLO COMBINADO

110.00

SEABOARD

SubTotal

849.50

EGE HAINA

183.30

CEPP CEPP I

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

16.50

CEPP II

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

51.20

SubTotal

67.70

PVDC

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

MONTE RIO

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

100.10

QUISQUEYA 1

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

215.00

SubTotal

315.10

METALDOM METALDOM

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

SubTotal

41.30 41.30

HAINA TG

FUEL NO. 2

TURBINA GAS

100.00

BARAHONA CARBÓN

CARBÓN

TURBINA VAPOR

53.60

LAESA

SULTANA DEL ESTE

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

102.00

PIMENTEL I

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

31.60

JUANCHO LOS COCOS 1

VIENTO

TURBINA EOLICA

25.20

PIMENTEL II

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

28.00

JUANCHO LOS COCOS 2

VIENTO

TURBINA EOLICA

46.00

PIMENTEL III

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

51.40

QUILVIO CABRERA

VIENTO

TURBINA EOLICA

8.25

SubTotal

QUISQUEYA 2

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

215.00

MONTERIO POWER CORPORATION

839.85

INCA KM22

SubTotal

111.00

FUEL NO. 6

MOTORES DIESEL

SubTotal

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

AES DOMINICANA

EMPRESA

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA

[DICIEMBRE 2013]

14.60 14.60

LOS ORIGENES LOS ORIGENES

GAS NATURAL

MOTORES A GAS

25.00

SubTotal

25.00

Total Térmica

3,119.4

477.50

44

45

INFORME ESTADÍSTICO 2013


EMPRESA HIDROELÉCTRICA

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS EGEHID - HIDROS DE EMBALSE

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

EGEHID - HIDROS DE PASADA

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

TAVERA I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

48.00

LOPEZ ANGOSTURA

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

18.40

TAVERA II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

48.00

CONTRA EMBALSE MONCION I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

1.60

JIGUEY I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

49.00

CONTRA EMBALSE MONCION II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

1.60

JIGUEY II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

49.00

BAIGUAQUE I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.60

AGUACATE I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

26.00

BAIGUAQUE II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.60

AGUACATE II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

26.00

HATILLO

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

8.00

VALDESIA I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

27.00

JIMENOA

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

8.40

VALDESIA II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

27.00

EL SALTO

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.70

RIO BLANCO I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

12.50

ANIANA VARGAS I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.30

RIO BLANCO II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

12.50

ANIANA VARGAS II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.30

MONCION I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

26.00

DOMINGO RODRIGUEZ I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

2.00

MONCION II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

26.00

DOMINGO RODRIGUEZ II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

2.00

RINCON

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

10.10

ROSA JULIA DE LA CRUZ

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.90

PALOMINO I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

30.00

NIZAO NAJAYO

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.30

PALOMINO II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

30.00

LOS ANONES

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.10

PINALITO I

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

25.00

SABANA YEGUA

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

12.80

PINALITO II

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

25.00

LAS DAMAS

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

7.50

497.1

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

LAS BARIAS

AGUA

TURBINA HIDRAULICA

0.90

SubTotal de Embalse

AES DOMINICANA

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS

46

SubTotal de Pasada

86.1

Total Hidro

583.20

TOTAL GENERAL

3,702.55

47

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Balance de Energía

La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) es una empresa estatal cuyo objetivo principal es construir, operar

En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2013, en el cual se indican las inyecciones

y mantener de forma auto sostenible las redes y subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para

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.

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.

Durante el 2013 la inyección total de energía eléctrica fue de 13,850.9 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fueron AES Andres con un 15.2%, HIDRO con 13.4%, EGEHINA con 12.6%, ITABO, S.A. con un 12.3%, SEABOARD con 9.6% y DPP con un 9.2%. El grupo AES Dominicana aportó el 36.6% 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.

PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTO ENERGÍA 2013 [13,850.9 GWh]

ENE

Por su configuración eminentemente radial, el SENI está dividido en cuatro zonas: Zona Santo Domingo, Zona Sur, Zona

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2013

AES ANDRES

104.7

132.1

192.7

192.3

191.4

173.8

189.0

192.9

183.1

186.1

180.1

181.4

2,099.7

Norte y Zona Este. Las subestaciones más importantes de estas zonas son: Palamara y Hainamosa en la Zona Santo

ITABO S.A.

109.4

138.7

159.6

118.9

84.8

126.4

162.0

164.9

154.2

157.0

162.8

162.6

1,701.2

Domingo, Pizarrete en la Zona Sur, Bonao II y Canabacoa en la Zona Norte y San Pedro II en la Zona Este.

DPP

126.0

89.0

69.7

115.5

129.7

121.2

124.6

90.7

123.7

112.3

58.8

113.2

1,274.4

AES Dominicana

340.0

359.8

422.0

426.8

405.8

421.4

475.6

448.6

461.0

455.4

401.8

457.2

5,075.3

Distribución A diciembre del 2013 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

EGEHID

138.6

119.8

113.2

117.5

165.3

198.0

205.8

160.4

169.7

166.4

150.2

155.1

1,859.8

CDEEE-IPP’s

116.4

56.7

80.8

83.2

118.1

85.5

61.1

140.6

69.9

0.9

1.3

4.3

818.7

EGE HAINA

127.9

123.0

133.7

120.1

123.2

109.4

114.6

116.5

118.3

206.8

193.6

252.3

1,739.3

GPLV

103.5

102.6

103.0

110.6

111.2

96.5

103.0

102.4

89.4

65.4

78.9

29.8

1,096.4

SEABOARD

121.7

97.7

106.4

110.2

107.4

116.2

118.9

119.1

105.6

116.2

114.1

96.7

1,330.2

CEPP

31.7

29.9

32.9

29.1

34.4

35.5

30.6

35.7

30.3

20.4

14.0

8.0

332.6

MONTE RIO

5.9

5.8

6.2

5.3

5.6

2.7

3.2

5.1

4.8

2.0

0.6

0.0

47.1 545.0

PVDC

26.2

35.5

42.9

47.4

59.7

33.9

41.4

58.9

62.5

57.3

63.9

15.4

METALDOM

11.5

9.4

9.8

9.9

14.0

16.2

11.3

9.6

15.4

12.5

7.7

6.3

133.6

LAESA

68.1

62.6

72.0

72.7

71.2

65.2

60.4

64.6

64.7

61.4

43.3

31.1

737.3

LOS ORÍGENES

10.3

13.2

15.2

10.0

13.5

12.7

13.8

12.5

11.9

6.1

8.9

7.3

135.5

INYECCIONES

1,102.0

1,015.9

1,138.1

1,142.7

1,229.4

1,193.0

1,239.7

1,273.8

1,203.6

1,170.8

1,078.3

1,063.6

13,850.9

EDESUR

323.2

297.8

336.5

336.0

357.3

350.1

365.2

373.4

370.3

377.8

347.5

347.1

4,182.0

luego son transformadas a niveles de tensión menores para conducirla a través de sus propias redes, ubicadas dentro de

EDENORTE

280.6

257.4

285.3

287.7

304.1

301.3

315.1

329.0

315.2

325.5

306.6

299.8

3,607.7

sus respectivas zonas de concesión, hasta los usuarios finales.

EDEESTE

273.9

252.3

279.1

280.5

300.0

294.5

308.1

313.3

312.2

316.4

293.3

294.2

3,517.8

PVDC

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

29.4

4.4

0.5

1.4

36.2

UNR’s

198.7

184.7

211.3

209.4

235.8

216.1

220.6

226.3

148.4

119.6

106.3

96.9

2,174.1

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)

RETIROS INTERNOS

2.5

2.0

2.1

2.0

2.3

2.1

1.9

1.9

2.5

2.7

2.5

3.3

27.8

RETIROS

1,079.1

994.2

1,114.2

1,115.6

1,199.5

1,164.2

1,210.9

1,243.9

1,178.0

1,146.4

1,056.8

1,042.8

13,545.6

PÉRDIDAS

22.9

21.7

23.9

27.1

29.8

28.8

28.7

30.0

25.5

24.4

21.5

20.8

305.3

PÉRDIDAS %

2.1%

2.1%

2.1%

2.4%

2.4%

2.4%

2.3%

2.4%

2.1%

2.1%

2.0%

1.96%

2.20%

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

Transmisión

es actualizado de manera periódica por el Organismo Coordinador.

AES DOMINICANA

48

49

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Balance de Potencia

Demanda Máxima del Sistema

BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2013

calendario, ocurrida dentro de las horas punta del sistema, entre las 18:00 y 22:00 horas. La demanda máxima anual es un dato

[MW]

usado en la reliquidación de potencia, ya que de manera preliminar se utiliza una demanda máxima estimada y, al final, el sistema

Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron HIDRO

sólo retribuye la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año.

con un 23.5%, AES Andres con un 13.6%, ITABO, S.A. con un 11.6%, PALAMARA LA VEGA con un 9.7%. Luego les

A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual.

siguen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 9% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una En el 2013 la demanda máxima ocurrió a las 21:00 horas del día 13 de mayo, donde se verificó un total de inyecciones brutas

participación de un 28.9% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente gráfico.

de 2,148 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 2,024 MW de los cuales el 83.5% fueron retirados por las distribuidoras, 16.3% por Usuarios No Regulados y 0.2% por consumos propios.

BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2013

DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 2013

[MW]

[MW]

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

AES ANDRES

261.9

274.5

270.0

263.0

269.1

267.0

266.6

268.0

270.4

262.3

257.1

260.79

265.9

13.6%

MES

ITABO S.A.

225.9

225.9

225.9

225.9

225.9

225.9

225.9

225.9

225.9

225.9

225.9

225.88

225.9

11.6%

Día / Hora

65.6

69.7

70.3

68.3

73.3

73.1

74.8

78.6

79.0

76.6

76.0

76.94

73.5

3.8%

AES DOMINICANA

553.4

570.0

566.2

557.2

568.3

566.0

567.3

572.5

575.3

564.8

559.0

563.61

565.3

28.9%

Inyecciones Brutas

1,891

1,967

1,991

2,048

2,148

2,093

2,088

EGEHID

466.7

443.4

448.2

463.9

451.0

463.8

466.9

463.6

455.3

456.5

468.6

468.50

459.7

23.5%

1,905

1,924

1,984

2,089

2,038

93.5

94.4

91.4

92.1

84.9

81.9

80.1

77.9

72.6

67.6

63.39

82.2

4.2%

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,843

87.1

HAINA

153.6

152.7

150.9

148.0

148.6

145.8

144.3

143.6

142.8

141.3

139.7

139.05

145.9

7.5%

1,839

1,900

1,919

1,980

2,084

GPLV

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.88

189.9

9.7%

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

SEABOARD

180.2

180.2

180.2

180.2

180.2

180.2

180.2

180.2

180.2

180.2

180.2

180.15

180.2

9.2%

CEPP

63.6

64.6

64.6

63.9

64.4

63.9

64.1

64.6

64.8

64.6

64.9

65.09

64.4

3.3%

475

504

530

530

541

MONTERIO

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%

EdeNorte Dominicana S. A.

516

530

552

525

545

547

543

558

551

524

541

573

METALDOM

40.6

40.6

40.6

40.6

40.6

40.6

40.6

40.6

40.6

40.6

40.6

40.56

40.6

2.1%

EdeSur Dominicana S.A.

507

524

489

559

603

574

602

564

583

591

566

589

PVDC

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.42

96.4

4.9%

Usuarios No Regulados [UNR]

298

298

309

321

331

324

276

327

198

192

159

62

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%

Otros Retiros

1

6

8

8

3

8

3

2

8

5

6

17

-

-

-

-

-

-

-

-

8.2

24.7

24.7

24.75

6.9

0.4%

TOTAL RETIROS

1,797

1,863

1,888

1,943

2,024

1,963.4

1,942

1,991

1,863

1,871

1,811

1,792

1,953.9

1,953.9

1,953.9

1,954.0

1,954.1

1,954.0

1,954.0

1,954.0

1,954.1

1,954.1

1,954.1

1,954.0

1,954.0

100.0%

DPP

CDEEE-IPPs*

LOS ORIGENES Total

DIC

MW

%

50

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

D12 H21

D03 H20

D13 H20

D31 H20

2,085

2,080

1,998

1,935

1,900

2,025

2,021

2,019

1,944

1,866

1,847

2,033

2,020

2,015

2,014

1,938

1,862

1,844

510

518

540

522

558

539

550

D09 H21 D22 H21 D19 H21 D11 H21 D13 H21 D05 H21 D24 H22 D05 H21

DIC

RETIROS Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A.

Pérdidas [MW]

AES DOMINICANA

ENE

INYECCIONES

Pérdidas [%]

*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total horario de las unidades generadoras al sistema durante un año

42

37

31

37

60

70

78

24

151

67

51

52

2.3%

1.9%

1.6%

1.9%

2.9%

3.4%

3.9%

1.2%

7.5%

3.5%

2.8%

2.8%

51

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible

PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS COMBUSTIBLES 2013

El 36.2% de la energía abastecida en el 2013 fue producida con Fuel Oil 6, que es el combustible que tiene la mayor

eléctrica. En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional

participación del mercado. El gas natural ocupa la segunda posición en el mercado con 31.4%, seguido por el carbón

durante el 2013 expresados en US$/MMBTU.

[US$/MMBtu]

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como los más elevados durante todo el año para la generación

con un 14.5% de participación. FUEL NO. 6 GAS NATURAL NYMEX FUEL NO. 2 CARBÓN

ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE [GWh]

20 18 16

36.2% 13.4% 31.4% 2.8% 14.5% 3.0% 1.7%

36.2%

31.4%

Fuel No. 6 Agua Gas Natural Fuel No. 2 Carbón Fuel No. 6/Gas Natural Viento

US$/MMBtu

14 12 10 8 6 4 2

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

DIC

PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013 [US$/MMBtu]

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica En el siguiente gráfico se muestra el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu. Los precios del FO 6 y FO 2 corresponden a los precios de referencia de las publicaciones internacionales de Platts

ENE

contratos a futuro NYMEX (Henry Hub). Se destaca el hecho de que durante el 2013 los combustibles de gas natural y carbón se mantuvieron con los precios

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

CARBÓN

3.13

3.20

3.18

2.96

2.95

2.72

2.61

2.66

2.65

2.77

2.94

2.87

GAS NATURAL Nymex

3.35

3.31

3.77

4.16

4.07

3.81

3.64

3.41

3.62

3.65

3.62

4.28

FUEL OIL 6

14.48

14.81

14.35

13.70

13.64

13.47

13.67

13.94

14.15

13.79

13.41

13.75

FUEL OIL 2

17.61

18.36

17.01

15.97

15.90

16.15

16.73

17.25

17.13

16.96

16.51

17.11

A continuación se muestran los precios con las unidades originales:

en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar en Colombia, con poder calorífico de 11,300 Btu/ lb y los precios del gas natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de

FEB

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

CARBÓN US$/MT

78.17

80.12

79.39

73.97

73.74

68.04

65.32

66.48

65.81

68.84

73.12

71.19

GAS NATURAL US$/MMBtu

3.35

3.31

3.77

4.16

4.07

3.81

3.64

3.41

3.62

3.65

3.62

4.28

FUEL OIL 6 US$/BBLS

96.70

98.95

95.86

91.49

91.14

89.98

91.29

93.10

94.54

92.11

89.55

91.88

FUEL OIL 2 US$/GAL

3.02

3.15

2.92

2.74

2.73

2.77

2.87

2.96

2.94

2.91

2.83

2.94

más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica.

AES DOMINICANA

52

53

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

El costo marginal de corto plazo es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la

El costo marginal de potencia de punta es el precio al cual se valorizan las transacciones de potencia de punta y es determinado

demanda y el parque de generación disponible. A continuación se presenta una gráfica con los valores mensuales promedios del

según lo establecido en el artículo 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de

costo marginal de energía y el costo marginal máximo correspondientes al año 2013.

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

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA 2013

emitió la resolución No. 108 en la que ordena recalcular el derecho de conexión unitario, tomando como base las transacciones

[US$/MWh]

definitivas de potencia de punta. 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 2013

CMG PROM CMG MAX

[US$/KW-mes]

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

250

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

Costo Marginal de Energía

200

US$/MWh

DERECHO CONEXIÓN CMG POTENCIA 150

12

10 100

US$/KW-mes

8

50

6

4 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

DIC 2

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,

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

DIC

adquiridos en el mercado internacional en dólares americanos. Anexas se muestran las tasas del dólar utilizadas en este informe. US$/MWh

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROMEDIO

US$/KW-mes

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROMEDIO

CMg PROM

199

205

209

211

198

179

179

199

194

165

158

138

186

CMG Potencia

8.27

8.36

8.41

8.46

8.45

8.39

8.41

8.41

8.46

8.57

8.51

8.45

8.43

215

Derecho Conexión

2.98

3.36

3.82

3.79

4.30

4.30

4.23

4.30

4.39

4.42

4.10

4.18

4.02

CMg MAX

AES DOMINICANA

216

222

226

220

212

211

54

209

212

215

218

213

208

55

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Servicio de Regulación de Frecuencia MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

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.

PARTICIPACIÓN REGULACIÓN SECUNDARIA FRECUENCIA Reserva Aportada 2013 [GWh]

PARTICIPACIÓN REGULACIÓN PRIMARIA FRECUENCIA

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 48% y el 23%

Reserva Aportada 2013 [GWh]

respectivamente para totalizar un 71% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del AES Dominicana, a través de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de

servicio durante el 2013. Además, en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas y CDEEE, esta última a

Frecuencia, con un importante aporte de 26% y 47% respectivamente para totalizar un 72% de los márgenes de

través de sus contratos con IPP’s; la primera con un aporte del 23% y la segunda con 6%.

reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

5% DEMANDA 3% DEMANDA SAN FELIPE DPP HIDRO ANDRES

GPLV HAINA SAN FELIPE HIDRO DPP ANDRES

70

70

60

60

50

50

40

40

GWh

GWh

5% DEMANDA 3% DEMANDA MONTERIO FALCON METALDOM SEABOARD

30

30

20

20

10

10

ENE

AES DOMINICANA

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

56

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

DIC

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

57

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

DIC

INFORME ESTADÍSTICO 2013


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 2013 la SIE ha emitido 164 licencias para ejercer la condición de UNR; sin embargo, en la actualidad solo 71 usuarios están haciendo uso de dicha licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista.

EVOLUCIÓN PARTICIPACIÓN MERCADO DE UNR 2013

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2013.

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.

RETIROS DE ENERGÍA DE LOS UNR POR EMPRESA VENDEDORA 2013 [GWh]

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AES ANDRES

76.02

71.95

76.85

77.83

81.38

66.76

74.92

63.14

51.94

40.89

31.83

26.44

740

45.3%

EDEESTE

28.35

27.29

28.56

28.90

29.62

28.57

31.35

35.06

32.43

30.68

29.15

29.59

360

22.0%

5.04

5.87

6.09

7.11

7.49

7.56

8.09

7.95

7.73

8.61

7.39

5.94

85

5.2%

EDESUR

13.70

13.44

14.99

15.55

16.02

15.30

16.00

16.18

15.95

16.82

15.67

14.89

185

11.3%

EGEHID

12.66

11.51

12.49

13.65

13.91

12.90

13.88

14.26

13.73

14.05

14.14

11.40

159

9.7%

EDENORTE

HAINA

GWh

%

-

-

-

-

-

-

-

-

19.03

-

-

-

19

1.2%

SEABOARD

6.90

6.41

6.36

7.18

7.53

7.31

7.35

7.40

7.57

7.71

7.44

6.83

86

5.3%

MERCADO SPOT UNR

2.30

1.18

0.85

0.30

1.04

0.98

0.73

-

-

0.83

0.71

1.79

11

0.7%

144.97

137.67

146.19

150.51

156.99

139.39

152.31

144.00

148.38

119.60

106.33

95.10

1,633

100.0%

Total Retiros

UNR EN MERCADO SPOT HAINA SEABOARD EGEHID

EDESUR EDENORTE EDEESTE AES ANDRES

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

Mercado de Usuarios No Regulados

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10%

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 136.8 GWh, lo que representó un 11.8% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2013.

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEPT

OCT

NOV

DIC

Además, durante el año 2013 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,633 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 740 GWh, lo que representa un promedio mensual de 61.6 GWh y un 45.3% de participación energética en dicho mercado.

AES DOMINICANA

58

59

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Mercado de Contratos MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

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 2013.

VENTAS DE ENERGÍA POR CONTRATO EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA POR EMPRESA 2013 [GWh]

Se puede ver la participación de AES Dominicana en el mercado de contratos de energía durante el 2013 a través de las empresas AES Andres (13.4%), DPP (9.5%) e ITABO, S.A. (12.0%) abasteciendo un total de 35.0% de toda la demanda contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (20.0%), CDEEE (11.9%) y la HIDRO (11.8%).

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AES ANDRES

152.7

160.3

192.2

167.1

165.8

151.9

DPP

105.2

96.9

107.1

107.7

115.2

113.1

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

165.4

184.3

142.9

118.3

120.3

119.8

GWh

%

143.6

166.7

121.5

112.6

119.3

1,912.1

13.4%

113.0

1,350.6

9.5%

GENERADORES

ITABO S.A.

132.6

122.1

136.6

137.1

145.6

143.1

149.5

153.7

150.8

154.4

143.4

142.2

1,711.3

12.0%

CDEE

135.3

120.1

134.5

135.2

143.2

141.0

147.3

151.8

148.3

152.4

141.5

139.6

1,690.3

11.9%

CEPP

24.2

22.2

24.6

24.8

26.2

26.0

27.2

31.0

30.3

31.1

28.9

28.6

325.1

2.3%

EGEHID

111.6

100.4

100.7

104.5

149.3

171.4

176.2

152.5

161.3

156.8

140.7

147.0

1,672.4

11.8%

GPLV

103.0

102.0

102.6

110.0

88.4

86.9

90.8

93.6

91.5

93.9

87.3

86.3

1,136.5

8.0%

HAINA

238.5

217.4

255.1

249.7

281.5

276.0

276.5

296.2

229.2

214.9

199.6

198.1

2,932.7

20.6%

LAESA

-

-

45.4

49.4

-

-

-

-

-

-

-

-

94.8

0.7%

5.9

5.8

6.2

5.3

5.6

2.7

3.2

5.1

4.8

2.0

0.2

-

46.8

0.3%

PVDC

MONTE RIO

26.1

35.5

42.8

47.4

59.7

33.8

41.3

58.9

60.9

42.4

29.3

9.9

487.9

3.4%

SEABOARD

86.3

75.5

6.4

7.2

7.5

7.3

7.4

7.4

7.6

7.7

7.4

6.8

234.5

1.6%

1,121.4

1,058.3

1,154.2

1,145.4

1,188.0

1,153.1

1,202.9

1,254.8

1,147.5

1,120.7

1,057.7

990.9

13,594.9

95.6%

28.3

27.3

28.6

28.9

29.6

28.6

31.3

35.1

32.4

30.7

29.1

29.6

359.5

2.5%

5.0

5.9

6.1

7.1

7.5

7.6

8.1

8.0

7.7

8.6

7.4

5.9

84.9

0.6%

Total DISTRIBUIDORES EDEESTE EDENORTE EDESUR

13.7

13.4

15.0

15.5

16.0

15.3

16.0

16.2

16.0

16.8

15.7

14.9

184.5

1.3%

Total

47.1

46.6

49.6

51.6

53.1

51.4

55.4

59.2

56.1

56.1

52.2

50.4

629.0

4.4%

AES DOMINICANA

60

61

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Anexos AES DOMINICANA

62

63

INFORME ESTADÍSTICO 2013


Glosario el costo variable no combustible.

D

entregar y retirar electricidad.

EMANDA MÁXIMA ANUAL: Es la máxima demanda

BARRA DE REFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene

bruta media horaria, durante un año calendario, del total

M

ERCADO DE CONTRATOS: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad

T

URBINA DE VAPOR: Es una máquina que transforma la energía térmica del combustible en energía mecánica.

basada en contratos de suministro libremente pactados.

A través de un proceso de generación de vapor producido en

un factor de nodo de energía y potencia igual a uno. En el sistema

de las unidades generadoras del sistema, ocurrido dentro de

MERCADO SPOT: Es el mercado de transacciones

una caldera, de la que sale en unas condiciones de elevada

interconectado dominicano la barra de referencia es actualmente la

las horas de puntas del sistema más el estimado de la potencia

compra y venta de electricidad de corto plazo no basado

temperatura y presión. La energía cinética del vapor es

Subestación de Palamara en el nivel de tensión de 138kv.

correspondiente a la energía no abastecida.

en contratos a término cuyas transacciones económicas

aprovechada por la turbina en forma mecánica y mediante esta

BTU: Unidad Térmica Británica de medida [British Thermal

DERECHO DE CONEXIÓN: Es la diferencia entre el costo total

se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al

por un generador para producir electricidad.

Units]. Es una unidad de calor en el Sistema Ingles Europeo.

anual del sistema de transmisión y el derecho de uso estimado

Costo Marginal de Potencia.

TURBINA DE GAS: Es una máquina compuesta por un

Su equivalencia en el Sistema Internacional (SI) es el Joule. Los

para el año. El procedimiento para determinar el derecho de uso

precios del Gas Natural usualmente se expresan en US$/MMBtu.

se establece en Reglamento de la Ley General de Electricidad.

F

1 Btu es equivalente a 252 Calorías (Cal).

C

ENTRAL MARGINAL: Se refiere a la o las unidades

diseñada para este fin y un generador eléctrico. La turbina convierte la energía térmica del combustible

como residuo luego del proceso de destilación. Siendo

cada unidad generadora durante las horas pico, con alta

que se produce como resultado de la expansión de los

seguridad.

gases calientes de la explosión de la mezcla de aire

atmosférica, el fuel Oil se usa como combustible para plantas de

la demanda.

energía eléctrica, calderas y hornos.

G

fases: una fase de gas y otra de vapor. Típicamente el conjunto

de carga anual.

POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar

incrementa su generación cuando se incrementa marginalmente

CICLO COMBINADO: Es una maquina compuesta por dos

compresor de aire comprimido, una turbina especialmente

UEL OIL: Es una derivado del petróleo que se obtiene

combustible más pesado de los que se puede destilar a presión

generadoras que en despacho óptimo de carga

P

OTENCIA DE PUNTA: Potencia máxima en la curva

R

EGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA [RPF]:

comprimido, combustible y llama, en energía mecánica que

Potencia que una unidad generadora puede variar

es aprovechada por el generador eléctrico para producir

AS NATURAL (GN): Mezcla de gases que se encuentra

por acción automática de su sistema ante cambios en la

electricidad.

frecuentemente en yacimientos fósiles, sólo o

frecuencia del sistema.

TURBINA HIDRÁULICA: es una máquina que aprovecha

consta de una turbina de gas, una caldera de recuperación de

acompañando al petróleo. Y está compuesto principalmente por

REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA [RSF]:

la energía cinética y potencial del agua para producir un

calor, una turbina de vapor y uno o varios generadores eléctricos.

metano en cantidades superior al 90 o 95%, y además suele

Potencia que una unidad generadora puede variar por

movimiento de rotación que, transferido mediante un eje,

CONSUMO PROPIO: Es la energía consumida por los sistemas

contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2 y restos de

acción automática o manual de su sistema de regulación,

mueve directamente una máquina o bien un generador que

auxiliares de una central o Subestación.

butano o propano así como pequeñas proporciones de gases

en forma sostenida.

transforma la energía mecánica en eléctrica.

COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Es el costo variable

inertes como dióxido de carbono y nitrógeno.

REGULACIÓN DE FRECUENCIA: Acciones necesarias

necesario para producir una unidad adicional de energía

GAS NATURAL LICUADO (GNL): Es el Gas Natural procesado

para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias

considerando la demanda y el parque de generación disponible.

para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa

permisibles definidas para el sistema. El OC establece los

sobrepasa los límites establecidos por la Superintendencia

COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE UNA MAQUINA

para su transporte y almacenamiento porque al transformarlo en

parámetros de regulación y las empresas generadoras

para clasificar como usuario público y que cumplan con los

TERMOELÉCTRICA: Corresponde al costo del combustible

líquido a presión atmosférica y –163ºC de temperatura el proceso

son responsables de la prestación del servicio a través de

requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General

puesto en planta y utilizado en la producción de energía eléctrica,

de licuefacción reduce en aproximadamente

sus Centros de control.

de Electricidad.

multiplicado por el consumo específico medio de la máquina más

600 veces el volumen de gas.

AES DOMINICANA

64

ANEXOS

B

ARRA: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para

U

SUARIOS NO REGULADOS (UNRs): Es aquel usuario del servicio eléctrico cuya demanda mensual

65

INFORME ESTADÍSTICO 2013


BALANCE POTENCIA FIRME DEFINITIVO 2012 [MW]

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

MW

280.5

280.5

280.5

280.5

280.5

280.5

280.5

280.5

280.5

280.6

280.5

280.54

%

280.5

14.1%

ITABO S.A.

225.8

225.8

225.8

225.8

225.8

225.8

225.8

225.8

225.8

225.9

225.8

225.84

225.8

11.4%

DPP

144.7

144.7

173.8

175.3

132.0

117.9

107.1

99.4

91.7

81.2

74.9

71.95

117.9

5.9%

AES DOMINICANA

651.0

651.0

680.1

681.6

638.4

624.3

613.4

605.7

598.0

587.6

581.3

578.33

624.2

31.5%

EGEHID

329.6

329.7

329.4

326.3

345.7

355.6

380.9

393.7

414.7

443.5

460.8

469.00

381.6

19.2%

CDEEE-IPPs*

193.0

193.0

213.0

213.9

172.2

157.9

143.1

132.2

121.8

107.9

99.5

95.58

153.6

7.7%

HAINA

186.8

186.7

199.2

199.9

181.6

175.6

170.9

167.6

164.7

160.3

157.6

156.28

175.6

8.9%

GPLV

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

189.9

190.0

189.9

189.93

189.9

9.6%

SEABOARD

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

5.0

14.2

14.2

14.2

14.2

14.16

6.3

65.1

65.1

65.1

65.1

65.1

65.1

65.1

65.1

65.1

65.1

65.0

64.99

65.1

3.3%

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

4.9%

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

2.0%

PVDC

71.9

71.9

71.9

71.9

155.7

181.4

180.1

180.1

180.1

180.1

180.1

180.11

142.1

7.2%

Total

[2003-2013]*

2003

0.3%

CEPP

LAESA

TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA LA COMPRA Y VENTA DE DOLARES ESTADOUNIDENSES

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%

1,932.7

1,932.7

1,993.9

1,994.0

1,994.0

1,995.2

1,993.8

1,993.8

1,993.9

1,993.9

1,993.8

1,993.7

1,983.8

100.0%

2004 2005 2006 2007

*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM

2008

ÍNDICE DE PRECIOS DEL CONSUMIDOR DE USA (CPI)

2009

[2003-2013]*

2010

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROM

2003

181.7

183.1

184.2

183.8

183.5

183.7

183.9

184.6

185.2

185.0

184.5

184.3

184.0

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

2011 2012 2013

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROM

COMPRA

17.56

18.17

22.72

23.78

25.60

28.89

34.45

33.72

31.70

34.91

39.74

37.44

29.06

VENTA

17.76

18.37

22.92

23.98

25.80

29.09

34.85

34.13

32.25

35.23

40.24

37.82

29.37

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ANEXOS

AES ANDRES

ENE

*Banco Central de la República Dominicana

*Bureau of Labor Statistic U.S.

AES DOMINICANA

66

67

INFORME ESTADÍSTICO 2013


PODERES CALORÍFICOS SUPERIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLES Combustibles Líquidos

PCS

PCI

PCS

PCI

Kcal/Kg

Kcal/Kg

Kcal/L

Kcal/L

PCS

PCI

Kj/L

Kj/L

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

10,090

9,583

10,217

8,318

42,780

34,827

11,750

11,000

6,486

9,548

27,160

39,977

Combustibles Gaseosos Gas Natural Húmedo

PCS

PCI

Kcal/m3

Kcal/m3

PCI

Kcal/m3

Kcal/m3

10,454

8,240

43,770

34,500

9,256

8,500

38,750

35,584

Gas Natural Seco Combustibles Sólidos

PCS

PCS

PCI

Kcal/Kg

Kcal/Kg

PCS

PCI

Kj/Kg

Kj/Kg

Carbón Vegetal

7,500

6,500

30,560

27,213

Coque de Carbón Mineral

7,300

6,998

30,560

29,299

ANEXOS

Oleo Combustible Gas Licuado de Petróleo

UNIDADES DE DENSIDAD Kg / m3

Lb / Pie3

Lb / Gl (UK)

Lb / Gl (US)

3

Kg / m

1

0.062

0.010

0.008

Lb / Pie3

16.019

1

0.161

0.134

Libra por UK Galón

Lb / Gl (UK)

99.776

6.229

1

0.833

Libra por US Galón

Lb / Gl (US)

119.826

7.480

1.201

1

J

Cal

Btu

KWh

Kilogramo por Metro Cúbico Libra por Pie Cúbico

UNIDADES DE ENERGÍA Joule

J

1

0.239

0.009

0.000

Caloría

Cal

4.187

1

0.004

0.000

Unidad Térmica Britanica

Btu

1055.06

252

1

0.000

KiloWatt Hora

KVh

3600000

8598000

3412.14

1

UNIDADES DE MASA Kg

Ton.

Ton. Larga

Ton. Corta

Libra (Lb)

1

0.001

0.001

0.001

2.205

1000

1

0.984

1.102

2204.62

1016

1.016

1

1.12

2240

TC

907

0.907

0.893

1

2000

Lb

0.454

0.000

0.000

0.001

1

Kilogramo

Kg

Tonelada

T

Tonelada Larga

TL

Tonelada Corta Libra

AES DOMINICANA

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INFORME ESTADÍSTICO 2013


AES DOMINICANA Oficinas Administrativas: Ave. Winston Churchill No.1099 Ensanche Piantini Torre Citi Group en Plaza Acrópolis, Piso 23 CP 10148 Santo Domingo República Dominicana Teléfono: (809) 955-2223 Fax: (809) 955-8413 Webpage: www.aesdominicana.com.do Diseño y Diagramación: Newlink Dominicana Impreso en papel reciclado


Informe estadistico 2013 (espanol)