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