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informe estadístico | 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
AES DOMINICANA 2013
Carta del Presidente
Gente AES
Antecedentes
Perfil del Grupo
Centrales de Generación
Terminales de Recepción de Combustibles
Ventas de Gas Natural
Balance de Energía
Indicadores Técnicos de Operación
Eventos Relevantes
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
Generación
Transmisión
06
11
13
14
16
20
28
32
34
36
37
38
42
48
48
49
50
51
52
52
54
55
56
58
60
62
64
66
Distribución
Balance de Energía
Balance de Potencia
Demanda Máxima del Sistema
Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible
Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica
Costo Marginal de Energía
Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión
Servicio de Regulación de Frecuencia
Mercado de Usuario No Regulados
Mercado de Contratos
ANEXOS
Glosario
Tablas y Medidas
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 10 11
Carta del Presidente
Edwin De los SantosPresidente
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
“
“
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
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.
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 12 13
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
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 14 15
AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el 1997 cuando, en el contexto de una fusión que
envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec,
que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades
de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen
más adelante en este informe.
En sus inicios, DPP operó bajo el esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés)
vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) desde el mes de mayo
de 1996 hasta agosto del año 2001. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se modifica el contrato
entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de
Electricidad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de mayo del 2003,
DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en
el mercado spot.
AntecedentesEn el 2000, AES Dominicana llega al entendimiento de que es necesario contribuir al desarrollo
del país a largo plazo, por lo que se inicia la construcción del proyecto de AES Andres en
Caucedo, Boca Chica, con 319 MW de generación de energía en ciclo combinado (la central de
generación más grande de República Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de
gas natural licuado para alimentar a AES Andres y la construcción del gasoducto hacia la central
de DPP en Los Mina.
AES comienza a tener participación en la Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S.A. en
diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación
accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Estado dominicano, en el marco de la ley
141-97 sobre la Reforma de la Empresa Pública de fecha 24 de junio del año 1997.
En el 2003 inicia sus operaciones AES Andres, convirtiéndose en la central más eficiente
de Latinoamérica; representando para la República Dominicana un salto hacia el desarrollo
sostenible y producción de energía limpia, mejorando la posición estratégica del país que
dependía en un 90% del petróleo para suplir sus necesidades de electricidad.
En el 2006, AES adquiere un 25% adicional de las acciones de ITABO, S.A. que era propiedad
de El Paso, lo que convierte al grupo en propietario del 50% de la parte privada de dicha
empresa y por tanto toma el control de las áreas operativas y administrativas del negocio.
AES
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 16 17
AES inicia sus operaciones en República Dominicana con la firme convicción de aportar valor al
mercado energético nacional y contribuir con el desarrollo de las comunidades a las cuales sirve.
Hoy, AES Dominicana se posiciona como el principal grupo inversor del sector eléctrico dominicano,
con modernas facilidades para la producción de energía, con tecnología de última generación y con
la canasta de combustibles más competitiva para la generación de energía en el mercado eléctrico
nacional.
AES Dominicana cuenta con dos infraestructuras portuarias de gran calado: el Muelle Internacional
de Itabo, para descargar el carbón, y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el
Gas Natural Licuado; que además posee, dentro de las instalaciones, la primera terminal del país y
América Latina para distribución de gas natural licuado en camiones.
Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos
locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa, para ayudar a que las
comunidades crezcan a través de un suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra
de ello es que cada año los negocios de AES vienen superando sus propios récords históricos de
disponibilidad, generación y eficiencia, además de dar muestras fehacientes de transparencia al
emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana.
AES Dominicana sustenta el crecimiento del grupo empresarial en pilares como la responsabilidad
social corporativa, el cuidado del medio ambiente y su gente, la que considera el principal activo.
Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa socialmente responsable
a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan áreas precarias como la educación y la
salud infantil.
Perfil del Grupo
AES
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 18 19
Como grupo empresarial, AES Dominicana
combina una perspectiva global con conocimientos
locales profundos y un incansable compromiso con
la excelencia operativa.
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 20 21
CENTRALES DE GENERACIÓN Capacidad Instalada: 319 MW
Tecnología: CICLO COMBINADO
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
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 ANDRES
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INFORME ESTADÍSTICO 20132322AES DOMINICANA
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
DPP
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 24 25
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
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 1
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
ITABO 2
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INFORME ESTADÍSTICO 20132726AES DOMINICANA
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.
SAN LORENZO
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 28 29
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.
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
Adicionalmente a la terminal de GNL en Punta Caucedo, AES Dominicana tiene entre sus facilidades el primer
gasoducto del país. Éste interconecta la terminal con las unidades de generación de Dominican Power Partners (DPP)
en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera, AES Dominicana permite mejorar la competitividad
de dicha planta ya que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad.
Características Técnicas y de Operación del Gasoducto
Longitud: 34 km / Diámetro: 12 pulgadas / Presión Máxima: 100 bares
Presión de Operación Promedio: 50 bares / Estaciones de Válvulas: Cinco (5)
En el 2011 empezaron las operaciones de Estrella del Mar II, una central eléctrica Bi-Fuel que opera a gas natural y Fuel
Oil #2 perteneciente al grupo Transcontinental Capital Corporation (SEABOARD). La misma obtiene gas natural por un
gasoducto conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.
TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN CRIOGÉNICA
En el año 2009, AES Dominicana decide invertir en la primera terminal de carga de cisternas de GNL de Latinoamérica;
la misma permite distribuir gas natural licuado directamente a otros clientes que no son AES. La ventaja de utilizar gas
natural licuado reside en la oportunidad de transportar un mayor contenido energético a lugares distantes, sin incurrir en
pérdidas durante el transporte.
Terminales de Recepción de Combustibles
La terminal de carga de cisternas de GNL actualmente cuenta
con dos bahías de carga (con la posibilidad de duplicar la
capacidad) y un tasa de carga de 68 m3/h, lo que se traduce en
un tiempo medio de atención, desde el ingreso hasta la salida
del complejo, de aproximadamente una hora.
MUELLE INTERNACIONAL ITABO, S.A.
El Muelle Internacional ITABO, S.A., se encuentra en el área
costera de la central termoeléctrica ITABO, S.A., ubicado en el
KM 18 de la carretera Sánchez, municipio Bajos de Haina, San
Cristóbal. El muelle se encuentra próximo al Puerto Occidental
de Haina. Desde el 2006, el Muelle Internacional ITABO, S.A. ha
estado operando como punto de recepción del carbón mineral
utilizado en las unidades a vapor del complejo, agregándole
mayor autonomía al proceso y aumentando la eficiencia en los
costos asociados al transporte de carbón hacia la central.
El muelle es de tipo espigón mar adentro, con 535 metros de
longitud, donde se encuentra ubicado el sistema de transporte
de sólidos, con capacidad para cargar y descargar
productos a granel. Además, dispone de un sistema
de amarre y atraque compuesto por cuatro (4) duques
para el atraque y dos (2) para el amarre. También
consta de un sistema de señalización para el atraque
de las naves consistente en dos torres en tierra con sus
correspondientes lámparas, dos boyas equipadas con
linternas para la demarcación de la zona dragada y luces
de posicionamiento e indicación de obstáculos en uno de
los duques de amarre.
Características principales del Muelle Internacional
ITABO, S.A.:
-El calado es de catorce (14) metros, lo que permite
la recepción de naves tipo Handymax (45,000 t/m) y
Panamax (65,000 t/m), con eslora de hasta 270 metros.
-El sistema de transporte de sólidos tiene una capacidad
para descargar un promedio de 1,200 toneladas por
hora.
AES
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AES DOMINICANA 30 INFORME ESTADÍSTICO 201331
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 32 33
A partir del 2007, dos años después de que AES Andres firmara su primer contrato de venta de gas natural comprimido con una
empresa de distribución, AES Dominicana se ha mantenido a la vanguardia en el negocio de venta de gas natural, abriéndole las
puertas al país a la distribución del mismo, hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las bondades de este
combustible.
En la actualidad, AES Andres no solo cuenta con la única terminal de distribución de gas natural líquido de la República Dominicana,
sino que fue la primera en ser instalada en toda América Latina. Esta obra se suma a la estrategia que tiene AES Dominicana, como
grupo, de contribuir a la evolución y diversificación de la matriz energética nacional. El gas natural que AES Andres vende en el
mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte. El siguiente
gráfico muestra el porciento de ventas del gas natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2013.
VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2013 [12,798,205 MMBtu] En la gráfica siguiente aparece la evolución de ventas por tipo de consumo en el transcurso del año.
GNVIndustrialGeneración
MM
Btu
Ventas de Gas Natural
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
ENE JUNFEB JULMAR AGOABR SEPT NOVMAY OCT DIC
En el gráfico se puede apreciar
el aumento por año respecto a la
venta de gas natural a empresas
no pertenecientes al grupo AES
Dominicana. Según lo previsto, en el
2013 la venta de gas natural superó
en un 2% a las ventas del año anterior;
es decir, la demanda de terceros
incrementó al registrado en el 2012.
2010 2011 2012 2013
TBtu
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
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VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2013[12.8 TBtu]
AES Dominicana cuenta con relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, quienes son responsables de
distribuir el gas natural por todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL (SGN),
PLATERGAS, PROPAGAS y TROPIGAS.
33%
59%
59% Generación33% Industrial8% GNV
EVOLUCIÓN DE VENTAS DE GAS NATURAL A TERCEROS[TBtu]
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 34 35
En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2013,
incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.
BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2013[GWh]
Balance de Energía
AES ANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2013 %
VENTAS POR CONTRATO
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%
COMPRAS POR CONTRATO 0%
SEABOARD 44.8 69.1 - - - - - - - - - - 113.9 5%
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%
ITABO, S.A.
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%
COMPRAS POR CONTRATO 0%
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%
DPP
VENTAS POR CONTRATO
EDEESTE 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 0%
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%
ITABO, S.A.
En enero del 2013 terminó un contrato de respaldo con la empresa SEABOARD.
DPP
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.
VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA 2013[5,527 GWh]
VENTAS POR CONTRATO 2013[4,974 GWh]
AES
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90% Venta por Contrato 10% Venta Spot
81% Venta Distribuidora15% Venta Usuarios No Regulados4% Venta Otros Agentes
81%
15%
90%
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 36 37
Indicadores Técnicos de OperaciónA continuación se presenta una tabla con los índices y tasas más frecuentes de operación de centrales eléctricas aplicadas a las
unidades de generación de AES Dominicana. Como se puede apreciar en la métrica de Factor de Disponibilidad Equivalente (EAF
por sus siglas en inglés), el 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.
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
grupo AES.
HEAT RATE AES DOMINICANA 2013
ANDRES
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
14,000.00
ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6
Btu
/KW
h
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%.
AES
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EFOF AES DOMINICANA 2013EAF AES DOMINICANA 2013
ANDRES
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6
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.
EVENTOS RELEVANTES 2013
Eventos Relevantes
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
ANDRES
0.5%
1.0%
1.5%
2.0%
3.0%
2.5%
3.5%
ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 40 41
En 1997 la República Dominicana inició una reorganización y capitalización de su industria
eléctrica, comprendida en los segmentos de generación (térmica e hidroeléctrica),
transmisión y distribución. Este proceso de reorganización tuvo como causa fundamental
el solucionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit
pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia
política en el sector, administración ineficiente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una
estructura tarifaria que cubriera los costos y, en especial, la falta de capital para invertir en la
expansión del sector eléctrico.
El proceso de capitalización del sector fue iniciado formalmente el 24 de Junio de 1997, con
la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de
las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba
en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad,
quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados
de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados
Independientes.
Mediante los procesos de reorganización y capitalización del sector, los activos que
mantenía la CDE fueron divididos en ocho compañías en que el Estado mantenía
participación: CDEEE, entidad estatal que agrupa las empresas eléctricas estatales y vela
por los intereses del estado en materia de electricidad; tres empresas distribuidoras de
electricidad: Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A., Empresa Distribuidora
de Electricidad del Sur, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A; dos
empresas de generación termoeléctrica: Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A.
y Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S. A.; así como dos compañías estatales:
Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S. A y Empresa de Transmisión del
Estado Dominicano, S. A.
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.
Reseña Histórica del Sector Eléctrico
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ISTAAntes de ser promulgada la Ley General de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía
regulado por una serie de resoluciones administrativas emitidas por la Secretaría de Estado de
Industria y Comercio. Luego de dicho año, se establecen las reglas por las cuales operan los
mismos. En el mes de julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la
Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la norma de este
nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Electricidad ha dictado
numerosas resoluciones que también forman parte del marco regulatorio del sector, al ser ésta la
entidad estatal que regula el mismo.
Durante el 2007, mediante la ley 186-07, se modifica la Ley General de Electricidad 125-01 del
26 de julio de 2001 y su reglamento. Las nuevas disposiciones de la ley tienen como objetivo
criminalizar el fraude eléctrico y establecer otras medidas para lograr la viabilidad financiera del
sector eléctrico.
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 42 43
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
eólicos.
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[3,702.6 MW A DICIEMBRE 2013]
CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE[3,702.6 MW A DICIEMBRE 2013]
En la próxima tabla se detalla la capacidad instalada del sistema por empresa generadora y tecnología.
A continuación se presenta la capacidad instalada del SENI por tipo de combustible.
Generación
24.4%
30.7%
16.3%
30.7% Motores Diesel24.4% Ciclo Combinado16.3% Turbina Vapor15.8% Turbina Hidraulica10.0% Turbina Gas2.1% Turbina Eólica0.7% Motores Gas Natural
45.3%
15.8%15.7%
43.5% Fuel No. 615.8% Agua15.7% Gas Natural11.5% Fuel No. 28.5% Carbón3.0% Fuel No. 6/Gas Natural2.1% Viento
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POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGÍA[DICIEMBRE 2013]
Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el
23% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del
mercado (carbón y gas natural).
En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2013, especificando el combustible, la
tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.
EMPRESA GENERADORA TURBINAVAPOR
TURBINAGAS
CICLOCOMBINADO
MOTORESDIESEL
MOTORESGAS NATURAL
HIDRO TURBINA EÓLICA
TOTAL
[MW] [%]
AES ANDRES 319.0 319.0 8.6%
ITABO S.A. 260.0 34.5 294.5 8.0%
DPP 236.0 236.0 6.4%
AES DOMINICANA 260.0 270.5 319.0 849.5 22.9%
EGE HAINA 53.6 100.0 215.0 391.8 79.5 839.9 22.7%
EGEHID 583.2 583.2 15.8%
METALDOM 41.3 41.3 1.1%
SEABOARD 110.0 73.3 183.3 5.0%
GPLV 194.5 194.5 5.3%
MONTE RIO 14.6 14.6 0.4%
CEPP 67.7 67.7 1.8%
LAESA 111.0 111.0 3.0%
LOS ORIGENES 25.0 25.0 0.7%
PUEBLO VIEJO 215.0 100.1 315.1 8.5%
PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP’S]
0.0
SAN FELIPE 185.0 185.0 5.0%
CESPM 291.0 291.0 7.9%
RIO SAN JUAN 1.5 1.5 0.0%
TOTAL [MW] 313.6 370.5 1335.0 995.8 25.0 583.2 79.5 3,702.55 100.0%
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 44 45
CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA [DICIEMBRE 2013]
UNIDADES TERMOELÉCTRICAS
EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]
AES DOMINICANA
ANDRES GAS NATURAL CICLO COMBINADO 319.00
ITABO I CARBÓN TURBINA VAPOR 128.00
ITABO II CARBÓN TURBINA VAPOR 132.00
SAN LORENZO I FUEL NO. 2 / GAS NATURAL TURBINA GAS 34.50
LOS MINA V GAS NATURAL TURBINA GAS 118.00
LOS MINA VI GAS NATURAL TURBINA GAS 118.00
SubTotal 849.50
EGE HAINA
HAINA I FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 54.00
HAINA II FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 54.00
HAINA IV FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 84.90
SAN PEDRO VAPOR FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 30.00
PUERTO PLATA I FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 27.90
PUERTO PLATA II FUEL NO. 6 TURBINA VAPOR 39.00
HAINA TG FUEL NO. 2 TURBINA GAS 100.00
BARAHONA CARBÓN CARBÓN TURBINA VAPOR 53.60
SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 102.00
JUANCHO LOS COCOS 1 VIENTO TURBINA EOLICA 25.20
JUANCHO LOS COCOS 2 VIENTO TURBINA EOLICA 46.00
QUILVIO CABRERA VIENTO TURBINA EOLICA 8.25
QUISQUEYA 2 FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 215.00
SubTotal 839.85
GPLV
PALAMARA FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 107.00
LA VEGA FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 87.50
SubTotal 194.50
CDEEE
SAN FELIPE FUEL NO. 6 CICLO COMBINADO 185.00
CESPM I FUEL NO. 2 CICLO COMBINADO 97.00
CESPM II FUEL NO. 2 CICLO COMBINADO 97.00
CESPM III FUEL NO. 2 CICLO COMBINADO 97.00
RIO SAN JUAN FUEL NO. 2 MOTORES DIESEL 1.50
SubTotal 477.50
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UNIDADES TERMOELÉCTRICAS
EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]
SEABOARD
ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 73.30
ESTRELLA DEL MAR 2 FUEL NO. 6/GAS NATURAL CICLO COMBINADO 110.00
SubTotal 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
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 41.30
SubTotal 41.30
LAESA
PIMENTEL I FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 31.60
PIMENTEL II FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 28.00
PIMENTEL III FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 51.40
SubTotal 111.00
MONTERIO POWER CORPORATION
INCA KM22 FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 14.60
SubTotal 14.60
LOS ORIGENES
LOS ORIGENES GAS NATURAL MOTORES A GAS 25.00
SubTotal 25.00
Total Térmica 3,119.4
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 46 47
EMPRESA HIDROELÉCTRICA
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS
EGEHID - HIDROS DE EMBALSE COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]
TAVERA I AGUA TURBINA HIDRAULICA 48.00
TAVERA II AGUA TURBINA HIDRAULICA 48.00
JIGUEY I AGUA TURBINA HIDRAULICA 49.00
JIGUEY II AGUA TURBINA HIDRAULICA 49.00
AGUACATE I AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00
AGUACATE II AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00
VALDESIA I AGUA TURBINA HIDRAULICA 27.00
VALDESIA II AGUA TURBINA HIDRAULICA 27.00
RIO BLANCO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.50
RIO BLANCO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.50
MONCION I AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00
MONCION II AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00
RINCON AGUA TURBINA HIDRAULICA 10.10
PALOMINO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 30.00
PALOMINO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 30.00
PINALITO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 25.00
PINALITO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 25.00
SubTotal de Embalse 497.1
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS
EGEHID - HIDROS DE PASADA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]
LOPEZ ANGOSTURA AGUA TURBINA HIDRAULICA 18.40
CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.60
CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.60
BAIGUAQUE I AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.60
BAIGUAQUE II AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.60
HATILLO AGUA TURBINA HIDRAULICA 8.00
JIMENOA AGUA TURBINA HIDRAULICA 8.40
EL SALTO AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.70
ANIANA VARGAS I AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30
ANIANA VARGAS II AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30
DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA TURBINA HIDRAULICA 2.00
DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA TURBINA HIDRAULICA 2.00
ROSA JULIA DE LA CRUZ AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.90
NIZAO NAJAYO AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30
LOS ANONES AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.10
SABANA YEGUA AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.80
LAS DAMAS AGUA TURBINA HIDRAULICA 7.50
SABANETA AGUA TURBINA HIDRAULICA 6.30
LOS TOROS I AGUA TURBINA HIDRAULICA 4.90
LOS TOROS II AGUA TURBINA HIDRAULICA 4.90
MAGUEYAL I AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.50
MAGUEYAL II AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.50
LAS BARIAS AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.90
SubTotal de Pasada 86.1
Total Hidro 583.20
TOTAL GENERAL 3,702.55
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 48 49
La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) es una empresa estatal cuyo objetivo principal es construir, operar
y mantener de forma auto sostenible las redes y subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para
proveer un servicio eléctrico de calidad a precio razonable.
Su infraestructura eléctrica está conformada por una longitud total de 4,723.95 km de líneas a 345, 138 y 69 KV, donde la
red de enlace 345 KV, la cual enlaza la Zona Norte con el área de Santo Domingo, es la de mayor importancia económica y
funcional. Esta cuenta con una longitud de 129.9 km a una potencia de transmisión máxima de 1200 MVA por circuito.
Además, el Sistema de Transmisión Nacional está conformado por aproximadamente 2,660.93 km de líneas de transmisión
al nivel de tensión de 138 KV que puede denominarse como la red Sub-troncal, 1,933.13 km de líneas a 69 KV; también
opera y mantiene unas 85 subestaciones, propias y compartidas.
Por su configuración eminentemente radial, el SENI está dividido en cuatro zonas: Zona Santo Domingo, Zona Sur, Zona
Norte y Zona Este. Las subestaciones más importantes de estas zonas son: Palamara y Hainamosa en la Zona Santo
Domingo, Pizarrete en la Zona Sur, Bonao II y Canabacoa en la Zona Norte y San Pedro II en la Zona Este.
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
luego son transformadas a niveles de tensión menores para conducirla a través de sus propias redes, ubicadas dentro de
sus respectivas zonas de concesión, hasta los usuarios finales.
Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre automático de carga,
implementados en diversas subestaciones de distribución por medio de relés de baja frecuencia y bajo voltaje, que sirven
para desconectar carga de manera automática en diferentes etapas. El esquema de deslastre automático de carga (EDAC)
es actualizado de manera periódica por el Organismo Coordinador.
Distribución
TransmisiónEn la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2013, en el cual se indican las inyecciones
netas de las empresas generadoras, los retiros de las empresas distribuidoras y usuarios no regulados que, para fines de
esta tabla, se han agrupado independientemente de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.
Durante el 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.
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PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTO ENERGÍA 2013[13,850.9 GWh]
Balance de Energía
ENE 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
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
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
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
PVDC 26.2 35.5 42.9 47.4 59.7 33.9 41.4 58.9 62.5 57.3 63.9 15.4 545.0
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
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
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
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%
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 50 51
Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron HIDRO
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
siguen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 9% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una
participación de un 28.9% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente gráfico.
Balance de Potencia
BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2013 [MW]
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW %
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%
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%
DPP 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%
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%
CDEEE-IPPs* 87.1 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%
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%
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%
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%
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%
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%
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%
LAESA 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.42 108.4 5.5%
LOS ORIGENES - - - - - - - - 8.2 24.7 24.7 24.75 6.9 0.4%
Total 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%
*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM
BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2013 [MW]
Demanda Máxima del SistemaLa demanda máxima del sistema es el mayor aporte total horario de las unidades generadoras al sistema durante un año
calendario, ocurrida dentro de las horas punta del sistema, entre las 18:00 y 22:00 horas. La demanda máxima anual es un dato
usado en la reliquidación de potencia, ya que de manera preliminar se utiliza una demanda máxima estimada y, al final, el sistema
sólo retribuye la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año.
A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual.
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
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.
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DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 2013[MW]
MES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC
Día / Hora D09 H21 D22 H21 D19 H21 D11 H21 D13 H21 D05 H21 D24 H22 D05 H21 D12 H21 D03 H20 D13 H20 D31 H20
INYECCIONES
Inyecciones Brutas 1,891 1,967 1,991 2,048 2,148 2,093 2,088 2,085 2,080 1,998 1,935 1,900
Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]
1,843 1,905 1,924 1,984 2,089 2,038 2,025 2,021 2,019 1,944 1,866 1,847
Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]
1,839 1,900 1,919 1,980 2,084 2,033 2,020 2,015 2,014 1,938 1,862 1,844
RETIROS
Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A.
475 504 530 530 541 510 518 540 522 558 539 550
EdeNorte Dominicana S. A. 516 530 552 525 545 547 543 558 551 524 541 573
EdeSur Dominicana S.A. 507 524 489 559 603 574 602 564 583 591 566 589
Usuarios No Regulados [UNR] 298 298 309 321 331 324 276 327 198 192 159 62
Otros Retiros 1 6 8 8 3 8 3 2 8 5 6 17
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
Pérdidas [MW] 42 37 31 37 60 70 78 24 151 67 51 52
Pérdidas [%] 2.3% 1.9% 1.6% 1.9% 2.9% 3.4% 3.9% 1.2% 7.5% 3.5% 2.8% 2.8%
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 52 53
Abastecimiento de Energíapor Tipo de CombustibleEl 36.2% de la energía abastecida en el 2013 fue producida con Fuel Oil 6, que es el combustible que tiene la mayor
participación del mercado. El gas natural ocupa la segunda posición en el mercado con 31.4%, seguido por el carbón
con un 14.5% de participación.
Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica
Se destaca el hecho de que durante el 2013 los combustibles de gas natural y carbón se mantuvieron con los precios
más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica.
En el siguiente gráfico se muestra el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu.
Los precios del FO 6 y FO 2 corresponden a los precios de referencia de las publicaciones internacionales de Platts
en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar en Colombia, con poder calorífico de
11,300 Btu/ lb y los precios del gas natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de
contratos a futuro NYMEX (Henry Hub).
ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE[GWh]
36.2% Fuel No. 613.4% Agua31.4% Gas Natural2.8% Fuel No. 214.5% Carbón3.0% Fuel No. 6/Gas Natural1.7% Viento
36.2%
31.4%
Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como los más elevados durante todo el año para la generación
eléctrica. En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional
durante el 2013 expresados en US$/MMBTU.
PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS COMBUSTIBLES 2013[US$/MMBtu]
A continuación se muestran los precios con las unidades originales:
PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013[US$/MMBtu]
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ENE FEB 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
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
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FUEL NO. 6GAS NATURAL NYMEXFUEL NO. 2CARBÓN
US
$/M
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 54 55
El costo marginal de corto plazo es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la
demanda y el parque de generación disponible. A continuación se presenta una gráfica con los valores mensuales promedios del
costo marginal de energía y el costo marginal máximo correspondientes al año 2013.
Costo Marginal de Energía
Es preciso establecer estas comparaciones en dólares de Estados Unidos de América ya que el costo marginal de energía está
determinado por los costos de producción de las empresas generadoras y estos a su vez por el precio de los combustibles utilizados,
adquiridos en el mercado internacional en dólares americanos. Anexas se muestran las tasas del dólar utilizadas en este informe.
En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal promedio de energía así como el costo marginal máximo
para el mismo período de tiempo.
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA 2013 [US$/MWh]
US$/MWh 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 MAX 216 222 226 220 212 211 209 212 215 218 213 208 215
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CMG PROMCMG MAX
US
$/M
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Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión
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El costo marginal de potencia de punta es el precio al cual se valorizan las transacciones de potencia de punta y es determinado
según lo establecido en el artículo 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de
dicho reglamento establece la forma de cálculo del derecho de conexión unitario para cada mes; éste cargo, junto al de derecho
de uso, componen lo que se conoce como el peaje de transmisión. A finales del 2005, la Superintendencia de Electricidad
emitió la resolución No. 108 en la que ordena recalcular el derecho de conexión unitario, tomando como base las transacciones
definitivas de potencia de punta.
En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal de potencia y derecho de conexión unitario.
COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN 2013[US$/KW-mes]
US$/KW-mes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO
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
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
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DERECHO CONEXIÓNCMG POTENCIA
US
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5% DEMANDA3% DEMANDAMONTERIOFALCONMETALDOMSEABOARD
GPLVHAINASAN FELIPEHIDRODPPANDRES
Servicio de Regulación de FrecuenciaEn las siguientes gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empresa que participa del mercado
de regulación de frecuencia, así como el objetivo que establece la normativa de contar entre un 3% y 5% de la
demanda como márgenes de Regulación de Frecuencia tanto Primaria como Secundaria.
AES Dominicana, a través de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de
Frecuencia, con un importante aporte de 26% y 47% respectivamente para totalizar un 72% de los márgenes de
reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad
del suministro eléctrico.
PARTICIPACIÓN REGULACIÓN PRIMARIA FRECUENCIAReserva Aportada 2013 [GWh]
GW
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Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 48% y el 23%
respectivamente para totalizar un 71% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del
servicio durante el 2013. Además, en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas y CDEEE, esta última a
través de sus contratos con IPP’s; la primera con un aporte del 23% y la segunda con 6%.
PARTICIPACIÓN REGULACIÓN SECUNDARIA FRECUENCIAReserva Aportada 2013 [GWh]
ENE
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5% DEMANDA3% DEMANDASAN FELIPEDPPHIDROANDRES
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 58 59
Mercado de Usuarios No ReguladosLa 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.
A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2013.
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.
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.
RETIROS DE ENERGÍA DE LOS UNR POR EMPRESA VENDEDORA 2013 [GWh]
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC GWh %
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%
EDENORTE 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%
HAINA - - - - - - - - 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%
Total Retiros 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%
UNR EN MERCADO SPOTHAINASEABOARDEGEHID
EDESUREDENORTEEDEESTEAES ANDRES
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10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
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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.
EVOLUCIÓN PARTICIPACIÓN MERCADO DE UNR 2013
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 60 61
Mercado de Contratos
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%).
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]
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC GWh %
GENERADORES
AES ANDRES 152.7 160.3 192.2 167.1 165.8 151.9 165.4 184.3 142.9 143.6 166.7 119.3 1,912.1 13.4%
DPP 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 9.5%
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%
MONTE RIO 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 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%
Total 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%
DISTRIBUIDORES
EDEESTE 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%
EDENORTE 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%
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%
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 62 63
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INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 64 65
BARRA: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para
entregar y retirar electricidad.
BARRA DE REFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene
un factor de nodo de energía y potencia igual a uno. En el sistema
interconectado dominicano la barra de referencia es actualmente la
Subestación de Palamara en el nivel de tensión de 138kv.
BTU: Unidad Térmica Británica de medida [British Thermal
Units]. Es una unidad de calor en el Sistema Ingles Europeo.
Su equivalencia en el Sistema Internacional (SI) es el Joule. Los
precios del Gas Natural usualmente se expresan en US$/MMBtu.
1 Btu es equivalente a 252 Calorías (Cal).
CENTRAL MARGINAL: Se refiere a la o las unidades
generadoras que en despacho óptimo de carga
incrementa su generación cuando se incrementa marginalmente
la demanda.
CICLO COMBINADO: Es una maquina compuesta por dos
fases: una fase de gas y otra de vapor. Típicamente el conjunto
consta de una turbina de gas, una caldera de recuperación de
calor, una turbina de vapor y uno o varios generadores eléctricos.
CONSUMO PROPIO: Es la energía consumida por los sistemas
auxiliares de una central o Subestación.
COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Es el costo variable
necesario para producir una unidad adicional de energía
considerando la demanda y el parque de generación disponible.
COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE UNA MAQUINA
TERMOELÉCTRICA: Corresponde al costo del combustible
puesto en planta y utilizado en la producción de energía eléctrica,
multiplicado por el consumo específico medio de la máquina más
Glosarioel costo variable no combustible.
DEMANDA MÁXIMA ANUAL: Es la máxima demanda
bruta media horaria, durante un año calendario, del total
de las unidades generadoras del sistema, ocurrido dentro de
las horas de puntas del sistema más el estimado de la potencia
correspondiente a la energía no abastecida.
DERECHO DE CONEXIÓN: Es la diferencia entre el costo total
anual del sistema de transmisión y el derecho de uso estimado
para el año. El procedimiento para determinar el derecho de uso
se establece en Reglamento de la Ley General de Electricidad.
FUEL OIL: Es una derivado del petróleo que se obtiene
como residuo luego del proceso de destilación. Siendo
combustible más pesado de los que se puede destilar a presión
atmosférica, el fuel Oil se usa como combustible para plantas de
energía eléctrica, calderas y hornos.
GAS NATURAL (GN): Mezcla de gases que se encuentra
frecuentemente en yacimientos fósiles, sólo o
acompañando al petróleo. Y está compuesto principalmente por
metano en cantidades superior al 90 o 95%, y además suele
contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2 y restos de
butano o propano así como pequeñas proporciones de gases
inertes como dióxido de carbono y nitrógeno.
GAS NATURAL LICUADO (GNL): Es el Gas Natural procesado
para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa
para su transporte y almacenamiento porque al transformarlo en
líquido a presión atmosférica y –163ºC de temperatura el proceso
de licuefacción reduce en aproximadamente
600 veces el volumen de gas.
MERCADO DE CONTRATOS: Es el mercado de
transacciones de compra y venta de electricidad
basada en contratos de suministro libremente pactados.
MERCADO SPOT: Es el mercado de transacciones
compra y venta de electricidad de corto plazo no basado
en contratos a término cuyas transacciones económicas
se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al
Costo Marginal de Potencia.
POTENCIA DE PUNTA: Potencia máxima en la curva
de carga anual.
POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar
cada unidad generadora durante las horas pico, con alta
seguridad.
REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA [RPF]:
Potencia que una unidad generadora puede variar
por acción automática de su sistema ante cambios en la
frecuencia del sistema.
REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA [RSF]:
Potencia que una unidad generadora puede variar por
acción automática o manual de su sistema de regulación,
en forma sostenida.
REGULACIÓN DE FRECUENCIA: Acciones necesarias
para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias
permisibles definidas para el sistema. El OC establece los
parámetros de regulación y las empresas generadoras
son responsables de la prestación del servicio a través de
sus Centros de control.
TURBINA DE VAPOR: Es una máquina que transforma
la energía térmica del combustible en energía mecánica.
A través de un proceso de generación de vapor producido en
una caldera, de la que sale en unas condiciones de elevada
temperatura y presión. La energía cinética del vapor es
aprovechada por la turbina en forma mecánica y mediante esta
por un generador para producir electricidad.
TURBINA DE GAS: Es una máquina compuesta por un
compresor de aire comprimido, una turbina especialmente
diseñada para este fin y un generador eléctrico. La
turbina convierte la energía térmica del combustible
que se produce como resultado de la expansión de los
gases calientes de la explosión de la mezcla de aire
comprimido, combustible y llama, en energía mecánica que
es aprovechada por el generador eléctrico para producir
electricidad.
TURBINA HIDRÁULICA: es una máquina que aprovecha
la energía cinética y potencial del agua para producir un
movimiento de rotación que, transferido mediante un eje,
mueve directamente una máquina o bien un generador que
transforma la energía mecánica en eléctrica.
USUARIOS NO REGULADOS (UNRs): Es aquel
usuario del servicio eléctrico cuya demanda mensual
sobrepasa los límites establecidos por la Superintendencia
para clasificar como usuario público y que cumplan con los
requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General
de Electricidad.
ANEX
OS
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 66 67
BALANCE POTENCIA FIRME DEFINITIVO 2012[MW]
ÍNDICE DE PRECIOS DEL CONSUMIDOR DE USA (CPI)[2003-2013]*
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW %
AES ANDRES 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.6 280.5 280.54 280.5 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 0.3%
CEPP 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%
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%
Total 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%
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
*Bureau of Labor Statistic U.S.
*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM
TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA LA COMPRA Y VENTA DE DOLARES ESTADOUNIDENSES[2003-2013]*
ANEX
OS
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROM
2003 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
2004 COMPRA 46.09 49.23 46.52 44.35 46.92 48.12 44.84 41.25 36.95 32.27 29.56 28.86 41.25
VENTA 46.64 50.44 47.18 44.81 47.69 48.67 45.46 42.11 37.62 32.98 30.13 29.33 41.92
2005 COMPRA 29.84 28.85 28.30 28.25 28.70 28.90 28.93 29.00 30.42 32.41 33.25 33.12 30.00
VENTA 30.40 29.22 28.60 28.54 28.91 29.08 29.06 29.13 30.82 32.70 33.54 33.39 30.28
2006 COMPRA 34.56 34.17 32.56 32.11 32.49 32.77 32.75 32.63 32.95 33.47 33.56 33.09 33.09
VENTA 34.84 34.44 32.85 32.33 32.73 32.94 32.91 32.80 33.12 33.66 33.69 33.30 33.30
2007 COMPRA 33.70 33.36 32.79 32.23 32.14 32.42 32.99 32.90 33.31 33.46 33.41 33.52 33.02
VENTA 33.90 33.51 32.96 32.40 32.29 32.57 33.14 33.05 33.46 33.59 33.53 33.66 33.17
2008 COMPRA 33.76 33.83 33.92 34.03 34.01 34.16 34.27 34.68 34.83 34.99 35.19 35.26 34.41
VENTA 33.89 33.96 34.04 34.14 34.13 34.27 34.39 34.80 34.95 35.09 35.32 35.39 34.53
2009 COMPRA 35.37 35.56 35.67 35.83 35.95 35.92 35.98 36.03 36.06 36.09 36.09 36.09 35.89
VENTA 35.49 35.65 35.77 35.92 36.04 36.00 36.07 36.10 36.13 36.16 36.17 36.16 35.97
2010 COMPRA 36.11 36.19 36.30 36.42 36.70 36.73 36.80 36.89 36.98 37.21 37.22 37.31 36.74
VENTA 36.19 36.27 36.37 36.51 36.79 36.81 36.88 36.99 37.07 37.29 37.30 37.40 36.82
2011 COMPRA 37.45 37.63 37.76 37.84 37.89 38.03 38.04 38.06 38.15 38.30 38.44 38.55 38.01
VENTA 37.54 37.72 37.85 37.90 37.96 38.10 38.12 38.13 38.21 38.37 38.51 38.63 38.09
2012 COMPRA 38.86 38.94 38.99 39.02 39.02 39.07 39.08 39.11 39.20 39.43 39.94 40.17 39.24
VENTA 38.95 39.02 39.07 39.08 39.09 39.14 39.15 39.18 39.29 39.53 40.05 40.29 39.32
2013 COMPRA 40.59 40.76 41.00 41.05 41.09 41.45 41.89 42.36 42.61 42.44 42.45 42.60 41.69
VENTA 40.70 40.85 41.10 41.15 41.19 41.60 42.00 42.49 42.71 42.53 42.53 42.71 41.80
*Banco Central de la República Dominicana
INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 68 69
UNIDADES DE DENSIDADKg / m3 Lb / Pie3 Lb / Gl (UK) Lb / Gl (US)
Kilogramo por Metro Cúbico Kg / m3 1 0.062 0.010 0.008
Libra por Pie Cúbico 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
UNIDADES DE ENERGÍAJ Cal Btu KWh
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 MASAKg Ton. Ton. Larga Ton. Corta Libra (Lb)
Kilogramo Kg 1 0.001 0.001 0.001 2.205
Tonelada T 1000 1 0.984 1.102 2204.62
Tonelada Larga TL 1016 1.016 1 1.12 2240
Tonelada Corta TC 907 0.907 0.893 1 2000
Libra Lb 0.454 0.000 0.000 0.001 1
PODERES CALORÍFICOS SUPERIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLESCombustibles Líquidos PCS PCI PCS PCI PCS PCI
Kcal/Kg Kcal/Kg Kcal/L Kcal/L 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
Oleo Combustible 10,090 9,583 10,217 8,318 42,780 34,827
Gas Licuado de Petróleo 11,750 11,000 6,486 9,548 27,160 39,977
Combustibles Gaseosos PCS PCI PCS PCI
Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3
Gas Natural Húmedo 10,454 8,240 43,770 34,500
Gas Natural Seco 9,256 8,500 38,750 35,584
Combustibles Sólidos PCS PCI PCS PCI
Kcal/Kg Kcal/Kg 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
ANEX
OS
Diseño y Diagramación: Newlink Dominicana
Impreso en papel reciclado
AES DOMINICANA Oficinas Administrativas:Ave. Winston Churchill No.1099Ensanche PiantiniTorre Citi Group en Plaza Acrópolis, Piso 23CP 10148 Santo DomingoRepública DominicanaTeléfono: (809) 955-2223Fax: (809) 955-8413Webpage: www.aesdominicana.com.do