INFORME ESTADÍSTICO STATISTICAL REPORT
La Corporación AES es una compañía de energía global que posee y opera una cartera diversa y creciente de generación de electricidad y empresas de distribución, que proporcionan energía fiable y asequible a clientes en 25 países. Nuestras plantas de energía abarcan una amplia gama de tecnologías y tipos de combustible, como el carbón mineral, el gasoil, gas natural, biomasa, ciclo combinado, paneles solares y eólica. 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 STATISTICAL REPORT
CONTENIDO
58 60
49 51 52 53 55 57
7 9 12 14 16 24 29 32 34 36 38 46 47 48
Tablas y Medidas
Glosario
ANEXOS
Mercado de Contratos
Mercado de Usuario No Regulados
Servicio de Regulación de Frecuencia
Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión
Costo Marginal de Energía
Precios Internacionales Combustibles
para Generación Eléctrica
Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible
Demanda Máxima
Balance de Potencia
Generación
Mercado Eléctrico Mayorista
Indicadores Técnicos de Operación
Balance de Energía
Venta de Gas Natural
Terminales de Recepción de Combustibles
Centrales de Generación de AES Dominicana
Perfil de AES Dominicana
Antecedentes de AES Dominicana
Los Valores de AES
Carta del Presidente
INFORME ESTADÍSTICO 2012
Carta del Presidente Es un gran placer presentarles la edición 2012 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. Al cierre de este año 2012, AES Dominicana aportó un promedio de 37.8% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para un total inyectado de 5,045 GWh, superando la generación del año 2011 y mostrando ser la empresa líder en el mercado eléctrico nacional. El 78% de la energía inyectada por AES Dominicana fue transada en el mercado de contratos con las Empresas Distribuidoras, proporcionando ahorros significativos al Estado Dominicano al ser la energía más económica del Sistema Nacional. Nuestras unidades marcaron hitos operativos entre los que se pueden destacar la generación de AES Andres y las unidades de ITABO S.A. con 2,089 GWh y 1,613.6 GWh, superando su máximo histórico anual de generación a gas natural y carbón mineral respectivamente, y la alta tasa de disponibilidad equivalente de las unidades de AES Andres y DPP. Durante el 2012, el mercado del gas natural registró récords de venta de este combustible mostrando un crecimiento del 149.55% con respecto al año anterior, aumentando el renglón de ventas al sector eléctrico, lo que causó que AES Dominicana realizara compras spot de gas natural licuado en el mercado internacional para suplir la creciente demanda.
Al cierre de este año 2012, AES Dominicana aportó un promedio de 37.8% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
AES Dominicana muestra su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno al gas natural y restableciendo de manera eficiente el uso de carbón mineral. Muestra de ello es el reconocimiento Medalla de Plata “Máximo Galardón”, categoría Gran Industria en el Premio Nacional a la Calidad. Nuestra cultura de excelencia operativa y manejo de activos nos permite contribuir con el desarrollo sostenible del país, el medio ambiente y las comunidades a las cuales servimos.
Marco De la Rosa Presidente AES Dominicana
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Pone la seguridad primero ActĂşa con integridad Honra sus compromisos Se esfuerza por la excelencia Disfruta su trabajo
INFORME ESTADÍSTICO 2012
LA GENTE AES VALORES Pone la seguridad primero Siempre ponemos primero la seguridad — para nuestra gente, los contratistas y las comunidades. Actúa con integridad Somos honestos, dignos de confianza y formales. La Integridad es el núcleo de todo lo que hacemos — como nos conducimos y como nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas. Honra los compromisos Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comunidades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro negocio, en general, suponga una contribución positiva a la sociedad. Se esfuerza por la excelencia Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel. Disfruta su 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. Combustible Primario: Gas Natural
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ANTECEDENTES AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el 1997 cuando, en el contexto de una fusión que envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec, que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen más adelante en este informe. En sus inicios, DPP operó bajo el esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés) vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) desde el mes de mayo de 1996 hasta agosto del año 2001. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se modifica el contrato entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de mayo del 2003, DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en el mercado spot. En el 2000, AES Dominicana llega al entendimiento de que es necesario contribuir al desarrollo del país a largo plazo, por lo que se inicia la construcción del proyecto de AES Andres en Caucedo, Boca Chica, con 319 MW de generación de energía 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. 12
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 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, y suple dos estaciones de compresión de gas natural.
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 la canasta de combustibles más competitiva para la generación de energía en el mercado eléctrico nacional.
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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.
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 el medio ambiente.
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CENTRALES DE GENERACIÓN
A continuaci贸n se describen las principales caracter铆sticas t茅cnicas de las unidades de generaci贸n de AES Dominicana.
AES Dominicana
AES ANDRES
Combustible Primario: Gas Natural Fecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre del 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
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INFORME ESTADÍSTICO 2012 Capacidad Instalada 319 MW Tecnología CICLO COMBINADO
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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AES Dominicana
AES DPP
Combustible Primario: Gas Natural Fecha Inicio Operaci贸n 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 潞C Capacidad Nominal Generador: 2 x 142 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Velocidad Generador: 3,600 rpm Sistema Enfriamiento Generador: Aire
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INFORME ESTADÍSTICO 2012 Capacidad Instalada 2 X 118 MW Tecnología TURBINA GAS EN CICLO SIMPLE
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AES Dominicana
ITABO I
EGE ITABO
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 de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base
ITABO II
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 de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base
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INFORME ESTADÍSTICO 2012 Capacidad Instalada 132 MW Tecnología TURBINA VAPOR Capacidad Instalada 128 MW Tecnología TURBINA VAPOR
Capacidad Instalada 34.5 MW Tecnología TURBINA GAS
SAN LORENZO Combustible Primario: Fuel Oil 2 / 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 suplir los incrementos de demanda en horas pico. 23
AES Dominicana
TERMINALES DE RECEPCIÓN Y DESPACHO DE COMBUSTIBLES
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INFORME ESTADÍSTICO 2012
MUELLE INTERNACIONAL AES Andrés 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 licuado (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.
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AES Dominicana
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 m 3 de GNL por hora, un tanque criogénico, con capacidad para almacenar 160,000 m 3 de gas natural líquido y también un sistema de regasificación con capacidad de convertir 375 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfd por sus siglas en inglés) de líquido a gas.
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 DPP en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera, AES Dominicana permite mejorar la competitividad de dicha planta ya que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad. Características Técnicas y de Operación del Gasoducto | Longitud: 34 km | Diámetro: 12 pulgadas | Presión Máxima: 100 bares | Presión de Operación Promedio: 50 bares | Estaciones de Válvulas: Cinco (5) En el 2011 empezaron las operaciones de Estrella del Mar II, una central eléctrica Bi-Fuel que opera a gas natural y Fuel Oil #6 perteneciente al grupo Transcontinental Capital Corporation (SEABOARD). La misma obtiene gas natural por un gasoducto conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.
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. La terminal de distribución 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 m 3/h, lo que se traduce en un tiempo medio de atención para el llenado de un camión cisterna de GNL, desde el ingreso hasta la salida del complejo, de aproximadamente una hora.
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INFORME ESTADÍSTICO 2012
MUELLE INTERNACIONAL ITABO, S.A.
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.
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.
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AES Dominicana
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INFORME ESTADÍSTICO 2012
VENTAS DE GAS NATURAL A partir del 2007, dos años después de que AES Andres firmara su primer contrato de venta de gas natural comprimido con una empresa de distribución, AES Dominicana se ha mantenido a la vanguardia en el negocio de venta de gas natural, abriéndole las puertas al país a la distribución del mismo, hacia nuevos mercados que hasta entonces no tenían acceso a este combustible. En la actualidad, AES Andres no solo cuenta con la única terminal de distribución de gas natural licuado 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 porcentaje de ventas del gas natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2012. 29
AES Dominicana
EVOLUCIÓN DE VENTAS DE GAS NATURAL A TERCEROS [TBtu]
VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2012 [11,131.387.50 MMBtu]
En el gráfico anterior 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 2012 la venta de gas natural superó en un 149.55% a las ventas del año anterior; es decir, la demanda de terceros incrementó en más del doble de lo registrado en el 2011.
En la gráfica siguiente aparece la evolución de ventas por tipo de consumo en el transcurso del año.
7% 12.0
10.0
46% TBtu
8.0
6.0
4.0
47%
2.0
2007
2008
2009
2010
2011
2012 INDUSTRIAL GNV Generación Electricidad
30
INFORME ESTADÍSTICO 2012
VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2012 [MMBtu] AES Dominicana cuenta con relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, quienes son responsables de distribuir el gas natural por todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL (SGN), PLATERGAS, PROPAGAS y TROPIGAS.
1,200,000
1,000,000
MM Btu
800,000
600,000
400,000
200,000
ro
e re eb
ro
e En
F
zo
M
ar
o
ril
Ab
ay
M
INDUSTRIAL INDUSTRIAL
o
ni
Ju
NGV GNV
31
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S
ELECTRICITY GENERACIÓN GENERATION ELECTRICIDAD
e
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D
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AES Dominicana
BALANCE DE ENERGÍA En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2012, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.
BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2012 [GWh] AES ANDRES
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2012
%
VENTAS POR CONTRATO EDEESTE EDESUR DPP SEABOARD UNR VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ANDRES
34.5 13.8
39.8
42.2
44.1
50.3
10.0
10.0
10.0
10.0
17.7
18.7
13.6
10.0
62.5 16.7
60.5 43.1
68.2
68.5
67.1
64.5
64.6
-
-
-
-
-
5.5
6.7
3.8
6.5
3.1
666.6
32%
40.0
2%
159.2
8%
3.1
3.3
3.1
2.2
2.4
2.3
2.6
2.6
2.1
2.7
2.6
2.0
31.0
1%
84.2
83.7
92.0
90.9
92.3
85.7
88.7
87.5
81.5
84.1
84.2
78.3
1,033.0
49%
(44.0)
2.5
14.5
16.3
20.4
17.7
(3.7)
12.8
27.9
22.1
29.6
42.9
159.0
8%
91.5
157.0
180.5
177.1
185.5
184.9
191.1
176.5
186.7
179.7
187.3
190.9
2,088.8
100%
ITABO S.A. VENTAS POR CONTRATO EDESUR
58.4
56.8
60.5
60.3
69.2
67.7
70.1
67.3
67.7
67.1
63.6
62.1
770.7
45%
EDENORTE
42.3
40.5
44.0
44.5
51.6
50.6
52.9
51.7
50.8
51.5
47.0
47.0
574.5
34%
EDEESTE
24.6
23.4
24.8
25.9
29.6
29.7
29.8
28.4
28.5
28.0
26.9
26.7
326.4
19%
99.8
COMPRAS POR CONTRATO SEABOARD VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ITABO
-
-
-
-
-
40.3
59.5
39.7
-
20.3
-
14.9
-
3.6
7.1
(38.2)
(17.5)
(6.5)
-
10.6
-
(0.4)
11.9
(3.8)
41.8
2%
165.0
141.0
144.2
134.3
157.5
109.8
135.4
140.9
157.7
146.2
109.1
72.6
1,613.6
100%
103.5
98.2
104.3
109.0
124.3
124.9
125.0
119.3
119.8
117.4
112.9
112.1
1,370.7
91%
DPP VENTAS POR CONTRATO EDEESTE COMPRAS POR CONTRATO ANDRES
13.8
17.7
18.7
13.6
10.0
16.7
43.1
5.5
6.7
3.8
6.5
3.1
159.2
VENTA SPOT/(COMPRA SPOT)
19.4
11.5
12.2
11.1
5.2
4.0
2.6
10.4
10.2
13.6
13.8
16.8
130.8
9%
109.1
92.0
97.7
106.5
119.5
112.2
84.5
124.2
123.3
127.2
120.2
125.8
1,342.3
100%
PRODUCCION DPP
32
INFORME ESTADÍSTICO 2012
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2012
VENTAS POR CONTRATO 2012 [4,972.5 GWh]
[5,304.4 GWh] VENTA POR CONTRATO
VENTAS OTROS AGENTES
VENTAS DISTRIBUIDORES
VENTA SPOT
VENTAS USUARIOS NO REGULADOS
13%
6%
9%
94%
78% VENTAS DISTRIBUIDORES
VENTA POR CONTRATO VENTA SPOT
VENTAS OTROS AGENTES
VENTAS USUARIOS NO REGULADOS
13%
6%
9% A continuación mencionaremos los eventos más relevantes ocurridos en el mercado eléctrico mayorista entre AES Dominicana y algunos agentes del MEM: 33
AES Dominicana
INDICADORES TÉCNICOS DE OPERACIÓN 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.
HEAT RATE [Btu/KWh]
EAF
14,000.00
100% 90%
12,000.00
80% 70%
10,000.00 60% 50%
6,000.00
40%
4,000.00
30% 20%
2,000.00 10% 0%
ANDRES
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
LOS MINA 6
34
ANDRES
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
LOS MINA 6
INFORME ESTADÍSTICO 2012
EFOF
EVENTOS RELEVANTES
AES Andres y DPP destacaron por los valores alcanzados debajo del 2%.
8%
Unidad
7%
Los Mina 5 Mantenimiento mayor programado
27/01/2012
03/02/2012
168
6%
Los Mina 6 Mantenimiento mayor programado
07/07/2012
18/07/2012
264
5%
ITABO 1
Mantenimiento mayor programado
01/04/2012 07/04/2012
144
4%
ITABO 2
Mantenimiento mayor programado
17/11/2012
31/12/2012
1.056
3%
Andres
Mantenimiento mayor programado
17/01/2012
03/02/2012
408
2%
San Lorenzo Inicio de Operación Comercial.
ANDRES
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
Desde
Agosto 2012
Andres
Instalación del 3er Tren de Vaporización Enero 2012
Andres
Premio Nacional a la Calidad. Medalla de Plata “Máximo Galardón”
1% 0%
Descripción
LOS MINA 6
35
Octubre 2012
Hasta
Horas
AES Dominicana
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA RESEÑA HISTÓRICA DEL SECTOR ELÉCTRICO DOMINICANO En 1997 la República Dominicana inició una reorganización y privatización de su industria eléctrica, comprendida en los segmentos de generación (térmica e hidroeléctrica), transmisión y distribución. Este proceso de reorganización tuvo como objetivo 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 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.
36
INFORME ESTADÍSTICO 2012
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. Antes de ser promulgada la Ley General de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emitidas por la Secretaría de Estado de Industria y Comercio. Luego de dicho año, se establecen las reglas por las cuales operan los mismos. En el mes de julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la norma de este nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Electricidad ha dictado numerosas resoluciones que también forman parte del marco regulatorio del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo. Durante el 2007, mediante la ley 186-07, se modifica la Ley General de Electricidad 125-01 del 26 de julio de 2001 y su reglamento. Las nuevas disposiciones de la ley tienen como objetivo criminalizar el fraude eléctrico y establecer otras medidas para lograr la viabilidad financiera del sector eléctrico.
37
En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecnología.
AES Dominicana
GENERACIÓN El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 86%, y el restante 14% por unidades hidroeléctricas. Durante el año 2012 se incorporaron al SENI las centrales de generación INCA KM 22, administrada por la empresa Monterio y LOS ORIGENES, de la empresa Los Origenes Power Plant.
CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE
CAPACIDAD INSTALADA POR TECNOLOGÍA
[3,226.1 MW A DICIEMBRE 2012]
[3,226.1 MW A DICIEMBRE 2012]
18.1%
18.7% 18.1%
0.8%
36.6% 21.4%
11.4% 1.0%
28.1%
1.0%
21.9% CICLO COMBINADO
TURBINA HIDRÁULICA
CICLO COMBINADO
TURBINA MOTORES DIESEL MOTORES A VAPORTURBINA DIESEL
MOTORES GAS NATURAL
TURBINA HIDRÁULICA A VAPOR
MOTORES GAS NATURAL
13.2%
9.7%
TURBINA EÓLICA
TURBINA EÓLICA
FUEL OIL 6
TURBINA TURBINA DE GAS
38
GAS NATURAL
TURBINA HIDRÁULICA
MOTORES GAS NATURAL
MOTORES DIESEL
TURBINA A VAPOR
TURBINA DE GAS
AGUA
DE GAS
FUEL OIL 2
CICLO COMBINADO
CARBÓN
VIENTO
TURBINA EÓLICA
INFORME ESTADÍSTICO 2012
POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGÍA [DICIEMBRE 2012] TOTAL TURBINA
TURBINA
CICLO
MOTORES
MOTORES
VAPOR
GAS
COMBINADO
DIESEL
GAS NATURAL
EMPRESA GENERADORA
HIDRO
AES ANDRES ITABO S.A.
TURBINA
319.0 260.0
DPP
[MW]
[%]
319.0
9.9%
EÓLICA
34.5
294.5
9.1%
236.0
236.0
7.3%
AES DOMINICANA
260.0
270.5
EGE HAINA
343.4
100.0
319.0 102.0
33.0
EGEHID
583.2
849.5
26.3%
578.4
17.9%
583.2
18.1%
41.3
41.3
1.3%
73.3
183.3
5.7%
GPLV
194.5
194.5
6.0%
MONTE RIO
14.6
14.6
0.5%
CEPP
67.7
67.7
2.1%
LAESA
111.0
111.0
3.4%
25.0
0.8%
100.1
3.1%
METALDOM SEABOARD
110.0
LOS ORIGENES
25.0
PUEBLO VIEJO
100.1
PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S] SAN FELIPE
185.0
185.0
5.7%
CESPM
291.0
291.0
9.0%
RIO SAN JUAN TOTAL [MW]
1.5 603.4
370.5
905.0
39
706.0
25.0
583.2
33.0
1.5
0.0%
3,226.10
100.0%
AES Dominicana
CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA
EMPRESA
[DICIEMBRE 2012]
AES DOMINICANA
UNIDADES TERMOELÉCTRICAS
ANDRES
Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 26.3% 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 2012, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
GAS NATURAL
Ciclo Combinado
POTENCIA [MW]
319.00
ITABO I
CARBÓN
Turbina Vapor
128.00
ITABO II
CARBÓN
Turbina Vapor
132.00
Turbina Gas
34.50
LOS MINA V
SAN LORENZO I
FUEL NO. 2 / GAS NATURAL 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
100.00
FUEL NO. 2
Turbina Gas
BARAHONA CARBÓN
CARBÓN
Turbina Vapor
53.60
SULTANA DEL ESTE
FUEL NO. 6
Motores Diesel
102.00
Turbina Eólica
33.00
JUANCHO LOS COCOS
VIENTO
SubTotal
578.40
GPLV PALAMARA
FUEL NO. 6
Motores Diesel
LA VEGA
FUEL NO. 6
Motores Diesel
SubTotal
107.00 87.50 194.50
CDEEE SAN FELIPE
FUEL NO. 6
Ciclo Combinado
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
SubTotal
185.00
1.50 477.50
SEABOARD ESTRELLA DEL MAR ESTRELLA DEL MAR 2 SubTotal CEPP
40
FUEL NO. 6
Motores Diesel
73.30
GAS NATURAL
Ciclo Combinado
110.00 183.30
CDEEE
INFORME ESTADÍSTICO 2012
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 UNIDADES TERMOELÉCTRICAS
SubTotal
EMPRESA
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
1.50 477.50
POTENCIA [MW]
SEABOARD
AES DOMINICANA
ESTRELLA DEL MAR
FUEL NO. 6
ANDRES
GAS NATURAL
ESTRELLA DEL MAR 2
GAS NATURAL
ITABO I
CARBON
SubTotal
ITABO II
CARBON
SAN LORENZO I CEPP
Motores Diesel
Ciclo Combinado Ciclo Combinado
Turbina Vapor
Turbina Vapor
73.30
319.00
110.00
128.00
183.30
132.00
FUEL NO. 2
Turbina Gas
32.30
LOSI MINA V CEPP
GAS FUELNATURAL NO. 6
Turbina Gas Motores Diesel
118.00 16.50
LOSII MINA VI CEPP
GAS FUELNATURAL NO. 6
Turbina Gas Motores Diesel
118.00 51.20
SubTotal SubTotal
847.30 67.70
HAINAVIEJO PUEBLO HAINA I MONTE RIO
FUEL FUEL NO.NO. 6 6
TurbinaDiesel Vapor Motores
54.00 100.10
HAINA II SubTotal
FUEL NO. 6
Turbina Vapor
54.00 100.10
FUEL NO. 6
Turbina Vapor
84.90
HAINA IV
METALDOM
SAN PEDRO VAPOR
FUEL NO. 6
METALDOM
FUEL NO. 6
PUERTO PLATA I
FUEL NO. 6
SubTotal
PUERTO PLATA II
HAINA TG LAESA BARAHONA CARBON PIMENTEL I JUANCHO PIMENTEL III LOS COCOS
Turbina Vapor
FUEL NO. 6
Turbina Vapor
FUEL NO. 2
Turbina Gas
CARBON FUEL NO. 6
SULTANA PIMENTEL II DEL ESTE
Turbina Vapor
Motores Diesel
30.00
41.30
27.90
41.30
39.00
100.00
TurbinaDiesel Vapor Motores
53.60 31.60
FUEL FUEL NO.NO. 6 6
Motores Diesel Motores Diesel
102.00 28.00
VIENTO FUEL NO. 6
TurbinaDiesel Eólica Motores
SubTotal SubTotal
33.00 51.40 578.40 111.00
MONTE RIO
GENERADORA PALAMARA - LA VEGA
INCA KM22
PALAMARA
SubTotal
LA VEGA
LOS ORIGENES
SubTotal LOS ORIGENES
FUEL NO. 6
Motores Diesel
14.60
FUEL NO. 6
Motores Diesel
107.00
FUEL NO. 6
Motores Diesel
87.50
GAS NATURAL
Motores Gas Natural
SubTotal CDEEE
14.60
194.50 25.00 25.00
Total Térmica
2,642.9
SAN FELIPE
FUEL NO. 6
Ciclo Combinado
CESPM I
FUEL NO. 2
Ciclo Combinado
97.00
FUEL NO. 2
Ciclo Combinado
97.00
FUEL NO. 2 COMBUSTIBLE
Ciclo Combinado TECNOLOGÍA
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS
CESPM II CESPM III EGEHID - HIDROS DE EMBALSE RIO SAN JUAN TAVERA I
FUEL NO. 2 AGUA
185.00
97.00 POTENCIA [MW]
Motores Diesel Turbina Hidráulica
1.50 48.00 477.50 48.00
SubTotal TAVERA II
AGUA
Turbina Hidráulica
JIGUEY I
AGUA
Turbina Hidráulica
49.00
JIGUEY II
AGUA
Turbina Hidráulica
49.00
AGUA
Turbina Hidráulica
SEABOARD ESTRELLA DEL MAR
AGUACATE I
41
ESTRELLA DEL MAR 2
AGUACATE II
FUEL NO. 6 GAS NATURAL
Motores Diesel
Ciclo Combinado
AGUA
Turbina Hidráulica
VALDESIA I
AGUA
Turbina Hidráulica
CEPP II VALDESIA
AGUA
Turbina Hidráulica
SubTotal
73.30
26.00
110.00 26.00
183.30 27.00
27.00
AES Dominicana
CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA [DICIEMBRE 2012]
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS EGEHID - HIDROS DE PASADA
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
TAVERA I
AGUA
Turbina Hidráulica
48.00
TAVERA II
AGUA
Turbina Hidráulica
48.00
JIGUEY I
AGUA
Turbina Hidráulica
49.00
JIGUEY II
AGUA
Turbina Hidráulica
49.00 26.00
AGUACATE I
AGUA
Turbina Hidráulica
AGUACATE II
AGUA
Turbina Hidráulica
26.00
VALDESIA I
AGUA
Turbina Hidráulica
27.00
VALDESIA II
AGUA
Turbina Hidráulica
27.00
RIO BLANCO I
AGUA
Turbina Hidráulica
12.50
RIO BLANCO II
AGUA
Turbina Hidráulica
12.50
MONCION I
AGUA
Turbina Hidráulica
26.00 26.00
MONCION II
AGUA
Turbina Hidráulica
RINCON
AGUA
Turbina Hidráulica
10.10
PALOMINO I
AGUA
Turbina Hidráulica
30.00
PALOMINO II
AGUA
Turbina Hidráulica
30.00
PINALITO I
AGUA
Turbina Hidráulica
25.00
PINALITO II
AGUA
Turbina Hidráulica
SubTotal de Embalse
25.00 497.1
42
INFORME ESTADÍSTICO 2012 UNIDADES HIDROELÉCTRICAS EGEHID - HIDROS DE PASADA
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
LOPEZ ANGOSTURA
AGUA
Turbina Hidráulica
CONTRA EMBALSE MONCION I
AGUA
Turbina Hidráulica
18.40 1.60
CONTRA EMBALSE MONCION II
AGUA
Turbina Hidráulica
1.60
BAIGUAQUE I
AGUA
Turbina Hidráulica
0.60
BAIGUAQUE II
AGUA
Turbina Hidráulica
0.60
HATILLO
AGUA
Turbina Hidráulica
8.00
JIMENOA
AGUA
Turbina Hidráulica
8.40
EL SALTO
AGUA
Turbina Hidráulica
0.70
ANIANA VARGAS I
AGUA
Turbina Hidráulica
0.30
ANIANA VARGAS II
AGUA
Turbina Hidráulica
0.30
DOMINGO RODRIGUEZ I
AGUA
Turbina Hidráulica
2.00
DOMINGO RODRIGUEZ II
AGUA
Turbina Hidráulica
2.00
ROSA JULIA DE LA CRUZ
AGUA
Turbina Hidráulica
0.90
NIZAO NAJAYO
AGUA
Turbina Hidráulica
0.30
LOS ANONES
AGUA
Turbina Hidráulica
0.10 12.80
SABANA YEGUA
AGUA
Turbina Hidráulica
LAS DAMAS
AGUA
Turbina Hidráulica
7.50
SABANETA
AGUA
Turbina Hidráulica
6.30 4.90
LOS TOROS I
AGUA
Turbina Hidráulica
LOS TOROS II
AGUA
Turbina Hidráulica
4.90
MAGUEYAL I
AGUA
Turbina Hidráulica
1.50 1.50
MAGUEYAL II
AGUA
Turbina Hidráulica
LAS BARIAS
AGUA
Turbina Hidráulica
SubTotal de Pasada
0.90 86.1
Total Hidro
583.20
TOTAL GENERAL
3,226.1
43
AES Dominicana
TRANSMISIÓN 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). 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.
DISTRIBUCIÓN A diciembre del 2012 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.
44
INFORME ESTADÍSTICO 2012
BALANCE DE ENERGÍA 2012 En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2012, 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 con que tenga contratado su suministro.
BALANCE ENERGÍA MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA [GWh] Ene AES ANDRES
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2012
91.5
157.0
180.5
177.1
185.5
184.9
191.1
176.5
186.7
179.7
187.3
190.9
2,088.8
ITABO S.A.
165.0
141.0
144.2
134.3
157.5
109.8
135.4
140.9
157.7
146.2
109.1
72.6
1,613.6
DPP
109.1
92.0
97.7
106.5
119.5
112.2
84.5
124.2
123.3
127.2
120.2
125.8
1,342.3
AES Dominicana
365.6
390.1
422.4
417.9
462.4
406.9
411.0
441.6
467.7
453.1
416.6
389.2
5,044.7
94.6
96.3
103.3
159.7
218.8
140.2
127.1
142.1
158.9
165.6
191.5
173.6
1,771.6
EGEHID CDEEE-IPP's
142.2
87.9
49.4
39.6
62.2
179.0
160.1
143.4
94.3
112.0
48.6
62.5
1,181.1
EGE HAINA
108.9
96.0
93.1
99.9
88.7
92.0
129.8
102.5
82.7
98.4
134.5
121.7
1,248.0
GPLV
79.7
72.9
88.7
84.8
96.2
99.7
106.2
92.6
103.4
101.7
99.8
103.2
1,128.9
SEABOARD
43.1
43.0
88.4
94.4
115.8
112.9
120.9
122.7
111.2
111.5
109.5
123.4
1,196.8
CEPP
28.9
32.4
33.1
23.0
24.6
25.2
28.5
21.6
26.7
28.1
30.9
27.5
330.5
-
-
-
-
-
-
5.3
3.0
4.8
4.5
6.5
4.1
28.1
PVDC
36.9
54.8
50.1
30.6
32.9
42.2
40.2
30.4
35.0
33.8
13.3
21.9
422.0
METALDOM
22.8
16.7
20.0
14.6
14.9
14.7
19.4
20.6
21.3
18.5
15.0
16.5
215.1
LAESA
58.2
58.0
71.4
66.0
65.1
57.6
65.8
59.4
70.2
70.8
68.1
60.7
771.3
2.8
14.8
17.6
MONTE RIO
LOS ORÍGENES INYECCIONES
980.7
948.0
1,019.8
1,030.5
1,181.7
1,170.3
1,214.2
1,180.0
1,176.2
1,198.0
1,137.0
1,119.3
13,355.8
EDESUR
310.8
301.9
321.4
321.2
369.6
361.2
374.6
358.3
359.3
355.9
336.7
329.6
4,100.3
EDENORTE
258.8
248.1
269.3
272.4
315.7
309.5
324.0
316.6
311.2
315.6
287.9
287.9
3,516.9
EDEESTE
261.7
248.4
263.7
275.6
314.4
315.9
316.3
301.8
303.1
297.0
285.5
283.5
3,466.9
FALCONDO
48.2
45.0
49.7
51.5
-
-
-
-
-
-
-
-
UNR's
82.1
85.3
97.8
91.9
158.8
162.2
173.7
177.2
175.3
202.1
197.1
188.4
1,792.0
961.6
928.7
1,001.9
1,012.7
1,158.5
1,148.8
1,188.7
1,153.8
1,148.9
1,170.4
1,107.2
1,089.4
13,070.4
RETIROS PÉRDIDAS PÉRDIDAS %
194.4
19.09
19.31
17.96
17.88
23.20
21.54
25.55
26.19
27.33
27.59
29.88
29.81
285.4
1.95%
2.04%
1.76%
1.74%
1.96%
1.84%
2.10%
2.22%
2.32%
2.30%
2.63%
2.66%
2.14%
45
AES Dominicana
BALANCE DE POTENCIA Las empresas generadoras que resultaron con mayor participaciรณn en la distribuciรณn total de potencia firme fueron HIDRO con un 19.4%, AES Andres con un 14.0%, ITABO, S.A. con un 12.1%, HAINA con un 10.0%. Luego les siguen las demรกs empresas generadoras con montos por debajo del 10% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participaciรณn de un 30.0% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente grรกfico.
BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2012 [MW] ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
MW
%
AES ANDRES
280.59
280.59
280.59
280.58
280.59
280.50
280.57
278.99
271.61
258.48
251.72
250.19
272.92
14.0%
ITABO S.A.
225.90
225.90
225.89
225.89
225.90
225.80
225.90
233.15
257.95
254.09
251.09
245.74
235.27
12.1%
DPP
84.37
86.35
97.89
105.50
88.64
78.80
73.00
68.21
59.95
58.91
58.13
60.07
76.65
3.9%
AES DOMINICANA
590.86
592.84
604.37
611.97
595.13
585.10
579.47
580.35
589.51
571.48
560.94
556.00
584.84
30.0%
HIDRO
315.78
329.67
329.39
326.31
328.24
355.64
381.01
394.08
413.87
443.56
460.85
469.10
378.96
19.4%
CDEEE-IPPs *
201.15
194.30
216.69
214.72
171.74
142.02
127.20
111.44
92.51
86.66
84.31
83.93
143.89
7.4%
HAINA
236.84
227.79
233.74
231.20
209.47
193.02
183.17
175.95
166.22
161.34
157.23
154.64
194.22
10.0%
GPLV
189.96
189.96
189.96
189.93
189.93
189.90
189.94
189.94
189.94
189.94
189.94
189.94
189.94
9.7%
SEABOARD
71.88
71.89
71.89
71.88
151.54
180.11
180.15
180.15
180.15
180.15
180.15
180.15
141.67
7.3%
CEPP
65.16
65.16
65.09
65.09
65.09
65.09
65.09
64.99
64.65
63.75
63.45
63.08
64.64
3.3%
MONTERIO
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
14.16
14.16
5.90
0.3%
METALDOM
40.59
40.59
40.59
40.56
40.56
40.54
40.56
40.56
40.56
40.57
2.1%
PVDC
96.42
96.42
96.42
96.42
96.42
96.39
96.42
96.42
96.42
14.17 40.56 96.42
14.17 40.56 96.42
14.17 40.56 96.42
96.42
4.9%
LAESA
108.42
108.43
108.43
108.43
108.43
108.42
108.43
108.43
108.43
108.43
108.43
108.43
108.43
5.6%
Total
1,917.1
1,917.0
1,956.6
1,956.5
1,956.6
1,956.2
1,951.4
1,956.5
1,956.4
1,956.5
1,956.4
1,956.4
1,949.5
100.0%
*Solo incluye a SAN FELIPE y CESPM
46
INFORME ESTADÍSTICO 2012
DEMANDA MÁXIMA La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total horario de las unidades generadoras al sistema durante un año calendario, ocurrida dentro de las horas punta del sistema, entre las 18:00 y 22:00 horas. La demanda máxima anual es un dato usado en la reliquidación de potencia, ya que de manera preliminar se utiliza una demanda máxima estimada y, al final, el sistema sólo retribuye la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año. A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual.
DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 2012 [MW] Mes Día / Hora
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
D24 H20
D21 H20
D13 H20
D20 H21
D30 H22
D12 H21
D30 H21
D09 H21
D20 H21
D5 H20
D15 H20
D24 H20
INYECCIONES Inyecciones Brutas
1,773
1,791
1,895
1,832
1,946
1,972
1,987
1,985
2,008
2,067
1,948
1,941
Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]
1,713
1,731
1,834
1,773
1,886
1,911
1,924
1,921
1,942
2,001
1,887
1,895
Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]
1,708
1,726
1,829
1,769
1,881
1,907
1,918
1,916
1,936
1,996
1,881
1,890
RETIROS Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A.
474
486
513
515
542
536
533
500
514
557
512
520
EdeNorte Dominicana S. A.
481
476
545
456
519
536
539
515
534
533
535
542
EdeSur Dominicana S.A.
525
516
527
555
548
551
559
585
576
572
522
568
Usuarios No Regulados [UNR]
122
128
133
132
217
223
244
266
265
271
267
179
73
84
80
82
10
9
8
12
9
11
9
4
1,675
1,690
1,798
1,739
1,836
1,854
1,883
1,878
1,897
1,944
1,847
1,812
Otros Retiros TOTAL RETIROS Pérdidas [MW] Pérdidas [%]
34
36
31
30
45
52
35
38
39
52
34
78
1.96%
2.09%
1.67%
1.72%
2.39%
2.74%
1.84%
1.98%
2.01%
2.58%
1.83%
4.12%
En el 2012 la demanda máxima ocurrió a las 20:00 horas del día 05 de octubre, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 2,067 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,944 MW de los cuales el 85.5% fueron retirados por las distribuidoras, 14.0% por Usuarios No Regulados y 0.5% por consumos propios.
47
AES Dominicana
PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE
ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE
0.7%
El 35.4% de la energía abastecida en el 2012 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 31.2%, seguido por el carbón con un 14.6% de participación.
13.2% 35.4%
31.2%
14.6% 4.8%
48
FUEL OIL 6
VIENTO
AGUA
GAS NATURAL
FUEL OIL 2
CARBÓN
INFORME ESTADÍSTICO 2012
PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA En el siguiente gráfico se muestra el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu. Los precios del FO 6 y FO 2 corresponden a los precios de referencia de las publicaciones internacionales de Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar en Colombia, con poder calorífico de 11,300 Btu/lb y los precios del gas natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub). Se destaca el hecho de que durante el 2012 los combustibles de gas natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica.
PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS COMBUSTIBLES 2012 [US$/MMBtu] CARBÓN CARBÓN FUEL FUEL OILOIL 6 6
GAS NATURAL GAS NATURAL NYMEX FUEL FUEL OILOIL 2 2
25
Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como los más elevados durante todo el año para la generación eléctrica.
US$/MMBtu US$/MMBTU
20 15 10 5 0
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL SEP OCT NOV DIC
49
En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2012 expresados en US$/MMBtu.
AES Dominicana
PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA 2012 [US$/MMBtu]
CARBÓN GAS NATURAL FUEL OIL 6 FUEL OIL 2
ENE 4.19 2.71 16.33 21.55
FEB 3.94 2.53 17.32 22.58
MAR 3.86 2.30 17.72 22.89
ABR 3.86 2.05 17.24 22.50
MAY 3.49 2.49 15.67 20.99
JUN 3.42 2.50 13.80 18.69
JUL 3.53 2.96 14.54 19.72
AGO 3.74 2.80 15.80 21.66
SEP 3.55 2.92 16.02 22.39
OCT 3.40 3.49 15.27 22.15
NOV 3.43 3.68 14.75 21.07
DIC 3.50 3.44 14.87 21.04
A continuación se muestran los precios con las unidades originales:
CARBÓN US$/MT GAS NATURAL US$/MMBtu FUEL OIL 6 US$/BBLS FUEL OIL 2 US$/GAL
ENE 95.84 2.71 102.89 3.02
FEB 90.19 2.53 109.09 3.16
MAR 88.22 2.30 111.62 3.20
ABR 88.27 2.05 108.60 3.15
MAY 79.91 2.49 98.73 2.94
JUN 78.21 2.50 86.92 2.62
50
JUL 80.75 2.96 91.58 2.76
AGO 85.66 2.80 99.56 3.03
SEP 81.24 2.92 100.90 3.13
OCT 77.84 3.49 96.20 3.10
NOV 78.40 3.68 92.93 2.95
DIC 80.06 3.44 93.65 2.95
INFORME ESTADÍSTICO 2012
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA El costo marginal de corto plazo de energía 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 tope correspondientes al año 2012.
COSTO MARGINAL ENERGÍA 2012 [US$/MWh] CMg PROM
En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal promedio de energía así como el costo marginal máximo para el mismo período de tiempo.
CMg MAX
US$/MWh US$/MMWH
300 250 200 150 100 50 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
COSTO MARGINAL ENERGÍA 2012 [US$/MWh] ENE CMg PROM 179 CMg MAX 214
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Promedio
193
204
195
198
203
188
184
204
206
197
184
195
228
241
245
240
220
203
212
228
232
222
215
225
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 muestra una referencia de tasas del dólar.
51
AES Dominicana
COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN El costo marginal de potencia de punta es el precio al cual se valorizan las transacciones de potencia de punta y es determinado según lo establecido en el artículo 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de dicho reglamento establece la forma de cálculo del derecho de conexión unitario para cada mes; éste cargo, junto al de derecho de uso, componen lo que se conoce como el peaje de transmisión.
COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN 2012 [US$/KW-mes] CMG Potencia Derecho Conexión
US$/KW-MES
12 10 8 6 4 2 0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul
Ago Sep Oct Nov Dic
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 2012 [US$/KW-mes] Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Promedio
CMG Potencia
8.15
8.24
8.28
8.35
8.37
8.36
8.35
8.33
8.36
8.35
8.29
8.35
8.32
Derecho Conexión
3.90
3.24
1.35
1.75
3.74
4.11
3.28
3.08
2.93
2.16
0.46
2.52
2.71
52
INFORME ESTADÍSTICO 2012
SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA En las siguientes gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empresa que participa del mercado de regulación de frecuencia, así como el objetivo que establece la normativa de contar entre un 3% y 5% de la demanda como márgenes de Regulación de Frecuencia tanto Primaria como Secundaria.
PARTICIPACIÓN REGULACIÓN PRIMARIA FRECUENCIA RESERVA APORTADA 2012 [GWh] 70 60 50 40 30 20 10 0 Jan
Feb
Mar
Apr
May
Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
AES ANDRES
DPP
HIDRO
SAN FELIPE
FALCON
HAINA
GPLV
SEABOARD
METALDOM
MONTERIO
5% Demanda
3% Demanda
Dec
AES Dominicana, a trav és de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante aporte de 27% y 55% respectivamente para totalizar un 82% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.
53
AES Dominicana
PARTICIPACIÓN REGULACIÓN SECUNDARIA FRECUENCIA, RESERVA APORTADA 2012 [GWh] 70 60 50 40 30 20 10 0 Jan
Feb
Mar
AES ANDRES
Apr
HIDRO
May
Jun
DPP
Jul
Aug
CDEEE
Sep
5% Demanda
Oct
Nov
Dec
3% Demanda
Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 52% y el 26% respectivamente para totalizar un 78% de los márgenes de reserva con que cont ó el sistema para la prestación del servicio durante el 2012. Además, en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas y CDEEE, esta últim a a trav é s de sus contratos con IPPs; la primera con un aporte del 14% y la segunda con 8%.
54
INFORME ESTADÍSTICO 2012
MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS RETIROS DE ENERGÍA DE LOS UNR POR EMPRESA VENDEDORA 2012 [GWh]
AES ANDRES
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
GWh
%
84.14
83.72
91.98
90.80
92.04
85.77
88.66
87.51
81.52
84.08
84.18
78.31
1,033
59.8%
SEABOARD
3.10
3.30
3.56
3.02
3.34
6.89
7.13
7.04
7.46
7.60
7.17
6.30
66
3.8%
EDESUR
11.36
11.26
12.14
11.35
12.38
12.12
12.11
12.84
14.36
14.46
14.19
13.00
152
8.8%
EDENORTE
0.61
0.63
0.68
0.65
0.76
0.76
1.91
2.90
4.31
4.57
4.60
3.53
26
1.5%
EDEESTE
17.97
15.47
19.50
19.33
24.81
23.34
26.29
25.36
25.22
26.17
25.41
25.11
274
15.9%
HIDRO
12.71
14.69
15.26
14.19
15.94
13.90
14.55
13.91
14.02
14.68
13.76
12.05
170
9.8%
MERCADO SPOT
0.39
1.21
1.71
1.37
1.61
0.51
0.36
0.41
0.12
0.58
0.16
0.14
9
0.5%
130.28
130.27
144.82
140.71
150.88
143.28
151.01
149.98
147.01
152.14
149.48
138.44
1,728
100.0%
Total Retiros
La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el organismo responsable de evaluar si una empresa reúne las condiciones necesarias para obtener la condición de Usuario No Regulado. Hasta el año 2012 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. 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 124.50 GWh, lo que representó un 11.4% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2012. Además, durante el año 2012 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,494.04 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 838 GWh, lo que representa un promedio mensual de 70 GWh y un 56% de participación energética en dicho mercado. Sólo en diciembre 2012 esta participación fue de 59%.
55
AES Dominicana
En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la participación de los agentes en el mercado de UNR durante el 2012.
EVOLUCIÓN PARTICIPACIÓN MERCADO DE UNR 2012 100% 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0% Ene
Feb AES ANDRES
Mar SEABOARD
Abr
May EDESUR
Jun
Jul EDENORTE
Ago EDEESTE
Sep
Oct
Nov
MERCADO SPOT
Dic HIDRO
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.
56
INFORME ESTADÍSTICO 2012
MERCADO DE CONTRATOS Los contratos, también llamados PPAs 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.
VENTAS DE ENERGÍA POR CONTRATO POR EMPRESA 2012 [GWh] ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
AES ANDRES
135.5
154.5
166.0
160.8
DPP
103.5
98.2
104.3
109.0
ITABO S.A.
125.3
120.7
129.3
HAINA
150.6
145.1
158.2
-
-
-
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
GWH
%
165.0
167.2
194.9
163.7
124.3
124.9
125.0
119.3
159.4
157.7
157.8
148.0
1,930.5
13.7%
119.8
117.4
112.9
112.1
1,370.7
9.7%
130.7
150.4
148.0
152.8
159.7
188.4
196.6
206.4
147.4
147.1
146.6
137.5
135.8
1,671.6
11.8%
204.5
228.0
254.3
239.7
239.9
2,371.3
-
-
-
3.1
16.8%
3.0
4.8
4.5
6.5
4.1
26.0
0.2%
GENERADORES
MONTERIO SEABOARD
3.1
3.3
3.6
3.0
3.3
6.9
7.1
7.0
7.5
7.6
47.5
65.8
165.7
1.2%
HIDRO
89.4
92.8
101.6
158.1
215.8
136.2
122.8
136.8
153.0
157.6
177.2
166.1
1,707.5
12.1%
LAESA
56.0
56.0
26.0
65.0
65.0
65.0
65.0
65.0
65.0
26.0
26.0
26.0
606.0
4.3%
CDEEE
163.4
154.5
164.9
167.4
188.6
183.6
193.6
233.1
202.8
216.8
183.0
182.0
2,233.7
15.8%
CEPP
23.2
22.3
24.2
24.4
28.3
27.8
29.1
28.4
27.9
28.3
25.8
25.8
315.7
2.2%
GPLV
79.5
72.8
88.4
84.6
96.0
99.4
105.8
92.4
103.0
101.4
99.4
102.7
1,125.5
8.0%
PVDC
-
-
-
-
-
-
26.6
30.3
35.0
33.8
13.1
21.8
160.5
1.1%
Total
929.5
920.3
966.3
1,062.7
1,225.3
1,155.6
1,232.3
1,230.9
1,253.3
1,252.0
1,226.5
1,230.2
13,684.8
96.8%
EDESUR
11.4
11.3
12.1
11.3
12.4
12.1
12.1
12.8
14.4
14.5
14.2
13.0
151.6
1.1%
EDENORTE
0.6
0.6
0.7
0.7
0.8
0.8
1.9
2.9
4.3
4.6
4.6
3.5
25.9
0.2%
EDEESTE
18.0
15.5
19.5
19.3
24.8
23.3
26.3
25.4
25.2
26.2
25.4
25.1
274.0
1.9%
Total
29.9
27.4
32.3
31.3
38.0
36.2
40.3
41.1
43.9
45.2
44.2
41.6
451.4
3.2%
DISTRIBUIDORES
Destaca la participación de las empresas AES Andres (13.7%), DPP (9.7%) e ITABO, S.A. (11.8%) abasteciendo un total de 35.2% de toda la demanda contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (16.8%), CDEEE (15.8%) y la HIDRO (12.1%).
57
AES Dominicana
GLOSARIO B 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).
C 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 el costo variable no combustible.
D 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.
F 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.
G 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.
58
INFORME ESTADÍSTICO 2012
G 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.
M 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.
P 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.
R 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.
T 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.
U 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. 59
AES Dominicana
Ă?NDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE USA 2012
2000
Enero 168.8
Febrero 169.8
Marzo 171.2
Abril 171.3
Mayo 171.5
Junio 172.4
Julio 172.8
Agosto 172.8
Septiembre 173.7
Octubre 174.0
Noviembre 174.1
Diciembre 174.0
2001 2002 2003
175.1 177.1 181.7
175.8 177.8 183.1
176.2 178.8 184.2
176.9 179.8 183.8
177.7 179.8 183.5
178.0 179.9 183.7
177.5 180.1 183.9
177.5 180.7 184.6
178.3 181.0 185.2
177.7 181.3 185.0
177.4 181.3 184.5
176.7 180.9 184.3
2004 2005
185.2 190.7
186.2 191.8
187.4 193.3
188.0 194.6
189.1 194.4
189.7 194.5
189.4 195.4
189.5 196.4
189.9 198.8
190.9 199.2
191.0 197.6
190.3 196.8
2006 2007 2008
198.3 202.4 211.1
198.7 203.5 211.7
199.8 205.4 213.5
201.5 206.7 214.8
202.5 207.9 216.6
202.9 208.4 218.8
203.5 208.3 220.0
203.9 207.9 219.1
202.9 208.5 218.8
201.8 208.9 216.6
201.5 210.2 212.4
201.8 210.0 210.2
2009 2010 2011 2012
211.1 216.7 220.2 226.7
212.2 216.7 221.3 227.7
212.7 217.6 223.5 229.4
213.2 218.0 224.9 230.1
213.9 218.2 226.0 229.8
215.7 218.0 225.7 229.5
215.4 218.0 225.9 229.1
215.8 218.3 226.5 230.4
216.0 218.4 226.9 231.4
216.2 218.7 226.4 231.3
216.3 218.8 226.2 230.2
215.9 219.2 225.7 229.6
60
INFORME ESTADÍSTICO 2012
TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA COMPRA Y VENTA DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES [2000-2012]* 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio
COMPRA VENTA
15.98 15.98
16.05 16.05
16.05 16.05
16.05 16.05
16.05 16.05
16.05 16.05
16.05 16.05
16.05 16.05
16.38 16.38
16.45 16.45
16.49 16.49
16.53 16.53
16.18 16.18
COMPRA
16.62
16.66
16.66
16.66
16.66
16.66
16.66
16.66
16.66
16.66
16.76
16.97
16.69
VENTA COMPRA
16.62 17.05
16.66 17.15
16.66 17.15
16.66 17.56
16.66 17.56
16.66 17.56
16.66 17.56
16.66 17.56
16.66 17.56
16.66 17.56
16.76 17.56
16.97 17.56
16.69 17.45
VENTA
17.05
17.15
17.15
17.70
17.76
17.76
17.76
17.76
17.76
17.76
17.76
17.76
17.59
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 COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA
17.76 46.09 46.64 29.84 30.40 34.56 34.84 33.70 33.90 33.76 33.89 35.37 35.49 36.11 36.19 37.45 37.54 38.86 38.95
18.37 49.23 50.44 28.85 29.22 34.17 34.44 33.36 33.51 33.83 33.96 35.56 35.65 36.19 36.27 37.63 37.72 38.94 39.02
22.92 46.52 47.18 28.30 28.60 32.56 32.85 32.79 32.96 33.92 34.04 35.67 35.77 36.30 36.37 37.76 37.85 38.99 39.07
23.98 44.35 44.81 28.25 28.54 32.11 32.33 32.23 32.40 34.03 34.14 35.83 35.92 36.42 36.51 37.84 37.90 39.02 39.08
25.80 46.92 47.69 28.70 28.91 32.49 32.73 32.14 32.29 34.01 34.13 35.95 36.04 36.70 36.79 37.89 37.96 39.02 39.09
29.09 48.12 48.67 28.90 29.08 32.77 32.94 32.42 32.57 34.16 34.27 35.92 36.00 36.73 36.81 38.03 38.10 39.07 39.14
34.85 44.84 45.46 28.93 29.06 32.75 32.91 32.99 33.14 34.27 34.39 35.98 36.07 36.80 36.88 38.04 38.12 39.08 39.15
34.13 41.25 42.11 29.00 29.13 32.63 32.80 32.90 33.05 34.68 34.80 36.03 36.10 36.89 36.99 38.06 38.13 39.11 39.18
32.25 36.95 37.62 30.42 30.82 32.95 33.12 33.31 33.46 34.83 34.95 36.06 36.13 36.98 37.07 38.15 38.21 39.20 39.29
35.23 32.27 32.98 32.41 32.70 33.47 33.66 33.46 33.59 34.99 35.09 36.09 36.16 37.21 37.29 38.30 38.37 39.43 39.53
40.24 29.56 30.13 33.25 33.54 33.56 33.69 33.41 33.53 35.19 35.32 36.09 36.17 37.22 37.30 38.44 38.51 39.94 40.05
37.82 28.86 29.33 33.12 33.39 33.09 33.30 33.52 33.66 35.26 35.39 36.09 36.16 37.31 37.40 38.55 38.63 40.17 40.29
29.37 41.25 41.92 30.00 30.28 33.09 33.30 33.02 33.17 34.41 34.53 35.89 35.97 36.74 36.82 38.01 38.09 39.24 39.32
*FUENTE: BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA DOMINICANA
61
AES Dominicana
PODER CALORÍFICO SUPERIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLES
Combustibles Líquidos Petróleo Combustibles Líquidos Oleo Diesel Petróleo Oleo Diesel Combustible Combustibles Líquidos Oleo Gas Licuado de Petróleo Petróleo Oleo Combustible Oleo Diesel de Petróleo Gas Licuado Oleo Combustible Gas Licuado de Petróleo Combustibles Gaseosos Gas Natural Húmedo Combustibles Gaseosos Gas Natural Seco Gas Natural Húmedo Combustibles Gaseosos Gas Natural Seco Gas Natural Húmedo Gas Natural Seco Combustibles Sólidos Carbón VegetalSólidos Combustibles Coque de Carbón Mineral Carbón Vegetal Combustibles Sólidos Coque de Carbón Mineral Carbón Vegetal Coque de Carbón Mineral
PCS Kcal/Kg PCS Kcal/Kg 10,800 PCS 10,750 Kcal/Kg 10,800 10,090 10,750 11,750 10,800 10,090 10,750 11,750 PCS 10,090 Kcal/m3 PCS 11,750 Kcal/m3 10,454 PCS 9,256 Kcal/m3 10,454 9,256 PCS 10,454 Kcal/Kg PCS 9,256 Kcal/Kg 7,500 PCS 7,300 Kcal/Kg 7,500 7,300 7,500 7,300
PCI PCS PCI Kcal/Kg Kcal/L Kcal/L PCI PCS PCI Kcal/Kg Kcal/L Kcal/L 10,008 9,374 8,686 PCI PCS PCI 10,000 9,159 8,680 Kcal/Kg Kcal/L Kcal/L 10,008 9,374 8,686 9,583 10,217 8,318 10,000 9,159 8,680 11,000 6,486 9,548 10,008 9,374 8,686 9,583 10,217 8,318 10,000 9,159 8,680 11,000 6,486 9,548 PCI PCS PCI 9,583 10,217 8,318 Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3 PCI PCS PCI 11,000 6,486 9,548 Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3 8,240 43,770 34,500 PCI PCS PCI 8,500 38,750 35,584 Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3 8,240 43,770 34,500 8,500 38,750 35,584 PCI PCS PCI 8,240 43,770 34,500 Kcal/Kg Kj/Kg Kj/Kg PCI PCS PCI 8,500 38,750 35,584 Kcal/Kg Kj/Kg Kj/Kg 6,500 30,560 27,213 PCI PCS PCI 6,998 30,560 29,299 Kcal/Kg Kj/Kg Kj/Kg 6,500 30,560 27,213 6,998 6,500 6,998
30,560 30,560 30,560
PCS Kj/L PCS Kj/L 39,250 PCS 38,350 Kj/L 39,250 42,780 38,350 27,160 39,250 42,780 38,350 27,160 42,780 27,160
PCI Kj/L PCI Kj/L 36,371 PCI 36,343 Kj/L 36,371 34,827 36,343 39,977 36,371 34,827 36,343 39,977 34,827 39,977
29,299 27,213 29,299
UNIDADES DE ENERGÍA J
Cal
Btu
KVh
Joule
J
1
0.2388
0.009478
2.77E-07
Caloría
Cal
4.1869
1
0.0039683
1.163E-06
Unidad Térmica Britanica
Btu
1055.06
252
1
0.0002931
KiloWatt Hora
KVh
3600000
8598000
3412.14
1
62
INFORME ESTADÍSTICO 2012
UNIDADES DE MASA Kg
Ton.
Ton. Larga
Ton. Corta
Libra (Lb)
Kilogramo
Kg
1
0.001
0.000984
0.001102
2.2046
Tonelada
T
1000
1
0.984207
1.10231
2204.62
Tonelada Larga
TL
1016
1.016
1
1.12
2240
Tonelada Corta
TC
907
0.907
0.892857
1
2000
Libra
Lb
0.000446429
0.0005
1
Kg / m3
Lb / Pie3
Lb / Gl (UK)
Lb / Gl (US)
m3
1
0.062428
0.010022
0.008345
Pie3
16.0185
1
0.160544
0.133681
0.4535 0.0004535
UNIDADES DE DENSIDAD Kilogramo por Metro Cúbico
Kg /
Libra por Pie Cúbico
Lb /
Libra por UK Galon
Lb / Gl (UK)
99.7764
6.22884
1
0.83268
Libra por US Galon
Lb / Gl (US)
119.826
7.48047
1.20094
1
UNIDADES DE VOLUMEN cm3
M3
Pie3
Pulgada3
Gal (UK)
Gal (USA)
BBL
Litro (Lt)
cm3
1
0.000001
0.0000353
0.06102
0.00021997
0.00026417
6.2899E-06
0.006102
M3
1000000
1
35.3147
61000
219.969
264.17
6.28976
1000.028
Pie3
28320.589
0.028317
1
1727.556
6.2288
7.4805
0.178107
28.321
Pulgada3
16.387
1
0.00360465
0.00432898
Galon
Gal (UK)
4546.09
0.004546
0.160544
277.42
1
1.20094
0.028594
4.54596
Galon
Gal (US)
3785.41
0.003785
0.133681
231
0.83268
1
0.02381
3.78533
Barril
BBL
158984
0.158988
5.6146
9698.024
34.9726
42
1
158.984
Litro
Litro (Lt)
1000.028
0.001
0.03531
61.0255
0.219976
0.264178
1
0.0063
Centrimetros Cúbicos Metros Cubico Pie Cubico Pulgada Cúbicas
0.00001639 0.00057863
63
0.0001031 0.0163866
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