INFORM E E S TADÍS T IC O
2015 Ave. Winston Churchill No. 1099, Ensanche Piantini Torre Citi Group en Acrópolis, Piso 23 CP 10148 Santo Domingo, República Dominicana Teléfono: 809-955-2223 Fax: 809-955-8413 www.aesdominicana.com.do
IN FO RM E ESTA DÍ S TI CO
2015 Diseño: Luis Isidor / Q Estudio Creativo qestudiocreativo.com Implementación Digital: José García / Equipo 3
La corporación AES posee y opera una cartera diversa y creciente de generación de electricidad y empresas de distribución, que proporcionan energía fiable y asequible en 17 países. Nuestras plantas de energía a nivel global abarcan una amplia gama de tecnologías y combustibles como el carbón mineral, el diésel, gas natural, biomasa, ciclo combinado, paneles solares y eólicas.
Combinando conocimiento local profundo con una presencia global y más de 30 años de experiencia, AES tiene un probado compromiso de garantizar la excelencia operacional en el suministro de electricidad a sus clientes.
10
AES DOMINICANA 2015
12 Carta del Presidente 14 Gente AES 16 Antecedentes 17 Perfil del Grupo 18 Centrales de Generación 28 Terminales de Recepción de Combustibles 30 Ventas de Gas Natural 32 Balance de Energía 34 Indicadores Técnicos de Operación 35 Eventos Relevantes
36
CONTENIDO
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
38 Reseña Histórica del Sector Eléctrico 40 Generación 46 Transmisión 46 Distribución 47 Balance de Energía 48 Potencia 49 Demanda Máxima del Sistema 50 Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible 50 Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica 52 Costo Marginal de Energía 53 Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión 54 Servicio de Regulación de Frecuencia 56 Mercado de Usuarios No Regulados 58 Mercado de Contratos
60 ANEXOS 62 Glosario 65 Tablas y Medidas
AES DOMINICANA 2015
AES Andres 2,065.6 GWh ITABO 1,776 GWh DPP 1,469.3 GWh
CARTA DEL PRESIDENTE Es un gran placer presentarles la edición 2015 del informe estadístico de AES Dominicana, donde se destacan los principales activos, el desempeño operativo, así como información sobre las demás líneas de negocio y datos del mercado eléctrico en su conjunto. En este año, nuestras unidades alcanzaron índices de disponibilidad extraordinarios y aportaron al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) grandes volúmenes de energía, destacando la producción de nuestras empresas en relación con el resto del mercado: AES Andres alcanzó una producción de 2,065.6 GWh, a su vez, ITABO S.A. y DPP alcanzaron importantes niveles de producción de 1,776 GWh y 1,469.3 GWh respectivamente. Nos enorgullece poder contribuir con el 37.5% de toda la energía que demandó el SENI utilizando los combustibles más competitivos de generación, gas natural y carbón mineral. En el ámbito corporativo y de gestión humana, la Cámara Americana de Comercio (AMCHAM) reconoció a AES Dominicana por su responsabilidad social empresarial, con el primer lugar en la categoría "Calidad de Vida en la Empresa", por promover un ambiente de trabajo saludable, seguro, inclusivo y de desarrollo personal y profesional de sus colaboradores.
12 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
37.5%
de la energía demandada por el SENI
Otro indicador que AES Dominicana ha mantenido de manera sostenido por 8 años consecutivos es el reconocimiento como la empresa más admirada de la industria eléctrica nacional, en el rango de empresa de generación eléctrica, según el ranking “Admirada 2015”de la revista Mercado. En el ranking del instituto GPTW nos hemos posicionado en el lugar 8vo del país y 9no de la región, como uno de los mejores lugares para trabajar. Estos 8 años de reconocimiento destacan el valor que agrega el grupo AES al desarrollo económico del país y la entrega diaria de un grupo de profesionales comprometidos con la excelencia operacional. AES Dominicana muestra su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno a la gestión ambiental. En el 2015 recibió varios reconocimientos en la 3era edición del Premio Nacional de Producción Más Limpia, concurso que realiza el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales, que premia el trabajo de las empresas que demuestren la aplicación de la estrategia de producción más limpia (eficiencia energética, aprovechamiento sustentable de recursos naturales, reducción/prevención de la contaminación, entre otros). AES Dominicana continúa focalizando su estrategia en la competitividad de República Dominicana, manteniendo una constante estrategia de innovación y transformación competitiva; todo ello resultando en importantes ahorros para la economía nacional, en habernos convertido en el bastión de la estabilidad del sistema eléctrico, en un consistente desarrollador de nuestra gente, en la posibilidad de brindar una mano amiga a las comunidades que nos rodean y en un retorno confiable y sostenido para nuestros accionistas.
Edwin De los Santos Presidente
AES DOMINICANA 2015 / 13
LA GENTE AES...
PONE LA SEGURIDAD PRIMERO Siempre ponemos primero la seguridad - para nuestra gente, los contratistas y las comunidades. ACTÚA CON INTEGRIDAD Somos honestos, dignos de confianza y formales. La Integridad es el núcleo de todo lo que hacemos - como nos conducimos y como nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas. HONRA SUS COMPROMISOS Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comunidades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro negocio, en general, suponga una contribución positiva a la sociedad. SE ESFUERZA POR LA EXCELENCIA Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel. DISFRUTA EL TRABAJO Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia.
14 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
AES DOMINICANA 2015 / 15
ANTECEDENTES AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el 1997 cuando, en el contexto de una fusión que envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec, que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen más adelante en este informe. En sus inicios, DPP operó bajo el esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés) vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) desde el mes de mayo de 1996 hasta agosto del año 2001. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se modifica el contrato entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de mayo del 2003, DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en el mercado spot. En el 2000, AES Dominicana llega al entendimiento de que es necesario contribuir al desarrollo del país a largo plazo, por lo que se inicia la construcción del proyecto de AES Andres en Caucedo, Boca Chica, con 319 MW de generación de energía
16 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
en ciclo combinado (la central de generación más grande de República Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de gas natural licuado para alimentar a AES Andres y la construcción del gasoducto hacia la central de DPP en Los Mina. AES comienza a tener participación en la Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S.A. en diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Estado dominicano, en el marco de la ley 141-97 sobre la Reforma de la Empresa Pública de fecha 24 de junio del año 1997. En el 2003 inicia sus operaciones AES Andres, convirtiéndose en la central más eficiente de Latinoamérica; representando para la República Dominicana un salto hacia el desarrollo sostenible y producción de energía limpia, mejorando la posición estratégica del país que dependía en un 90% del petróleo para suplir sus necesidades de electricidad. En el 2006, AES adquiere un 25% adicional de las acciones de ITABO, S.A. que era propiedad de El Paso, lo que convierte al grupo en propietario del 50% de la parte privada de dicha empresa y por tanto toma el control de las áreas operativas y administrativas del negocio.
PERFIL DEL GRUPO AES inicia sus operaciones en República Dominicana con la firme convicción de aportar valor al mercado energético nacional y contribuir con el desarrollo de las comunidades a las cuales sirve.
Hoy, AES Dominicana se posiciona como el principal grupo inversor del sector eléctrico dominicano, con modernas facilidades para la producción de energía, con tecnología de última generación y con la canasta de combustibles más competitiva para la generación de energía en el mercado eléctrico nacional. AES Dominicana cuenta con dos infraestructuras portuarias de gran calado: el Muelle Internacional de Itabo, para descargar el carbón, y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el Gas Natural Licuado; que además posee, dentro de las instalaciones, la primera terminal del país y América Latina para distribución de gas natural licuado en camiones.
Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa, para ayudar a que las comunidades crezcan a través de un suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra de ello es que cada año los negocios de AES vienen superando sus propios récords históricos de disponibilidad, generación y eficiencia, además de dar muestras fehacientes de transparencia al emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana. AES Dominicana sustenta el crecimiento del grupo empresarial en pilares como la responsabilidad social corporativa, el cuidado del medio ambiente y su gente, la que considera el principal activo. Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa socialmente responsable a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan áreas precarias como la educación y la salud infantil.
AES DOMINICANA 2015 / 17
CENTRALES DE GENERACIÓN
Capacidad instalada:
319 MW
AES ANDRES Fecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre del 2003
Tecnología:
Fabricante Turbina Gas: Mitsubishi
CICLO COMBINADO
Capacidad Turbina Gas: 198 MW Velocidad Turbina Gas: 3,600 rpm Temperatura Gases Entrada Recuperadora: 610 ºC Fabricante Generador Turbina Gas: Mitsubishi Capacidad Nominal Generador Turbina Gas: 218.5 MVA Voltaje Nominal Generador Turbina Gas: 18 kV Enfriamiento: Aire Fabricante Turbina Vapor: Hitachi Capacidad Turbina Vapor: 121 MW Velocidad Turbina Vapor: 3,600 rpm Presión Vapor: 124 kg/cm² Temperatura Vapor: 568 ºC Fabricante Generador Turbina Vapor: Siemens
Combustible Primario:
GAS NATURAL
Capacidad Nominal Generador Turbina Vapor: 134 MVA Voltaje Nominal Generador Turbina Vapor: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Aire Ventajas de esta Tecnología: Bajo Impacto Ambiental y Mayor Eficiencia Energética
18 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
AES DOMINICANA 2015 / 19
CENTRALES DE GENERACIÓN
Capacidad instalada:
2x118 MW
Tecnología:
TURBINA GAS
DPP Fecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996 Fabricante: Westinghouse Velocidad Turbina: 3,600 rpm Etapas Turbina: Cuatro (4) Etapas Compresor: Diecinueve (19) Temperatura Gases Salida: 630 ºC Capacidad Nominal Generador: 2 x 142 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Velocidad Generador: 3,600 rpm Sistema Enfriamiento Generador: Aire Ventajas de esta Tecnología: Rápida Fabricación, Instalación y Bajo Impacto Ambiental
Combustible Primario:
GAS NATURAL
20 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
AES DOMINICANA 2015 / 21
CENTRALES DE GENERACIÓN Capacidad instalada:
128 MW Tecnología:
TURBINA VAPOR
ITABO 1 Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984
Combustible Primario:
Fabricante Turbina: Brown Bovery Company
CARBÓN MINERAL
Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 141 kg/cm² Temperatura Vapor: 535 ºC Fabricante Generador: Foster Wheeler Capacidad Nominal Generador: 150.6 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno Ventajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base
Combustible Secundario:
FUEL OIL 6
22 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
Combustible Terciario:
FUEL OIL 2
AES DOMINICANA 2015 / 23
CENTRALES DE GENERACIÓN
Tecnología:
TURBINA VAPOR Capacidad instalada:
132 MW
ITABO 2 Fecha Inicio Operación Comercial: 10 de mayo del 1988 Fabricante Turbina: General Electric Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 146 kg/cm² Temperatura Vapor: 540 ºC Fabricante Generador: General Electric Capacidad Nominal Generador: 155.3 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno
Combustible Primario:
Combustible Terciario:
CARBÓN MINERAL
FUEL OIL 2
Ventajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base
Combustible Secundario:
FUEL OIL 6
24 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
AES DOMINICANA 2015 / 25
CENTRALES DE GENERACIÓN
Tecnología:
TURBINA GAS
Capacidad instalada:
34.5 MW
SAN LORENZO Fecha Inicio Operación Comercial: 25 de agosto del 2012 Fabricante Turbina: General Electric Velocidad Turbina: 5,133 rpm Etapas Turbina: Tres (3)
Combustible Primario:
FUEL OIL 2
Etapas Compresor: Diecisiete (17) Temperatura Gases Salida: 550 ºC Capacidad Nominal Generador: 53.412 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Aire Velocidad Generador: 3,600 rpm Ventajas de esta Tecnología: Flexibilidad operativa con rápido arranque para subir los incrementos de demanda en horas pico.
Combustible Secundario:
GAS NATURAL
26 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
AES DOMINICANA 2015 / 27
TERMINALES DE RECEPCIÓN DE COMBUSTIBLES
Muelle Internacional AES Andres
Terminal de Distribución Criogénica
El complejo energético AES Andres, ubicado en la comunidad de Andrés, Boca Chica, a sólo 15 minutos de Santo Domingo, cuenta con un muelle y una terminal para la descarga de Gas Natural Líquido (GNL) y Fuel Oil #2. La Terminal de Gas Natural forma parte importante de la estrategia a largo plazo de AES Dominicana y le abre las puertas al país hacia el consumo de gas natural.
En el año 2009, AES Dominicana decide invertir en la primera terminal de carga de cisternas de GNL de Latinoamérica; la misma permite distribuir gas natural licuado directamente a otros clientes que no son AES. La ventaja de utilizar gas natural licuado reside en la oportunidad de transportar un mayor contenido energético a lugares distantes, sin incurrir en pérdidas durante el transporte. La terminal de carga de cisternas de GNL actualmente cuenta con dos bahías de carga (con la posibilidad de duplicar la capacidad) y un tasa de carga de 68 m3/h, lo que se traduce en un tiempo medio de atención, desde el ingreso hasta la salida del complejo, de aproximadamente una hora.
Terminal de Gas Natural Líquido (GNL) Dentro de su infraestructura la terminal cuenta con un sistema de descarga de barcos con tres (3) brazos para descargar hasta 10,000 m3 de gas natural líquido por hora, un tanque criogénico, con capacidad para almacenar 160,000 m3 de gas natural líquido y también un sistema de regasificación con capacidad de convertir 250 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfd por sus siglas en inglés) de líquido a gas, con la capacidad de adicionar 125 MMscfd gracias a un tercer tren de regasificación.
Gasoducto AES Andres – DPP Adicionalmente a la terminal de GNL en Punta Caucedo, AES Dominicana tiene entre sus facilidades el primer gasoducto del país. Éste interconecta la terminal con las unidades de generación de Dominican Power Partners (DPP) en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera, AES Dominicana permite mejorar la competitividad de dicha planta ya que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad. Características Técnicas y de Operación del Gasoducto
Longitud: 34 km / Diámetro: 12 pulgadas / Presión Máxima: 100 bares Presión de Operación Promedio: 50 bares / Estaciones de Válvulas: Cinco (5) En el 2011 empezaron las operaciones de Estrella del Mar II, una central eléctrica Bi-Fuel que opera a gas natural y Fuel Oil #6 perteneciente al grupo Transcontinental Capital Corporation (SEABOARD). La misma obtiene gas natural por un gasoducto conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.
28 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
Muelle Internacional ITABO, S.A. El Muelle Internacional ITABO, S.A., se encuentra en el área costera de la central termoeléctrica ITABO, S.A., ubicado en el KM 18 de la carretera Sánchez, municipio Bajos de Haina, San Cristóbal. El muelle se encuentra próximo al Puerto Occidental de Haina. Desde el 2006, el Muelle Internacional ITABO, S.A. ha estado operando como punto de recepción del carbón mineral utilizado en las unidades a vapor del complejo, agregándole mayor autonomía al proceso y aumentando la eficiencia en los costos asociados al transporte de carbón hacia la central. El muelle es de tipo espigón mar adentro, con 535 metros de longitud, donde se encuentra ubicado el sistema de transporte de sólidos, con capacidad para cargar y descargar productos a granel. Además, dispone de un sistema de amarre y atraque compuesto por cuatro (4) duques para el atraque y dos (2) para el amarre. También consta de un sistema de señalización para el atraque de las naves consistente en dos torres en tierra con sus correspondientes lámparas, dos boyas equipadas con linternas para la demarcación de la zona dragada y luces de posicionamiento e indicación de obstáculos en uno de los duques de amarre. Características principales del Muelle Internacional ITABO, S.A.:
-El calado es de catorce (14) metros, lo que permite la recepción de naves tipo Handymax (45,000 t/m) y Panamax (65,000 t/m), con eslora de hasta 270 metros. -El sistema de transporte de sólidos tiene una capacidad para descargar un promedio de 1,200 toneladas por hora.
AES DOMINICANA 2015 / 29
VENTAS DE GAS NATURAL A partir del 2007, dos años después de que AES Andres firmara su primer contrato de venta de gas natural comprimido con una empresa de distribución, AES Dominicana se ha mantenido a la vanguardia en el negocio de venta de gas natural, abriéndole las puertas al país a la distribución del mismo, hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las bondades de este combustible. En la actualidad, AES Andres no solo cuenta con la única terminal de distribución de gas natural líquido de la República Dominicana, sino que fue la primera en ser instalada en toda América Latina. Esta obra se suma a la estrategia que tiene AES Dominicana, como grupo, de contribuir a la evolución y diversificación de la matriz energética nacional. El gas natural que AES Andres vende en el mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte. El siguiente gráfico muestra el porciento de ventas del gas natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2015.
El gas natural que AES Andres vende en el mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte.
[10,509,425 MMBtu]
AES Dominicana cuenta con relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, quienes son responsables de distribuir el gas natural por todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL (SGN), PLATERGAS, PROPAGAS y TROPIGAS.
GNV INDUSTRIAL GENERACIÓN
10%
Ventas de Gas Natural por Renglones [10,509,425 MMBtu]
39%
En la gráfica siguiente aparece la evolución de ventas por tipo de consumo en el transcurso del año.
51%
Evolución de las Ventas de Gas Natural a Terceros
1,400,000
[10.51 TBtu]
1,200.000 1,00,000
En el gráfico se puede apreciar las ventas de gas natural por año a empresas no pertenecientes al grupo AES Dominicana.
800,000 MMBtu
Ventas de Gas Natural por Renglones
600,000 14.00
400,000
12.00
200,000
10.00 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TBtu
-
8.00 6.00
GNV
4.00
INDUSTRIAL
2.00
GENERACIÓN
2012
30 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
2013
2014
2015
AES DOMINICANA 2015 / 31
BALANCE DE ENERGÍA
Venta de Energía Eléctrica [5,414.19 GWh]
En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2015, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.
Balance Energía AES Dominicana [GWh] 10% AES ANDRES
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2015
79.4
71.1
80.4
80.8
85.4
86.6
92.1
90.7
88.4
91.4
81.0
85.6
1,012.9
POR CONTRATO
VENTAS POR CONTRATO EDEESTE DPP
16.0
0.1
0.7
1.7
9.3
10.4
11.6
6.7
8.7
23.2
4.0
6.9
99.3
UNR
45.9
46.3
53.0
50.5
53.1
52.0
55.5
52.8
52.3
54.0
50.4
46.7
612.4
VENTA SPOT/(COMPRA SPOT)
(36.08)
(118.69)
33.12
41.67
24.03
23.41
16.45
25.79
22.36
11.79
36.23
59.85
139.9
PRODUCCION
105.78
0.79
188.54
196.22
191.63
191.49
193.68
196.29
190.95
197.54
192.28
220.43
2,065.6
61.7
57.1
64.8
64.0
67.7
69.6
73.0
72.8
71.4
74.2
65.3
67.1
808.9
SPOT
90%
Venta por Contrato [4,776.64 GWh]
ITABO S.A. VENTAS POR CONTRATO EDESUR EDENORTE
45.0
40.7
46.2
48.3
50.5
49.8
52.9
53.3
51.5
52.8
47.5
48.3
586.8
EDEESTE
26.5
23.7
26.8
26.9
28.5
28.9
30.7
30.2
29.5
30.5
27.0
28.5
337.6
VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ITABO
34.8
14.2
(14.5)
(21.5)
(9.7)
(8.1)
4.9
1.1
9.9
3.9
7.1
20.2
42.2
168.0
135.7
123.5
117.8
137.1
140.2
161.5
157.5
162.2
161.3
147.0
164.1
1,776.0
111.2
99.5
112.6
113.1
119.6
121.2
128.9
127.0
123.8
128.0
113.4
119.8
1,418.0
DPP
13%
VENTAS POR CONTRATO EDEESTE COMPRAS POR CONTRATO ANDRES
16.0
0.1
0.7
1.7
9.3
10.4
11.6
6.7
8.7
23.2
4.0
6.9
99.3
VENTA SPOT/(COMPRA SPOT)
14.0
23.9
25.2
14.1
8.7
4.8
3.3
6.3
7.2
8.1
18.2
13.7
147.5
109.4
123.5
137.4
125.8
119.3
115.9
120.9
126.8
122.6
113.1
127.8
126.9
1,469.3
PRODUCCION DPP
87%
UNR DISTRIBUIDORA
ITABO, S.A. En enero del 2015 continuó el contrato de venta de energía y potencia con las empresas distribuidoras.
DPP Durante el 2015 continuó el contrato de venta de energía entre DPP y EDEESTE. Así mismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES Andres.
32 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
AES DOMINICANA 2015 / 33
INDICADORES TÉCNICOS DE OPERACIÓN
EFOF AES Dominicana
A continuación se presenta una tabla con los índices y tasas más frecuentes de operación de centrales eléctricas aplicadas a las unidades de generación de AES Dominicana. Como se puede apreciar en la métrica de Factor de Disponibilidad Equivalente (EAF por sus siglas en inglés), el 2015 fue un año particular para cada planta de generación de AES Dominicana. Para AES Andres y DPP fue un año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 87.96% AES ANDRES hasta 97.4% en DPP, mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.
Para AES Andres y DPP fue un año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 87.96% AES ANDRES hasta 97.4% en DPP.
Es importante destacar que durante la gestión del 2015, la tasa de disponibilidad de las unidades de ITABO S.A (ITABO 1 e ITABO 2) mantuvo índice de disponibilidad que va desde 89.47% y 81.88%. También cabe mencionar que AES Dominicana recibió el apoyo del Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (FONPER), logrando posicionar a ITABO, S.A., a la vanguardia de la gestión y la excelencia operacional del grupo AES.
2.50 2.00 1.50
%
1.00 0.50 AES ANDRES
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
LOS MINA 6
EVENTOS RELEVANTES
Heat Rate AES Dominicana
Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2015 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus centrales térmicas en la siguiente tabla.
14,000 12,000
Eventos Relevantes
BTU / KWh
10,000 8,000 6,000
Unidad
Descripción
4,000
LOS MINA 6
Mantenimiento mayor
5-Ene-2015
13-Ene-2015
192
2,000
AES ANDRES
Mantenimiento mayor
18-Ene-2015
27-Feb-2015
960
AES ANDRES
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
LOS MINA 6
EAF AES Dominicana
Desde
Hasta
Horas
ITABO 1
Mantenimiento mayor
26-Feb-2015
7-Mar-2015
216
ITABO 2
Mantenimiento mayor
15-Abr-2015
7-May-2015
528
LOS MINA 5
Mantenimiento mayor
29-May-2015
2-Jun-2015
96
DPP
Máxima generación de energía anual registrada de DPP [1,469.29 GWh]
2015
100.0 90.0 80.0 70.0 60.0 %
50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0 AES ANDRES
34 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
LOS MINA 6
AES DOMINICANA 2015 / 35
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
RESEÑA HISTÓRICA DEL SECTOR ELÉCTRICO
En 1997 la República Dominicana inició una reorganización y capitalización de su industria eléctrica, comprendida en los segmentos de generación (térmica e hidroeléctrica), transmisión y distribución.
Este proceso de reorganización tuvo como causa fundamental el solucionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia política en el sector, administración ineficiente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una estructura tarifaria que cubriera los costos y, en especial, la falta de capital para invertir en la expansión del sector eléctrico. El proceso de capitalización del sector fue iniciado formalmente el 24 de Junio de 1997, con la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados Independientes. Mediante los procesos de reorganización y capitalización del sector, los activos que mantenía la CDE fueron divididos en ocho compañías en que el Estado mantenía participación: CDEEE, entidad estatal que agrupa las empresas eléctricas estatales y vela por los intereses del estado en materia de electricidad; tres empresas distribuidoras de electricidad: Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A; dos empresas de generación termoeléctrica: Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S. A.; así como dos compañías estatales: Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S. A y Empresa de Transmisión del Estado Dominicano, S. A.
38 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
En 1999, las tres empresas de distribución y las dos de generación creadas fueron capitalizadas mediante la venta del 50% de sus acciones a inversores privados. El Gobierno Dominicano retuvo aproximadamente el 49% de las acciones en las compañías, mientras que aproximadamente el 1% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE. Antes de ser promulgada la Ley General de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emitidas por la Secretaría de Estado de Industria y Comercio. Luego de dicho año, se establecen las reglas por las cuales operan los mismos. En el mes de julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la norma de este nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Electricidad ha dictado numerosas resoluciones que también forman parte del marco regulatorio del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo. Durante el 2007, mediante la ley 186-07, se modifica la Ley General de Electricidad 125-01 del 26 de julio de 2001 y su reglamento. Las nuevas disposiciones de la ley tienen como objetivo criminalizar el fraude eléctrico y establecer otras medidas para lograr la viabilidad financiera del sector eléctrico.
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 39
GENERACIÓN El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 81.42%, 16.46% hidroeléctrica y un 2.12% por potencia molinos eólicos. En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecnología.
AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 22.7% de la capacidad instalada del parque de generación.
Capacidad Instalada por Empresa y Tecnología [Diciembre 2015]
Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 22.7% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del mercado (carbón y gas natural). En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2015, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.
Capacidad Instalada por Tecnología [3,741.08 MW a Diciembre 2015] 16.5% EMPRESA GENERADORA
16.2%
TURBINA VAPOR
TURBINA GAS
CICLO COMBINADO
TURBINA VAPOR
16.2%
TURBINA GAS
9.9%
TURBINA EOLICA
2.1%
DPP
MOTORES DIESEL
17.9%
AES DOMINICANA
260.0
270.5
319.0
CICLO COMBINADO
35.9%
EGE HAINA
346.1
100.0
215.0
MOTORES GAS NATURAL
1.6%
EGEHID
TURBINA HIDRAULICA
16.5%
AES ANDRES ITABO S.A.
35.9%
Capacidad Instalada por Tipo de Combustible
HIDRO
TURBINA EÓLICA
TOTAL [MW]
[%]
319.0
8.5%
34.5
294.5
7.9%
236.0
236.0
6.3%
849.5
22.7%
842.6
22.5%
615.7
16.5%
42.0
1.1%
108.0
2.9%
102.0
79.5 615.7
METALDOM
42.0 108.0
GPLV
194.5
194.5
5.2%
MONTE RIO
39.8
39.8
1.1%
CEPP
76.8
76.8
2.1%
LAESA
111.0
111.0
3.0%
LOS ORIGENES
[3,741.08 MW a Diciembre 2015]
MOTORES GAS NATURAL
319.0 260.0
SEABOARD
17.9%
MOTORES DIESEL
59.2
PUEBLO VIEJO
215.0
SAN FELIPE
185.0
100.1
59.2
1.6%
315.1
8.4%
185.0
4.9%
300.0
8.0%
PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S] CESPM
300.0
RIO SAN JUAN
40 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
FUEL NO. 6
42.1%
FUEL NO. 2
10.7%
FUEL NO. 6 / GAS NATURAL
4.5%
FUEL NO. 2 /GAS NATURAL
0.9%
CARBON
8.4%
VIENTO
2.1%
GAS NATURAL
14.8%
AGUA
16.5%
16.5%
TOTAL [MW]
1.9 606.1
370.5
1,342.0
668.1
59.2
615.7
79.5
1.9
0.1%
3,741.08
100.0%
14.8% 42.1% 10.7%
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 41
UNIDADES TERMOELÉCTRICAS (CONT.)
Capacidad Instalada por Empresa Generadora
EMPRESA
[Diciembre 2015]
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
POTENCIA [MW]
CESPM I
FUEL NO. 2
CICLO COMBINADO
100.00
CESPM II
FUEL NO. 2
CICLO COMBINADO
100.00
CESPM III
FUEL NO. 2
CICLO COMBINADO
100.00
RIO SAN JUAN
FUEL NO. 2
MOTORES DIESEL
SubTotal
AES DOMINICANA AES ANDRES
TECNOLOGÍA
CDEEE
UNIDADES TERMOELÉCTRICAS EMPRESA
COMBUSTIBLE
1.90 301.90
GAS NATURAL
CICLO COMBINADO
319.00
ITABO I
CARBÓN
TURBINA VAPOR
128.00
SEABOARD
ITABO II
CARBÓN
TURBINA VAPOR
132.00
ESTRELLA DEL MAR 2
FUEL NO. 2 / GAS NATURAL
TURBINA GAS
34.50
SubTotal
LOS MINA V
GAS NATURAL
TURBINA GAS
118.00
LOS MINA VI
GAS NATURAL
TURBINA GAS
118.00
CEPP
849.50
CEPP I
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
18.70
CEPP II
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
58.10
SAN LORENZO I
SubTotal
FUEL NO. 6 / GAS NATURAL
CICLO COMBINADO
108.00
SubTotal
EGE HAINA
108.00
76.80
HAINA I
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
54.00
HAINA II
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
54.00
PVDC
HAINA IV
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
84.90
MONTE RIO
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
100.10
SAN PEDRO VAPOR
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
33.00
QUISQUEYA 1
FUEL NO. 6
CICLO COMBINADO
215.00
PUERTO PLATA I
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
27.60
SubTotal
PUERTO PLATA II
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
39.00
HAINA TG
FUEL NO. 2
TURBINA GAS
100.00
CARBÓN
TURBINA VAPOR
53.60
METALDOM SubTotal
BARAHONA CARBÓN SULTANA DEL ESTE
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
102.00
JUANCHO LOS COCOS 1
VIENTO
TURBINA EOLICA
25.20
JUANCHO LOS COCOS 2
VIENTO
TURBINA EOLICA
46.00
QUILVIO CABRERA QUISQUEYA 2
315.10
METALDOM FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
42.00 42.00
LAESA
VIENTO
TURBINA EOLICA
8.25
PIMENTEL I
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
31.60
FUEL NO. 6
CICLO COMBINADO
215.00
PIMENTEL II
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
28.00
842.55
PIMENTEL III
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
51.40
SubTotal
SubTotal
111.00
GPLV MONTERIO POWER CORPORATION
PALAMARA
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
107.00
LA VEGA
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
87.50
BERSAL
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
25.20
194.50
INCA KM22
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
14.60
SubTotal
SubTotal
39.80
SAN FELIPE SAN FELIPE SubTotal
FUEL NO. 6
CICLO COMBINADO
185.00
LOS ORIGENES
185.00
LOS ORIGENES SubTotal
Total Térmica
42 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
FUEL NO. 6 / GAS NATURAL
MOTORES A GAS
59.20 59.20
3,125.4
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 43
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS EMPRESA
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS (CONT.)
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
TAVERA I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
48.00
TAVERA II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
48.00
JIGUEY I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
49.00
JIGUEY II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
49.00
AGUACATE I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
30.00
AGUACATE II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
30.00
VALDESIA I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
27.00
VALDESIA II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
27.00
RIO BLANCO I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
12.50
RIO BLANCO II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
12.50
MONCION I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
26.00
MONCION II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
26.00
RINCON
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
10.10
PALOMINO I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
40.83
PALOMINO II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
40.80
PINALITO I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
25.00
PINALITO II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
25.00
EGEHID - HIDROS DE EMBALSE
SubTotal de Embalse
EMPRESA
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
DOMINGO RODRIGUEZ I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
2.00
DOMINGO RODRIGUEZ II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
2.00
ROSA JULIA DE LA CRUZ
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.90
NIZAO NAJAYO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.30
LOS ANONES
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.10
SABANA YEGUA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
12.80
LAS DAMAS
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
7.50
SABANETA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
6.30
LOS TOROS I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
4.90
LOS TOROS II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
4.90
MAGUEYAL I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.50
MAGUEYAL II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.50
BRAZO DERECHO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
2.90
LAS BARIAS
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.90
SubTotal de Pasada
Total Hidro
89.0
615.73
526.7 TOTAL GENERAL
3,741.08
EGEHID - HIDROS DE PASADA
LOPEZ ANGOSTURA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
18.40
CONTRA EMBALSE MONCION I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.60
CONTRA EMBALSE MONCION II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.60
BAIGUAQUE I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.60
BAIGUAQUE II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.60
HATILLO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
8.00
JIMENOA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
8.40
EL SALTO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.70
ANIANA VARGAS I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.30
ANIANA VARGAS II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.30
44 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 45
TRANSMISIÓN
BALANCE DE ENERGÍA La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) es una empresa estatal cuyo objetivo principal es construir, operar y mantener de forma auto sostenible las redes y subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para proveer un servicio eléctrico de calidad a precio razonable. Su infraestructura eléctrica está conformada por una longitud total de 4,723.95 km de líneas a 345, 138 y 69 kV, donde la red de enlace 345 kV, la cual enlaza la Zona Norte con el área de Santo Domingo, es la de mayor importancia económica y funcional. Esta cuenta con una longitud de 129.9 km a una potencia de transmisión máxima de 1200 MVA por circuito.
En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2015, en el cual se indican las inyecciones netas de las empresas generadoras, los retiros de las empresas distribuidoras y usuarios no regulados que, para fines de esta tabla, se han agrupado independientemente de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.
Durante el 2015 la inyección total de energía fue de 14,177.4 GWh.
Durante el 2015 la inyección total de energía eléctrica fue de 14,177.4 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fueron: EGEHAINA 19.7%, AES ANDRES 14.6%, ITABO S.A. 12.53%, DPP 10.4%, EGEHID 6.6% y SEABOARD 5.9%. El grupo AES Dominicana aportó el 37.5% de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) logrando la máxima participación entre los agentes del MEM.
Además, el Sistema de Transmisión Nacional está conformado por aproximadamente 2,660.93 km de líneas de transmisión al nivel de tensión de 138 kV que puede denominarse como la red Sub-troncal, 1,933.13 km de líneas a 69 kV; también opera y mantiene unas 85 subestaciones, propias y compartidas. Por su configuración eminentemente radial, el SENI está dividido en cuatro zonas: Zona Santo Domingo, Zona Sur, Zona Norte y Zona Este. Las subestaciones más importantes de estas zonas son: Palamara y Hainamosa en la Zona Santo Domingo, Pizarrete en la Zona Sur, Bonao II y Canabacoa en la Zona Norte y San Pedro II en la Zona Este.
DISTRIBUCIÓN A diciembre del 2015 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales y una privada: Edesur Dominicana, S. A. Edenorte Dominicana, S. A. Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A. Compañía de Luz y Fuerza de Las Terrenas, S.A. Estas empresas adquieren energía del sistema eléctrico desde las barras de alta tensión del sistema de transmisión, que luego son transformadas a niveles de tensión menores para conducirla a través de sus propias redes, ubicadas dentro de sus respectivas zonas de concesión, hasta los usuarios finales.
Participación Abastecimiento Energía [14,177.4 GWh]
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2015
AES ANDRES
105.8
0.8
188.5
196.2
191.6
191.5
193.7
196.3
191.0
197.5
192.3
220.4
2,065.6
ITABO S.A.
168.0
135.7
123.5
117.8
137.1
140.2
161.5
157.5
162.2
161.3
147.0
164.1
1,776.0
DPP
109.4
123.5
137.4
125.8
119.3
115.9
120.9
126.8
122.6
113.1
127.8
126.9
1,469.3
AES Dominicana
383.2
260.0
449.4
439.8
448.0
447.6
476.1
480.6
475.8
472.0
467.0
511.4
5,310.9
EGEHID
74.7
80.6
89.9
81.9
68.8
76.7
64.2
56.1
79.9
80.1
89.9
91.6
934.4
CDEEE-IPP's
50.6
116.7
20.9
28.0
81.0
108.9
103.8
119.4
123.6
140.2
72.9
47.4
1,013.3
EGE HAINA
246.6
198.7
240.0
241.0
260.4
255.5
256.9
238.4
216.3
233.6
204.5
198.4
2,790.4
GPLV
108.9
94.0
86.0
81.5
80.8
78.2
89.9
101.1
87.9
89.4
57.1
56.9
1,011.7
SEABOARD
60.5
66.7
69.8
74.3
75.6
68.1
76.6
74.4
61.2
72.0
67.6
75.4
842.2
CEPP
19.8
24.0
24.6
24.8
25.1
25.4
27.2
27.5
25.2
26.2
23.4
19.0
292.1
MONTE RIO
12.1
11.7
7.1
9.1
7.7
5.8
9.1
8.4
6.4
9.1
2.3
3.0
91.8
PVDC
46.5
54.5
61.6
62.2
67.9
59.8
64.5
64.6
65.2
66.6
63.8
57.2
734.5
METALDOM
18.2
13.7
15.9
16.2
18.5
16.8
21.8
19.5
19.4
26.7
22.8
27.6
237.2
LAESA
52.8
46.1
50.7
46.5
50.1
55.5
56.5
54.1
49.4
52.2
45.9
52.1
611.8
LOS ORÍGENES
14.4
29.2
17.9
31.3
17.3
16.7
29.9
32.0
32.1
18.8
31.7
35.9
307.1
INYECCIONES
1,088.3
996.0
1,133.9
1,136.7
1,201.2
1,214.9
1,276.4
1,276.3
1,242.3
1,286.9
1,148.9
1,175.7
14,177.4
EDESUR
347.1
320.9
364.5
360.3
381.5
392.6
411.6
411.0
402.5
418.4
368.2
378.0
4,556.5
EDENORTE
297.5
269.0
305.4
319.5
333.8
329.2
349.8
352.7
340.4
349.0
314.2
319.3
3,879.7
EDEESTE
303.1
271.3
307.0
308.3
326.2
330.5
351.4
346.4
337.5
349.0
309.3
326.8
3,867.0
-
-
-
-
-
-
-
2.7
2.9
3.0
2.7
3.1
14.3
117.8
115.7
133.0
126.1
133.5
136.1
137.1
138.9
135.9
142.6
134.8
124.8
1,576.3
4.3
5.3
3.1
2.3
2.9
2.1
2.3
2.4
2.2
2.1
2.4
3.3
34.8 13,928.6
LFLT UNR's
Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre automático de carga, implementados en diversas subestaciones de distribución por medio de relés de baja frecuencia y bajo voltaje, que sirven para desconectar carga de manera automática en diferentes etapas. El esquema de deslastre automático de carga (EDAC) es actualizado de manera periódica por el Organismo Coordinador.
46 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
RETIROS INTERNOS RETIROS
1,069.7
982.2
1,113.0
1,116.5
1,177.8
1,190.6
1,252.3
1,254.1
1,221.4
1,264.1
1,131.5
1,155.3
PÉRDIDAS
18.5
13.8
21.0
20.1
23.4
24.3
24.1
22.1
20.9
22.8
17.4
20.4
248.8
PÉRDIDAS %
1.7%
1.4%
1.9%
1.8%
1.9%
2.0%
1.9%
1.7%
1.7%
1.8%
1.5%
1.74%
1.75%
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 47
POTENCIA
DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA
El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.1% en el mercado de potencia firme.
Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron EGEHID 26.7%, EGEHAINA 16.9%, AES Andres 11.1%, ITABO, S.A. 9.6%, PALAMARA 8.1%, LAESA 5.4%, SEABOARD 5.4% y DPP 4.4%, luego les siguen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 4.4% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.1% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente cuadro.
La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total horario de las unidades generadoras al sistema durante un año calendario, ocurrida dentro de las horas punta del sistema, entre las 18:00 y 22:00 horas. La demanda máxima anual es un dato usado en la reliquidación de potencia, ya que de manera preliminar se utiliza una demanda máxima estimada y, al final, el sistema sólo retribuye la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año.
Potencia Firme Preliminar
A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual. En el 2015 la demanda máxima ocurrió a las 21:00 horas del día 21 de Septiembre, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 2,079 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,967 MW de los cuales el 90.3% fueron retirados por las distribuidoras, 9.6% por Usuarios No Regulados y 0.1% por consumos propios.
[MW] ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
MW
% 11.1%
AES ANDRES
234.1
230.5
227.5
221.0
221.3
221.0
217.5
217.9
227.4
222.8
224.8
232.9
224.9
ITABO S.A.
204.4
202.8
200.9
195.8
194.7
195.8
193.8
188.4
190.2
186.9
186.8
187.13
193.97
9.6%
81.1
80.6
82.2
82.7
84.7
87.4
88.9
89.3
93.0
93.5
95.1
98.17
88.06
4.4%
AES DOMINICANA
519.5
514.0
510.7
499.5
500.7
504.1
500.2
495.7
510.6
503.3
506.7
518.18
506.9
25.1%
EGEHID
504.8
525.8
531.4
553.3
554.1
551.6
539.6
550.9
532.4
549.9
548.9
535.1
539.8
26.7%
14.4
1.2
1.2
0.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
1.44
0.1%
DPP
CDEEE-IPPs*
Demanda Máxima Mensual [MW]
HAINA
346.7
345.2
344.6
343.5
342.4
341.6
340.1
338.7
339.7
338.0
337.9
338.39
341.40
16.9%
GPLV
170.4
170.3
170.6
166.1
166.2
165.9
164.2
160.7
163.0
159.4
158.7
159.84
164.62
8.1%
Mes
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
D14 H20
D19 H20
D25 H21
D27 H21
D06 H22
D25 H22
D08 H22
D12 H22
D21 H21
D05 H22
D11 H21
D09 H22
1,882
1,891
1,970
1,976
2,008
2,076
2,079
2,053
1,957
108.3
108.3
108.3
108.3
108.3
108.3
108.3
108.3
108.3
108.3
108.3
108.27
108.27
5.4%
Día / Hora
CEPP
58.7
58.2
57.6
56.1
56.0
56.1
55.4
54.4
55.2
53.9
53.7
54.25
55.80
2.8%
INYECCIONES
MONTERIO
37.6
38.0
38.0
37.8
37.7
37.5
37.4
37.1
37.2
36.3
35.9
36.03
37.20
1.8%
Inyecciones Brutas
METALDOM
35.9
35.3
34.7
33.7
33.4
33.5
33.0
32.2
32.7
31.9
32.0
32.21
33.37
1.6%
Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]
1,820
1,834
1,910
1,948
1,914
1,944
1,970
2,013
2,015
1,983
1,894
1,930
1,804
1,818
1,896
1,933
1,901
1,931
1,957
2,000
2,002
1,973
1,884
1,919
SEABOARD
2,000
2,026
1,994
PVDC
90.4
90.0
89.6
87.1
86.7
86.8
85.5
83.2
83.8
81.8
81.1
81.05
85.58
4.2%
Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]
LAESA
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.44
108.43
5.4%
RETIROS
LOS ORIGENES POWER PLANT
24.74
24.74
24.75
24.75
24.75
24.75
46.65
57.05
57.1
57.1
57.1
57.05
40.03
2.0%
526
514
526
559
528
539
550
566
593
562
497
550
2,019.8
2,019.5
2,019.8
2,018.9
2,018.7
2,018.5
2,018.6
2,026.7
2,028.4
2,028.1
2,028.8
2,028.8
2,022.9
100.0%
Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A. EdeNorte Dominicana S. A.
522
518
574
576
573
570
579
574
581
579
576
550
EdeSur Dominicana S.A.
540
576
572
577
570
598
600
626
598
594
580
580
-
-
-
-
-
-
-
5
5
5
5
5
182
182
176
193
189
188
188
188
188
191
185
193
Total *Solo incluye a CESPM
LFLT Usuarios No Regulados [UNR] Otros Retiros TOTAL RETIROS
Pérdidas [MW] Pérdidas [%]
48 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
10
12
4
3
4
3
3
2
3
2
3
5
1,780
1,801
1,852
1,909
1,865
1,897
1,920
1,961
1,967
1,934
1,846
1,883
24
17
43
25
37
33
37
39
35
40
38
36
1.36%
0.93%
2.28%
1.27%
1.94%
1.73%
1.89%
1.95%
1.76%
2.01%
2.00%
1.89%
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 49
ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE
Precios Internacionales de Combustibles [US$/MMBtu]
Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como los más elevados durante todo el año para la generación eléctrica, experimentando estos una reducción en el último trimestre del 2015.
El 35.5% de la energía abastecida en el 2015 fue producida con Fuel Oil 6, que es el combustible que tiene la mayor participación del mercado, el gas natural ocupa la segunda posición en el mercado con 33.0%, seguido por el carbón con un 14.8% de participación.
En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2015 expresados en US$/MMBtu.
Abastecimiento de energía por Tipo de Combustible [14,177.4 GWh] 18 16 14
FUEL OIL 6
35.5%
CARBÓN 14.8% FUEL OIL 2
8.0%
GAS NATURAL
33.0%
AGUA 6.6% VIENTO
2.0%
33.0% 8.0%
US$ / MMBtu
12
35.5%
10 8 FUEL OIL 2
6
FUEL OIL 6
4
GAS NATURAL Nymex
2
14.8%
CARBÓN
0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Precios Internacionales de Combustibles [US$/MMBtu]
PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES Durante el 2015 los combustibles de gas natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados para generación térmica.
50 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
Se destaca el hecho de que durante el 2015 los combustibles gas natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica. En el siguiente gráfico se muestra el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu. Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 corresponden a los precios de referencia de las publicaciones internacionales de Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es API2 -C7, con poder calorífico de 6,000 Btu/lb y los precios del gas natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub).
CARBÓN
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2.42
2.62
2.58
2.52
2.47
2.34
2.44
2.35
2.27
2.23
2.28
2.03
GAS NATURAL Nymex
3.62
2.96
2.75
2.75
2.59
2.86
2.76
2.82
2.76
2.65
2.41
2.29
FUEL OIL 6
5.76
7.27
6.86
7.27
7.84
7.76
6.64
5.27
5.16
5.19
4.74
3.45
FUEL OIL 2
8.52
9.68
9.05
9.48
10.19
9.53
8.52
7.63
7.68
7.66
7.12
5.66
A continuación se muestran los precios con las unidades originales: ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
57.59
62.42
61.51
60.00
58.70
55.80
58.20
55.90
54.06
53.17
54.38
48.30
3.62
2.96
2.75
2.75
2.59
2.86
2.76
2.82
2.76
2.65
2.41
2.29
FUEL OIL 6 US$/BBLS
38.49
48.58
45.86
48.55
52.36
51.86
44.39
35.18
34.49
34.64
31.66
23.04
FUEL OIL 2 US$/GAL
1.54
1.75
1.64
1.72
1.84
1.72
1.54
1.38
1.39
1.39
1.29
1.02
CARBÓN US$/MT GN US$/MMBtu [Nymex]
Fuentes: Platts, Mc Closkey
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 51
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA El costo marginal de corto plazo es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la demanda y el parque de generación disponible.
COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN El costo marginal de potencia de punta es el precio al cual se valorizan las transacciones de potencia de punta y es determinado según lo establecido en el artículo 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de dicho reglamento establece la forma de cálculo del derecho de conexión unitario para cada mes; éste cargo, junto al de derecho de uso, componen lo que se conoce como el peaje de transmisión. A finales del 2005, la Superintendencia de Electricidad emitió la resolución No. 108 en la que ordena recalcular el derecho de conexión unitario, tomando como base las transacciones definitivas de potencia de punta.
A continuación se presenta una gráfica con los valores mensuales promedios del costo marginal de energía y el costo marginal máximo correspondientes al año 2015.
Costo Marginal de Energía [US$/MWh]
En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal promedio de energía así como el costo marginal máximo para el mismo período de tiempo.
Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión [US$/Kw-mes]
En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal de potencia y derecho de conexión unitario.
90 12 60 30
CMg PROM CMg MAX
0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
US$ / kw-mes
US$ / MWh
120
8
4 Derecho Conexión
Es preciso establecer estas comparaciones en dólares de Estados Unidos de América ya que el costo marginal de energía está determinado por los costos de producción de las empresas generadoras y estos a su vez por el precio de los combustibles utilizados, adquiridos en el mercado internacional en dólares americanos. Anexas se muestran las tasas del dólar utilizadas en este informe.
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
CMg PROM
106
96
101
100
108
113
113
100
85
87
74
65
96
CMg MAX
127
107
127
121
127
134
134
119
101
99
99
94
116
52 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
CMG Potencia
0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Promedio
CMG Potencia
8.47
8.45
8.56
8.59
8.59
8.64
8.65
8.66
8.65
8.63
8.63
8.61
8.59
Derecho Conexión
4.51
4.49
4.38
4.20
4.14
4.14
4.04
4.13
4.27
4.22
4.38
4.56
4.29
Promedio
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 53
SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA Participación Regulación Secundaria de Frecuencia
En las siguientes gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empresa que participa del mercado de regulación de frecuencia, así como el objetivo que establece la normativa de contar entre un 3% y 5% de la demanda como márgenes de Regulación de Frecuencia tanto Primaria como Secundaria.
AES Dominicana, a través de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia.
[458.49 GWh]
Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 11.0% y el 28.4% respectivamente para totalizar un 39.5% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2015. Además, en este mercado participaron las empresas: EGEHID 2.1%, LAESA 41.5% y HAINA 12.3%.
Participación Regulación Primaria de Frecuencia [517.58 GWh]
AES Dominicana, a través de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante aporte de 18.1% y 25.0% respectivamente para totalizar un 43.2% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.
70 60 50
70 GWh
40
60
30
50
20
40 GWh
10
30
0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
20 10 0 ENE
54 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
PDVC
FALCON
MONTERIO
SAN FELIPE
METALDOM
HIDRO
LAESA
ITABO
CEPP
DPP
SEABOARD
AES ANDRES
GPLV
3% Demanda
HAINA
5% Demanda
DIC
AES Andres y DPP aportaron al sistema el 11.0% y el 28.4% respectivamente para totalizar un 39.5% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2015.
LAESA
HIDRO
CEPP
ITABO
SEABOARD
DPP
GPLV
AES ANDRES
HAINA
3% Demanda
FALCON
5% Demanda
SAN FELIPE
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 55
MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS
Evolución Participación Mercado de UNR
La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el organismo responsable de evaluar si una empresa reúne las condiciones necesarias para obtener el estado de Usuario No Regulado. Hasta el año 2015 la SIE ha emitido 176 licencias para ejercer la condición de UNR; sin embargo, en la actualidad solo 76 usuarios están haciendo uso de dicha licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista. A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2015.
De esta gráfica se destaca el posicionamiento de las empresas AES Andres y EDEESTE como los principales participantes de este mercado, seguido por la empresa Hidroeléctrica y EDESUR.
100% 90%
Participación Mercado de UNR por Empresas Vendedoras
80%
[GWh]
70% 60%
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
GWh
%
AES ANDRES
45.90
46.29
52.96
50.54
53.06
51.96
55.49
52.81
52.33
54.04
50.35
46.66
612
40.8%
EDEESTE
40.75
40.76
45.77
42.52
46.82
50.34
48.31
50.19
49.01
50.52
48.38
44.04
557
37.2%
EDENORTE
6.73
6.39
7.08
7.13
7.22
7.21
7.72
7.26
7.28
7.47
6.90
5.81
84
5.6%
EDESUR
9.63
9.25
10.11
9.82
10.06
9.73
10.42
9.68
9.99
10.24
9.50
9.93
118
7.9%
HAINA
9.71
7.43
11.06
10.51
10.13
10.87
8.86
10.03
8.35
10.97
10.69
10.91
120
8.0%
SEABOARD
0.57
0.56
0.63
0.61
0.62
0.61
0.60
0.60
0.67
0.82
0.86
0.98
8
0.5%
MONTE RIO
0.28
3.65
5.37
5.02
5.54
5.41
5.72
5.63
5.38
5.61
5.41
3.34
56
3.8%
113.57
114.34
132.99
126.15
133.46
136.12
137.11
136.19
133.02
139.66
132.10
21.68
1,500
100.0%
Total Retiros
50% 40% 30% 20% 10% 0% ENE
De la tabla anterior podemos destacar que el consumo promedio mensual de los UNR que figuran en las transacciones económicas del mercado eléctrico mayorista fue de 129.7 GWh, lo que representó un 11.32% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2015.
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
MONTERIO HAINA SEABOARD EDESUR EDENORTE
Además, durante el año 2015 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,500 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 612 GWh, lo que representa un promedio mensual de 51.03 GWh y un 40.8% de participación energética en dicho mercado.
EDEESTE AES ANDRES
56 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 57
MERCADO DE CONTRATOS Los contratos, también llamados PPA’s por sus siglas en inglés (Power Purchase Agreement), son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes, uno que genera la electricidad con el propósito de venderla (vendedor) y otro que desea adquirirla (comprador), para la compra y venta de energía, potencia y otros servicios complementarios de electricidad.
Los contratos son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes.
A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que se vendió en el mercado eléctrico mayorista a través de los contratos durante el 2015.
Ventas de Energía por Contrato en el Mercado Eléctrico Mayorista [GWh]
Se puede ver la participación de AES Dominicana en el mercado de contratos de energía durante el 2015 a través de las empresas AES Andres (17.16%), DPP (13.0%) e ITABO, S.A. (15.9%) abasteciendo un total de 46.4% de toda la demanda contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (23.2%), CDEEE (5.7%) y EGEHID (7.5%).
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
GWh
%
141.25
117.50
155.28
154.55
167.57
168.07
177.22
170.48
168.57
185.74
156.06
60.59
1,922.9
17.6%
-
-
-
-
-
101.60
96.59
111.30
115.92
131.28
69.01
0.06
625.8
5.7%
GENERADORES AES ANDRES CDEEE CEPP
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0%
111.16
99.50
112.59
113.07
119.62
121.21
128.87
127.02
123.77
127.98
113.41
119.84
1,418.0
13.0%
EGEHID
70.99
77.74
87.76
80.84
68.82
76.73
63.88
56.11
78.20
77.67
85.79
-
824.5
7.5%
GPLV
79.90
73.23
83.10
84.17
88.56
89.40
94.29
94.46
91.99
95.03
84.52
86.41
1,045.1
9.6%
HAINA
196.16
177.22
203.59
204.89
215.00
218.01
227.79
228.33
221.02
230.77
205.92
212.39
2,541.1
23.2%
ITABO
133.18
121.51
137.81
139.28
146.72
148.27
156.61
156.38
152.33
157.42
139.88
143.95
1,733.3
15.9%
MONTE RIO
0.28
3.65
5.37
5.02
5.54
5.41
5.72
5.63
5.38
5.61
5.41
3.34
56.4
0.5%
SEABOARD
0.57
0.56
0.63
0.61
0.62
0.61
0.60
0.60
0.67
0.82
0.86
0.98
8.2
0.1%
733.5
670.9
786.1
782.4
812.4
929.3
951.6
950.3
957.9
1,012.3
860.9
727.6
10,175.2
93.1%
40.7
40.8
45.8
42.5
46.8
50.3
48.3
50.2
49.0
50.5
48.4
44.0
557.4
5.1%
6.7
6.4
7.1
7.1
7.2
7.2
7.7
7.3
7.3
7.5
6.9
5.8
84.2
0.8%
9.6
9.3
10.1
9.8
10.1
9.7
10.4
9.7
10.0
10.2
9.5
9.9
118.4
1.1%
57.1
56.4
63.0
59.5
64.1
67.3
66.4
67.1
66.3
68.2
64.8
59.8
760.0
6.9%
DPP
Total DISTRIBUIDORES EDEESTE EDENORTE EDESUR Total
58 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA / 59
ANEXOS
GLOSARIO AUTOPRODUCTORES: Son aquellas entidades o empresas que disponen de generación propia para su consumo de electricidad, independiente de su proceso productivo y eventualmente venden su excedentes de potencia o energía eléctrica a terceros. BARRA: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y retirar electricidad. BARRA DE REFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene un factor de nodo de energía y potencia igual a uno. En el sistema interconectado dominicano la barra de referencia es actualmente la Subestación de Palamara en el nivel de tensión de 138Kv. BTU: Unidad Térmica Británica de medida [British Thermal Units]. Es una unidad de calor en el Sistema Ingles Europeo. Su equivalencia en el Sistema Internacional (SI) es la Caloría. Los precios del Gas Natural usualmente se expresan en US$/MMBtu. 1 BTU es equivalente a 252 Calorías (Cal). CENTRAL MARGINAL: Se refiere a la o las unidades generadoras que en despacho óptimo de carga incrementa su generación cuando se incrementa marginalmente la demanda. CICLO COMBINADO: Es una máquina compuesta por dos fases: una fase de gas y otra de vapor. Típicamente el conjunto consta de una turbina de gas, una caldera de recuperación de calor, una turbina de vapor y uno o varios generadores eléctricos. CONSUMO PROPIO: Es la energía consumida por los sistemas auxiliares de una central o Subestación. COSTO DE DESABASTECIMIENTO O ENERGIA NO SERVIDA: Es el costo en que incurren los usuarios, al no disponer de energía y tener que obtenerla de fuentes alternativas; o bien, la pérdida económica derivada de la falta de producción y venta de bienes y servicios y la pérdida de bienestar por disminución de la calidad de vida en el caso del sector residencial. Este costo es establecido anualmente mediante resolución de la Superintendencia de Electricidad. COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la demanda y el parque de generación disponible.
62 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE UNA MÁQUINA TERMOELÉCTRICA: Corresponde al costo del combustible puesto en planta y utilizado en la producción de energía eléctrica, multiplicado por el consumo específico medio de la máquina más el costo variable no combustible. DEMANDA MÁXIMA ANUAL: Es la máxima demanda bruta media horaria, durante un año calendario, del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrido dentro de las horas de puntas del sistema. DERECHO DE CONEXIÓN: Es la diferencia entre el costo total anual del sistema de transmisión y el derecho de uso estimado para el año. El procedimiento para determinar el derecho de uso se establece en Reglamento de la Ley General de Electricidad. FACTOR DE DISPONIBILIDAD DE UNA CENTRAL GENERADORA: Es el cociente entre la energía que podría generar la potencia Disponible de la planta en el periodo considerado, normalmente un año, y la energía correspondiente a su potencia máxima en el mismo periodo. FUEL OIL: Es un derivado del petróleo que se obtiene como residuo luego del proceso de destilación. Siendo combustible más pesado de los que se puede destilar a presión atmosférica, el fuel Oil se usa como combustible para plantas de energía eléctrica, calderas y hornos. GAS NATURAL (GN): Mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles, solo o acompañando al petróleo. Y está compuesto principalmente por metano en cantidades superior al 90 o 95%, y además suele contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2 y restos de butano o propano así como pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno. GAS NATURAL LIQUIDO (GNL): Es el Gas Natural procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para su transporte y almacenamiento porque al transformarlo en líquido a presión atmosférica y –163oC el proceso de licuefacción reduce en aproximadamente 600 veces el volumen de gas. MERCADO DE CONTRATOS: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad basada en contratos de suministro libremente pactados. MERCADO SPOT: Es el mercado de transacciones compra y venta de electricidad de corto plazo no basado en contratos a término cuyas transacciones económicas se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al Costo Marginal de Potencia.
ANEXOS / 63
POTENCIA DE PUNTA: Potencia máxima en la curva de carga anual.
Potencia Firme Definitiva 2014 [MW]
POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora durante las horas pico, con alta seguridad. REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA [RPF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática de su sistema ante cambios en la frecuencia del sistema. REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA [RSF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática o manual de su sistema de regulación, en forma sostenida. REGULACIÓN DE FRECUENCIA: Acciones necesarias para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidas para el sistema. El OC establece los parámetros de regulación y las empresas generadoras son responsables de la prestación del servicio a través de sus Centros de control.
ENE
TURBINA DE GAS: Es una maquina compuesta por un compresor de aire comprimido, una turbina especialmente diseñada para este fin y un generador eléctrico. La turbina convierte la energía térmica del combustible que se produce como resultado de la expansión de los gases calientes de la explosión de la mezcla de aire comprimido, combustible y llama, en energía mecánica que es aprovechada por el generador eléctrico para producir electricidad. TURBINA HIDRÁULICA: es una máquina que aprovecha la energía cinética y potencial del agua para producir un movimiento de rotación que, transferido mediante un eje, mueve directamente una máquina o bien un generador que transforma la energía mecánica en eléctrica. USUARIO NO REGULADO (UNR’s): Es aquel usuario del servicio eléctrico cuya demanda mensual sobrepasa los límites establecidos por la Superintendencia de Electricidad para clasificar como usuario público y que cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General de Electricidad.
64 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
MW
% 11.5%
AES ANDRES
259.7
258.7
202.8
205.9
206.2
206.6
212.0
212.3
229.1
227.1
205.2
195.63
218.4
ITABO S.A.
215.9
215.5
172.9
175.5
175.8
176.1
180.7
181.0
195.3
193.6
175.0
166.75
185.3
9.7%
90.3
89.9
69.4
70.4
70.5
70.7
72.5
72.6
78.2
77.5
70.1
66.85
74.9
3.9%
AES DOMINICANA
565.8
564.0
445.0
451.8
452.5
453.4
465.2
465.9
502.7
498.2
450.2
429.23
478.7
25.1%
EGEHID
469.8
472.3
469.6
455.9
454.4
452.6
428.6
427.1
426.1
438.6
529.9
552.0
464.7
24.4%
30.7
30.6
22.3
22.6
22.7
22.7
23.3
23.4
25.0
24.8
22.4
21.5
24.3
1.3%
HAINA
131.7
131.7
336.3
338.0
338.2
338.5
341.6
341.7
346.4
345.7
337.3
331.6
304.9
16.0%
GPLV
181.3
181.0
146.7
148.9
149.2
149.5
153.3
153.6
165.5
164.1
148.3
141.3
156.9
8.2%
DPP
CDEEE-IPPs*
SEABOARD
14.2
14.2
12.4
12.6
12.6
12.6
13.0
13.0
14.0
13.7
14.1
35.8
15.2
0.8%
CEPP
63.2
63.1
50.3
51.1
51.1
51.2
52.6
52.7
56.8
56.3
50.8
48.3
54.0
2.8%
MONTERIO
96.4
96.4
76.5
77.7
77.8
78.0
80.0
80.1
86.5
85.8
77.5
73.9
82.2
4.3%
METALDOM
39.8
39.6
30.7
31.2
31.2
31.3
32.1
32.2
34.8
34.4
31.1
29.7
33.2
1.7%
PVDC
180.2
180.2
180.1
180.1
180.1
180.1
180.2
180.2
112.0
108.3
108.1
106.5
156.3
8.2%
LAESA
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
5.7%
LOS ORIGENES
TURBINA DE VAPOR: Es una máquina que transforma la energía térmica del combustible en energía mecánica. A través de un proceso de generación de vapor producido en una caldera, de la que sale en unas condiciones de elevada temperatura y presión. La energía cinética del vapor es aprovechada por la turbina en forma mecánica y mediante esta por un generador para producir electricidad.
FEB
Total
24.73
24.73
24.73
24.73
24.73
24.73
24.73
24.73
24.73
24.73
24.74
24.74
24.7
1.3%
1,906.2
1,906.2
1,903.1
1,903.1
1,903.1
1,903.0
1,903.0
1,902.9
1,902.9
1,903.0
1,903.0
1,903.0
1,903.5
100.0%
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Prom
*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM
Indice de Precios del Consumidor de USA (CPI) [2005-2015]
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
2005
190.700
191.800
193.300
194.600
194.400
194.500
195.400
196.400
198.800
199.200
197.600
196.800
195.292
2006
198.300
198.700
199.800
201.500
202.500
202.900
203.500
203.900
202.900
201.800
201.500
201.800
201.592
2007
202.416
203.499
205.352
206.686
207.949
208.352
208.299
207.917
208.490
208.936
210.177
210.036
207.342
2008
211.080
211.693
213.528
214.823
216.632
218.815
219.964
219.086
218.783
216.573
212.425
210.228
215.303
2009
211.143
212.193
212.709
213.240
213.856
215.693
215.351
215.834
215.969
216.177
216.330
215.949
214.537
2010
216.687
216.741
217.631
218.009
218.178
217.965
218.011
218.312
218.439
218.711
218.803
219.179
218.056
2011
220.223
221.309
223.467
224.906
225.964
225.722
225.922
226.545
226.889
226.421
226.230
225.672
224.939
2012
226.665
227.663
229.392
230.085
229.815
229.478
229.104
230.379
231.407
231.317
230.221
229.601
229.594
2013
230.280
232.166
232.773
232.531
232.945
233.504
233.596
233.877
234.149
233.546
233.069
233.049
232.957
2014
233.916
234.781
236.293
237.072
237.900
238.343
238.250
237.852
238.031
237.433
236.151
234.812
236.736
2015
233.707
234.722
236.119
236.599
237.805
238.638
238.654
238.316
237.945
237.838
237.336
236.525
237.017
*Bureau of Labor Statistic U.S.
ANEXOS / 65
Poderes Caloríficos Superiores e Inferiores de algunos Combustibles
Tasa de Cambio Promedio para la Compra y Venta de Dólares Estadounidenses [2005-2015]
ENE 2005
2006
2007
2008
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Prom
PCS
PCI
PCS
PCI
PCS
PCI
Kcal/Kg
Kcal/Kg
Kcal/L
Kcal/L
Kj/L
Kj/L
COMPRA
29.84
28.85
28.30
28.25
28.70
28.90
28.93
29.00
30.42
32.41
33.25
33.12
30.00
Combustibles Líquidos
VENTA
30.40
29.22
28.60
28.54
28.91
29.08
29.06
29.13
30.82
32.70
33.54
33.39
30.28
Petróleo
10,800
10,008
9,374
8,686
39,250
36,371
COMPRA
34.56
34.17
32.56
32.11
32.49
32.77
32.75
32.63
32.95
33.47
33.56
33.09
33.09
Oleo Diesel
10,750
10,000
9,159
8,680
38,350
36,343
VENTA
34.84
34.44
32.85
32.33
32.73
32.94
32.91
32.80
33.12
33.66
33.69
33.30
33.30
Oleo Combustible
10,090
9,583
10,217
8,318
42,780
34,827
COMPRA
33.70
33.36
32.79
32.23
32.14
32.42
32.99
32.90
33.31
33.46
33.41
33.52
33.02
Gas Licuado de Petróleo
11,750
11,000
6,486
9,548
27,160
39,977
VENTA
33.90
33.51
32.96
32.40
32.29
32.57
33.14
33.05
33.46
33.59
33.53
33.66
33.17
COMPRA
33.76
33.83
33.92
34.03
34.01
34.16
34.27
34.68
34.83
34.99
35.19
35.26
34.41
VENTA
33.89
33.96
34.04
34.14
34.13
34.27
34.39
34.80
34.95
35.09
35.32
35.39
34.53
PCS
PCI
PCS
PCI
COMPRA
35.37
35.56
35.67
35.83
35.95
35.92
35.98
36.03
36.06
36.09
36.09
36.09
35.89
Kcal/m3
Kcal/m3
Kj/m3
Kj/m3
VENTA
35.49
35.65
35.77
35.92
36.04
36.00
36.07
36.10
36.13
36.16
36.17
36.16
35.97
Combustibles Gaseosos
2010
COMPRA
36.11
36.19
36.30
36.42
36.70
36.73
36.80
36.89
36.98
37.21
37.22
37.31
36.74
Gas Natural Húmedo
10,454
8,240
43,770
34,500
VENTA
36.19
36.27
36.37
36.51
36.79
36.81
36.88
36.99
37.07
37.29
37.30
37.40
36.82
Gas Natural Seco
9,256
8,500
38,750
35,584
2011
COMPRA
37.45
37.63
37.76
37.84
37.89
38.03
38.04
38.06
38.15
38.30
38.44
38.55
38.01
VENTA
37.54
37.72
37.85
37.90
37.96
38.10
38.12
38.13
38.21
38.37
38.51
38.63
38.09
PCS
PCI
PCS
PCI
Kcal/Kg
Kcal/Kg
Kj/Kg
Kj/Kg
2009
2012
2013
2014
2015
COMPRA
38.86
38.94
38.99
39.02
39.02
39.07
39.08
39.11
39.20
39.43
39.94
40.17
39.24
VENTA
38.95
39.02
39.07
39.08
39.09
39.14
39.15
39.18
39.29
39.53
40.05
40.29
39.32
COMPRA
40.59
40.76
41.00
41.05
41.09
41.45
41.89
42.36
42.61
42.44
42.45
42.60
41.69
Carbón Vegetal
7,500
6,500
30,560
27,213
VENTA
40.70
40.85
41.10
41.15
41.19
41.60
42.00
42.49
42.71
42.53
42.53
42.71
41.80
Coque de Carbón Mineral
7,300
6,998
30,560
29,299
COMPRA
43.00
43.14
43.04
43.19
43.22
43.39
43.60
43.58
43.71
43.91
44.04
44.20
43.50
VENTA
43.09
43.23
43.15
43.28
43.34
43.51
43.69
43.76
43.82
44.05
44.16
44.36
43.62
COMPRA
44.46
44.75
44.66
44.70
44.76
44.81
44.94
45.02
45.10
45.23
45.33
45.44
44.93
VENTA
44.61
44.88
44.75
44.80
44.87
44.91
45.06
45.14
45.23
45.33
45.43
45.53
45.05
Combustibles Sólidos
Unidades de Volumen
*Fuente: Banco Central de la República Dominicana. cm3
M3
Pie 3
Pulgada 3
Gal (UK)
Gal (USA)
BBL
Litro (Lt)
Centrimetros Cúbicos
cm3
1
0.000001
0.0000353
0.06102
0.00021997
0.00026417
6.2899E-06
0.006102
Metros Cúbicos
M3
1000000
1
35.3147
61000
219.969
264.17
6.28976
1000.028
Pie Cúbico
Pie 3
28320.589
0.028317
1
1727.556
6.2288
7.4805
0.178107
28.321
Pulgada 3
16.387
0.00001639
0.00057863
1
0.00360465
0.00432898
0.0001031
0.0163866
Galón
Gal (UK)
4546.09
0.004546
0.160544
277.42
1
1.20094
0.028594
4.54596
Galón
Gal (US)
3785.41
0.003785
0.133681
231
0.83268
1
0.02381
3.78533
Pulgadas Cúbicas
66 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
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
0.0063
1
ANEXOS / 67
Unidades de Densidad Kg / m3
Lb / Pie 3
Lb / Gl (UK)
Lb / Gl (US)
Kilogramo por Metro Cúbico
Kg / m3
1
0.062428
0.010022
0.008345
Libra por Pie Cúbico
Lb / Pie 3
16.0185
1
0.160544
0.133681
Libra por UK Galón
Lb / Gl (UK)
99.7764
6.22884
1
0.83268
Libra por US Galón
Lb / Gl (US)
119.826
7.48047
1.20094
1
J
Cal
Btu
KWh
Unidades de Energía
Joule
J
1
0.2388
0.009478
0.000000277
Caloría
Cal
4.1869
1
0.0039683
0.000001163
Unidad Térmica Britanica
Btu
1055.06
252
1
0.00029307
KiloWatt hora
KVh
3600000
8598000
3412.14
1
Kg
Ton.
Ton. Larga
Ton. Corta
Libra (Lb)
Unidades de Masa
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
0.4535
0.0004535
0.000446429
0.0005
1
68 / INFORME ESTADÍSTICO 2015
ANEXOS / 69