INFORME ESTADÍSTICO
2014
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 18 países. Nuestras plantas de energía abarcan una amplia gama de tecnologías y combustibles como el carbón mineral, el diésel, gas natural, biomasa, ciclo combinado, paneles solares y eólicas. Combinando conocimiento local profundo con una presencia global y más de 30 años de experiencia, AES tiene un probado compromiso de garantizar la excelencia operacional en el suministro de electricidad a sus clientes.
CONTENIDO 10 11 12 14 15 16 26 28 30 32 33
AES DOMINICANA 2014 Carta del Presidente Gente AES Antecedentes Perfil del Grupo Centrales de Generación Terminales de Recepción de Combustibles Ventas de Gas Natural Balance de Energía Indicadores Técnicos de Operación Eventos Relevantes
34 35 36 42 42 43 44 45 46 46 48 49 50 52 54
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Reseña Histórica del Sector Eléctrico Generación Transmisión Distribución Balance de Energía Balance de Potencia Demanda Máxima del Sistema Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica Costo Marginal de Energía Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión Servicio de Regulación de Frecuencia Mercado de Usuarios No Regulados Mercado de Contratos
56 57 60
ANEXOS Glosario Tablas y Medidas
INFORME ESTADÍSTICO
2014
AES DOMINICANA 2014
CARTA DEL PRESIDENTE Es un gran placer presentarles la edición 2014 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. Durante ese año, nuestras tres centrales de generación en República Dominicana marcaron importantes hitos operativos de generación: AES Andres con 2,145.6 GWh, las unidades de DPP con 1,445.5 y las unidades de ITABO S.A. con 1,851.0 GWh. Todas nuestras centrales superaron su máximo histórico anual de generación a gas natural y carbón mineral, respectivamente.
+ 2,145.6 GWh AES Andres 1,445.5 GWh DPP AES DOMINICANA 2014
1,851 GWh ITABO
40.4%
de la energía demandada por el SENI
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Al cierre de 2014, AES Dominicana aportó en promedio el 40.4% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para un total inyectado por esta empresa de 5,442.1 GWh, superando la generación del año 2013 y reafirmando nuestro liderazgo en el mercado eléctrico nacional. De las ventas de energía por contrato de AES Dominicana, el 87% fue adquirida por las Empresas Distribuidoras de Electricidad, proporcionando ahorros significativos al Estado dominicano al ser el proveedor de energía más económica del SENI. En el ámbito corporativo, AES Dominicana continúa con su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno a la gestión ambiental y la seguridad física de sus colaboradores. Muestra de ello es que el grupo AES Dominicana fue galardonado con el premio más alto a la seguridad que otorga la Corporación AES, el “GOLDEN HARD HAT AWARD
2014”. Este premio sirve para honrar y premiar anualmente a un negocio de AES que evidencie e implemente mejoras significativas en la gestión de desempeño de seguridad, consolidándonos como una empresa con cultura de seguridad de clase mundial. A su vez las generadoras de AES mantienen la certificación ISO14001 aplicando una robusta gestión y el excelente desempeño en materia ambiental en nuestras unidades y sede corporativa. Otro galardón recibido por el equipo, fue la Medalla de Oro otorgada a AES Andres, del Premio Nacional a la Calidad 2014, renglón industria. Otro hecho relevante, que nos llena de orgullo como organización, es que AES Dominicana se ha colocado una vez más entre las 10 Mejores Empresas para Trabajar de República Dominicana y El Caribe de acuerdo con los resultados del ranking anual del prestigioso instituto “Great Place to Work”. En el 2014 nuestro grupo avanzó significativamente en la escala de medición al pasar del puesto 11 en el año 2013 hasta la posición 6 entre las mejores empresas para Trabajar en República Dominicana, mientras que en la región de El Caribe pasó de un lugar 14 en el 2013 hasta la posición 7 en 2014. Este resultado se enmarca dentro de los objetivos primordiales de nuestra Corporación, y refleja el resultado de años de esfuerzo de todos nuestros colaboradores y por lo cual sentimos un alto orgullo y un compromiso mayor con todos nuestros grupos de interés.
Edwin De los Santos Presidente
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INFORME ESTADÍSTICO
2014
GENTE AES
AES DOMINICANA 2014
GENTE AES
Valores PONER LA SEGURIDAD PRIMERO Siempre ponemos primero la seguridad - para nuestra gente, los contratistas y las comunidades. ACTUAR CON INTEGRIDAD Somos honestos, dignos de confianza y formales. La Integridad es el núcleo de todo lo que hacemos - como nos conducimos y como nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas. HONRAR COMPROMISOS Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comunidades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro negocio, en general, suponga una contribución positiva a la sociedad. ESFORZARSE POR LA EXCELENCIA Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel. DISFRUTAR EL TRABAJO Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia.
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AES DOMINICANA 2014
ANTECEDENTES
PERFIL DEL GRUPO
+
1997
Invierte por primera vez en República Dominicana
2003
Marca el inicio de operaciones de AES ANDRES
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
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Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de gas natural licuado para alimentar a AES Andres y la construcción del gasoducto hacia la central de DPP en Los Mina. AES comienza a tener participación en la Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S.A. en diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Estado dominicano, en el marco de la ley 141-97 sobre la Reforma de la Empresa Pública de fecha 24 de junio del año 1997. En el 2003 inicia sus operaciones AES Andres, convirtiéndose en la central más eficiente de Latinoamérica; representando para la República Dominicana un salto hacia el desarrollo sostenible y producción de energía limpia, mejorando la posición estratégica del país que dependía en un 90% del petróleo para suplir sus necesidades de electricidad. En el 2006, AES adquiere un 25% adicional de las acciones de ITABO, S.A. que era propiedad de El Paso, lo que convierte al grupo en propietario del 50% de la parte privada de dicha empresa y por tanto toma el control de las áreas operativas y administrativas del negocio.
AES 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.
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CENTRALES DE GENERACIÓN
AES DOMINICANA 2014
CENTRALES DE GENERACIÓN
AES ANDRES + Capacidad instalada:
319 MW Tecnología:
CICLO COMBINADO 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 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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CENTRALES DE GENERACIÓN
AES DOMINICANA 2014
CENTRALES DE GENERACIÓN
DPP + Capacidad instalada:
2 X 118 MW Tecnología:
TURBINA GAS Combustible Primario:
GAS NATURAL Fecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996 Fabricante: Westinghouse Velocidad Turbina: 3,600 rpm Etapas Turbina: Cuatro (4) Etapas Compresor: Diecinueve (19) Temperatura Gases Salida: 630 ºC Capacidad Nominal Generador: 2 x 142 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Velocidad Generador: 3,600 rpm Sistema Enfriamiento Generador: Aire Ventajas de esta Tecnología: Rápida Fabricación, Instalación y Bajo Impacto Ambiental
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CENTRALES DE GENERACIÓN
AES DOMINICANA 2014
CENTRALES DE GENERACIÓN
ITABO 1 + Capacidad instalada:
128 MW Tecnología:
TURBINA VAPOR Combustible Primario:
CARBÓN MINERAL Combustible Secundario:
FUEL OIL 6 Combustible Terciario:
FUEL OIL 2 Fecha Inicio Operación Comercial: 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
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CENTRALES DE GENERACIÓN
AES DOMINICANA 2014
CENTRALES DE GENERACIÓN
ITABO 2 + Capacidad instalada:
132 MW Tecnología:
TURBINA VAPOR Combustible Primario:
CARBÓN MINERAL Combustible Secundario:
FUEL OIL 6 Combustible Terciario:
FUEL OIL 2 Fecha Inicio Operación Comercial: 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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CENTRALES DE GENERACIÓN
AES DOMINICANA 2014
CENTRALES DE GENERACIÓN
SAN LORENZO + Capacidad instalada:
34.5 MW Tecnología:
TURBINA GAS Combustible Primario:
FUEL OIL 2 Combustible Secundario:
GAS NATURAL Fecha Inicio Operación Comercial: 25 de agosto del 2012 Fabricante Turbina: General Electric Velocidad Turbina: 5,133 rpm Etapas Turbina: Tres (3) Etapas Compresor: Diecisiete (17) Temperatura Gases Salida: 550 ºC Capacidad Nominal Generador: 53.412 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Aire Velocidad Generador: 3,600 rpm Ventajas de esta Tecnología: Flexibilidad operativa con rápido arranque para subir los incrementos de demanda en horas pico.
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TERMINALES DE RECEPCIÓN DE COMBUSTIBLES
AES DOMINICANA 2014
TERMINALES DE RECEPCIÓN DE COMBUSTIBLES tral 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
Muelle Internacional AES Andres
125 MMscfd gracias a un tercer tren de regasificación.
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.
Gasoducto AES Andres – DPP
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
26
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 cen-
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. 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.
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 pro-
ceso 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.
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VENTAS DE GAS NATURAL
AES DOMINICANA 2014
VENTAS DE GAS NATURAL
El gas natural que AES Andres vende en el mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte.
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 2014.
Ventas de Gas Natural por Renglones [9,687,000 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.
13%
43%
Ventas de Gas Natural por Renglones
GNV INDUSTRIAL
[9,687,000 MMBtu]
GENERACIÓN
En la gráfica siguiente aparece la evolución de ventas por tipo de consumo en el transcurso del año.
44% 1,400,000
Evolución de las Ventas de Gas Natural a Terceros
1,200.000
[9.69 TBtu]
MMBtu
1,00,000 800,000
En el gráfico se puede apreciar las ventas de gas natural por año a empresas no pertenecientes al grupo AES Dominicana.
600,000 400,000 200,000
14.00
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
12.00
DIC
GNV INDUSTRIAL GENERACIÓN
TBtu
10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 2011
28
2012
2013
2014
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INFORME ESTADÍSTICO
2014
BALANCE DE ENERGÍA
AES DOMINICANA 2014
BALANCE DE ENERGÍA
En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2014, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.
[5,529 GWh] Spot 22%
Balance Energía AES Dominicana [GWh] AES ANDRES
Venta de Energía Eléctrica
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2014
77.8
70.4
82.1
81.6
84.7
87.2
89.9
87.1
83.9
90.2
-
37.6
872.4
VENTAS POR CONTRATO EDEESTE DPP
1.6
1.7
13.5
7.7
3.0
8.8
6.6
2.1
5.0
4.2
-
0.8
55.1
UNR
31.6
31.0
36.8
35.8
37.6
38.4
47.6
52.0
51.4
54.3
49.3
45.7
511.6
43.04
21.69
54.66
59.26
59.53
51.29
37.58
46.38
42.77
47.67
134.09
107.48
705.4
154.40
125.40
187.09
184.36
184.83
185.77
181.77
87.56
183.08
196.39
183.41
191.57
2,145.6
EDESUR
61.3
56.2
64.4
63.8
66.6
67.5
69.4
67.5
65.0
70.0
63.4
63.2
778.4
EDENORTE
43.8
39.8
45.9
46.4
47.6
48.9
52.2
51.8
48.1
50.5
46.2
45.9
567.0
VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION
Por Contrato 78%
ITABO S.A. VENTAS POR CONTRATO
EDEESTE
25.9
23.5
27.4
27.2
28.2
29.1
30.0
29.0
28.0
30.1
27.7
27.6
333.6
VENTA SPOT/(COMPRA SPOT)
35.8
(22.5)
24.5
(13.9)
26.0
20.2
14.3
14.8
9.6
6.6
19.2
36.6
171.3
166.9
97.1
162.2
123.6
168.5
165.7
165.9
163.2
150.8
157.2
156.6
173.3
1,851.0
109.0
98.6
114.9
114.3
118.6
122.1
125.8
121.9
117.4
126.3
-
52.6
1,221.4
PRODUCCION ITABO
Venta por Contrato [4,340 GWh]
1% 12%
DPP VENTAS POR CONTRATO EDEESTE COMPRAS POR CONTRATO ANDRES VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION DPP
1.6
1.7
13.5
7.7
3.0
8.8
6.6
2.1
5.0
4.2
-
0.8
55.1
18.3
16.1
11.0
10.1
12.0
6.3
8.6
13.3
12.1
9.7
98.1
60.7
276.3
126.0
113.2
112.6
117.0
127.9
119.8
128.0
133.4
124.7
132.0
98.3
112.7
1,445.5
87%
DISTRIBUIDORA UNR VENTA OTROS AGENTES
ITABO, S.A. En enero del 2014 continuó el contrato de venta de energía y potencia con las empresas distribuidoras. DPP Durante el 2014 continuó el contrato de venta de energía entre DPP y EDEESTE. Así mismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES Andres.
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INFORME ESTADÍSTICO
2014
INDICADORES TÉCNICOS DE OPERACIÓN
AES DOMINICANA 2014
INDICADORES TÉCNICOS DE OPERACIÓN
Para AES ANDRES y DPP fue un gran año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 96.6% AES ANDRES hasta 99.58% LOS MINA 6.
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 2014 fue un año particular para cada planta de generación de AES Dominicana. Para AES Andres y DPP fue un gran año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 96.6% AES ANDRES hasta 99.58% LOS MINA 6, mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.
2.50 2.00
%
Es importante destacar que durante la gestión del 2014, la tasa de disponibilidad de la unidad uno de ITABO S.A (ITABO 1) aumentó en un 15% con respecto al 2013. 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.
1.50 1.00 0.50 -
Heat Rate AES Dominicana
AES ANDRES
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
LOS MINA 6
14,000 12,000
EVENTOS RELEVANTES
BTU / KWh
10,000 8,000
Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2014 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus centrales térmicas en la siguiente tabla.
6,000 4,000 2,000 AES ANDRES
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
EAF AES Dominicana 100.0 90.0 80.0 70.0 60.0 %
Eventos Relevantes 2014
LOS MINA 6
Unidad
Descripción
Desde
Hasta
Horas
ITABO 2
Mantenimiento mayor
08/02/2014
01/03/2014
504
AES ANDRES
Mantenimiento mayor
27/01/2014
04/02/2014
192
LOS MINA 5
Mantenimiento mayor
28/03/2014
03/04/2014
144
ITABO 1
Mantenimiento mayor
01/04/2014
16/04/2014
360
AES ANDRES
Máxima generación de energía anual registrada de AES Andrés [2,145.6 GWh]
2014
ITABO S.A.
Máxima generación de energía anual registrada de ITABO S.A. [1,851 GWh]
2014
DPP
Máxima generación de energía anual registrada de DPP [1,445.5 GWh]
2014
50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0 AES ANDRES
32
ITABO 1
ITABO 2
LOS MINA 5
LOS MINA 6
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INFORME ESTADÍSTICO
2014
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.
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
34
Mediante los procesos de reorganización y capitalización del sector, los activos que mantenía la CDE fueron divididos en ocho compañías en que el Estado mantenía participación: CDEEE, entidad estatal que agrupa las empresas eléctricas estatales y vela por los intereses del estado en materia de electricidad; tres empresas distribuidoras de electricidad: Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A; dos empresas de generación termoeléctrica: Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Empresa
Generadora de Electricidad ITABO, S. A.; así como dos compañías estatales: Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S. A y Empresa de Transmisión del Estado Dominicano, S. A. En 1999, las tres empresas de distribución y las dos de generación creadas fueron capitalizadas mediante la venta del 50% de sus acciones a inversores privados. El Gobierno Dominicano retuvo aproximadamente el 49% de las acciones en las compañías, mientras que aproximadamente el 1% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE. 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.
35
INFORME ESTADÍSTICO
2014
GENERACIÓN
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
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 81.8%, 15.9% hidroeléctrica y un 2.3% por potencia molinos eólicos. Durante el año 2014 se incorporaron al SENI las centrales de generación BERSAL de la empresa MONTE RIO y Brazo Derecho de la empresa EGEHID.
AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 23% de la capacidad instalada del parque de generación.
En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecnología.
Capacidad Instalada por Empresa y Tecnología [Diciembre 2014]
Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 23% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del mercado (carbón y gas natural). En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2014, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.
Capacidad Instalada por Tecnología [3,697.55 MW a diciembre 2014]
EMPRESA GENERADORA
15.9%
TURBINA VAPOR
TURBINA GAS
AES ANDRES
16.3%
ITABO S.A.
36.1% 17.8%
TURBINA VAPOR
16.3%
TURBINA GAS
10.0%
TURBINA EOLICA
2.3%
MOTORES DIESEL
17.8%
CICLO COMBINADO
36.1%
MOTORES GAS NATURAL
1.6%
TURBINA HIDRAULICA
15.9%
TURBINA EÓLICA
TOTAL [MW]
[%]
319.0
8.6%
294.5
8.0%
236.0
6.4%
849.5
23.0%
845.9
22.9%
586.1
15.9%
41.3
41.3
1.1%
110.0
3.0%
194.5
194.5
5.3%
MONTE RIO
39.8
39.8
1.1%
CEPP
67.7
67.7
1.8%
LAESA
111.0
111.0
3.0%
59.2
1.6%
315.1
8.5%
185.0
5.0%
260.0
270.5
319.0
EGE HAINA
343.4
100.0
215.0
102.0
85.5
EGEHID
586.1
METALDOM SEABOARD
110.0
GPLV
59.2 215.0
100.1
PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S] SAN FELIPE
185.0
CESPM
291.0
RIO SAN JUAN
42.2%
15.0%
HIDRO
236.0
AES DOMINICANA
PUEBLO VIEJO
[3,697.55 MW a diciembre 2014]
MOTORES GAS NATURAL
34.5
LOS ORIGENES
Capacidad Instalada por Tipo de Combustible
15.9%
MOTORES DIESEL
319.0 260.0
DPP
10.0%
CICLO COMBINADO
TOTAL [MW] FUEL NO. 6
42.2%
FUEL NO. 2
10.6%
1.5 603.4
370.5
1,335.0
657.9
59.2
586.1
85.5
291.0
7.9%
1.5
0.0%
3,697.6
100.0%
FUEL NO. 6 / GAS NATURAL 4.6% FUEL NO. 2 /GAS NATURAL 0.9%
8.5%
36
10.6%
CARBON
8.5%
VIENTO
2.3%
GAS NATURAL
15.0%
AGUA
15.9%
37
INFORME ESTADÍSTICO
2014
GENERACIÓN
GENERACIÓN
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
Capacidad Instalada por Empresa Generadora [Diciembre 2014]
UNIDADES TERMOELÉCTRICAS EMPRESA
UNIDADES TERMOELÉCTRICAS (CONT.)
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
GAS NATURAL
CICLO COMBINADO
319.00
ESTRELLA DEL MAR 2
ITABO I
CARBÓN
TURBINA VAPOR
128.00
SubTotal
ITABO II
CARBÓN
TURBINA VAPOR
132.00
FUEL NO. 2 / GAS NATURAL
TURBINA GAS
34.50
AES DOMINICANA AES ANDRES
SAN LORENZO I
EMPRESA
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
FUEL NO. 6 / GAS NATURAL
CICLO COMBINADO
110.00
SEABOARD
110.00
CEPP
LOS MINA V
GAS NATURAL
TURBINA GAS
118.00
CEPP I
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
16.50
LOS MINA VI
GAS NATURAL
TURBINA GAS
118.00
CEPP II
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
51.20
849.50
SubTotal
SubTotal
EGE HAINA
67.70
PVDC
HAINA I
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
54.00
MONTE RIO
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
100.10
HAINA II
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
54.00
QUISQUEYA 1
FUEL NO. 6
CICLO COMBINADO
215.00
HAINA IV
FUEL NO. 6
TURBINA VAPOR
84.90
SubTotal
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
METALDOM
HAINA TG
FUEL NO. 2
TURBINA GAS
100.00
SubTotal
CARBÓN
TURBINA VAPOR
53.60
BARAHONA CARBÓN SULTANA DEL ESTE
315.10
METALDOM FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
41.30 41.30
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
102.00
LAESA
JUANCHO LOS COCOS 1
VIENTO
TURBINA EOLICA
25.20
PIMENTEL I
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
31.60
JUANCHO LOS COCOS 2
VIENTO
TURBINA EOLICA
52.00
PIMENTEL II
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
28.00
PIMENTEL III
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
QUILVIO CABRERA QUISQUEYA 2
VIENTO
TURBINA EOLICA
8.25
FUEL NO. 6
CICLO COMBINADO
215.00
SubTotal
SubTotal
51.40 111.00
845.85 MONTERIO POWER CORPORATION
GPLV
BERSAL
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
PALAMARA
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
107.00
INCA KM22
LA VEGA
FUEL NO. 6
MOTORES DIESEL
87.50
SubTotal
SubTotal
25.20 14.60 39.80
194.50 LOS ORIGENES
CDEEE 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
SubTotal
38
LOS ORIGENES
SAN FELIPE
FUEL NO. 6 / GAS NATURAL
MOTORES A GAS
59.20
SubTotal
59.20
Total Térmica
3,111.5
1.50 477.50
39
INFORME ESTADÍSTICO
2014
GENERACIÓN
GENERACIÓN
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS EMPRESA
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
UNIDADES HIDROELÉCTRICAS (CONT.) POTENCIA [MW]
EGEHID - HIDROS DE EMBALSE
EMPRESA
COMBUSTIBLE
TECNOLOGÍA
POTENCIA [MW]
LAS DAMAS
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
7.50
TAVERA I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
48.00
SABANETA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
6.30
TAVERA II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
48.00
LOS TOROS I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
4.90
JIGUEY I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
49.00
LOS TOROS II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
4.90
JIGUEY II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
49.00
MAGUEYAL I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.50
AGUACATE I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
26.00
MAGUEYAL II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.50
AGUACATE II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
26.00
BRAZO DERECHO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
2.90
VALDESIA I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
27.00
LAS BARIAS
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.90
VALDESIA II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
27.00
SubTotal de Pasada
RIO BLANCO I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
12.50
RIO BLANCO II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
12.50
MONCION I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
26.00
MONCION II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
26.00
RINCON
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
10.10
PALOMINO I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
30.00
PALOMINO II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
30.00
PINALITO I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
25.00
PINALITO II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
25.00
SubTotal de Embalse
Total Hidro
TOTAL GENERAL
89.0
586.10
3,697.55
497.1
EGEHID - HIDROS DE PASADA
40
LOPEZ ANGOSTURA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
18.40
CONTRA EMBALSE MONCION I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.60
CONTRA EMBALSE MONCION II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
1.60
BAIGUAQUE I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.60
BAIGUAQUE II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.60
HATILLO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
8.00
JIMENOA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
8.40
EL SALTO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.70
ANIANA VARGAS I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.30
ANIANA VARGAS II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.30
DOMINGO RODRIGUEZ I
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
2.00
DOMINGO RODRIGUEZ II
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
2.00
ROSA JULIA DE LA CRUZ
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.90
NIZAO NAJAYO
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.30
LOS ANONES
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
0.10
SABANA YEGUA
AGUA
TURBINA HIDRAULICA
12.80
41
INFORME ESTADÍSTICO
2014
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
BALANCE DE ENERGÍA
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) para proveer un servicio eléctrico de calidad a precio razonable.
Durante el 2014 la inyección total de energía eléctrica fue de 13,463.9 GWh.
En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2014, 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.
Su infraestructura eléctrica está conformada por una longitud total de 4,723.95 km de líneas a 345, 138 y 69 kV, donde la red de enlace 345 kV, la cual enlaza la Zona Norte con el área de Santo Domingo, es la de mayor importancia económica y funcional. Esta cuenta con una longitud de 129.9 km a una potencia de transmisión máxima de 1200 MVA por circuito.
Durante el 2014 la inyección total de energía eléctrica fue de 13,463.9 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fueron: EGEHAINA 20.3%, AES ANDRES 15.9%, ITABO S.A. 13.75%, DPP 10.7%, EGEHID 9.4% y SEABOARD 7.5%. El grupo AES Dominicana aportó el 40.4% 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
Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre automático de carga.
A diciembre del 2014 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales:
[13,463.9 GWh] ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2014
AES ANDRES
154.4
125.4
187.1
184.4
184.8
185.8
181.8
187.6
183.1
196.4
183.4
191.6
2,145.6
ITABO S.A.
166.9
97.1
162.2
123.6
168.5
165.7
165.9
163.2
150.8
157.2
156.6
173.3
1,851.0
DPP
126.0
113.2
112.6
117.0
127.9
119.8
128.0
133.4
124.7
132.0
98.3
112.7
1,445.5
AES Dominicana
447.3
335.7
461.9
424.9
481.2
471.2
475.8
484.2
458.6
485.6
438.3
477.5
5,442.2
EGEHID
141.6
120.7
117.3
108.4
127.4
108.4
87.9
91.6
90.4
89.4
83.5
92.5
1,259.2
CDEEE-IPP's
23.3
45.7
26.7
20.4
3.9
4.7
16.1
55.1
67.0
78.0
64.1
3.9
408.9
EGE HAINA
245.8
201.4
200.3
230.7
233.5
233.5
263.8
240.4
220.7
213.5
222.6
225.0
2,731.1
GPLV
22.0
42.5
67.7
77.0
61.4
87.7
102.3
81.4
85.8
98.6
101.0
92.1
919.5
SEABOARD
88.9
106.2
115.2
98.2
80.7
86.8
102.1
88.4
61.5
62.9
53.5
61.7
1,006.1
8.0
11.5
7.2
17.9
22.5
29.8
31.2
31.5
25.3
22.6
17.4
12.2
237.1
Edesur Dominicana, S. A. Edenorte Dominicana, S. A. Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A.
CEPP
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.
METALDOM
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.
42
Participación Abastecimiento Energía
MONTE RIO PVDC
LAESA LOS ORÍGENES INYECCIONES
0.1
0.1
-
0.1
0.3
0.1
1.6
2.2
3.5
7.9
3.1
3.4
22.5
24.3
45.3
55.7
48.2
57.0
54.4
60.5
48.1
45.1
57.8
40.0
42.1
578.5
7.5
11.8
12.4
17.7
21.6
23.2
18.0
15.8
21.1
20.3
23.7
24.2
217.1
26.5
26.8
33.0
40.2
34.4
39.2
49.6
42.7
44.7
54.0
41.0
38.8
471.1
3.5
2.8
2.6
7.2
11.5
11.3
7.8
19.6
19.1
27.8
27.7
29.8
170.7
1,038.7
950.3
1,099.9
1,090.9
1,135.4
1,150.4
1,216.8
1,200.9
1,142.9
1,218.6
1,115.9
1,103.3
13,463.9
EDESUR
339.3
310.9
356.1
353.5
368.2
373.7
394.1
383.6
369.6
396.9
359.4
357.0
4,362.0
EDENORTE
286.7
260.6
300.7
303.7
311.5
319.8
341.6
339.0
315.2
330.7
302.4
300.2
3,712.2
288.6
261.2
304.3
302.7
314.1
323.4
333.2
322.9
310.9
334.5
308.6
306.8
3,711.3
98.3
95.5
115.2
107.6
117.0
109.1
121.2
129.4
124.3
132.9
122.7
116.0
1,389.2
EDEESTE UNR's RETIROS INTERNOS RETIROS
4.0
3.4
2.9
3.0
3.3
2.7
2.9
2.7
3.2
2.6
2.6
3.3
36.7
1,017.0
931.6
1,079.2
1,070.3
1,114.2
1,128.7
1,193.1
1,177.6
1,123.1
1,197.7
1,095.8
1,083.3
13,211.6
PÉRDIDAS
21.7
18.8
20.7
20.6
21.2
21.6
23.7
23.3
19.7
20.9
20.2
19.9
252.3
PÉRDIDAS %
2.1%
2.0%
1.9%
1.9%
1.9%
1.9%
2.0%
1.9%
1.7%
1.7%
1.8%
1.81%
1.87%
43
INFORME ESTADÍSTICO
2014
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
BALANCE DE POTENCIA
DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA
El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.5% en el mercado de potencia firme.
Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron EGEHID 22.9%, EGEHAINA 16%, AES Andres 11.4%, ITABO, S.A. 10.4%, PALAMARA 8.7% Y DPP 3.6%. Luego les siguen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 7% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 25.5% 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 2014 la demanda máxima ocurrió a las 22:00 horas del día 30 de julio, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 1,977 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,873 MW de los cuales el 90.5% fueron retirados por las distribuidoras, 9% por Usuarios No Regulados y 0.5% por consumos propios.
[MW] ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AES ANDRES
272.2
269.6
190.9
200.2
204.5
198.4
209.8
ITABO S.A.
225.8
225.8
191.2
191.7
190.7
188.5
200.5
DPP
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
MW
%
216.2
238.1
236.4
230.5
226.00
224.4
11.4%
202.6
214.4
214.4
208.1
198.89
204.4
10.4%
78.8
80.6
56.9
59.3
61.1
62.3
67.9
70.2
78.3
80.1
79.4
77.41
71.0
3.6%
AES DOMINICANA
576.8
576.0
439.0
451.2
456.3
449.2
478.2
489.0
530.8
530.9
518.0
502.30
499.8
25.5%
EGEHID
464.4
467.0
464.2
451.4
447.4
468.7
423.6
422.0
420.7
433.2
454.9
467.20
448.7
22.9%
CDEEE-IPPs*
Demanda Máxima Mensual [MW]
61.2
60.5
39.4
39.2
38.1
34.0
35.1
35.1
38.5
37.2
34.4
29.21
40.2
2.0%
HAINA
138.1
137.1
349.4
349.3
349.2
348.0
350.1
349.7
349.6
344.8
344.9
347.60
313.1
16.0%
GPLV
189.9
189.9
161.2
161.9
160.4
157.0
165.5
166.3
177.1
176.0
172.3
165.44
170.2
8.7%
Día / Hora
SEABOARD
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.2
180.6
112.0
108.3
108.3
108.25
156.5
8.0%
INYECCIONES
CEPP
65.1
65.1
55.2
55.7
55.4
54.5
57.5
57.7
62.4
61.4
60.2
57.46
59.0
3.0%
MONTERIO
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
15.7
37.99
16.3
0.8%
METALDOM
40.6
40.6
34.3
34.3
34.0
33.1
34.9
34.6
37.2
37.1
36.0
34.21
35.9
1.8%
PVDC
96.4
96.4
86.6
86.2
86.3
84.6
88.4
87.7
94.1
93.6
92.2
87.31
90.0
4.6%
LAESA
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.42
108.4
5.5%
LOS ORIGENES
24.75
24.75
24.74
24.74
24.74
24.75
24.75
24.74
24.7
24.8
24.7
24.74
24.7
1.3%
1,959.8
1,959.9
1 ,956.7
1,956.7
1,954.6
1,956.7
1,960.8
1,969.9
1,969.8
1,969.8
1,970.0
1,970.1
1,962.9
100.0%
Total
*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM
Mes
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
D12 H20
D14 H21
D28 H20
D09 H21
D15 H21
D25 H21
D30 H22
D15 H21
D19 H21
D06 H20
D13 H22
D10 H20
Inyecciones Brutas
1,844
1,812
1,869
1,892
1,920
1,947
1,977
1,958
1,932
1,959
1,908
1,900
Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]
1,790
1,768
1,811
1,841
1,860
1,884
1,912
1,899
1,881
1,897
1,847
1,837
Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]
1,786
1,764
1,808
1,825
1,844
1,871
1,897
1,883
1,865
1,881
1,832
1,819
Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A.
522
510
502
535
539
537
553
506
524
532
535
507
EdeNorte Dominicana S. A.
529
525
561
551
537
567
566
569
555
567
538
521
EdeSur Dominicana S.A.
591
553
547
546
563
555
577
586
586
560
555
563
Usuarios No Regulados [UNR]
105
143
154
156
165
170
168
178
173
177
168
191
1
4
6
9
5
4
9
6
8
9
2
3
1,749
1,736
1,771
1,797
1,808
1,832.4
1,873
1,845
1,847
1,845
1,797
1,785
RETIROS
Otros Retiros TOTAL RETIROS
Pérdidas [MW] Pérdidas [%]
44
37
28
37
27
36
39
24
38
18
36
35
34
2.1%
1.6%
2.0%
1.5%
2.0%
2.1%
1.2%
2.0%
1.0%
1.9%
1.9%
1.9%
45
INFORME ESTADÍSTICO
2014
PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE
Precios Internacionales de Combustibles
El 37.4% de la energía abastecida en el 2014 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 34%, seguido por el carbón con un 16.3% de participación.
[US$/MMBtu]
Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como los más elevados durante todo el año para la generación eléctrica, experimentando estos una reducción en el último trimestre del 2014.
Abastecimiento de energía por Tipo de Combustible [13,464 GWh]
En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2014 expresados en US$/MMBtu.
9.4%
18
34.0%
FUEL 6
37.4%
16
CARBÓN
16.3%
14
FUEL OIL 2
1.1%
GAS NATURAL
34.0%
AGUA
9.4%
VIENTO
1.8%
16.3%
US$ / MMBtu
37.4%
12 10 8 FUEL OIL No. 6
6
GAS NATURAL Nymex
4
FUEL OIL No. 2
2
CARBÓN
0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA
Precios Internacionales de Combustibles Durante el 2014 los combustibles de gas natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados para generación térmica.
Se destaca el hecho de que durante el 2014 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$/MMBtu. Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 corresponden a los precios de referencia de las publicaciones internacionales de Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar en Colombia, con poder calorífico de 10,843 Btu/ lb y los precios del gas natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub).
[US$/MMBtu]
CARBÓN
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2.87
2.76
2.57
2.68
2.66
2.55
2.60
2.74
2.61
2.56
2.51
2.56
GAS NATURAL Nymex
4.24
4.49
5.21
4.50
4.56
4.56
4.60
4.08
3.88
3.91
3.83
4.20
FUEL OIL 6
13.21
13.52
13.37
13.58
13.74
13.94
13.32
13.12
12.86
10.95
9.58
7.32
FUEL OIL 2
16.75
16.78
16.62
16.80
16.66
16.77
16.31
16.14
15.41
14.13
12.97
10.08
A continuación se muestran los precios con las unidades originales: ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
71.82
69.03
64.19
66.88
66.51
63.65
65.05
68.40
65.31
64.04
62.83
63.91
4.24
4.49
5.21
4.50
4.56
4.56
4.60
4.08
3.88
3.91
3.83
4.20
FUEL OIL 6 US$/BBLS
88.24
90.34
89.31
90.74
91.78
93.10
88.98
87.64
85.91
73.15
63.97
48.88
FUEL OIL 2 US$/GAL
2.87
2.88
2.85
2.88
2.86
2.88
2.80
2.77
2.65
2.42
2.23
1.73
CARBÓN US$/MT GN US$/MMBtu [Nymex]
Fuentes: Platts, Mc Closkey
46
47
INFORME ESTADÍSTICO
2014
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN
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.
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 2014.
Costo Marginal de Energía [US$/MWh]
Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión [US$/Kw-mes]
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.
En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal de potencia y derecho de conexión unitario.
250 13 11
150
9
100 50
CMg PROM CMg MAX
US$ / kw-mes
US$ / MWh
200
7 5
0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
3 Derecho Conexión
1
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
48
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Promedio
CMg PROM
135
147
149
165
156
170
188
171
170
171
146
108
156
CMg MAX
213
206
210
208
211
213
216
208
205
201
176
158
202
-1
CMG Potencia ENE
FEB
MAR
ABR
ENE
FEB
MAY
MAR
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Promedio
CMG Potencia
8.40
8.45
8.55
8.59
8.60
8.60
8.60
8.62
8.60
8.59
8.59
8.55
8.56
Derecho Conexión
4.19
4.44
4.54
4.05
3.94
3.96
3.97
3.77
3.65
3.70
3.79
4.07
4.01
49
INFORME ESTADÍSTICO
2014
SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA
AES Dominicana, a través de AES Andres y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria 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.
[452.32 GWh]
Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 38.5% y el 25.9% respectivamente para totalizar un 64.4% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2014. Además, en este mercado participaron las empresas: EGEHID 9.3%, LAESA 20.7% y CDEEE a través de sus contratos con IPP’s; con un aporte del 3.8%.
Participación Regulación Primaria de Frecuencia [497.94 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 22.6% y 41.5% respectivamente para totalizar un 64.1% 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
70
50
60
40
50
30
40
20
30
10
20
0 ENE
10
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
SEABOARD
0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
LAESA SAN FELIPE
PDVC
SAN FELIPE
EGEHID
METALDOM
HIDRO
DPP
LAESA
DPP
AES ANDRES
CEPP
AES ANDRES
3% Demanda
SEABOARD
3% Demanda
GPLV
5% Demanda
HAINA
50
AES Andres y DPP aportaron al sistema el 38.5% y el 25.9% respectivamente para totalizar un 64.4% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2014.
5% Demanda
51
INFORME ESTADÍSTICO
2014
MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS
Participación Mercado de UNR
La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el organismo responsable de evaluar si una empresa reúne las condiciones necesarias para obtener la licencia de Usuario No Regulado. Hasta el año 2014 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.
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.
A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2014. 100%
Retiros de Energía de los UNR por Empresas Vendedoras
90% 80%
[GWh]
70%
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
GWh
%
AES ANDRES
31.63
31.04
36.84
35.80
37.59
38.44
47.63
52.04
51.35
54.28
49.25
45.68
512
36.8%
EDEESTE
27.74
26.45
35.16
30.60
34.80
28.63
39.37
40.64
36.11
39.99
36.44
37.84
414
29.8%
EDENORTE
4.81
4.82
5.68
5.17
5.52
5.49
6.04
7.67
7.51
7.99
7.31
6.39
74
5.4%
EDESUR
15.04
14.16
16.05
15.48
17.06
16.36
6.95
6.58
6.43
7.57
7.28
8.48
137
9.9%
EGEHID
12.22
12.44
14.14
13.72
14.34
14.07
12.36
12.15
11.57
11.43
10.73
5.58
145
10.4%
HAINA SEABOARD Total Retiros
-
-
-
-
-
-
2.50
9.42
10.38
10.58
11.05
11.19
55
4.0%
6.91
6.53
7.38
6.81
7.68
6.09
6.36
0.91
0.92
1.11
0.63
0.77
52
3.8%
98.35
95.45
115.24
107.57
117.00
109.07
121.20
129.41
124.27
132.95
122.69
115.92
1,389
100.0%
60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% ENE
52
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
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 115.76 GWh, lo que representó un 10% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2014.
HAINA
Además, durante el año 2014 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,389.2 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 512 GWh, lo que representa un promedio mensual de 42.63 GWh y un 36.8% de participación energética en dicho mercado.
EDENORTE
DIC
EDESUR AES ANDRES SEABOARD
EGEHID EDEESTE
53
INFORME ESTADÍSTICO
2014
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
MERCADO DE CONTRATOS
Los contratos son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes.
Los contratos, también llamados PPA’s por sus siglas en inglés (Power Purchase Agreement), son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes, uno que genera la electricidad con el propósito de venderla (vendedor) y otro que desea adquirirla (comprador), para la compra y venta de energía, potencia y otros servicios complementarios de electricidad. A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que se vendió en el mercado eléctrico mayorista a través de los contratos durante el 2014.
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 2014 a través de las empresas AES Andres (12.5%), DPP (10.6%) e ITABO, S.A. (14.6%) abasteciendo un total de 37.6% de toda la demanda contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (20.9%), CDEEE (14.2%) y EGEHID (10.5%).
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
GWh
%
AES ANDRES
111.0
103.2
132.4
125.1
125.3
134.5
144.1
141.2
140.2
148.7
49.3
84.1
1,439.1
12.5%
DPP
109.0
98.6
114.9
114.3
118.6
122.1
125.8
121.9
117.4
126.3
-
52.6
1,221.4
10.6%
ITABO S.A.
131.0
119.5
137.7
137.4
142.5
145.4
151.5
148.3
141.1
150.6
137.4
136.7
1,679.0
14.6%
CDEEE
127.4
116.4
133.8
133.7
138.5
141.1
147.6
145.3
137.8
146.5
133.4
132.5
1,633.9
14.2%
GENERADORES
CEPP EGEHID GPLV HAINA MONTE RIO SEABOARD Total
26.3
24.0
27.6
27.6
28.6
29.1
30.9
30.3
28.8
-
-
-
253.1
2.2%
135.3
114.9
114.0
106.5
124.4
105.6
85.8
88.3
84.5
84.7
80.1
88.2
1,212.3
10.5%
78.7
71.9
82.6
82.5
85.5
87.1
91.1
89.4
84.8
90.2
82.1
81.7
1,007.4
8.7%
183.4
167.1
192.7
192.3
199.4
203.7
214.5
216.7
207.9
221.5
203.7
202.8
2,405.7
20.9%
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.1
0.1
0.0%
6.9
6.5
7.4
6.8
7.7
6.1
6.4
0.9
0.9
1.1
0.6
0.8
52.1
0.5%
908.9
822.3
943.1
926.2
970.4
974.6
997.6
982.2
943.4
969.5
686.5
779.4
10,904.2
94.6%
27.7
26.5
35.2
30.6
34.8
28.6
39.4
40.6
36.1
40.0
36.4
37.8
413.8
3.6%
DISTRIBUIDORES EDEESTE EDENORTE
54
4.8
4.8
5.7
5.2
5.5
5.5
6.0
7.7
7.5
8.0
7.3
6.4
74.4
0.6%
EDESUR
15.0
14.2
16.0
15.5
17.1
16.4
6.9
6.6
6.4
7.6
7.3
8.5
137.4
1.2%
Total
47.6
45.4
56.9
51.2
57.4
50.5
52.4
54.9
50.0
55.6
51.0
52.7
625.6
5.4%
55
INFORME ESTADÍSTICO
2014
ANEXOS
GLOSARIO
A
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.
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 la Caloría. 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 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.
ANEXOS
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.
56
57
INFORME ESTADÍSTICO
2014
GLOSARIO
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.
ANEXOS
GLOSARIO
R
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
G
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.
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.
T
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.
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
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 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.
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.
M
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.
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
USUARIO NO REGULADOS (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.
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.
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59
INFORME ESTADÍSTICO
2014
ANEXOS
Potencia Firme Definitiva 2013
Tasa de Cambio Promedio para la Compra y Venta de Dólares Estadounidenses
[MW]
[2004-2014] ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
AES ANDRES
280.5
280.5
280.5
280.5
280.5
280.5
280.5
280.5
280.5
280.5
ITABO S.A.
225.8
225.8
225.8
225.8
225.8
225.8
225.8
225.8
225.8
225.8
DPP
DIC
MW
%
280.5
280.51
280.5
13.5%
225.8
225.80
225.8
10.8%
150.1
162.1
159.7
151.5
157.9
151.6
149.9
151.7
151.6
142.7
135.7
135.74
150.0
7.2%
AES DOMINICANA
656.4
668.5
666.0
657.8
664.2
657.9
656.3
658.0
658.0
649.0
642.0
642.05
656.3
31.5%
EGEHID
466.5
443.3
448.1
463.8
450.8
463.7
466.8
463.5
455.2
455.7
468.4
468.37
459.5
22.1%
CDEEE-IPPs*
115.7
125.0
123.1
116.8
122.3
116.9
115.6
117.0
117.1
110.5
105.4
105.44
115.9
5.6%
HAINA
149.2
151.1
150.8
149.5
150.6
149.4
149.2
149.5
149.5
148.0
147.3
147.25
149.3
7.2%
GPLV
189.9
189.9
189.9
189.9
189.9
189.9
189.9
189.9
189.9
189.9
189.9
189.86
189.9
9.1%
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.2
14.16
14.2
0.7%
SEABOARD CEPP
65.1
65.1
65.1
65.1
65.1
65.1
65.1
65.1
65.1
65.1
65.1
65.08
65.1
3.1%
MONTERIO
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.39
96.4
4.6%
METALDOM
40.6
40.6
40.6
40.6
40.6
40.6
40.6
40.6
40.6
40.6
40.6
40.55
40.6
1.9%
PVDC
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.1
180.10
180.1
8.6%
LAESA
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.4
108.40
108.4
5.2%
LOS ORIGENES Total
-
-
-
-
-
-
-
-
8.2
24.7
24.7
24.75
6.9
0.3%
2,082.4
2,082.4
2,082.5
2,082.5
2,082.5
2,082.4
2,082.4
2,082.4
2,082.5
2,082.5
2,082.4
2,082.4
2,082.4
99.7%
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Prom
2004
COMPRA
46.09
49.23
46.52
44.35
46.92
48.12
44.84
41.25
36.95
32.27
29.56
28.86
41.25
VENTA
46.64
50.44
47.18
44.81
47.69
48.67
45.46
42.11
37.62
32.98
30.13
29.33
41.92
2005
COMPRA
29.84
28.85
28.30
28.25
28.70
28.90
28.93
29.00
30.42
32.41
33.25
33.12
30.00
VENTA
30.40
29.22
28.60
28.54
28.91
29.08
29.06
29.13
30.82
32.70
33.54
33.39
30.28
2006
COMPRA
34.56
34.17
32.56
32.11
32.49
32.77
32.75
32.63
32.95
33.47
33.56
33.09
33.09
VENTA
34.84
34.44
32.85
32.33
32.73
32.94
32.91
32.80
33.12
33.66
33.69
33.30
33.30
COMPRA
33.70
33.36
32.79
32.23
32.14
32.42
32.99
32.90
33.31
33.46
33.41
33.52
33.02
VENTA
33.90
33.51
32.96
32.40
32.29
32.57
33.14
33.05
33.46
33.59
33.53
33.66
33.17
COMPRA
33.76
33.83
33.92
34.03
34.01
34.16
34.27
34.68
34.83
34.99
35.19
35.26
34.41
VENTA
33.89
33.96
34.04
34.14
34.13
34.27
34.39
34.80
34.95
35.09
35.32
35.39
34.53
2009
COMPRA
35.37
35.56
35.67
35.83
35.95
35.92
35.98
36.03
36.06
36.09
36.09
36.09
35.89
VENTA
35.49
35.65
35.77
35.92
36.04
36.00
36.07
36.10
36.13
36.16
36.17
36.16
35.97
2010
COMPRA
36.11
36.19
36.30
36.42
36.70
36.73
36.80
36.89
36.98
37.21
37.22
37.31
36.74
VENTA
36.19
36.27
36.37
36.51
36.79
36.81
36.88
36.99
37.07
37.29
37.30
37.40
36.82
2011
COMPRA
37.45
37.63
37.76
37.84
37.89
38.03
38.04
38.06
38.15
38.30
38.44
38.55
38.01
VENTA
37.54
37.72
37.85
37.90
37.96
38.10
38.12
38.13
38.21
38.37
38.51
38.63
38.09
2012
COMPRA
38.86
38.94
38.99
39.02
39.02
39.07
39.08
39.11
39.20
39.43
39.94
40.17
39.24
VENTA
38.95
39.02
39.07
39.08
39.09
39.14
39.15
39.18
39.29
39.53
40.05
40.29
39.32
2007
2008
*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM
Indice de Precios del Consumidor de USA (CPI)
2013
[2004-2014]
2014 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Prom
2004
185.2
186.2
187.4
188.0
189.1
189.7
189.4
189.5
189.9
190.9
191.0
190.3
188.9
2005
190.7
191.8
193.3
194.6
194.4
194.5
195.4
196.4
198.8
199.2
197.6
196.8
195.3
2006
198.3
198.7
199.8
201.5
202.5
202.9
203.5
203.9
202.9
201.8
201.5
201.8
201.6
2007
202.4
203.5
205.4
206.7
207.9
208.4
208.3
207.9
208.5
208.9
210.2
210.0
207.3
2008
211.1
211.7
213.5
214.8
216.6
218.8
220.0
219.1
218.8
216.6
212.4
210.2
215.3
2009
211.1
212.2
212.7
213.2
213.9
215.7
215.4
215.8
216.0
216.2
216.3
215.9
214.5
2010
216.7
216.7
217.6
218.0
218.2
218.0
218.0
218.3
218.4
218.7
218.8
219.2
218.1
2011
220.2
221.3
223.5
224.9
226.0
225.7
225.9
226.5
226.9
226.4
226.2
225.7
224.9
2012
226.7
227.7
229.4
230.1
229.8
229.5
229.1
230.4
231.4
231.3
230.2
229.6
229.6
2013
230.3
232.2
232.8
232.5
232.9
233.5
233.6
233.9
234.1
233.5
233.1
233.0
233.0
2014
233.9
234.8
236.3
237.1
237.9
238.3
238.3
237.9
238.0
237.4
236.2
234.8
236.7
COMPRA
40.59
40.76
41.00
41.05
41.09
41.45
41.89
42.36
42.61
42.44
42.45
42.60
41.69
VENTA
40.70
40.85
41.10
41.15
41.19
41.60
42.00
42.49
42.71
42.53
42.53
42.71
41.80
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
*Fuente: Banco Central de la República Dominicana.
*Bureau of Labor Statistic U.S.
60
61
INFORME ESTADÍSTICO
2014
ANEXOS
Poderes Caloríficos Superiores e Inferiores de algunos Combustibles
Lb / Gl (UK)
Lb / Gl (US)
Kg / m3
1
0.062428
0.010022
0.008345
Kj/L
Libra por Pie Cúbico
Lb / Pie 3
16.0185
1
0.160544
0.133681
Combustibles Líquidos
Libra por UK Galón
Lb / Gl (UK)
99.7764
6.22884
1
0.83268
Petróleo
10,800
10,008
9,374
8,686
39,250
36,371
Libra por US Galón
Lb / Gl (US)
119.826
7.48047
1.20094
1
Oleo Diesel
10,750
10,000
9,159
8,680
38,350
36,343
Oleo Combustible
10,090
9,583
10,217
8,318
42,780
34,827
Gas Licuado de Petróleo
11,750
11,000
6,486
9,548
27,160
39,977
J
Cal
Btu
KWh
J
1
0.2388
0.009478
0.000000277
Cal
4.1869
1
0.0039683
0.000001163
PCI
PCS
Kcal/Kg
PCI
Kcal/L
PCS
Kcal/L
Kj/L
Unidades de Energía
PCS
PCI
PCS
PCI
Kcal/m3
Kcal/m3
Kj/m3
Kj/m3
Gas Natural Húmedo
10,454
8,240
43,770
34,500
Caloría
Gas Natural Seco
9,256
8,500
38,750
35,584
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)
Combustibles Gaseosos
Joule
PCS
PCI
PCS
PCI
Kcal/Kg
Kcal/Kg
Kj/Kg
Kj/Kg
Combustibles Sólidos Carbón Vegetal
7,500
6,500
30,560
27,213
Coque de Carbón Mineral
7,300
6,998
30,560
29,299
Unidades de Volumen cm3
M3
Pie 3
Pulgada 3
Gal (UK)
Gal (USA)
BBL
Litro (Lt)
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
Pulgadas Cúbicas
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
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
62
Lb / Pie 3
Kilogramo por Metro Cúbico
Kcal/Kg
cm3
Kg / m3 PCI
PCS
Centrimetros Cúbicos
Unidades de Densidad
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
63
AES DOMINICANA 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
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