Informe de Negocios 2010 by AES Dominicana

Contenido 6

Carta del Presidente de AES Dominicana

8. Los Valores de AES

AES Dominicana

12. Antecedentes de

AES Dominicana

13. Perfil de AES

14. Centrales de

23. Consumo

Dominicana

Generación de AES Dominicana

16. Terminales de ??.

Recepción de Combustibles

Nuevas Líneas de Negocio

19. Balance de Energía 20. Balance de Potencia

Usuarios No Regulados

Combustible Primario

24. Importación

Combustible Primario

25. Indicadores

Técnicos de Operación

26. Eventos

Relevantes

28 Mercado Eléctrico Mayorista

30. Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano

31. Generación 36. Transmisión 36. Distribución 37. Balance de Energía

38. Balance de Potencia

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica

41. Costo Marginal de Energía

42. Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

43. Servicio de

Regulación de Frecuencia

39. Demanda

44. Usuarios No

40. Abastecimiento

45. Contract Market

Máxima

de Energía por Combustible

Regulados

46 Estadísticas Anuales

48. Capacidad Instalada

49. Balance Energía 49. Demanda Máxima

50. Costos

Marginales de Energía

51. Precios

Internacionales de Combustibles

53. Interrupciones Totales SENI

54 Anexos

Carta del Presidente “Un año de sostenibilidad y continuidad en los procesos de mejoras y transformaciones que viene realizando AES Dominicana en la búsqueda de la excelencia”

AES Dominicana se complace en presentar su Informe Estadístico 2010, el cual incluye información sobre sus principales activos, desempeño operativo, nuevas líneas de negocio y del mercado eléctrico en su conjunto. AES Dominicana agrupa las empresas Dominican Power Partners (DPP), AES AES ANDRES, 100% propiedad de AES Corporation, y AES ITABO donde posee un 50% de las acciones y administra sus operaciones. El 2010 podemos definirlo como un año de sostenibilidad y continuidad en los procesos de mejoras y transformaciones que viene realizando AES Dominicana en la búsqueda de la excelencia, destacándose notables progresos en temas tales como: Aseguramiento de Ingresos, Desempeño Operativo y Clima Organizacional. Durante el 2010 AES Dominicana mantuvo una posición de liderazgo en la industria eléctrica nacional con un aporte promedio del 39% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). AES Dominicana ha sido clave en el proceso de diversificación de la matriz de combustibles del sector eléctrico de la República Dominicana, al introducir el gas natural para la generación de electricidad y reestablecer de manera eficiente la producción de electricidad en base al carbón mineral, ambos combustibles fósiles son actualmente los más competitivos y eficientes de todos los que se utilizan en el mercado local.

Marco De la Rosa

Como se podrán dar cuenta, AES Dominicana ha podido transformar las oportunidades en historias de éxito, asumiendo su rol de liderazgo en el sector eléctrico y convirtiéndose en un motor para el desarrollo de la República Dominicana.

Marco De la Rosa Presidente AES Dominicana

Los valores de AES La Gente AES • • • • •

Pone la seguridad primero Actúa con integridad Honra sus compromisos Se esfuerza por la excelencia Disfruta su trabajo

¿Qué entendemos en ellos? 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 — cómo nos conducimos y cómo nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas. Honrar compromisos. Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comunidades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro negocio, en general, suponga una contribución positiva a la sociedad. Esforzarse por la excelencia. Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel. Disfrutar el trabajo. Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia.

AES Dominicana

AES DOMINICANA

Antecedentes

Perfil del Grupo

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.

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.

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 cancela el contrato entre ambas y se establece un nuevo arreglo 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 se concibe la idea de que es necesario apostar al desarrollo del país en 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 mas grande de República Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de Gas Natural para alimentar a AES ANDRES y la construcción del gasoducto hacia la central de DPP en Los Mina. AES comienza a tener participación en AES ITABO 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, en el marco de la ley 141-97, sobre la Reforma de la Empresa Pública de fecha 24 de junio del año 1997.

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 que utiliza en la producción de electricidad y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el Gas Natural Licuado que utiliza para la producción de electricidad. Además posee, dentro de las instalaciones de AES Andres, 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 record 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, lo 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 las áreas en más precarias condiciones como son la educación y la salud infantil.

En el 2003 inicia sus operaciones AES ANDRES, convirtiéndose en la central más eficiente de Latinoamérica; representando para la Republica Dominicana un salto hacia el desarrollo sostenible y producción de energía limpia, mejorando la posición estratégica del país que dependía del 90% del petróleo para suplir sus necesidades de electricidad.

AES Dominicana

Informe 10 Años de Gestión

En el 2006, AES adquiere un 25% adicional de las acciones de AES ITABO que eran 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.

Centrales de Generación

DPP

A continuación se describen las principales características técnicas de las unidades de generación de AES Dominicana. Capacidad Instalada: 2 x 118 MW Tecnología: Turbina Gas Combustible Primario: Gas Natural Líquido Fecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996 Fabricante: Westinghouse Velocidad Turbina: 3,600 rpm Etapas Turbina: Cuatro (4) Etapas Compresor: Catorce (14) 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 e Instalación y Bajo Impacto Ambiental

ITABO I

Capacidad Instalada: 319 MW Tecnología: Ciclo Combinado Combustible Primario: Gas Natural Líquido 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

ITABO II 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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AES Dominicana

AES ANDRES

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

Gasoducto AES ANDRES - DPP

Características Técnicas y de Operación del Gasoducto: Longitud: 34 km Diámetro: 12 pulgadas Presión Máxima: 100 bar Presión Promedio: 50 bar Válvulas de Venteo: Cinco (5) Válvulas de Toma: Cinco (5)

Terminales de Recepción de Combustibles Muelle Internacional AES ANDRES

Adicionalmente a la Terminal de GNL en Punta Caucedo, AES decide construir el primer gasoducto del país, que interconecta la Terminal de GNL en Punta Caucedo, Boca Chica con las unidades de generación de Dominican Power Partners (DPP) en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera AES permite mejorar la competitividad de dicha planta dado que hasta ese entonces sólo utilizaba diesel para su proceso de generación de electricidad.

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 cualquier otro combustible líquido. La Terminal de Gas Natural, forma parte importante de la estrategia a largo plazo de AES Dominicana y abre las puertas de República Dominicana al consumo de gas natural. Dentro de su infraestructura, la terminal cuenta con un sistema de descarga de barcos con tres (3) brazos con capacidad para descargar 10,000 m3 de gas natural líquido por hora, además cuenta un tanque criogénico de paredes dobles con aislamiento, con capacidad para almacenar 160,000 m3 de gas natural líquido y también cuenta con un sistema de regasificación con capacidad para convertir de líquido a gas 250,000 MMBTU por día. Por último, cuenta con un sistema de “boiloff” de seguridad que maneja los gases del tanque criogénico manteniendo la presión atmosférica.

AES Dominicana

El Muelle Internacional AES ITABO, se encuentra en el área costera de la Central Termoeléctrica AES ITABO, 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 (Latitud 18º 40’ 29” N; Longitud 70º 02’ 5” W), aproximadamente a unos 8 km al suroeste de la ciudad de Santo Domingo Oeste; limitado al Norte por el barrio El Gringo, al sur por la Refinería Dominicana, al Este por el Mar Caribe y al Oeste por el Barrio El Caliche. 17

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Muelle Internacional AES ITABO

Desde el 2006 el Muelle Internacional AES ITABO ha estado operando como punto de recepción del carbón mineral utilizado en las unidades a vapor de AES ITABO, agregándole mayor autonomía al proceso y mayor 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) duques para el amarre. También dispone de un sistema de señalización para el atraque de las naves que consiste 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 obstáculo en uno de los duques de amarre. Otras de las características principales del Muelle AES ITABO son: • 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 1,200 toneladas por hora (promedio).

Ventas de Gas Natural Negocio de Venta de Gas Natural Comprimido

En el año 2005, AES ANDRES firma su primer contrato de venta de Gas Natural con una empresa de distribución local, LINEA CLAVE INTERNACIONAL, la cual tomó la decisión de desarrollar la tecnología de Distribución de Gas Natural Comprimido por Camiones. Con este contrato se abrió la puerta en el país a la distribución de Gas Natural hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las ventajas de este combustible. A partir del año 2007 AES ANDRES comienza exitosamente la primera entrega de Gas Natural a LINEA CLAVE, quien tiene sus instalaciones adyacentes al parque energético AES ANDRES, lugar en el que el gas natural es comprimido a altas presiones y envasado en contenedores especiales para tal fin. A partir de ahí, el gas natural es transportado en camiones a las distintos consumos industriales que han incursionado en el uso de este combustible.

Negocio de Venta de Gas Natural Líquido

Una vez más el grupo AES Dominicana marca las pautas en el sector de la energía, al poner a disposición del país la primera Terminal de Distribución de Gas Natural Líquido, no solo en República Dominicana, sino la primera en toda América Latina. Esta obra se suma a la estrategia que tiene AES Dominicana como Grupo de contribuir al cambio de la matriz energética nacional, migrando a combustibles más económicos, como es el caso del gas natural, que se ha convertido, sin lugar a dudas, en el mejor aliado para lograr este objetivo.

Balance de Energía En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2010, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot. BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2010 [GWh] AES ANDRES VENTAS POR CONTRATO EDENORTE EDEESTE EDESUR DPP ITABO SEABOARD UNR COMPRAS POR CONTRATO ITABO VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ANDRES AES ITABO VENTAS POR CONTRATO EDESUR EDENORTE EDEESTE CDEEE ANDRES UNR COMPRAS POR CONTRATO ANDRES MONTERIO FALCONDO VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ITABO DPP VENTAS POR CONTRATO EDEESTE COMPRAS POR CONTRATO ANDRES VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION DPP

Este nuevo negocio consiste en una estación con facilidades para cargar o llenar camiones con gas natural líquido (GNL). La misma está localizada dentro de la terminal de GNL, en Punta Caucedo. La estación de carga incluye dos áreas para recepción de camiones con una válvula de descarga o llenado en cada una. De esa forma la estación tiene disponibilidad para llenar de manera simultánea dos camiones de 45 metros cúbicos a una velocidad de 68 metros cúbicos por hora para cada camión. Además el espació está diseñado para la construcción de dos áreas de recepción adicionales en el futuro.

AES Dominicana

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2010

22.3 23.4 52.6 8.2 1.2 32.7

17.7 21.3 3.5 31.9 29.0 1.3 37.1

30.5 25.1 30.2 9.9 7.7 2.1 41.8

29.5 25.3 28.5 17.6 6.7 2.3 39.3

30.5 27.3 29.6 19.0 3.0 2.6 42.3

10.1 25.7 12.0 44.9 7.4 3.1 41.6

10.4 27.1 12.5 4.5 60.0 3.3 44.8

10.4 28.4 12.5 2.4 63.9 3.2 45.8

34.2 26.2 32.9 5.3 18.1 2.9 48.3

35.3 26.9 34.1 1.5 7.7 2.9 49.4

34.2 23.8 32.9 12.0 5.4 2.8 49.6

35.3 24.2 32.4 3.9 6.2 2.8 43.7

300.6 304.8 261.3 205.5 223.2 30.3 516.4

0.5 40.6 180.5

33.8 175.7

8.1 3.8 143.0

1.9 33.7 181.2

0.7 30.9 184.4

1.7 33.3 176.4

20.1 182.7

21.3 187.9

0.1 (0.7) 167.1

0.2 30.4 188.1

1.8 10.3 169.2

2.6 13.1 159.0

17.6 270.6 2,095.1

59.9 41.9 23.4 35.3 0.5 0.2

56.3 39.0 21.3 24.3 0.2

63.7 44.2 25.1 18.8 8.1 0.2

63.7 43.9 25.3 29.4 1.9 0.2

68.1 47.3 27.3 39.8 0.7 0.2

64.0 46.5 25.7 37.2 1.7 0.3

69.1 50.3 27.1 41.1 0.3

70.7 50.9 28.4 37.8 0.3

66.9 48.2 26.2 36.5 0.1 0.2

69.3 50.1 26.9 37.9 0.2 0.2

62.7 43.0 23.8 40.3 1.8 0.2

62.4 44.7 24.2 44.2 2.6 0.2

776.8 550.2 304.8 422.5 17.6 2.8

8.2 9.7 35.3 28.9 136.7

29.0 20.3 24.3 30.0 97.6

7.7 6.5 18.8 22.4 149.6

6.7 12.0 29.4 14.6 130.8

3.0 16.1 39.8 9.3 134.0

7.4 18.9 37.1 3.9 116.0

60.0 19.2 41.1 (8.6) 58.9

63.9 23.1 37.8 (7.6) 55.7

18.1 21.1 36.5 (12.4) 90.1

7.7 9.7 37.9 9.8 139.2

5.4 6.6 40.3 8.8 128.3

6.2 5.8 44.2 9.7 131.8

223.2 169.0 422.4 108.8 1,368.7

98.2

89.6

105.6

106.3

114.6

108.0

113.6

119.1

110.0

113.0

100.2

101.8

1,280.0

52.6 0.0 45.6

31.9 0.0 57.7

9.9 16.9 112.6

17.6 11.7 100.3

19.0 7.9 103.5

44.9 2.1 65.2

4.5 10.1 119.3

2.4 11.1 127.8

5.3 11.3 116.0

1.5 15.2 126.6

12.0 15.0 103.2

3.9 22.9 120.8

205.5 124.2 1,198.7

En el cuadro anterior destacamos algunos renglones importantes; compras y ventas por contrato, compras y ventas al mercado spot y producción de energía. A continuación mencionaremos lo más relevante ocurrido en el mercado eléctrico mayorista entre AES Dominicana con algunos agentes del MEM:

AES ANDRES

En febrero se suscribió un nuevo contrato de venta a corto plazo con EDESUR y se continúa el contrato de corto plazo con EDENORTE. De igual manera, se observa un incremento en las ventas de UNRs a lo largo del año. En el 2010 AES ANDRES tuvo su máxima generación histórica anual (2,095.1 GWh).

AES ITABO

Durante el 2010 continuó vigente el contrato de venta de energía con CDEEE para aumentar la generación en la zona norte a través de las unidades de FALCONDO, cuyas inyecciones y retiros son administrados por AES ITABO en el mercado mayorista. Además, se mantuvieron los contratos de respaldo con AES ANDRES y MONTERIO.

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AES Dominicana continúa sus relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, los cuales son responsables de distribuir el Gas Natural en todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL, PLATER GAS, PROPAGAS y TROPIGAS.

ENE

DPP

Durante el 2010 continuó vigente el contrato de venta de energía entre DPP y EDESTE. Asimismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES ANDRES. Se observa la disminución en compras de AES ANDRES en momentos en que DPP se convierte en una planta base del SENI. En el 2010 DPP tuvo su máxima generación histórica anual a gas natural (1,198.7 GWh).

Balance de Potencia A continuación se muestra el balance de potencia de las unidades de AES Dominicana durante el 2010, indicando la potencia firme asignada durante cada mes, la compra y venta de potencia contractual y el balance spot.

BALANCE DE POTENCIA AES DOMINICANA 2010 [MW] ENE

FEB

MAR

ABR

AES ANDRES Venta Potencia Contractual Potencia Firme Compra Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot)

282.55 247.72 (34.83)

283.98 241.35 (42.63)

284.21 248.75 (35.46)

284.40 246.67 (37.73)

AES ITABO Venta Potencia Contractual Potencia Firme Compra Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot)

250.15 225.87 (24.28)

250.15 225.86 (24.29)

250.15 225.84 (24.31)

250.15 225.86 (24.29)

DPP Venta Potencia Contractual Potencia Firme Compra Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot)

210.00 210.00 22.58 21.99 (187.42) 188.01) -

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2010

286.13 286.23 239.75 239.40 (46.38) (46.83)

287.40 239.58 (47.82)

290.69 240.15 (50.54)

294.13 241.77 (52.36)

292.94 254.02 (38.92)

296.65 240.43 (56.23)

294.01 242.85 (51.17)

288.61 243.54 - (45.07)

250.15 225.86 (24.29)

250.15 225.84 (24.31)

250.15 225.85 (24.30)

250.15 225.86 (24.29)

250.15 225.86 - (24.30)

250.15 225.86 (24.29)

210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 22.67 22.48 21.84 21.81 21.83 21.88 22.02 23.27 22.48 187.33) (187.52) (188.16) (188.19) (188.17) (188.12) (187.98) (186.73) (187.52) -

210.00 210.00 22.76 22.30 187.24) (187.70) -

Usuarios No Regulados AES Dominicana a través de AES ANDRES, continúa fortaleciendo sus relaciones en el mercado de los Usuarios No Regulados, respaldada con una estrategia basada en precios competitivos y servicios de calidad como valor agregado a la oferta. Además edificada bajo una estructura donde el Área Comercial ofrece un servicio especializado, de manera que el cliente encuentre respuesta a sus necesidades relativas al suministro energético.

AES Dominicana

AES ANDRES ALDOM ZF MULTIMODAL CAUCEDO ZF LAS AMERICAS BARCELÓ CAPELLA INCA - KM 22 TERMO ENVASES INCA - LA ISABELA LAFZID (PIISA) ZF SAN ISIDRO MOLINOS DEL OZAMA HOTEL JARAGUA MULTIFORM LADOM PLASTIFAR MALLA & CO. HAMACA BEACH RESORT MC CHARLES INVERSIONES COSTA CARIBE LISTÍN DIARIO CARREFOUR AERODOM ZF SPM MULTIQUIMICA TROQUEDOM LA FABRIL ENVASES ANTILLANOS HIELOS NACIONALES II INDUVECA ARTICULOS DE PIEL REFIDOMSA CESAR IGLESIAS ZF PISANO LM INDUSTRIES ALAMBRES DOMINICANOS ZF LA VEGA SADOSA CARIBBEAN INDUSTRIAL PARK MULTICENTRO CHURCHILL OCEAN WORLD ZF INDUSTRIAL SANTIAGO TOTAL AES ITABO QUITPE TOTAL

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

0.26 1.33

0.25 1.20

0.32 1.40

0.30 1.42

0.16 1.47

0.03 1.52

0.03 1.69

1.57

1.49

1.56

1.44

3.30 0.57 2.23 1.14 1.41 4.85 2.34 0.97 0.90 0.26 0.51 1.00 1.12 0.75 0.73 0.55

3.80 0.54 2.37 1.10 1.48 5.30 2.64 1.07 0.93 0.29 0.46 1.27 1.14 0.73 0.69 0.53

4.13 0.61 2.30 1.09 1.65 6.13 3.08 1.21 1.07 0.34 0.56 1.55 1.28 0.78 0.73 0.61

3.68 0.62 2.35 1.16 1.26 5.53 2.90 1.26 0.99 0.34 0.55 1.29 1.23 0.73 0.72 0.56

3.76 0.66 2.77 1.25 1.26 6.20 3.06 1.19 1.00 0.38 0.51 1.55 1.11 0.77 0.76 0.55

3.45 0.65 2.31 1.10 1.56 6.15 3.09 1.37 1.00 0.41 0.24 1.48 1.20 0.81 0.74 0.55

3.22 0.69 2.72 1.38 1.48 6.42 3.24 1.20 1.02 0.47 0.10 1.63 1.06 0.90 0.78 0.64

3.25 0.58 0.94 1.20 1.31 6.55 3.31 1.55 1.07 0.35 0.26 1.69 1.27 0.88 0.80 0.69

3.24 0.50 2.46 1.26 1.38 6.16 3.22 1.54 1.03 0.36 0.52 1.56 1.33 0.69 0.75 0.50

3.31 0.45 2.73 1.43 1.45 6.65 3.18 1.25 1.04 0.40 0.29 1.62 1.32 0.70 0.74 0.58

3.16 0.50 2.55 1.26 1.48 6.19 3.09 1.35 0.91 0.39 0.18 1.74 1.28 0.65 0.70 0.47

2.48 0.55 2.91 1.34 1.11 5.77 2.45 1.42 0.90 0.32 0.15 1.58 0.99 0.66 0.69 0.46

0.50 0.74 2.80 2.07 1.11 0.50 0.42 0.32

0.52 0.65 2.66 2.41 1.28 0.57 0.50 0.30 0.82 1.26 0.28

0.61 0.70 2.79 2.77 1.43 0.66 0.49 0.36 0.83 1.42 0.32 0.58

0.58 0.68 2.95 2.59 1.31 0.54 0.45 0.33 0.89 1.39 0.32 0.35

0.62 0.72 3.12 2.75 1.38 0.54 0.42 0.35 0.98 1.41 0.31 0.24 1.03

0.58 0.73 2.99 2.60 1.46 0.52 0.44 0.38 1.10 1.56 0.32 0.12 1.18

0.60 0.77 3.35 2.67 1.52 0.53 0.47 0.44 1.02 1.66 0.36 0.28 1.14 0.99 0.40

0.62 0.75 3.44 2.84 1.42 0.43 0.47 0.39 1.19 1.62 0.32 0.29 1.18 1.02 0.38 0.60

0.56 0.76 3.32 2.68 1.52 0.41 0.40 0.33 0.95 1.54 0.36 0.34 1.04 0.98 0.39 0.63

0.57 0.77 3.29 2.66 1.59 0.42 0.50 0.42 0.88 1.60 0.35 0.29 1.17 0.99 0.38 0.61

0.56 0.69 2.98 2.45 1.46 0.43 0.33 0.41 0.81 1.41 0.33 0.21 1.31 1.04 0.35 0.63

0.51 0.68 2.94 1.80 1.26 0.40 0.41 0.34 0.80 1.42 0.34 0.57 1.40 0.72 0.24 0.60

0.96 0.57

0.92 0.59 1.38

1.00 0.63 1.39

0.99 0.54 1.25

0.70 0.54 0.75

1.25

1.22

1.11

1.08 0.51 1.86 43.68

0.23 0.23

32.66

37.06

41.78

39.25

42.29

41.64

44.84

45.78

48.34

49.43

0.51 2.48 49.65

0.19 0.19

0.18 0.18

0.23 0.23

0.30 0.30

0.25 0.25

0.24 0.24

0.15 0.15

0.14 0.14

0.23 0.23

0.24 0.24

0.21 0.21

DIC

A Diciembre del 2010 la cartera de UNR del Grupo AES Dominicana estaba compuesta por 39 clientes, los cuales representan aproximadamente un 52.5% del consumo de este mercado. A continuación se presenta una tabla con los retiros mensuales de los UNR de AES Dominicana durante el 2010. 20

Informe 10 Años de Gestión

Durante el año 2010 se suscribieron catorce (19) nuevos contratos con UNR: ALAMBRES DOMINICANOS, ARTICULOS DE PIEL, CARIBEAN INDUSTRIAL PARK, CESAR IGLESIAS, ENVASES ANTILLANOS, HIELOS NACIONALES, INDUVECA, LA FABRIL, LM INDUSTRIES, MULTICENTRO CHURCHILL, MULTIQUIMICA, OCEAN WORLD, PISANO, REFIDOMSA, SANITARIOS DOMINICANOS, TROQUEDOM, ZONA FRANCA LA VEGA, ZONA FRANCA SAN PEDRO DE MACORIS, ZONA FRANCA SANTIAGO, los cuales representan un consumo mensual de 21 GWh aproximadamente. Al mismo tiempo fueron renovados los contratos con AERODOM BOCA CHICA, CORAL COSTA CARIBE, CORAL HAMACA, LADOM, LISTIN DIARIO, GRUPO MALLA, MULTICENTRO CHARLES DE GAULLE, MULTIFORM, PLASTIFAR, quienes ya pertenecían al portafolio de clientes de AES ANDRES. Mientras que dos (2) UNRs dejaron de pertenecer a nuestra cartera de clientes.

DEMANDA ENERGIA UNR AES DOMINICANA 2010 (GWh)

En la siguiente gráfica se muestra la demanda promedio de los UNR de AES Dominicana durante el 2010.

Consumo Combustible Primario Durante el 2010 AES ANDRES y DPP consumieron un total de 30,645,743 MMBTU de gas natural y se compraron unos 32,545,257 MMBTU de gas natural.

Gas Natural ENERGIA PROMEDIO MENSUAL UNR AES DOMINICANA 2010

A continuación una tabla con el detalle de la evolución del inventario, las compras, los consumos y la venta a terceros.

ALDOM

0.19

QUITPE

0.22

REFIDOMSA

0.33

ARTICULOS DE PIEL

0.33

LM INDUSTRIES

0.36

AES ANDRES Y DPP

MULTIFORM

0.36

Inventario Inicial

1,635,577 2,562,130

LADOM

0.36

Compra

2,938,333

ENVASES ANTILLANOS

0.36

Consumo ANDRES

1,386,872 1,342,327 1,089,240

LA FABRIL

INVENTARIO Y CONSUMO GAS NATURAL 2010 [MMBTU] FEB

MAR

ABR

468,849

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Total

869,956 1,159,766 1,274,443 1,893,337 1,923,696 1,787,439 1,853,156 1,723,506 1,882,209

- 2,914,668 2,991,779 2,873,413 2,855,883 3,000,190 1,377,089 1,401,995

2,987,169 2,931,498 3,089,249 2,956,452 3,006,623 32,545,257

1,397,538 1,429,847 1,281,470 1,435,875 1,320,423

1,254,591 16,055,638

0.44

545,281

Consumo BOG

19,394

13,748

14,741

15,780

18,694

18,480

16,406

19,036

9,148

16,677

16,651

19,836

198,592

TROQUEDOM

0.50

Venta a Terceros

51,774

55,180

52,147

59,601

71,201

79,997

90,220

102,917

144,610

211,889

191,009

195,795

1,306,341

OCEAN WORLD

0.51

21,823

48,017

12,638

8,983

21,175

36,187

31,938

39,799

25,931

35,567

290,517

INVERSIONES COSTA CARIBE

0.56

LISTÍN DIARIO

0.57

SADOSA

0.58

BARCELÓ CAPELLA

0.58

ALAMBRES DOMINICANOS

0.61

CARREFOUR

0.72

MC CHARLES

0.73

HAMACA BEACH RESORT

0.75

Losses Inventario Final

8,459

2,562,130

468,849

791,159 1,444,490 1,535,440 1,398,615 1,514,659 1,243,734 1,444,809

14,391,513

869,956 1,159,766 1,274,443 1,893,337 1,923,696 1,787,439 1,853,156 1,723,506 1,882,209 1,938,234

Durante el 2010 AES ITABO, con sus dos (2) unidades térmicas a vapor, registró un consumo de 559,263 toneladas métricas de carbón y 9,932 toneladas métricas de petcoke.

Carbón

En la siguiente tabla se muestra la evolución mensual de los inventarios y el consumo de carbón y petcoke.

ZF LA VEGA

0.91

HIELOS NACIONALES II

0.93

ZF PISANO

0.96

HOTEL JARAGUA

0.99

MULTICENTRO CHURCHILL

1.17

CESAR IGLESIAS

1.18

CARIBBEAN INDUSTRIAL PARK

1.19

MALLA & CO.

1.20

TERMO ENVASES

1.22

MOLINOS DEL OZAMA

1.28

MULTIQUIMICA

1.39

INCA - LA ISABELA

1.40

ZF MULTIMODAL CAUCEDO

1.46

INDUVECA

1.48

PLASTIFAR

1.50

INVENTARIO Y CONSUMO CARBÓN 2010 [toneladas métricas] AES ITABO Inventario Inicial Compra Consumo Venta a Terceros Mermas Inventario Final Subtotal Consumo

JAN

FEB

ABR

MAY

75,677

18,331

MAR 87,196

63,032

90,627

JUN

JUL

AGO

72,176

71,854

83,423

SEP

OCT

104,269

NOV

DIC

65,745

56,311

Total

74,623

118,293

36,750

82,682

36,883

47,861

36,908

44,715

51,966

73,900

37,006

566,964

50,620

39,452

60,915

52,818

54,258

48,184

25,338

23,869

38,523

58,091

52,396

54,799

559,263

6,726

9,977

2,268

1,076

3,310

3,191

7,355

33,902

18,331

87,196

63,032

90,627

72,176

71,854

83,423

104,269

65,745

56,311

74,623

49,476

57,346

49,428

60,915

55,086

55,334

48,184

25,338

23,869

38,523

61,401

55,587

62,154

593,165

SEP

OCT

DIC

Total

INVENTARIO Y CONSUMO PETCOKE 2010 [toneladas métricas]

ZF INDUSTRIAL SANTIAGO

2.17

INCA - KM 22

2.39

ZF SPM

2.52

ZF SAN ISIDRO

2.97

AERODOM

3.05 3.40

AES ITABO Inventario Inicial Compra Consumo Venta a Terceros Mermas Inventario Final Subtotal Consumo

JAN

Total Consumo

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

NOV

13,837

7,895

5,519

5,349

5,126

4,943

4,739

4,674

5,942

2,376

170

222

183

204

768

9,932

7,895

5,519

5,349

5,126

4,943

4,739

4,674

3,905

5,942

2,376

170

222

183

204

768

9,932

63,288

51,804

61,085

55,086

55,334

48,406

25,522

24,073

38,589

61,401

55,587

62,923

569,194

5.99

LAFZID (PIISA) 0.00

1.00

2.00

3.00 GWh

4.00

5.00

6.00

Durante el 2010 AES ITABO compró 566,964 toneladas métricas de carbón de distintos proveedores.

Informe 10 Años de Gestión

682,026 1,335,610 1,201,482 1,254,209

1,338,371

Consumo DPP

ZF LAS AMERICAS

AES Dominicana

ENE

Gas Natural

Importación de Combustible Primario

Indicadores Técnicos de Operación

Durante el 2010 la terminal de AES ANDRES recibió once (11) barcos, para un total de 32,545,257 MMBTU, equivalentes a 1,466,003 M3 de gas natural líquido. A continuación una tabla con el detalle.

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.

LISTADO RECEPCIÓN BARCOS LNG AES ANDRES 2010 No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Fecha Enero 23, 2010 Marzo 01, 2010 Abril 06, 2010 Mayo 08, 2010 Junio 13, 2010 Julio 16, 2010 Agosto 15, 2010 Septiembre 16, 2010 Octubre 13, 2010 Noviembre 16, 2010 Diciembre 14, 2010

Carbón

Suplidor BPGM BPGM BPGM BPGM BPGM BPGM BPGM BPGM BPGM BPGM BPGM

Barco BRITISH TRADER BRITISH MERCHANT BRITISH TRADER LNG EBISU METHANE KARI ELIN BRITISH RUBY BRITISH TRADER ARCTIC DISCOVERER BRITISH EMERALD BRITISH MERCHANT BRITISH MERCHANT

Puerto Descarga AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES AES ANDRES

INDICADORES TECNICOS AES DOMINICANA 2010 MMBTU 2,938,333 2,914,668 2,991,779 2,873,413 2,855,883 3,000,190 2,987,169 2,931,498 3,089,249 2,956,452 3,006,623 32,545,257

M3 132,357 131,291 134,765 129,433 128,643 135,144 134,557 132,049 139,155 133,174 135,433 1,466,003

Durante el 2010 la empresa de AES ITABO recibió un total de catorce (14) buques de carbón, trece (13) de los cuales se recibieron por el muelle internacional de AES ITABO y uno (1) por el puerto de HAINA. Estos buques sumaron un total de 566,964 toneladas métricas. A continuación una tabla con el detalle.

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2010

EAF [%] ANDRES ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

100.0% 84.1% 92.7% 0.0% 99.5%

100.0% 97.9% 82.3% 0.0% 99.0%

74.3% 87.2% 94.1% 77.4% 93.7%

100.0% 95.0% 94.2% 100.0% 100.0%

99.9% 82.6% 78.3% 100.0% 65.2%

97.2% 92.6% 70.8% 93.3% 15.1%

100.0% 73.1% 0.0% 97.8% 97.4%

99.4% 61.3% 12.7% 100.0% 99.9%

91.3% 31.9% 87.4% 96.2% 96.7%

99.3% 64.8% 97.6% 100.0% 100.0%

97.6% 67.7% 79.1% 79.1% 99.8%

89.3% 69.1% 87.6% 89.0% 100.0%

95.7% 75.6% 73.1% 77.7% 88.8%

EFOR [%] ANDRES ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

0.0% 0.5% 1.7% 0.0% 0.7%

0.0% 0.9% 0.0% 0.0% 0.3%

0.0% 4.6% 0.0% 0.0% 3.0%

0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

0.0% 3.1% 0.2% 0.0% 0.0%

0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.0%

0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.4%

0.3% 2.1% 0.0% 0.0% 0.0%

0.0% 8.8% 6.0% 0.2% 0.0%

0.7% 6.8% 1.5% 0.0% 0.0%

2.4% 1.1% 0.0% 0.0% 0.3%

0.6% 0.7% 0.5% 0.0% 0.0%

0.3% 2.4% 0.8% 0.0% 0.4%

7,681 10,929 10,863

7,646 11,105 11,242 11,781

7,598 10,913 10,837 12,014 11,917

7,596 10,684 10,628 12,139 12,020

7,582 10,904 10,848 12,131 12,101

7,647 11,373

11,934

7,616 10,485 10,580 11,920 11,804

7,607 12,455 13,522 12,131 12,006

7,658 11,822 11,338 12,133 11,993

7,640 10,715 10,479 12,087 11,895

7,799 11,288 12,191 12,191 11,878

7,917 10,911 10,421 12,000 11,908

7,665 11,132 11,177 12,096 11,941

HEAT RATE [BTU/kWh] ANDRES ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

12,215 12,059

LISTADO RECEPCION BARCOS CARBON AES ITABO 2010 No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Fecha February 15, 2010 February 2, 2010 February 11, 2010 March 25, 2010 April 6, 2010 April 20, 2010 May 15, 2010 June 10, 2010 July 5, 2010 August 17, 2010 October 15, 2010 November 9, 2010 November 19, 2010 December 10, 2010

Suplidor BULKTRADING GLENCORE INTERNATIONAL BULKTRADING INTERAMERICAN COAL INTERAMERICAN COAL GLENCORE INTERNATIONAL INTERAMERICAN COAL SHELTON TRADING INTERAMERICAN COAL BULKTRADING GLENCORE INTERNATIONAL INTERAMERICAN COAL INTERAMERICAN COAL GLENCORE INTERNATIONAL

Barco CSL METIS CSL METIS MACONDO ANTWERPEN ANTWERPEN BALDER ANTWERPEN BALDER ANTWERPEN SHEILA ANN CSL SPIRIT ANTWERPEN ANTWERPEN BARKALD

Puerto Descarga ITABO ITABO HAINA ITABO ITABO ITABO ITABO ITABO ITABO ITABO ITABO ITABO ITABO ITABO

Toneladas 56,309 55,981 6,003 36,750 36,916 45,766 36,883 47,861 36,908 44,715 51,966 36,859 37,041 37,006 566,964

MMBTU 1,407,725 1,399,522 150,075 918,750 922,897 1,144,148 922,066 1,196,527 922,699 1,117,865 1,299,161 921,471 926,022 925,162 14,174,089

Como se puede apreciar, el 2010 en la métrica de Factor de Disponibilidad Equivalente (EAF) fue un año particular para cada planta de generación de AES Dominicana. Para AES Andres, fue un gran año cuando podemos observar que alcanzo un índice de disponibilidad de 95.7%, mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.

EAF AES Dominicana % 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2007

2008

ITABO I

ITABO II

LM V

2010

LM VI

Informe 10 Años de Gestión

AES Dominicana

AES ANDRES

2009

Para el indicador EFOR (Tasa de Salidas Forzadas Equivalentes) AES ANDRES tuvo su menor valor anual histórico alcanzando un 0.3% al igual que las centrales de ITABO que tuvieron un valor combinado de 2.0% (destacando el desempeño en la unidad Itabo II con 0.8%) EFOR AES Dominicana % 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2007

2008 AES ANDRES

ITABO I

2009 ITABO II

LM V

2010

LM VI

Eventos Relevantes Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2010 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus unidades que se presentan en la siguiente tabla.

EVENTOS RELEVANTES 2010

Descripción Mantenimiento Mayor Programado Mantenimiento Mayor Programado Mantenimiento Mayor Programado Mantenimiento Mayor Programado

Desde 22-May-2010 00:42 27-Jun-2010 00:44 19-Sep-2010 00:58 16-Mar-2010 11:11

Hasta 26-Jun-2010 01:23 27-Aug-2010 23:00 06-Oct-2010 01:45 24-Mar-2010 03:08

Horas 841 1,486 409 184

Informe 10 Años de Gestión

AES Dominicana

Unidad Los Mina 6 Itabo 2 Itabo 1 Andres

Mercado ElĂŠctrico

Mayorista

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 82.5%, ya que la componente de potencia hidroeléctrica instalada es de 17.5%. En las siguientes gráficas se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecnología y por combustible. Es apreciable observar la mejora en la matriz energética del sector eléctrico Dominicano a través de los últimos 10 años. En los primeros pasteles podemos observar una sustitución de tecnologías menos eficientes (turbinas de gas) por tecnologías de mayor eficiencia (ciclo combinado).

Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano 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.

Turbina Hidráulica 18.0%

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, empezándose de esta forma a basar la capacidad de generación del país en la inversión de socios privados del Estado. Durante este período, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emanadas por la Secretaría de Estado de Industria y Comercio.

Capacidad Instalada por Tecnología

Motores Diesel 22.5%

Mercado Eléctrico Mayorista

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. 30

Turbina Hidráulica 17.5%

Capacidad Instalada por Tecnología

Turbina de Gas 30.2%

Turbina de Vapor 20.1%

Turbina de Gas 11.2%

(Diciembre 2010) Ciclo Combinado 26.9%

Motores Diesel 24.3%

Informe 10 Años de Gestión

En el año 2001, se promulga la Ley General de Electricidad donde se establecen formalmente las instituciones del sector y las reglas en las cuales opera el mismo. 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 reglamentación 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.

Ciclo Combinado 6.7%

(Diciembre 2000)

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.

Turbina de Vapor 22.6%

De igual manera es destacable observar la disminución en la dependencia de los derivados directos del petróleo (fuel oil) desde un 82% en el año 2000 a 54% en el año 2010, diversificando así la canasta de combustibles y a la vez reduciendo los costos de la matriz energética.

En la siguiente tabla se muestra la capacidad instalada del sistema por empresa generadora y tecnología.

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGIA TOTAL EMPRESA GENERADORA

TURBINA VAPOR

TURBINA GAS

AES ANDRES

Agua 18%

Capacidad Instalada por Combustible

AES ITABO

Fuel Oil 6 48.9%

CICLO COMBINADO

MOTORES DIESEL

319.0 260.0

DPP

236.0

AES DOMINICANA

260.0

236.0

HAINA

343.1

100.0

319.0 102.0

HIDRO

Carbón 0%

(Diciembre 2000)

HIDRO

523.2

[MW]

[%]

319.0

10.7%

260.0

8.7%

236.0

7.9%

815.0

27.2%

545.1

18.2%

523.2

17.5%

METALDOM

42.0

1.4%

SEABOARD

116.3

3.9%

GPLV

198.8

6.6%

MONTERIO

100.1

3.3%

CEPP

76.8

2.6%

LAESA

59.6

2.0%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

Fuel Oil 2 33.1%

SAN FELIPE

185.0

6.2%

CESPM

300.0

10.0%

30.0

1.0%

1.9

0.1%

2,993.80

100.0%

MAXON RIO SAN JUAN (CDEEE) TOTAL [MW]

Agua 17.5%

Fuel Oil 5 39.1%

Capacidad Instalada por Combustible

603.1

336.0

804.0

727.5

523.2

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las centrales AES ANDRES, AES ITABO y DPP, posee el 27.2% 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 2010, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.

(Diciembre 2010) Gas Natural 18.5%

Fuel Oil 2 14.4%

Informe 10 Años de Gestión

Mercado Eléctrico Mayorista

Carbón 10.5%

CAPACIDAD INSTALADA POR UNIDAD GENERADORA Diciembre 2010

EMPRESA HIDROELÉCTRICA

EMPRESA TERMOELÉCTRICA EMPRESA

COMBUSTIBLE

TECNOLOGIA

POTENCIA [MW]

AES DOMINICANA ANDRES ITABO I ITABO II LOS MINA V LOS MINA VI SubTotal

GAS NATURAL CARBON CARBON GAS NATURAL GAS NATURAL

Ciclo Combinado Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Gas Turbina Gas

319.0 128.0 132.0 118.0 118.0 815.0

HAINA HAINA I HAINA II HAINA IV SAN PEDRO VAPOR PUERTO PLATA I PUERTO PLATA II HAINA TG BARAHONA CARBON SULTANA DEL ESTE SubTotal

FUEL NO. 6 FUEL NO. 6 FUEL NO. 6 FUEL NO. 6 FUEL NO. 6 FUEL NO. 6 FUEL NO. 2 CARBON FUEL NO. 6

Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Gas Turbina Vapor Motores Diesel

54.0 54.0 84.9 30.0 27.6 39.0 100.0 53.6 102.0 545.1

GENERADORA PALAMARA - LA VEGA PALAMARA LA VEGA SubTotal

FUEL NO. 6 FUEL NO. 6

Motores Diesel Motores Diesel

106.8 92.0 198.8

CDEEE SAN FELIPE CESPM I CESPM II CESPM III MAXON RIO SAN JUAN SubTotal

FUEL NO. 6 FUEL NO. 2 FUEL NO. 2 FUEL NO. 2 FUEL NO. 2 FUEL NO. 2

Ciclo Combinado Ciclo Combinado Ciclo Combinado Ciclo Combinado Motores Diesel Motores Diesel

185.0 100.0 100.0 100.0 30.0 1.9 516.9

SEABOARD ESTRELLA DEL NORTE ESTRELLA DEL MAR SubTotal

FUEL NO. 6 FUEL NO. 6

Motores Diesel Motores Diesel

43.0 73.3 116.3

CEPP CEPP I CEPP II SubTotal

FUEL NO. 6 FUEL NO. 6

Motores Diesel Motores Diesel

18.7 58.1 76.8

MONTE RIO POWER MONTE RIO SubTotal

FUEL NO. 6

Motores Diesel

100.1 100.1

METALDOM METALDOM SubTotal

FUEL NO. 6

Motores Diesel

42.0 42.0

FUEL NO. 6

Motores Diesel

59.6 59.6 2,470.6

HIDROS DE PASADA LOPEZ ANGOSTURA CONTRA EMBALSE MONCION I CONTRA EMBALSE MONCION II BAIGUAQUE I BAIGUAQUE II HATILLO JIMENOA EL SALTO ANIANA VARGAS I ANIANA VARGAS II DOMINGO RODRIGUEZ I DOMINGO RODRIGUEZ II ROSA JULIA DE LA CRUZ NIZAO NAJAYO LOS ANONES SABANA YEGUA LAS DAMAS SABANETA LOS TOROS I LOS TOROS II MAGUEYAL I MAGUEYAL II LAS BARIAS SubTotal de Pasada

COMBUSTIBLE AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA

TECNOLOGIA Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica

POTENCIA [MW] 48.0 48.0 49.0 49.0 26.0 26.0 27.0 27.0 12.5 12.5 26.0 26.0 10.1 25.0 25.0 437.1

AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA AGUA

Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica Turbina Hidráulica

18.4 1.6 1.6 0.6 0.6 8.0 8.4 0.7 0.3 0.3 2.0 2.0 0.9 0.3 0.1 12.8 7.5 6.3 4.9 4.9 1.5 1.5 0.9 86.1

Total Hidro

523.20

TOTAL GENERAL

2,993.8

Informe 10 Años de Gestión

Mercado Eléctrico Mayorista

LAESA PIMENTEL SubTotal Total Térmica

HIDROS DE EMBALSE TAVERA I TAVERA II JIGUEY I JIGUEY II AGUACATE I AGUACATE II VALDESIA I VALDESIA II RIO BLANCO I RIO BLANCO II MONCION I MONCION II RINCON PINALITO I PINALITO II SubTotal de Embalse

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.

En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2010, 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.

Las centrales de generación y los centros de carga de las empresas de distribución y grandes usuarios están interconectadas al SENI por las redes de transmisión. Estas redes están conformadas por 260 km de líneas a 345 kV y 2,469 km de líneas a 138 kV, que pueden denominarse como la red troncal además de 1,679 km de línea a 69 kV, que pueden denominarse como la red sub – troncal. La red troncal en 138 kV interconecta centrales de generación y centros de carga de gran demanda, mientras que la red sub – troncal en 69 kV interconecta centrales de generación y centros de carga de menor demanda. Por su configuración eminentemente radial, el SENI está dividido en cuatro zonas: Zona Santo Domingo, Zona Sur, Zona Norte y Zona Este. Las subestaciones mas 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. Durante el 2010 la ETED concluyó una parte importante de la red de transmisión troncal de 345 kV. Este logro permite mejorar los niveles de tensión en la zona norte del país y además reduce pérdidas de energía en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

Distribución

BALANCE ENERGIA MERCADO ELECTRICO MAYORISTA 2010 [GWh] AES ANDRES AES ITABO DPP AES Dominicana HIDRO IPPs HAINA GPLV SEABOARD CEPP MONTERIO METALDOM LAESA FALCONDO INYECCIONES EDESUR EDENORTE EDEESTE UNR's RETIROS PERDIDAS PERDIDAS %

Ene 180.5 136.7 45.6 362.8 74.6 93.5 103.9 81.0 58.4 24.0 34.1 13.7 32.6 35.3 914.0 308.4 255.4 256.0 76.1 895.8 18.2 2.0%

Mar 143.0 149.7 112.6 405.3 50.7 100.2 118.1 90.2 66.8 34.6 44.9 13.8 38.2 18.7 981.7 328.0 269.3 275.3 88.8 961.4 20.2 2.1%

Abr 181.2 130.8 100.3 412.3 68.5 114.0 89.5 89.1 58.9 29.9 43.0 10.3 35.1 29.4 980.0 331.8 267.7 277.1 83.0 959.7 20.3 2.1%

May 184.4 134.0 103.5 421.9 93.3 124.4 96.0 86.8 58.6 31.0 51.4 11.4 36.9 39.7 1,051.3 355.6 288.5 298.8 87.0 1,029.9 21.4 2.0%

Jun 176.4 116.0 65.2 357.5 162.2 84.3 92.5 84.5 66.4 29.8 43.5 11.5 35.4 37.1 1,004.9 331.1 283.6 281.5 88.2 984.4 20.4 2.0%

Jul 182.7 58.9 119.3 360.8 169.6 99.8 130.3 81.9 63.7 25.7 35.5 16.2 46.7 41.1 1,071.2 355.9 306.7 296.3 90.3 1,049.2 22.0 2.1%

Ago 187.9 55.7 127.8 371.4 176.2 87.1 119.4 90.9 63.0 31.9 48.0 19.2 57.0 37.8 1,102.0 364.3 310.5 310.7 91.3 1,076.8 25.2 2.3%

Sep 167.1 90.1 116.0 373.3 122.4 89.7 106.3 94.3 63.9 28.7 50.5 17.3 54.1 36.5 1,037.0 346.1 294.1 286.9 87.4 1,014.6 22.4 2.2%

Oct 188.1 139.2 126.6 453.9 138.4 58.9 80.8 85.4 62.8 32.0 50.5 15.1 55.4 37.9 1,071.4 358.8 305.7 294.6 92.6 1,051.7 19.6 1.8%

Nov 169.2 128.3 103.2 400.8 166.5 10.4 84.3 78.3 49.0 28.8 34.5 13.7 51.0 40.3 957.5 324.7 262.2 261.2 91.1 939.2 18.3 1.9%

Dic 159.0 131.8 120.8 411.6 129.0 13.3 96.1 74.4 60.3 29.9 41.5 7.8 52.1 44.2 960.1 324.0 272.6 265.5 83.5 945.6 14.6 1.5%

2010 2,095 1,369 1,199 4,663 1,404 936 1,228 1,029 735 357 519 164 529 422 11,985 4,019 3,354 3,338 1,036 11,746 239 2.0%

Durante el 2010 la inyección total de energía eléctrica fue de 11,985 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fueron AES ANDRES con un 17%, AES ITABO con un 11%, DPP con un 10%, HIDRO con 12%, HAINA con 10% y GPLV con 9%. El grupo AES Dominicana aportó el 39% de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) logrando la máxima participación histórica de la empresa. Las unidades de DPP pasaron de ser plantas de punta (utilizadas solamente para abastecer las horas de mayor demanda), a ser plantas base del SENI (requeridas a operar la mayor parte del tiempo en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado) debido a principalmente al incremento de competitividad de su combustible primario, el gas natural.

A diciembre del 2010 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales: Edesur Dominicana, S. A. Edenorte Dominicana, S. A. Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A. Estas empresas adquieren energía del sistema eléctrico desde las barras alta tensión del sistema de transmisión, que luego son transformadas a niveles de tensión menores para conducirla a través de sus propias redes, ubicadas dentro de sus respectivas zonas de concesión, hasta los usuarios finales. Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre automático de carga, implantado 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.

Feb 175.7 97.6 57.7 331.0 53.0 60.7 110.5 91.8 63.1 30.1 41.1 14.0 34.5 24.3 854.2 290.1 238.0 233.7 76.3 838.1 16.1 1.9%

LEASA 4% METALDOM 1% MONTERIO 4%

AES DOMINICANA 39%

CEPP 3%

Participación Abastecimiento Energía 2010

FALCONDO 4%

SEABOARD 6%

HAINA 10%

IPPs 8%

HIDRO 12%

Informe 10 Años de Gestión

Mercado Eléctrico Mayorista

GPLV 9%

Balance de Potencia

Demanda Máxima

En la siguiente tabla se muestran los valores resultantes de Potencia Firme Definitiva de las empresas generadoras durante los meses del 2010.

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. La demanda máxima anual es un dato usado en la reliquidación de potencia, ya que el sistema retribuye sólo la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año. A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual.

POTENCIA FIRME DEFINITIVA POR EMPRESA DE GENERACION 2010 [MW] AES ANDRES AES ITABO DPP AES DOMINICANA HIDRO IPPs* HAINA GPLV SEABOARD CEPP MONTERIO METALDOM LAESA Total

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW % 247.7 241.4 248.8 246.7 239.8 239.4 239.6 240.2 241.8 254.0 240.4 242.8 243.5 14.0% 225.9 225.9 225.8 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.8 225.8 225.9 225.9 225.9 12.9% 22.6 22.0 22.7 22.5 21.8 21.8 21.8 21.9 22.0 23.3 22.5 22.8 22.3 1.3% 496.2 489.2 497.3 495.0 487.5 487.1 487.3 487.9 489.6 503.1 488.8 491.5 491.7 28.2% 358.2 369.6 356.2 360.2 372.9 373.6 373.3 372.2 369.2 364.3 372.9 365.6 367.4 21.1% 113.0 110.1 113.5 112.5 109.3 109.2 109.3 109.5 110.3 116.1 110.6 111.7 111.3 6.4% 217.9 215.9 218.2 217.5 215.4 215.3 215.3 215.5 216.0 201.5 213.0 216.7 214.8 12.3% 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 10.9% 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 6.2% 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 3.7% 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 5.5% 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 2.3% 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 3.3% 1,744.3 1,743.9 1,744.2 1,744.3 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.4 1,744.6 1,744.2 100.0%

Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron HIDRO con un 20%, AES ANDRES con un 14%, HAINA con un 13%, AES ITABO con un 12% y GPLV con un 10%. Luego les siguen las demás empresas generadoras con montos inferiores al 10% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 27.9% en el mercado de potencia firme tal como se muestra en la siguiente gráfica.

LEASA 3.3% METALDOM 2.3% MONTERIO 5.5%

DEMANDA MAXIMA MENSUAL 2010 [MW] Mes Día / Hora INYECCIONES Inyecciones Brutas Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC D18 H21 D17 H21 D24 H22 D30 H21 D15 H21 D29 H22 D08 H22 D25 H22 D13 H22 D11 H21 D16 H20 D24 H20 1,636 1,578

1,620 1,565

1,792 1,733

1,777 1,719

1,767 1,712

1,763 1,716

1,740 1,696

1,795 1,751

1,782 1,731

1,787 1,731

1,764 1,708

1,727 1,674

1,573

1,561

1,728

1,714

1,706

1,711

1,691

1,745

1,726

1,728

1,702

1,670

RETIROS Empresa Distribuidora del Este EdeNorte Dominicana EdeSur Dominicana Usuarios No Regulados [UNR] Otros Retiros

440 433 543 117 3

449 458 507 113 8

506 497 554 121 7

468 492 604 110 5

513 544 545 69 3

457 464 612 120 8

492 468 569 122 3

481 520 594 111 4

524 486 552 121 2

494 499 559 130 2

464 487 568 144 6

499 525 540 65 2

TOTAL RETIROS

1,535

1,536

1,685

1,679

1,674

1,661

1,654

1,709

1,686

1,685

1,669

1,631

37 2.36%

25 1.59%

43 2.50%

35 2.06%

33 1.93%

50 2.92%

37 2.19%

35 2.02%

40 2.30%

43 2.51%

33 1.96%

38 2.29%

Pérdidas [MW] Pérdidas [%]

En el 2010 la demanda máxima ocurrió a las 22:00 horas del día 25 de agosto, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 1,795 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,709 MW de los cuales el 93.3% fueron retirados por las distribuidoras y el 6.5% por Usuarios No Regulados y 0.2% por otros generadores.

AES DOMINICANA 28.2%

CEPP 3.7% SEABOARD 6.2%

Participación Potencia Firme 2010

GPLV 10.9%

HAINA 12.3%

IPPs 6.4%

Informe 10 Años de Gestión

Mercado Eléctrico Mayorista

HIDRO 21.1%

Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como el más elevado durante todo el año. Mientras que el carbón continuó su posición de combustible fósil más económico para la generación eléctrica.

Abastecimiento de Energía por Combustible El 45% de la energía abastecida en el 2010 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 27%, seguido por el carbón con un 14% de participación.

En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2010 expresados en US$/MMBTU. PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACION ELECTRICA 2010 (US$/MMBTU)

Fuel Oil 6 45%

Agua 12%

Ene 2.49 5.13 11.37 14.60

CARBON GAS NATURAL FUEL OIL 6 FUEL OIL 2

Abastecimiento Energía por Combustible 2010

Feb 2.39 4.81 11.10 14.09

Mar 2.41 3.87 11.10 14.89

Abr 2.75 3.92 11.59 15.85

May 3.13 4.34 10.61 14.57

Jun 3.19 4.62 10.50 14.51

Jul 3.25 4.92 10.54 14.16

Ago 3.15 3.82 10.60 14.59

Sep 3.15 3.87 10.68 14.94

Oct 3.38 4.04 11.37 16.03

Nov 3.65 4.18 11.52 16.50

Dic 4.34 4.41 12.04 17.46

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. A continuación se presenta una gráfica con los valores mensuales del costo marginal de energía promedio y el costo marginal máximo.

Fuel Oil 2 2%

Gas Natural 27%

Carbón 14%

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica En el siguiente gráfico se muestra el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu. Los precios del FO 6 y FO 2 corresponden a los precios de referencia de las publicaciones internacionales de Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el Carbón el precio es FOB Puerto Bolívar en Colombia, con poder calorífico de 11,300 Btu/lb y los precios del Gas Natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub).

US$/MWh

200

Costo Marginal Energía 2010

150 100 50 0

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

CMg PROM

Se destaca el hecho de que durante el 2010 los combustibles de Gas Natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica.

SEP

OCT

NOV

DIC

CMg MAX

En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal promedio de energía así como el costo marginal máximo. COSTO MARGINAL ENERGÍA 2010 [US$/MWh]

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Promedio

CMg PROM

132

154

149

137

144

134

130

140

143

134

123

126

137

CMg MAX

161

166

163

169

157

155

156

157

158

166

168

161

US$/MMBTU

Precios Internacionales de los Combustibles 2010

14 12 10 8 6 4 2 0 ENE

FEB

MAR

ABR

CARBON

MAY

JUN

GAS NATURAL

JUL

AGO

FUEL OIL 6

SEP

OCT

NOV

DIC

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.

FUEL OIL 2

Informe 10 Años de Gestión

Mercado Eléctrico Mayorista

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

Servicio de Regulación de Frecuencia

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, siendo éste un cargo complementario al Derecho de Uso para la retribución del sistema de transmisión. A finales del 2005, la Superintendencia de Electricidad emitió la Resolución No. 108 en la que ordena recalcular el Derecho de Conexión Unitario, tomando como base las transacciones definitivas de Potencia de Punta.

En 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.

Costo Marginal Potencia Y Derecho Conexión 2010

[US/kW-mes]

Participación Regulación Primaria Frecuencia Reserva Aportada 2010 [GWh]

8 6

60 50 40 30 20 10 0

AES ANDRES

DPP

HIDRO

SAN FELIPE

FALCON

HAINA

GPLV

SEABOARD

METALDOM

MONTERIO

5% Demanda

3% Demanda

2 0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

CMG POTENCIA

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

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 21% y 36% respectivamente para totalizar un 57% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

DERECHO CONEXION

En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal de potencia y derecho de conexión unitario. COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN 2010 [US/kW-mes] Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Promedio

CMG Potencia

7.97

7.98

8.02

7.99

8.05

8.04

8.06

8.03

8.08

8.06

8.02

Derecho Conexión

2.97

2.76

3.35

3.64

3.72

3.82

4.11

3.70

3.77

3.50

3.19

3.49

Participación Regulación Secundaria Frecuencia Reserva Aportada 2010 [GWh]

60 50 40 30 20 10 0

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES ANDRES y DPP aportaron al sistema el 52% y el 23% respectivamente para totalizar un 75% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2010. Además en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas aportando un 22% y los IPPs un 3% a través de la unidad San Felipe. Puede notarse que durante el mantenimiento mayor de la unidad AES ANDRES en marzo 2010 no se alcanzó el 3% de reserva establecido en la normativa como el mínimo que debe tener el sistema para que opere con la seguridad requerida ante variaciones en la demanda programada y la demanda abastecida. Esto debido a la poca oferta existente en el sistema para prestar este importante servicio.

Informe 10 Años de Gestión

Mercado Eléctrico Mayorista

5% Demanda

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la participación de los agentes en el mercado de UNR durante el 2010.

Mercado de Usuarios No Regulados Un Usuario No Regulado (UNR) es aquel usuario del servicio público que, previa obtención de la autorización para ejercer la condición de UNR, puede obtener el servicio de electricidad mediante contratos libres, con cualquier empresa eléctrica concesionaria facultada para la venta de energía.

100% 90% 80%

Según el artículo 108 de la Ley General de Electricidad, podrá solicitar a la Superintendencia de Electricidad (SIE) una autorización para ejercer la condición de UNR, todo cliente o usuario del servicio público de electricidad que cumpla con los siguientes consumos de potencia: • • • • •

2007 ≥ 1.4 MW 2008 ≥ 1.3 MW 2009 ≥ 1.2 MW 2010 ≥ 1.1 MW 2011 en adelante ≥ 1 MW

70%

Evolución Participación Mercado UNR 2010

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Ene

Feb

Mar

AES ANDRES

Hasta el año 2010 la SIE había emitido 124 licencias para ejercer la condición de UNR. Sin embargo, en la actualidad solo 69 usuarios están haciendo uso de su licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista.

AES ANDRES HAINA AES ITABO MONTERIO SEABOARD EDESUR EDENORTE EDEESTE HIDRO MERCADO SPOT Total Retiros

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

GWh

32.66 0.20 0.73 4.88 8.34 4.69 17.71 6.90 76.11

37.06 0.22 0.77 4.28 7.89 3.68 14.99 7.37 76.26

41.78 0.25 0.85 4.16 9.18 4.18 20.28 8.12 88.79

39.25 0.22 0.75 3.18 5.20 3.83 19.10 7.79 3.68 83.02

42.29 0.23 0.27 2.99 4.61 4.06 19.68 8.18 4.73 87.02

41.64 0.27 0.25 3.18 7.72 4.13 21.47 8.05 1.47 88.18

44.84 0.25 0.24 3.29 9.65 2.83 20.95 8.28 90.34

45.78 0.26 0.24 3.21 9.50 2.77 20.99 8.58 91.33

48.34 0.25 0.22 2.89 7.86 1.24 18.29 8.30 0.05 87.44

49.43 0.23 0.24 3.68 7.76 1.25 21.53 8.51 0.00 92.64

49.65 0.17 0.49 4.40 6.75 0.67 20.87 8.08 0.00 91.08

43.68 0.20 2.76 6.34 0.66 20.24 9.62 83.50

516.40 - 2.75 5.05 42.90 90.78 33.99 236.11 97.79 9.93 1,035.70

49.9% 0.0% 0.3% 0.5% 4.1% 8.8% 3.3% 22.8% 9.4% 1.0% 100.0%

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 86 GWh, lo que representó un 9% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2010.

SEABOARD

Jul

EDESUR

Ago

EDENORTE

Sep

EDEESTE

Oct N

MERCADO SPOT

Dic

HIDRO

Los contratos, también llamados PPAs por sus siglas en inglés (Power Purchase Agreement), son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes, uno que genera la electricidad con el propósito de venderla (vendedor) y otro que desea comprarla (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 2010. VENTAS DE ENERGIA EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA POR EMPRESA 2010 (GWh) Ene AES ANDRES AES DPP AES ITABO HAINA MONTERIO SEABOARD EDESUR EDENORTE EDEESTE HIDRO LAESA CDEEE CEPP GPLV METALDOM Total Vendido

Feb

181.0 98.2 190.0 127.3 34.1 60.1 8.3 4.7 17.7 80.5 35.0 168.0 24.0 81.0 13.7 1,123.5

Mar

175.7 151.1 89.7 122.5 171.3 182.6 119.4 135.1 41.1 44.9 64.9 69.0 7.9 9.2 3.7 4.2 15.0 20.3 74.5 85.0 35.0 38.2 122.2 160.2 30.1 34.6 91.8 90.2 14.0 13.8 1,056.1 1,160.9

Abr

May

183.0 118.0 179.0 134.7 43.0 61.2 5.2 3.8 19.1 83.3 35.1 184.4 29.9 89.1 10.3 1,179.1

185.1 122.5 192.8 144.4 51.4 61.2 4.6 4.1 19.7 93.3 36.9 192.1 31.0 86.8 11.4 1,237.1

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

GWh

178.1 182.7 187.9 167.9 188.3 171.1 161.6 2,113.4 110.1 123.7 130.3 121.3 128.1 115.2 124.7 1,404.2 179.3 187.8 188.0 178.2 194.5 180.6 188.0 2,212.0 138.3 162.2 180.5 170.3 176.3 156.1 158.3 1,803.0 44.9 45.6 52.4 50.5 50.5 34.5 41.5 534.4 69.5 67.0 66.2 66.8 65.7 51.8 63.0 766.5 7.7 9.6 9.5 7.9 7.8 10.7 8.6 97.1 4.1 2.8 2.8 2.3 2.7 6.4 4.9 46.6 21.5 20.9 21.0 18.3 21.5 20.9 20.2 236.1 162.2 169.6 176.2 122.4 138.4 166.5 129.0 1,480.7 38.0 47.3 57.0 54.1 55.4 51.0 52.1 535.2 236.5 263.2 253.2 203.6 187.0 170.3 163.3 2,303.8 29.8 27.6 31.9 28.7 32.0 28.8 29.9 358.5 84.5 89.4 91.0 94.3 89.4 79.1 80.2 1,046.8 11.5 16.2 19.2 17.3 15.1 13.7 7.8 164.1 1,316.0 1,415.7 1,467.0 1,304.0 1,353.0 1,256.6 1,233.2 15,102.3

% 14.0% 9.3% 14.6% 11.9% 3.5% 5.1% 0.6% 0.3% 1.6% 9.8% 3.5% 15.3% 2.4% 6.9% 1.1% 100.0%

Se puede ver la participación de AES Dominicana en el mercado de contratos de energía durante el 2010 a través de las empresas AES ANDRES (14.0%), DPP (9.3%) e ITABO (14.6%) abasteciendo un total de 37.9% de todos los contratos registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de CDEEE (15.3%) y HAINA (11.9%).

Informe 10 Años de Gestión

Mercado Eléctrico Mayorista

Además, durante el año 2010 el Mercado de UNR consumió aproximadamente 1,036 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 516 GWh, lo que representa un promedio mensual de 43 GWh y un 50% de participación en dicho mercado para todo el 2010. Sólo en diciembre 2010 la participación de AES Dominicana en el Mercado de UNR fue de 52%.

MONTE RIO

Jun

Mercado de Contratos

RETIROS DE ENERGIA DE LOS UNR POR EMPRESA VENDEDORA 2010 (GWh) Feb

AES ITABO

De está 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 2010.

Ene

HAINA

Abr M

EstadĂsticas Anuales

Estadísticas Anuales Balance Energía La siguiente tabla muestra los balances anuales de inyección y retiro energía de los agentes del mercado eléctrico mayorista desde el 2000 hasta el 2010. BALANCE ENERGIA MERCADO ELECTRICO MAYORISTA [MW]

Capacidad Instalada A continuación se presenta una tabla que muestra la evolución de la capacidad instalada de generación en el SENI desde el 2000 al 2010. EVOLUCION CAPACIDAD INSTALADA SENI [MW] AGENTE CAYMAN POWER ENERGYCORP AES ITABO HAINA HIDRO DPP GPLV SAN FELIPE METALDOM SEABOARD CEPP MAXON LAESA CESPM AES ANDRES MONTERIO RIO SAN JUAN TOTAL [MW]

2000 50.0 103.5 586.0 456.7 402.0 236.0 194.5 175.0 42.0 115.0 76.9 30.0 79.9

2,547.5

2001

2002

2003

2004

2005

2006

103.5 586.0 663.3 411.8 236.0 194.5 175.0 42.0 115.0 76.9 30.0 79.9 200.0

103.5 432.5 665.1 463.8 236.0 194.5 185.0 42.0 115.0 76.9 30.0 83.9 300.0

103.5 432.5 665.1 463.8 236.0 194.5 185.0 42.0 115.0 76.9 30.0 87.7 300.0 319.0 100.0

432.5 665.1 463.8 236.0 194.5 185.0 42.0 115.0 76.9 30.0 87.7 300.0 319.0 100.0

300.0 319.0 100.0

432.5 663.4 469.3 236.0 194.5 185.0 42.0 116.3 76.9 30.0 31.6 300.0 319.0 100.0

2,913.9

2,928.2

3,351.0

3,247.5

3,159.4

3,196.5

432.5 663.4 463.8 236.0 194.5 185.0 42.0 116.3 76.9 30.0

2007

432.5 663.4 469.3 236.0 194.5 185.0 42.0 116.3 76.9 30.0 31.6 300.0 319.0 100.0

2008

294.5 548.2 472.3 236.0 194.5 185.0 42.0 116.3 76.9 30.0 31.6 300.0 319.0 100.0 1.9 3,196.5 2,948.2

2009

2010

260.0 260.0 548.2 545.2 523.1 523.2 236.0 236.0 194.5 194.5 185.0 185.0 42.0 42.0 116.3 116.3 76.9 76.9 30.0 30.0 59.6 94.1 300.0 300.0 319.0 319.0 100.0 100.1 1.9 1.9 2,992.5 3,024.2

AES ITABO HIDRO IPPs HAINA GPLV SEABOARD CEPP AES ANDRES DPP MONTERIO METALDOM LAESA FALCONDO INYECCIONES EDESUR EDENORTE EDEESTE UNR's OTROS RETIROS PERDIDAS PERDIDAS %

2000 2,214 916 3,316 1,974 213 416 473

2001 1,867 736 2,085 2,241 1,423 885 386

2002 1,271 877 2,378 2,985 1,428 890 402

2003 1,509 1,190 1,516 2,196 1,330 865 267 346 538 595

2004 955 1,572 1,767 1,331 815 699 242 692 18 461 139

2005 1,048 1,883 1,396 1,774 814 793 284 984 18 556 161

9,522 3,420 2,864 2,991 5 2 9,282 241 2.5%

9,623 3,445 2,789 2,926 73 1 9,235 389 4.0%

10,231 3,709 3,023 3,102 68 30 9,933 298 2.9%

10,349 3,608 3,087 3,217 163 19 10,094 255 2.5%

8,691 2,969 2,497 2,706 315 12 8,499 192 2.2%

9,712 3,267 2,725 2,961 462 63 9,477 235 2.4%

2006 1,525 1,745 1,228 1,757 766 778 339 1,582 94 496 184 49 50 10,593 3,488 2,967 3,053 768 73 10,349 244 2.3%

2007 1,576 1,466 1,100 1,663 888 777 362 1,900 364 448 193 238 54 11,029 3,656 3,099 3,034 879 122 10,789 240 2.2%

2008 1,508 1,369 1,431 1,335 1,085 796 263 2,041 338 526 189 230 228 11,339 3,826 3,240 3,043 976 61 11,145 194 1.7%

2009 1,487 1,442 1,253 1,106 1,119 805 296 1,730 466 524 150 383 416 11,176 3,785 3,129 3,050 965 22 10,950 226 2.0%

2010 1,369 1,404 936 1,228 1,029 735 357 2,095 1,199 519 164 529 422 11,985 4,019 3,354 3,338 1,036 11,746 239 2.0%

Demanda Máxima A continuación se presenta una tabla con la demanda máxima real coincidente para cada año desde el 2001 hasta el 2010. DEMANDA MÁXIMA ANUAL REAL COINCIDENTE [MW] AÑO

2001

MES

DICIEMBRE

Día / Hora

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MAYO

JUNIO

MAYO

JULIO

MAYO

SEPTIEMBRE

AGOSTO

D11 H21

D04 H21

D02 H22

D17 H21

D05 H21

D13 H21

D30 H22

D25 H22 1,795

DICIEMBRE SEPTIEMBRE

D11 H21

D20 H20

INYECCIONES Inyecciones Brutas

1,601

1,634

1,737

1,690

1,691

1,766

1,772

1,925

1,743

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,553

1,578

1,691

1,643

1,639

1,708

1,724

1,861

1,689

1,751

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

1,551

1,575

1,688

1,639

1,634

1,703

1,719

1,855

1,685

1,745

Empresa Distribuidora del Este [EdeEste]

465

473

519

481

463

466

454

502

461

481

Empresa Distribuidora del Norte [EdeNorte]

478

499

545

522

491

521

502

591

477

520

Empresa Distribuidora del Sur [EdeSur]

524

535

539

538

546

580

602

604

588

594

Usuarios No Regulados [UNR]

101

100

111

Otros Retiros

1,487

1,532

1,634

1,589

1,586

1,656

1,690

1,799

1,634

1,711

4.1%

2.7%

3.2%

3.1%

2.9%

2.7%

1.7%

3.0%

1.9%

TOTAL RETIROS Pérdidas [MW] Pérdidas [%]

Informe 10 Años de Gestión

Estadísticas Anuales

RETIROS

Costos Marginales de Energía

Precios Internacionales de Combustibles

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de los precios internacionales de la canasta de combustibles para generación de energía eléctrica en el sistema eléctrico dominicano en US$/ MMBTU.

225

Ene-10

Ene-09

Ene-08

Ene-07

Ene-06

100

5 -

Ene-05

125

Ene-04

150

Ene-03

Evolución Costo Marginal Energía

US$/MWh

175

Ene-02

Evolución Precios Internacionales Combustibles

Ene-00

200

USD/MMBtu

250

Ene-01

La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los costos marginales de energía desde el 2000 hasta el 2010.

50 FO2

FO6

LNG

CARBÓN

Jun-00

Jun-01 J

un-02

Jun-03

Jun-04

Jun-05

Jun-06

Jun-07 J

un-08

Jun-09

Jun-10

La siguientes gráficas muestran la evolución de los precios de cada combustible por separado en sus unidades comerciales.

A continuación se presenta una tabla con la evolución de los costos marginales de energía en el mercado spot en US$/MWh mensuales desde el 2000 hasta el 2010. COSTO MARGINAL ENERGÍA MERCADO SPOT [MW] 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

47.79 44.72 69.89 57.60 55.76 79.57 71.01 134.21 79.51 131.96

FEB 53.22 42.28 73.08 67.20 66.89 92.79 76.72 141.28 86.56 154.49

MAR 50.71 47.28 69.41 62.24 59.77 103.30 81.93 144.31 86.48 148.80

ABR 51.67 59.29 61.49 63.93 70.43 79.95 83.19 157.78 88.88 137.03

MAY 53.41 60.60 58.90 56.55 70.58 91.13 97.55 163.76 99.15 143.77

JUN 96.91 65.76 63.99 60.82 76.92 72.05 95.93 99.02 184.58 110.05 134.02

JUL 120.62 72.07 58.65 77.46 72.86 75.88 87.92 111.59 204.88 132.04 130.05

AGO 107.70 74.52 65.72 70.63 74.24 85.91 91.33 114.39 216.24 131.23 140.05

SEP 111.27 79.83 65.28 77.90 73.18 87.08 107.09 107.12 186.00 146.33 143.42

OCT 96.64 60.37 63.64 73.71 68.57 92.54 96.58 116.65 179.44 144.58 134.34

NOV 95.98 51.35 66.62 59.01 79.58 95.24 89.42 120.19 134.27 150.03 122.59

DIC 100.25 45.58 62.76 68.07 58.74 77.25 72.81 115.32 84.52 138.79 125.84

160

FO2 Gulf Coast, Destillates and Blendstocks, Waterborne

140

US$/BBL

ENE

180

120 100 80 60 40 20 -

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

180 160 140 120

US$/BBL

FO6 3% Sulfur, Gulf Coast, Residual Fuel

100 80 60 40 20

Jan-00

Informe 10 Años de Gestión

Estadísticas Anuales

Interrupciones Totales SENI

INTERRUPCIONES TOTALES SENI 2000 - 2010

LNG NYMEX Henry Hub

US$/MMBTU

12 10 8 6 4 2 -

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

180 160

CARBON FOB Bolivar

US$/TM

140 120 100 80 60 40 20 -

Jan-00

Jan-01

Jan-02

La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los precios de gas natural en algunos mercados internacionales durante el 2010. LNG Nymex Henry Hub muestra los precios de Estados Unidos, el UK NBP NG muestra los precios en Europa y los demás precios muestran otros grandes mercados de LNG.

DIA Miércoles Sábado Domingo Domingo Viernes Sábado Lunes Viernes Sábado Lunes Jueves Jueves Martes Domingo Jueves Martes Sábado Martes Domingo Viernes Sábado Miércoles Sábado Sábado Domingo Jueves Domingo Lunes Martes Lunes Lunes Martes Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Miércoles Miércoles Lunes Miércoles Miércoles

FECHA 9-Feb-2000 25-Mar-2000 13-Aug-2000 13-Aug-2000 25-Aug-2000 2-Sep-2000 9-Oct-2000 8-Dec-2000 2-Jun-2001 4-Jun-2001 28-Jun-2001 28-Jun-2001 6-Nov-2001 18-Nov-2001 22-Nov-2001 27-Nov-2001 9-Mar-2002 19-Mar-2002 24-Mar-2002 26-Jul-2002 4-Jan-2003 6-Aug-2003 27-Sep-2003 11-Oct-2003 22-Feb-2004 25-Mar-2004 8-Aug-2004 9-Aug-2004 10-Aug-2004 23-Aug-2004 23-Aug-2004 7-Sep-2004 13-Sep-2004 21-Sep-2004 3-Aug-2005 18-Aug-2005 19-Aug-2005 20-Aug-2005 7-Sep-2005 21-Sep-2005 29-Oct-2007 15-Jul-2009 2-Sep-2009

HORA 16:47 19:19 11:55 19:22 13:35 15:50 7:01 8:33 14:27 15:51 15:53 18:06 6:49 16:37 12:40 3:16 20:06 11:49 1:46 12:38 0:55 3:20 13:04 3:03 3:40 14:05 14:40 14:11 15:47 14:52 18:29 13:56 16:13 3:33 13:15 8:27 10:56 11:05 13:11 22:51 0:52 11:34 18:03

CAUSA Cortocircuito en una de las fases de la línea 138 kV Itabo - Los Prados Explosión aisladores en la línea Itabo - Palamara II Baja Frecuencia Baja Frecuencia Disparo Interruptores línea 138 kV Villa Duarte - Hainamosa II Baja Frecuencia Disparo autotransformador S/E Villa Duarte Aterrizaje línea 138 kV Itabo - Haina I Baja Frecuencia Disparo de todas las líneas de 138 kV S/E Palamara Baja Tensión Baja Frecuencia Baja Frecuencia Baja Tensión Baja Frecuencia Baja Frecuencia Baja Frecuencia. Disparo CESPM I, II y III Cortocircuito trifásico en la línea 138 kV Los Mina - Hainamosa Baja Frecuencia. Disparo Estrella del Mar Baja Tensión. Disparo Itabo II Falla transformador distribución S/E Villa Duarte Causa desconocida Falla transitoria en línea 138 kV Embajador - Los Prados Baja Frecuencia. Disparo AES Andres Disparo línea 138 kV Villa Duarte - Timbeque II Falla S/E Bonao II Alta Frecuencia. Falla S/E 69 kV San Francisco - Pimentel y Hatillo - Pimentel Baja Frecuencia. Disparo Itabo II Alta Frecuencia En investigación por Comité Análisis de Fallas En investigación por Comité Análisis de Fallas Falla transitoria en la línea 138 kV Hainamosa - AES Andres Baja Frecuencia Falla en la línea 138 kV Palamara - Hainamosa Disparo interruptores 138 kV Jigüey - Aguacate - Pizarrete Falla en línea L1 Haina-Itabo. Rotura conector conductor a la salida de S/E Haina Baja Frecuencia. Salida Itabo I y II Baja Frecuencia. Salida Itabo I y II Descargas eléctricas Zona Este. Disparo CESPM I y II Descargas eléctricas Zona Norte. Falla 138 kV Bonao II - Canabacoa Tormenta Noel Baja Frecuencia. Disparo AES Andrés. No estaba activado 100% sistema baja frecuencia (Load Sharing) Apertura errónea por personal ETED del línea 138 kV Interconexión AES Andrés - Planta AES Andrés

LNG NYMEX Henry Hub vs UK NBP NG

US$/MMBTU

10 8 6 4 2 -

Jan-10

Feb-10

Mar-10

Apr-10

UK NBP NG

Jun-10

Jul-10 Japan Average

Aug-10

Sep-10

Oct-10

South Korea Average

Nov-10

Dec-10

Spain Average

Informe 10 Años de Gestión

Estadísticas Anuales

Nymex LNG

May-10

Anexos

Glosario A B

FUEL OIL: Es una derivado del petróleo que se obtiene como residuo luego del proceso de destilación. Siendo combustible más pesado de los que se puede destilar a presión atmosférica, el fuel Oil se usa como combustible para plantas de energía eléctrica, calderas y hornos.

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.

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.

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 Inglés 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 maquina compuesta por dos fases: una fase de gas y otra de vapor. Típicamente el conjunto consta de una turbina de gas, una caldera de recuperación de calor, una turbina de vapor y un o varios generadores eléctrico.

POTENCIA DE PUNTA: Potencia máxima en la curva de carga anual.

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 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.

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.

Anexos

TURBINA HIDRÁULICA: es una maquina 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 REGULADOS (UNR’s): Es aquel usuario del servicio eléctrico cuya demanda mensual sobrepasa los límites establecidos por la Superintendencia para clasificar como usuario público y que cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General de Electricidad. 57

Informe 10 Años de Gestión

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.

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.

DEMANDA MÁXIMA ANUAL: Es la máxima demanda bruta media hora , 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.

POTENCIA FIRME: Es la potencia que se puede suministrar cada unidad generadora durante las horas pico, con alta seguridad.

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.

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.

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.

CONSUMO PROPIO: Es la energía consumida por los sistemas auxiliares de una central o Subestación.

COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la demanda y el parque de generación disponible.

GAS NATURAL (GN): Mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles, solo o acompañando al petróleo. Y esta 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.

INDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE USA 2000 - 2010 Año 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Ene 168.8 175.1 177.1 181.7 185.2 190.7 198.3 202.4 211.1 211.1 216.7

Feb 169.8 175.8 177.8 183.1 186.2 191.8 198.7 203.5 211.7 212.2 216.7

Mar 171.2 176.2 178.8 184.2 187.4 193.3 199.8 205.4 213.5 212.7 217.6

Abr 171.3 176.9 179.8 183.8 188.0 194.6 201.5 206.7 214.8 213.2 218.0

May 171.5 177.7 179.8 183.5 189.1 194.4 202.5 207.9 216.6 213.9 218.2

Jun 172.4 178.0 179.9 183.7 189.7 194.5 202.9 208.4 218.8 215.7 218.0

Jul 172.8 177.5 180.1 183.9 189.4 195.4 203.5 208.3 220.0 215.4 218.0

Ago 172.8 177.5 180.7 184.6 189.5 196.4 203.9 207.9 219.1 215.8 218.3

UNIDADES DE ENERGÍA Sep 173.7 178.3 181.0 185.2 189.9 198.8 202.9 208.5 218.8 216.0 218.4

Oct 174.0 177.7 181.3 185.0 190.9 199.2 201.8 208.9 216.6 216.2 218.7

Nov 174.1 177.4 181.3 184.5 191.0 197.6 201.5 210.2 212.4 216.3 218.8

Dic 174.0 176.7 180.9 184.3 190.3 196.8 201.8 210.0 210.2 215.9 219.2

Julio

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA COMPRA VENTA

Ene 15.98 15.98 16.62 16.62 17.05 17.05 17.56 17.76 46.09 46.64 29.84 30.40 34.56 34.84 33.70 33.90 33.76 33.89 35.37 35.49 36.11 36.19

Feb 16.05 16.05 16.66 16.66 17.15 17.15 18.17 18.37 49.23 50.44 28.85 29.22 34.17 34.44 33.36 33.51 33.83 33.96 35.56 35.65 36.19 36.27

Mar 16.05 16.05 16.66 16.66 17.15 17.15 22.72 22.92 46.52 47.18 28.30 28.60 32.56 32.85 32.79 32.96 33.92 34.04 35.67 35.77 36.30 36.37

Abr 16.05 16.05 16.66 16.66 17.56 17.70 23.78 23.98 44.35 44.81 28.25 28.54 32.11 32.33 32.23 32.40 34.03 34.14 35.83 35.92 36.42 36.51

May 16.05 16.05 16.66 16.66 17.56 17.76 25.60 25.80 46.92 47.69 28.70 28.91 32.49 32.73 32.14 32.29 34.01 34.13 35.95 36.04 36.70 36.79

Jun 16.05 16.05 16.66 16.66 17.56 17.76 28.89 29.09 48.12 48.67 28.90 29.08 32.77 32.94 32.42 32.57 34.16 34.27 35.92 36.00 36.73 36.81

Jul 16.05 16.05 16.66 16.66 17.56 17.76 34.45 34.85 44.84 45.56 28.93 29.06 32.75 32.91 32.99 33.14 34.27 34.39 35.98 36.07 36.80 36.88

Ago 16.05 16.05 16.66 16.66 17.56 17.76 33.72 34.13 41.25 42.11 29.00 29.13 32.63 32.80 32.90 33.05 34.68 34.80 36.03 36.10 36.89 36.99

Sep 16.38 16.38 16.66 16.66 17.56 17.76 31.70 32.25 36.95 37.62 30.42 30.82 32.95 33.12 33.31 33.46 34.83 34.95 36.06 36.13 36.98 37.07

Nov Dic Promedio 16.49 16.53 16.18 16.49 16.53 16.18 16.76 16.97 16.69 16.76 16.97 16.69 17.56 17.56 17.45 17.76 17.76 17.59 39.74 37.44 29.06 40.24 37.82 29.37 29.56 28.86 41.25 30.13 29.33 41.93 33.25 33.12 30.00 33.54 33.39 30.28 33.56 33.09 33.09 33.69 33.30 33.30 33.41 33.52 33.02 33.53 33.66 33.17 35.19 35.26 34.41 35.32 35.39 34.53 36.09 36.09 35.89 36.17 36.16 35.97 37.22 37.31 36.74 37.30 37.40 36.82

Fuente: Banco Central de la República Dominicana

0.2388

0.009478

0.000000277

4.1869

0.0039683

0.000001163

1055.06

252

0.00029307

KiloVatio Hora

KVh

3600000

8598000

3412.14

UNIDADES DE DENSIDAD Kg / m3

Lb / Pie 3

Lb / Gl (UK)

Lb / Gl (US)

Kg / m3

0.062428

0.010022

0.008345

Lb / Pie 3

16.0185

0.160544

0.133681

Libra por UK Galón

Lb / Gl (UK)

99.7764

6.22884

0.83268

Libra por US Galón

Lb / Gl (US)

119.826

7.48047

1.20094

UNIDADES DE MASA Kg

Ton.

Ton. Larga

Ton. Corta

Libra (Lb)

Kilogramo

0.001

0.000984

0.001102

2.2046

Tonelada

1000

0.984207

1.10231

2204.62

Tonelada Larga

1016

1.016

1.12

2240

Tonelada Corta

907

0.907

0.892857

2000

Libra

0.4535

0.0004535

0.000446429

0.0005

UNIDADES DE MASA

Centímetros Cúbicos Metros Cúbico

Pulgada Cúbicas

cm3

Pie 3

Pulgada 3

Gal (UK)

Gal (USA)

BBL

Litro (Lt)

cm3

0.000001

0.0000353

0.06102

0.00021997

0.00026417

6.2899E-06

0.006102

1000000

35.3147

61000

219.969

264.17

6.28976

1000.028

Pie 3

28320.589

0.028317

1727.556

6.2288

7.4805

0.178107

28.321

Pulgada 3

16.387

0.00001639

0.00057863

0.00360465

0.00432898

0.0001031

0.0163866

PCS

PCI

PCS

PCI

PCS

PCI

Galón

Gal (UK)

4546.09

0.004546

0.160544

277.42

1.20094

0.028594

4.54596

Kcal/Kg

Kcal/L

Kj/L

Galón

Gal (US)

3785.41

0.003785

0.133681

231

0.83268

0.02381

3.78533

10,800

10,008

9,374

8,686

39,250

36,371

Barril

BBL

158984

0.158988

5.6146

9698.024

34.9726

158.984

Litro

Litro (Lt)

1000.028

0.001

0.03531

61.0255

0.219976

0.264178

0.0063

Combustibles Líquidos Petróleo

Cal

Pie Cúbico

PODERES CALORÍFICOS SUPERIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLES

KVh

Btu

Libra por Pie Cúbico

Oct 16.45 16.45 16.66 16.66 17.56 17.76 34.91 35.23 32.27 32.98 32.41 32.70 33.47 33.66 33.46 33.59 34.99 35.09 36.09 36.16 37.21 37.29

Btu

Unidad Térmica Britanica

Kilogramo por Metro Cúbico

Año

Cal

Caloría

Fuente U.S. Bureau of Labor Statistics

Tasa de Cambio Promedio para Compra y Venta de Dolares Estadounidenses 2000 - 2010

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

PCS

PCI

PCS

PCI

Kcal/m3

Combustibles Gaseosos Gas Natural Húmedo

10,454

8,240

43,770

34,500

Gas Natural Seco

9,256

8,500

38,750

35,584

PCI

PCS

PCI

Kcal/Kg

Kj/Kg

Anexos

Combustibles Sólidos Carbón Vegetal

7,500

6,500

30,560

27,213

Coque de Carbón Mineral

7,300

6,998

30,560

29,299

Informe 10 Años de Gestión

PCS Kcal/Kg