Informe Negocios 2009 by AES Dominicana

Informe EstadĂstico

Contenido 4 6 8

Los Valores de AES

10 Perfil de AES Dominicana 10 Centrales de Generación 12 Terminales de Recepción de Combustible 14 Nuevas Líneas de Negocio 16 Balance de Energía 17 Balance de Potencia 18 Usuarios No Regulados 19 Consumos Combustible Primario 20 Importaciones Combustible Primario 21 Indicadores Técnicos de Operación 22 Eventos Relevantes 23

Reseña Histórica Sector Eléctrico Dominicano

Generación Transmisión Distribución

Carta del Presidente de AES Dominicana

Antecedentes de AES Dominicana

Balance de Energía Balance de Potencia Demanda Máxima Abastecimiento Energía por Combustible Precios Internacionales de Combustibles

AES Dominicana

Costo Marginal de Energía Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión Servicio de Regulación de Frecuencia Usuarios No Regulados

Mercado Eléctrico Mayorista

26 27 31 31 32 33 34 34 35 36 36 37 38

Capacidad Instalada Balance Energía Demanda Máxima Castos Marginales Energía Precios Internacionales de Combustibles Interrupciones Totales SENI

Estadísticas Anuales

42 42 43 43 44 45

Anexos

Carta del Presidente de AES Dominicana

AES Dominicana se complace en presentar su Informe Estadístico 2009, el cual incluye información sobre sus principales activos, desempeño operativo, nuevas líneas de negocio y del mercado eléctrico en su conjunto.

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

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.

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.

El 2009 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: nuevas líneas de negocio y desempeño operativo. Durante el 2009 AES Dominicana mantuvo una posición de liderazgo en la industria eléctrica nacional con un aporte promedio del 33% 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

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.

Informe EstadĂstico 2009

AES Dominicana

2009 AES Dominicana 8

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Antecedentes de AES Dominicana 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 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. 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. 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.

Perfil de AES Dominicana

suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra de ello es que año tras 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 de la empresa en pilares como la Responsabilidad Social Corporativa, el cuido del Medio Ambiente y en 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.

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 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 10

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Centrales de Generación de AES Dominicana

ITABO 1

A continuación se describen las principales características técnicas de las unidades de generación de AES Dominicana.

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

AES ANDRES 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

DPP 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 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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AES Dominicana

Terminales de Recepción de Combustibles Muelle Internacional AES ANDRES El complejo energético AES ANDRES, ubicado en la comunidad de Andrés, Boca Chica, a sólo 15 minutos de Santo Domingo, cuenta con un Muelle y una Terminal para la descarga de Gas Natural Líquido (GNL) y 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. Durante el 2009 la terminal de AES ANDRES descargó un volumen de 943,024 m3, a través de unos siete (7) barcos tanqueros, que mantienen en estado líquido el gas a una temperatura de -161 ºC a presión adecuada dentro del tanque.

Muelle Internacional AES ITABO El Muelle Internacional AES ITABO, se encuentra en el área costera de la Central Termo Eléctrica 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. 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: •

Gasoducto AES ANDRES - DPP 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 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).

Durante el 2009 el muelle internacional de AES ITABO descargó 678,633 toneladas de carbón mineral, para las cuales se recibieron catorce (14) barcos.

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)

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Nuevas Líneas de Negocio

Balance de Energía

Negocio de Venta de Gas Natural Comprimido

En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2009, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.

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. 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.

BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2009 [GWh]

AES ANDRES

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2009

VENTAS POR CONTRATO -

13.44

14.88

14.40

14.88

14.40

14.88

14.40

22.32

21.60

22.32

182

EDEESTE

EDENORTE

25.63

22.78

25.28

25.65

26.57

28.16

29.14

28.04

26.71

28.19

25.81

28.43

320

DPP

41.88

38.15

45.27

36.69

76.97

85.65

89.72

78.85

109.80

93.43

84.63

68.99

850

0.71

17.73

9.34

22.97

1.72

8.40

4.16

2.64

17.95

17.18

18.87

17.99

18.95

21.17

23.84

23.53

32.22

34.15

32.06

29.02

287

3.70

18.52

0.57

1.47

0.69

1.52

3.58

5.86

3.14

0.07 (67.46)

10.29

15.88

22.84

(3.24)

4.85

9.60

22.95

176.84

181.34

190.42

180.09

187.76

172.00

171.22

1,730

ITABO UNR COMPRAS POR CONTRATO

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT)

ITABO

(5.75)

13.77

37.79

PRODUCCION ANDRES

79.72

105.32

142.10

91.09

52.11

AES ITABO VENTAS POR CONTRATO EDESUR

58.83

52.24

56.24

57.56

59.34

61.17

64.20

64.53

62.50

65.70

60.11

63.39

726

EDENORTE

41.76

36.55

39.64

41.48

42.29

43.79

47.57

47.32

45.29

48.46

43.30

45.58

523

EDEESTE

24.59

21.64

24.00

24.44

25.31

26.92

27.83

28.04

26.71

28.19

25.81

28.43

312

CDEEE

35.14

41.76

43.10

41.18

42.60

39.79

13.74

5.52

38.49

35.81

40.32

416

ANDRES UNR

3.70

18.52

0.57

1.47

0.69

1.52

3.58

5.86

3.14

0.21

0.23

0.32

0.31

0.25

0.27

0.20

0.25

0.19

0.17

3 68

COMPRAS POR CONTRATO ANDRES

0.71

17.73

9.34

22.97

1.72

8.40

4.16

2.64

MONTERIO

4.31

3.04

1.80

1.59

FALCONDO

35.14

41.76

43.10

41.18

42.60

39.79

13.74

5.52

38.49

35.81

40.32

416

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ITABO

(6.34)

(2.21)

(2.31)

7.34

11.85

11.68

(38)

143.84

18.44 (25.33) (28.90) 85.33

91.30

126.64

(0.86)

141.90

(3.10) (18.60) 96.36

125.63

115.66

127.88

142.07

141.15

148.17

1,486

103.27

90.88

100.81

102.65

106.30

113.05

116.89

117.74

112.18

118.38

108.39

119.42

1,310

41.88

38.15

45.27

36.69

76.97

85.65

89.72

78.85

109.80

93.43

84.63

68.99

850

1.28

0.37

(0.00)

0.92

0.85

0.02

0.00

(0.00)

0.01

0.05

(0.00)

62.67

53.10

55.54

66.88

30.18

27.42

27.16

38.89

2.40

25.00

23.76

50.43

463

DPP

AES Dominicana firmó exitosamente contratos con distintos distribuidores locales los cuales son responsables de distribuir el Gas Natural a todo el país. Estas empresas son: SOLUCIONES DE GAS NATURAL, PLATER GAS, PROPAGAS y TROPIGAS.

VENTAS POR CONTRATO EDEESTE COMPRAS POR CONTRATO ANDRES VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION DPP

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 ocurrido en el mercado de contratos entre AES Dominicana con algunos agentes del MEM:

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

AES Andres

Usuarios No Regulados

En febrero se suscribió un nuevo contrato de venta a corto plazo con EDENORTE donde la energía es vendida en dos bloques horarios. Además, a partir de abril se suscribió un contrato de respaldo con AES ITABO para reducir la exposición de ambas empresas al mercado spot.

AES ITABO

Durante el 2009 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, como se menciona anteriormente, a partir de abril se suscribió un contrato de respaldo con AES ANDRES. Por último, a partir de septiembre fue suscrito un contrato de compra de energía con MONTERIO.

DPP

Durante el 2009 continuó vigente el contrato de venta de energía entre DPP y EDESTE. Asimismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES ANDRES.

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 eléctrico. Durante el año 2009 se suscribieron cuatro (4) nuevos contratos con UNR: INCA KM 22, INCA LA ISABELA, ZF SAN ISIDRO y PARQUE INDUSTRIAL ITABO (PIISA), los cuales representan un consumo mensual de 13 GWh aproximadamente. Así mismo fueron renovados los contratos con BARCELO CAPELA, TERMO ENVASES, MOLINOS DEL OZAMA, JARAGUA y AERODOM, quienes ya pertenecían al portafolio de clientes de AES ANDRES. A Diciembre del 2009 la cartera de UNR del Grupo AES Dominicana estaba compuesta por 22 clientes, los cuales representan aproximadamente un 38% del consumo de este mercado. A continuación se presenta una tabla con los retiros mensuales de los UNR de AES Dominicana durante el 2009. RETIROS ENERGIA UNR AES DOMINICANA 2009

Balance de Potencia

(GWh)

ENE

A continuación se muestra el balance de potencia de las unidades de AES Dominicana durante el 2009, indicando la potencia firme asignada durante cada mes, la compra y venta de potencia contractual y el balance spot. BALANCE DE POTENCIA AES DOMINICANA 2009 [MW]

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AES ANDRES AERODOM

2.30

2.16

2.37

2.59

2.75

2.84

3.10

3.12

3.04

3.15

2.82

ALDOM

0.47

0.36

0.58

0.47

0.43

0.55

0.44

0.46

0.50

0.35

2.90 0.37

CARREFOUR

0.69

0.60

0.64

0.68

0.73

0.72

0.79

0.78

0.77

0.80

0.74

0.79 0.76

HAMACA

0.67

0.62

0.67

0.73

0.79

0.93

0.87

0.77

0.83

0.82

CAPELLA

0.53

0.46

0.49

0.54

0.60

0.62

0.68

0.69

0.67

0.69

0.61

0.67

0.50

0.51

0.56

0.63

0.66

0.53

0.61

0.57

0.54

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2009

COSTA CARIBE

0.54

0.48

LISTIN DIARIO

0.53

0.50

0.56

0.51

0.57

0.59

0.63

0.62

0.56

0.61

0.57

0.58

Venta Potencia Contractual

269.38

269.98

269.01

269.88

270.78

275.11

276.33

277.75

289.15

289.13

288.77

290.04

277.94

MALLA

1.06

1.04

1.17

1.02

1.25

1.04

0.96

1.08

0.85

1.09

1.16

0.98

Potencia Firme

209.98

202.70

214.78

204.03

201.73

207.01

220.61

201.72

204.74

204.99

209.38

193.20

206.24

MOLINOS

1.07

1.06

1.10

1.01

1.03

1.17

1.02

0.91

0.71

1.05

0.79

MC CHARLES

0.73

0.64

0.68

0.73

0.75

0.78

0.80

0.73

0.76

0.77

0.75

0.78

(59.40)

(67.28)

(54.23)

(65.85)

(69.05)

(68.10)

(55.72)

(76.03)

(84.41)

(84.15)

(79.40)

(96.84)

(71.70)

AES ANDRES

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

250.00

Potencia Firme

225.82

225.64

225.03

225.82

225.81

225.82

223.02

225.51

Compra Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot)

(24.18)

(24.36)

(24.97)

(24.18)

(24.19)

(24.18)

(26.98)

(24.49)

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

1.25

1.33

1.52

1.35

1.42

1.46

1.56

1.46

1.47

1.55

1.51

1.45

JARAGUA

0.89

0.76

0.86

0.91

0.96

0.97

0.96

1.04

0.98

0.93

TERMO ENVASES

1.22

1.33

1.31

1.10

1.26

1.30

1.34

1.36

1.38

1.61

1.41

1.30

ZF CAUCEDO

2.07

1.65

1.85

1.75

1.88

1.81

1.71

1.49

1.41

1.54

1.37

LADOM

0.45

0.46

0.51

0.50

0.40

0.49

0.45

0.53

0.56

0.54

0.50 0.25

MULTIFORM

0.19

0.26

0.30

0.26

0.27

0.29

0.30

0.28

0.30

0.38

0.40

ZF LAS AMERICAS

3.29

3.46

3.82

3.42

3.52

3.80

4.19

4.09

4.19

4.32

4.07

3.55

1.57

1.55

1.77

2.02

2.44

2.39

2.09

1.55

1.53

INCA kM 22

DPP Venta Potencia Contractual

PLASTIFAR

210.00

16.75

16.16

17.12

16.25

15.35

15.71

16.77

15.35

15.59

15.61

15.97

14.70

15.94

(193.25)

(193.84)

(192.88)

(193.75)

(194.65)

(194.29)

(193.23)

(194.65)

(194.41)

(194.39)

(194.03)

(195.30) (194.06) -

INCA LA ISABELA ZF SAN ISIDRO PIISA TOTAL

17.95

17.18

18.87

17.99

18.95

21.17

23.84

23.53

1.38

1.53

1.33

1.20

2.86

2.98

2.70

2.25

6.52

6.24

5.75

4.97

32.22

34.15

32.06

29.02

AES ITABO

QUITPE

0.19

0.18

0.23

0.30

0.25

0.24

0.15

0.14

0.23

0.24

0.21

0.23

TOTAL

0.19

0.18

0.23

0.30

0.25

0.24

0.15

0.14

0.23

0.24

0.21

0.23

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

En la siguiente gráfica se muestra la demanda promedio de los UNR de AES Dominicana durante el 2009.

Carbón

Durante el 2009 AES ITABO, con sus dos (2) unidades térmicas a vapor, consumió 640,390 toneladas métricas de carbón y 19,160 toneladas métricas de petcoke.

ENERGIA PROMEDIO UNR AES DOMINICANA 2009 QUITPE

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

0.22

MULTIFORM ALDOM LADOM

0.29 0.45

EVOLUCIÓN INVENTARIO Y CONSUMO CARBÓN 2009

0.49

[toneladas métricas]

COSTA CARIBE

0.55

LISTIN DIARIO

0.57

CAPELLA

0.61

CARREFOUR

0.73

MC CHARLES

0.74

JAN

FEB

ABR

MAY

JUN

49,784

20,419

3,747

76,481

82,215

81,315

Compra

40,376

22,426

116,359

60,608

55,830

Consumo

67,514

36,471

43,625

53,861

56,730

2,227

2,627

1,014

2,547

Venta a Terceros Mermas

MAR

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

39,069

JUL

32,421

30,507

93,061

89,559

84,176

Total

47,295

52,103

117,950

56,499

56,487

52,700

39,699

53,943

51,130

53,549

60,001

60,530

63,337 640,390

2,888

1,847

1,339

14,489

678,633

0.76

Inventario Final

20,419

3,747

76,481

82,215

81,315

39,069

32,421

30,507

93,061

89,559

84,176

73,538

JARAGUA

0.91

Subtotal Consumo

67,514

36,471

43,625

53,861

56,730

39,699

53,943

51,130

53,549

60,001

60,530

63,337 640,390

MOLINOS

1.00

HAMACA

EVOLUCIÓN INVENTARIO Y CONSUMO PETCOKE 2009 [toneladas métricas]

1.06

MALLA

1.33

TERMO ENVASES

AES ITABO

JAN

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Inventario Inicial

32,204

62,503

54,984

51,677

50,308

49,763

46,290

46,046

Compra

33,002

Consumo

2,702

7,519

3,307

1,369

545

3,473

244

19,160

1.69

Venta a Terceros

1.98

Mermas

32,204

62,503

54,984

51,677

50,308

49,763

46,290

46,046

2,702

7,519

3,307

1,369

545

3,473

244

67,514

36,471

43,625

56,563

64,249

43,006

55,312

51,674

57,022

60,245

60,530

1.42

INCA LA ISABELA

1.44

PLASTIFAR ZF CAUCEDO INCA kM 22

Inventario Final

2.70

ZF SAN ISIDRO

Subtotal Consumo

2.76

AERODOM

3.81

ZF LAS AMERICAS

Total Consumo

5.87

0.00

1.00

2.00

GWh

3.00

4.00

5.00

Gas Natural

Durante el 2009 AES ANDRES y DPP consumieron un total de 19,236,618 MMBTU de gas natural y se compraron unos 20,935,129 MMBTU de gas natural. A continuación una tabla con el detalle de la evolución del inventario, las compras, los consumos y la venta a terceros. EVOLUCIÓN INVENTARIO Y CONSUMO GAS NATURAL 2009 [MMBTU]

Inventario Inicial

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Total

676,550

2,166,000

564,588

1,755,012

3,232,785

2,362,153

591,025

1,799,763

2,809,690

1,336,402

2,465,715

2,973,408

3,010,798

3,030,396

2,990,750

2,998,381

2,942,221

Consumo ANDRES

673,013

906,764

1,104,538

702,236

426,456

1,368,510

1,410,286

1,477,654

1,395,741

1,464,078

1,364,424

1,322,181

13,615,881

Consumo DPP

764,507

640,165

660,982

798,629

400,585

349,904

325,975

462,492

29,790

298,133

285,877

603,699

5,620,737

Compra

Consumo BOG Venta a Terceros Inventario Final

63,337 659,549

Importación Combustible Primario

Gas Natural

JAN

19,160

6.00

Consumo Combustible Primario

AES ANDRES Y DPP

Total

Durante el 2009 AES ITABO compró 678,633 toneladas métricas de carbón de distintos proveedores.

PIISA

AES ITABO Inventario Inicial

759,874 2,989,175 20,935,129

7,435

16,202

18,941

17,322

9,440

23,189

14,814

16,238

13,170

13,266

18,080

15,959

184,054

39,003

38,282

35,913

34,437

34,151

29,525

30,937

32,069

34,587

37,431

37,461

39,082

422,878

2,166,000

564,588

1,755,012

3,232,785

2,362,153

591,025

1,799,763

2,809,690

1,336,402

2,465,715

759,874

1,768,128

Durante el 2009 la terminal de AES ANDRES recibió siete (7) barcos, para un total de 20,935,129 MMBTU, equivalentes a 943,024 M3 de gas natural líquido. A continuación una tabla con el detalle. LISTADO RECEPCION BARCOS LNG AES ANDRES 2009 No.

Fecha

Suplidor

Barco

Enero 05, 2009

BPGM

BRITISH RUBY

MMBTU 2,973,408

M3 133,937

Marzo 03, 2009

BPGM

BRITISH MERCHANT

3,010,798

135,622 136,504

Abril 27, 2009

BPGM

BRITISH DIAMOND

3,030,396

Julio 06, 2009

BPGM

BRITISH MERCHANT

2,990,750

134,718

Agosto 18, 2009

BPGM

BRITISH DIAMOND

2,998,381

135,062

Octubre 10, 2009

BPGM

BRITISH TRADER

2,942,221

132,532

Diciembre 09, 2009

BPGM

BRITISH INNOVATOR

2,989,175

134,648

20,935,129

943,024

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Carbón

Durante el 2009 el muelle internacional de AES ITABO recibió catorce (14) barcos de carbón de diferentes suplidores, que sumaron un total de 678,633 toneladas métricas. A continuación una tabla con el detalle.

Como se puede apreciar, el 2009 fue un año lleno de retos para el área operativa por algunas externalidades como la falla del transformador de AES ANDRES, que afectó las operaciones de la planta durante los primeros cinco meses o como la calidad del carbón que recibimos en AES ITABO durante el primer semestre mientras se negociaba el contrato de suministro con Glencore.

LISTADO RECEPCION BARCOS CARBON AES ITABO 2009 No.

Fecha

Enero 17, 2009

Suplidor

Barco

Puerto Descarga

CARBONES DEL CARIBE

BALLANGEN

ITABO

Febrero 02, 2009

3 4

Toneladas 40,376

MMBTU 1,069,975

OXBOW

UBC SALVADOR

ITABO

22,426

594,292

Marzo 01, 2009

CARBONES DEL CARIBE

BALDER

ITABO

47,262

1,252,433

Marzo 04, 2009

MG TRADING

HERON

ITABO

28,553

756,654

Marzo 20, 2009

COAL MARKETING COMPANY

BALLANGEN

ITABO

40,544

1,074,416

Abril 22, 2009

COAL MARKETING COMPANY

CSL ARGOSY

ITABO

60,608

1,606,112

Mayo 14, 2009

COAL MARKETING COMPANY

CSL METIS

ITABO

55,830

1,479,495

Julio 02, 2009

GLENCORE INTERNATIONAL

ALICE OLDENDORF

ITABO

47,295

1,253,322

Eventos Relevantes Durante el 2009 ocurrieron dos (2) salidas totales (Black Out) en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI): la primera el miércoles 15 de julio a las 11:34 y la segunda el miércoles 2 de septiembre a las 18:03. En la siguiente tabla se muestran los mantenimientos mayores programados durante el 2009 a las unidades de AES Dominicana.

Agosto 12, 2009

SHELTON TRADING

CSL SPIRIT

ITABO

52,103

1,380,736

Septiembre 12, 2009

BULKTRADING

BERNHARD OLDENDORFF

ITABO

60,683

1,608,092

Septiembre 29, 2009

GLENCORE INTERNATIONAL

JOHANNA OLDENDORFF

ITABO

57,268

1,517,592

Octubre 07, 2009

EDF TRADING

CSL ATLAS

ITABO

56,499

1,497,222

Unidad

Descripción

Desde

Hasta

Noviembre 15, 2009

EDF TRADING

CSL METIS

ITABO

56,487

1,496,897

Itabo 1

Mantenimiento Mayor Programado

15-Feb-2009 00:43

14-Mar-2009 14:20

Diciembre 31, 2009

GLENCORE INTERNATIONAL

SHEILA ANN

ITABO

52,700

1,396,537

Andres

Mantenimiento Mayor Programado

21-Apr-2009 00:37

19-May-2009 06:34

678

678,633

17,983,774

Los Mina 5

Mantenimiento Mayor Programado

01-Sep-2009 00:00

01-Jan-2010 00:00

2,928

Itabo 2

Mantenimiento Mayor Programado

20-Jun-2009 01:58

30-Jun-2009 19:14

257

LISTADO RECEPCION BARCOS PETCOKE AES ITABO 2009 No.

Fecha

Suplidor

Barco

Puerto Descarga

Abril 19, 2009

KOMSA

MUSKETEER

HAINA

Toneladas

MMBTU

33,002

874,540

EVENTOS RELEVANTES 2009 Horas 662

Indicadores Técnicos de Operación A continuación se presenta una tabla con los índices y tasas más frecuentes de operación de centrales eléctricas aplicadas a las unidades de generación de AES Dominicana. INDICADORES TECNICOS AES DOMINICANA 2009 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2009

EAF [%] ANDRES

41.3%

56.7%

66.5%

45.5%

34.7%

99.1%

94.9%

99.1%

99.2%

99.7%

93.7%

95.6%

ITABO 1

93.5%

37.3%

37.2%

90.2%

90.7%

86.1%

82.6%

72.6%

82.8%

91.2%

94.6%

97.3%

77.2% 79.7%

ITABO 2

93.8%

92.6%

96.8%

84.6%

87.4%

45.3%

89.3%

77.1%

84.4%

80.8%

85.4%

87.2%

83.7%

LOS MINA 5

83.2%

91.9%

100.0%

90.3%

88.5%

100.0%

0.0%

62.8%

LOS MINA 6

99.9%

94.8%

95.1%

97.7%

98.9%

100.0%

93.0%

100.0%

99.8%

98.4%

93.5%

97.6%

EFOR [%] ANDRES

58.7%

34.8%

33.5%

31.9%

3.5%

0.9%

1.1%

0.9%

0.0%

0.3%

3.2%

0.1%

14.1%

ITABO 1

5.1%

14.7%

1.0%

9.8%

8.8%

6.4%

14.3%

11.6%

12.1%

4.0%

0.8%

1.8%

7.5% 7.9%

ITABO 2

0.8%

0.6%

3.2%

8.7%

12.6%

24.1%

9.4%

8.0%

10.5%

7.2%

5.3%

4.3%

LOS MINA 5

27.7%

16.1%

0.0%

18.7%

21.3%

0.0%

7.0%

LOS MINA 6

0.1%

1.8%

0.0%

2.8%

0.0%

8.8%

0.0%

0.6%

3.9%

0.0%

1.5%

Heat Rate [BTU/kWh] ANDRES

8,369

8,603

7,773

7,684

8,135

7,738

7,773

7,760

7,750

7,778

7,932

7,718

7,918

ITABO 1

10,809

11,502

11,683

11,048

11,373

11,056

11,287

10,839

10,516

10,638

10,703

11,210

11,055

12,398

12,546

11,541

11,435

11,526

11,391

11,218

11,237

ITABO 2

11,135

11,549

LOS MINA 5

14,490

14,175

LOS MINA 6

11,694

11,831

11,894

11,874

11,630

14,095

14,297

11,738

11,921

11,623 14,264

12,446

11,985

11,524

12,038

11,839

12,072

12,064

11,920

Mercado ElĂŠctrico

Mayorista

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano

Generación

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 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 sólo 17.5%.

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. 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 las siguientes gráficas se muestra las capacidad instalada del parque de generación por tecnología y por combustible. CAPACIDAD INSTALADA POR TECNOLOGIA Diciembre 2009 Turbina Hidráulica 17.5%

Turbina de Gas 11.2% Ciclo Combinado 26.9%

Motores Diesel 24.2%

CAPACIDAD INSTALADA POR COMBUSTIBLE Diciembre 2009

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. 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. 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.

Turbina a Vapor 20.3%

Agua 17.5% Gas Natural 18.5%

Carbón 10.5%

Fuel Oil 6 39.1%

Fuel Oil 2 14.4%

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

CAPACIDAD INSTALADA POR UNIDAD GENERADORA

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

DICIEMBRE 2009

EMPRESA TERMOELÉCTRICA

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGIA

EMPRESA

COMBUSTIBLE

TECNOLOGIA

POTENCIA [MW]

ANDRES

GAS NATURAL

Ciclo Combinado

319.0

ITABO I

CARBON

Turbina Vapor

128.0

ITABO II

CARBON

Turbina Vapor

132.0

10.7%

LOS MINA V

GAS NATURAL

Turbina Gas

118.0

260.0

8.7%

LOS MINA VI

GAS NATURAL

Turbina Gas

236.0

7.9%

SubTotal

DICIEMBRE 2009

AES DOMINICANA TOTAL EMPRESA GENERADORA

TURBINA VAPOR

TURBINA GAS

AES ANDRES AES ITABO

CICLO COMBINADO

MOTORES DIESEL

HIDRO

319.0 236.0

AES DOMINICANA

260.0

236.0

HAINA

346.2

100.0

[%]

319.0

260.0

DPP

[MW]

319.0 102.0

HIDRO

523.1

815.0

27.2%

548.2

18.3%

523.1

17.5%

METALDOM

42.0

1.4%

SEABOARD

116.3

3.9%

GPLV

194.5

6.5%

MONTERIO

100.1

3.3%

CEPP

76.8

2.6%

LAESA

59.6

2.0%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

HAINA HAINA I

FUEL NO. 6

Turbina Vapor

54.0

HAINA II

FUEL NO. 6

Turbina Vapor

54.0

HAINA IV

FUEL NO. 6

Turbina Vapor

84.9

SAN PEDRO VAPOR

FUEL NO. 6

Turbina Vapor

33.0

PUERTO PLATA I

FUEL NO. 6

Turbina Vapor

27.6

PUERTO PLATA II

FUEL NO. 6

Turbina Vapor

39.0

HAINA TG

FUEL NO. 2

Turbina Gas

100.0

CARBON

Turbina Vapor

53.6

FUEL NO. 6

Motores Diesel

102.0

BARAHONA CARBON SULTANA DEL ESTE

SAN FELIPE

185.0

6.2%

CESPM

300.0

10.0%

30.0

1.0%

GENERADORA PALAMARA - LA VEGA

1.9

0.1%

PALAMARA

FUEL NO. 6

Motores Diesel

2,992.50

100.0%

LA VEGA

FUEL NO. 6

Motores Diesel

MAXON RIO SAN JUAN (CDEEE) TOTAL [MW]

866.2

572.0

1123.0

723.2

523.1

118.0 815.0

SubTotal

548.2

SubTotal

107.0 87.5 194.5

CDEEE

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las centrales AES ANDRES, AES ITABO y DPP, posee el 27.3% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles (carbón y gas natural) más económica del mercado. En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a Diciembre 2009, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada. Además se podrá notar que durante el 2009 la Empresa Hidroeléctrica inauguró las operaciones de la Central PINALITO con 50 MW de capacidad instalada.

SAN FELIPE

FUEL NO. 6

Ciclo Combinado

185.0

CESPM I

FUEL NO. 2

Ciclo Combinado

100.0

CESPM II

FUEL NO. 2

Ciclo Combinado

100.0

CESPM III

FUEL NO. 2

Ciclo Combinado

100.0

MAXON

FUEL NO. 2

Motores Diesel

30.0

RIO SAN JUAN

FUEL NO. 2

Motores Diesel

SubTotal

1.9 516.9

SEABOARD ESTRELLA DEL NORTE

FUEL NO. 6

Motores Diesel

ESTRELLA DEL MAR

FUEL NO. 6

Motores Diesel

SubTotal

43.0 73.3 116.3

CEPP CEPP I

FUEL NO. 6

Motores Diesel

18.7

CEPP II

FUEL NO. 6

Motores Diesel

58.1

SubTotal

76.9

MONTE RIO POWER MONTE RIO

FUEL NO. 6

Motores Diesel

SubTotal

100.0 100.0

METALDOM METALDOM

FUEL NO. 6

Motores Diesel

SubTotal

42.0 42.0

LAESA PIMENTEL I

FUEL NO. 6

Motores Diesel

31.6

PIMENTEL II

FUEL NO. 6

Motores Diesel

28.0

SubTotal Total Térmica

59.6 2,469.3

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

EMPRESA HIDROELÉCTRICA HIDROS DE EMBALSE

COMBUSTIBLE

TECNOLOGIA

POTENCIA [MW]

TAVERA I

AGUA

Turbina Hidráulica

48.0

TAVERA II

AGUA

Turbina Hidráulica

48.0

JIGUEY I

AGUA

Turbina Hidráulica

49.0

JIGUEY II

AGUA

Turbina Hidráulica

49.0

AGUACATE I

AGUA

Turbina Hidráulica

26.0

AGUACATE II

AGUA

Turbina Hidráulica

26.0

VALDESIA I

AGUA

Turbina Hidráulica

27.0

VALDESIA II

AGUA

Turbina Hidráulica

27.0

RIO BLANCO I

AGUA

Turbina Hidráulica

12.5

RIO BLANCO II

AGUA

Turbina Hidráulica

12.5

MONCION I

AGUA

Turbina Hidráulica

26.0 26.0

MONCION II

AGUA

Turbina Hidráulica

RINCON

AGUA

Turbina Hidráulica

10.1

PINALITO I

AGUA

Turbina Hidráulica

25.0

PINALITO II

AGUA

Turbina Hidráulica

25.0

SubTotal de Embalse

437.1

HIDROS DE PASADA LOPEZ ANGOSTURA

AGUA

Turbina Hidráulica

18.4

CONTRA EMBALSE MONCION I

AGUA

Turbina Hidráulica

1.6

CONTRA EMBALSE MONCION II

AGUA

Turbina Hidráulica

1.6

BAIGUAQUE I

AGUA

Turbina Hidráulica

0.6

BAIGUAQUE II

AGUA

Turbina Hidráulica

0.6

HATILLO

AGUA

Turbina Hidráulica

8.0

JIMENOA

AGUA

Turbina Hidráulica

8.4

EL SALTO

AGUA

Turbina Hidráulica

0.7

ANIANA VARGAS I

AGUA

Turbina Hidráulica

0.3

ANIANA VARGAS II

AGUA

Turbina Hidráulica

0.3

DOMINGO RODRIGUEZ I

AGUA

Turbina Hidráulica

2.0

DOMINGO RODRIGUEZ II

AGUA

Turbina Hidráulica

2.0

ROSA JULIA DE LA CRUZ

AGUA

Turbina Hidráulica

0.9

NIZAO NAJAYO

AGUA

Turbina Hidráulica

0.3

LOS ANONES

AGUA

Turbina Hidráulica

0.1

SABANA YEGUA

AGUA

Turbina Hidráulica

12.8

LAS DAMAS

AGUA

Turbina Hidráulica

7.5

SABANETA

AGUA

Turbina Hidráulica

6.3

LOS TOROS I

AGUA

Turbina Hidráulica

4.9

LOS TOROS II

AGUA

Turbina Hidráulica

4.9

MAGUEYAL I

AGUA

Turbina Hidráulica

1.5

MAGUEYAL II

AGUA

Turbina Hidráulica

1.5

LAS BARIAS

AGUA

Turbina Hidráulica

0.8

SubTotal de Pasada

86.0

Total Hidro

523.1

TOTAL GENERAL

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. 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 2,337 km de líneas a 138 kV, que puede denominarse como la red troncal y 1,657 km de línea a 69 kV, que puede 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 2009 la ETED continuó avanzando en la construcción del nuevo troncal de 345 kV. Este proyecto incluye cuatro subestaciones de enlace a 345/69 kV, ubicadas en las localidades denominadas Julio Sauri, Bonao, El Naranjo y Navarrete.

Distribución A diciembre del 2009 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales: Edesur Dominicana, S. A. Edenorte Dominicana, S. A. Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A. Estas empresas adquieren energía del sistema eléctrico desde las barras de 138 kV y 69 kV, 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 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. Este esquema es actualizado periódicamente por el Organismo Coordinador.

2,992.5

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Balance de Energía

Balance de Potencia

En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2009, 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.

En la siguiente tabla se muestran los valores resultantes de Potencia Firme Definitiva de las empresas generadoras durante los meses del 2009. BALANCE POTENCIA FIRME DEFINITIVA 2009 [MW]

BALANCE ENERGIA MERCADO ELECTRICO MAYORISTA 2009 [GWh]

Ene AES ANDRES AES ITABO DPP AES Dominicana HIDRO

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

2009

ENE

FEB

JUN

JUL

SEP

OCT

DIC

AES ANDRES

210.0

202.7

214.8

204.0

201.7

207.0

220.6

201.7

204.7

205.0

209.4

193.2

206.2

12.2%

225.8

225.6

225.0

225.8

223.0

225.5

13.4%

16.8

16.2

17.1

16.3

15.4

15.7

16.8

15.4

15.6

16.0

14.7

15.9

0.9%

AES DOMINICANA

452.6

444.5

456.9

446.1

442.9

448.5

463.2

442.9

446.1

446.4

451.2

430.9

447.7

26.6% 18.8%

79.7

105.3

142.1

91.1

52.1

176.8

181.3

190.4

180.1

187.8

172.0

171.2

1,730

AES ITABO

143.8

85.3

91.3

126.6

141.9

96.4

125.6

115.7

127.9

142.1

141.2

148.2

1,486

DPP

MAR

ABR

MAY

AGO

NOV

62.9

53.3

55.7

67.1

30.4

27.6

27.4

39.1

2.5

25.2

23.9

50.6

466

286.4

243.9

289.1

284.8

224.4

300.8

334.3

345.2

310.5

355.0

337.1

370.0

3,681

HIDRO

321.4

337.9

300.0

321.1

323.1

319.5

287.7

316.5

309.4

308.7

308.9

344.5

316.6

127.7

135.4

114.7

114.8

169.1

150.2

110.1

132.6

118.4

104.8

81.8

82.9

1,442

IPPs*

141.8

136.9

145.2

137.7

134.4

137.7

147.1

134.6

136.6

136.8

139.7

128.9

138.1

8.2%

236.5

233.3

238.6

233.8

231.4

219.5

227.1

231.4

232.9

233.0

225.3

221.7

230.4

13.7% 11.3%

IPPs

91.3

60.6

60.5

89.2

115.9

101.0

156.5

127.1

104.0

118.8

91.9

136.3

1,253

HAINA

90.7

79.2

90.3

85.6

87.3

70.9

93.2

90.1

106.3

114.0

103.6

94.8

1,106

GPLV

189.9

GPLV

87.4

75.3

91.5

92.8

82.6

98.1

99.4

106.2

102.5

103.3

95.6

84.1

1,119

SEABOARD

108.9

6.5%

SEABOARD

70.1

62.7

64.2

66.2

66.9

68.8

70.3

69.3

69.0

69.1

59.3

805

CEPP

65.0

64.7

64.8

65.1

64.9

65.0

64.8

65.1

64.1

64.9

3.9%

CEPP

22.7

25.7

29.9

22.7

23.5

21.7

27.1

27.7

24.2

16.9

27.1

26.4

296

MONTERIO

96.4

5.7%

MONTERIO

40.6

38.2

46.1

46.2

48.1

46.3

49.0

41.9

41.3

45.1

42.7

38.5

524

METALDOM

40.5

2.4%

METALDOM

14.8

10.1

11.5

11.4

12.1

11.7

12.8

17.4

14.5

14.0

9.0

11.1

150

LAESA

30.7

42.7

44.4

51.3

58.0

57.9

58.1

50.5

3.0%

383

Total

1,683.7 1,683.8 1,683.8 1,683.8 1,683.8 1,683.8

1,683.7

LAESA

18.6

14.3

26.1

26.4

32.5

34.3

37.8

39.2

38.2

39.5

38.3

37.3

FALCONDO

35.2

41.9

43.2

41.2

42.6

39.9

13.8

5.7

38.5

35.8

40.3

417

885.4

787.5

867.2

881.3

904.9

943.8

1,002.9

1,003.3

967.7

1,018.9

932.0

981.0

11,176

INYECCIONES EDESUR

307.8

272.6

293.0

300.2

305.4

318.7

335.2

327.3

343.7

313.9

331.9

3,785

EDENORTE

249.8

218.7

237.1

248.1

253.0

261.9

284.6

283.1

270.9

289.9

259.0

272.7

3,129

EDEESTE

240.4

211.6

234.7

239.0

247.5

263.2

272.1

274.2

261.2

275.6

252.4

278.0

3,050

70.6

68.7

81.9

74.2

82.9

79.7

89.6

88.8

81.1

86.1

83.7

77.6

965

OTROS*

2.9

2.4

2.7

3.0

0.4

0.2

0.5

2.4

2.2

2.3

2.5

RETIROS

871.6

773.9

849.4

864.4

889.2

923.7

981.7

942.9

997.5

911.2

962.7

10,950

PERDIDAS

13.8

13.6

17.7

16.8

15.7

20.1

21.2

21.6

24.8

21.4

20.8

18.3

226

UNR's

30.7 1,683.7

1,683.7 1,683.9 1,683.9 1,684.0 1,683.8 100.0%

* IPPs solo incluye a SAN FELIPE y CESPM

Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron HIDRO con un 19%, HAINA con un 14%, AES ITABO con un 13%, AES ANDRES con un 12% y GPLV con un 11%. Luego les siguen las demás empresas generadoras con montos inferiores al 10% del total, tal como se muestra en la siguiente gráfica. PARTICIPACION POTENCIA FIRME 2009

Durante el 2009 la inyección total de energía eléctrica fue de 11,176 GWh. Las empresas con mayor aporte y que superan el 10% de participación en el abastecimiento de energía eléctrica fueron AES ANDRES con un 16%, AES ITABO con un 13%, HIDRO con 13%, los IPP’s con 11%, HAINA con 10% y GPLV con 10%.

METALDOM 2% LAESA MONTERIO 6% 3% CEPP 4% SEABOARD 6%

PARTICIPACION ABASTECIMIENTO ENERGIA 2009

MONTERIO 5% CEPP 3%

AES DOMINICANA 27%

GPLV 11%

METALDOM LAESA 1% 3% FALCONDO 4% HAINA 14%

SEABOARD 7% GPLV 10%

AES Dominicana 33%

IPPs* 8%

HIDRO 19%

HAINA 10% IPPs 11%

HIDRO 13% 33

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Demanda Máxima

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica

La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total 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 efectivamente registrada como demandada durante el año. A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual.

En el siguiente cuadro se detalla 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).

DEMANDA MAXIMA MENSUAL 2009

PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACION ELECTRICA 2009

[MW]

Mes Día / Hora

(US$/MMBTU)

Ene

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

D07 H20

D03 H21

D02 H20

D22 H20

D29 H21

D05 H21

D30 H21

D26 H21

D30 H22

D12 H20

D13 H20

D03 H20

INYECCIONES

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

CARBON

2.91

2.62

2.14

2.21

2.08

2.13

2.16

2.15

1.98

2.09

2.06

2.16

GAS NATURAL

5.90

5.20

4.41

4.04

3.60

3.88

3.94

3.57

3.37

3.28

4.76

4.60

Inyecciones Brutas

1,575

1,604

1,564

1,652

1,683

1,645

1,674

1,726

1,743

1,712

1,698

1,702

FUEL OIL 6

6.14

6.45

5.97

6.80

8.29

9.55

9.50

10.51

10.17

10.65

11.32

10.96

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,524

1,553

1,521

1,599

1,629

1,593

1,620

1,667

1,689

1,656

1,643

1,644

FUEL OIL 2

10.09

8.87

9.59

10.52

12.57

11.68

13.38

12.43

13.84

14.21

14.06

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

1,520

1,546

1,512

1,595

1,624

1,588

1,614

1,661

1,685

1,652

1,639

1,640

453

450

397

432

459

463

450

456

461

493

467

455 484

RETIROS Empresa Distribuidora del Este [EdeEste] Empresa Distribuidora del Norte [EdeNorte]

456

421

423

430

429

426

473

477

468

462

Empresa Distribuidora del Sur [EdeSur]

498

524

509

579

556

539

558

581

588

545

546

531

119

120

125

114

115

125

122

100

113

118

124

1,513

1,522

1,456

1,576

1,562

1,555

1,569

1,642

1,634

1,628

1,603

1,604

0.52%

1.55%

3.67%

1.15%

3.80%

2.08%

2.78%

1.16%

3.02%

1.41%

2.20%

2.23%

Usuarios No Regulados [UNR] Otros Retiros TOTAL RETIROS Pérdidas [MW] Pérdidas [%]

Se destaca el hecho de que, a partir del segundo trimestre, el precio del LNG mantuvo una brecha muy ancha con relación al precio del FO 6, lo que coloca al Gas Natural en una posición muy competitiva dentro de la canasta de combustibles para generación eléctrica. El precio del Fuel Oil 2 siguió siendo el más elevado durante todo el año. Mientras que el carbón continuó su posición de combustible fósil más económico para la generación eléctrica. En la siguiente gráfica se presenta el comportamiento de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2009.

En 2009 la demanda máxima ocurrió a las 22:00 horas del 30 de septiembre, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 1,743 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,634 MW de los cuales el 93% fueron retirados por las distribuidoras y el 6% por Usuarios No Regulados.

PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS COMBUSTIBLES 2009 16

CARBON

GAS NATURAL

FUEL OIL 6

FUEL OIL 2

Abastecimiento de Energía por Combustible El 47% de la energía abastecida en el 2009 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 18%, seguido por el agua y el carbón con un 16% y un 15% de participación respectivamente.

US$/MMBTU

12 10 8 6 4

ABASTECIMIENTO ENERGIA POR COMBUSTIBLE 2009

2 0

Agua 16%

ENE

Gas Natural 19%

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Fuel Oil 6 46%

Carbón 15%

FEB

Fuel Oil 2 4% 35

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal de potencia y derecho de conexión unitario.

Costo Marginal de Energía

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXION 2009

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. COSTO MARGINAL ENERGIA 2009

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Promedio

CMG Potencia

7.77

7.78

7.83

7.86

7.92

7.96

7.95

7.97

7.98

7.99

7.90

Derecho Conexión

3.14

2.74

3.14

3.26

3.34

3.53

3.43

3.31

3.56

3.13

2.91

3.23

CMg PROM CMg MAX

200

CMG Potencia Derecho Conexión

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXION 2009 12

150

100 US$/kW-mes

US$/MWh

[US/kW-mes]

50 0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

8 6 4 2 0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del costo marginal promedio de energía así como el costo marginal máximo.

Servicio de Regulación de Frecuencia

COSTO MARGINAL ENERGIA 2009 [US$/MWh]

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Promedio

CMg PROM

110

132

131

146

145

150

139

116

CMg MAX

101

105

100

110

128

143

155

151

157

165

129

En las siguientes gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empresa que participa de el mercado de regulación de frecuencia, así como el objetivo mínimo que establece la normativa que es contar con por lo menos el 3% de la demanda como márgenes de Regulación de Frecuencia tanto Primaria como Secundaria. Participación Regulación Primaria Frecuencia Reserva Aportada 2009

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.

[GWh] 40 35 30 25 20 15 10

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión El Costo Marginal de Potencia de Punta es el precio al cual se valorizan las Transacciones de Potencia de Punta y es determinado según lo establecido en el artículo 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de dicho Reglamento establece la forma de cálculo del Derecho de Conexión Unitario para cada mes, 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.

5 0

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

AES ANDRES

DPP

HIDRO

SAN FELIPE

FALCON

GPLV

SEABOARD

METALDOM

MONTERIO

3% Demanda

OCT

NOV

DIC

HAINA

AES Dominicana, a través de AES ANDRES y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante 40% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2009.

Participación Regulación Secundaria Frecuencia Reserva Aportada 2009 [GWh]

RETIROS DE ENERGIA DE LOS UNR POR EMPRESA GENERADORA 2009 (GWh)

Ene

35 30

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

GWh

AES ANDRES

17.95

17.18

18.87

17.99

18.95

21.17

23.84

23.53

32.22

34.15

32.06

29.02

HAINA

2.36

2.11

2.24

2.23

2.35

2.44

13.72

1.4%

AES ITABO

0.21

0.23

0.32

0.31

0.25

0.27

0.20

0.25

0.19

0.17

2.90

0.3%

15 10 5 0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

AES ANDRES

JUN

HIDRO

JUL

AGO

DPP

SEP

OCT

NOV

DIC

MONTERIO

12.36

12.42

14.04

12.92

16.65

14.72

12.94

3.81

4.06

0.70

0.69

118.25 12.3%

SEABOARD

23.72

22.92

30.54

25.18

25.03

22.14

25.80

26.09

21.46

17.99

6.94

6.55

254.35 26.5%

EDESUR

7.99

7.79

8.86

8.74

9.72

9.62

9.44

9.31

8.10

8.89

8.67

8.35

105.49 11.0%

EDENORTE

5.45

5.39

6.31

6.10

6.36

6.55

6.81

6.60

6.16

6.80

6.32

5.47

74.32

7.7%

EDEESTE

1.04

1.14

1.28

1.20

1.26

1.25

6.04

5.67

4.78

8.31

18.88

18.93

69.79

7.3% 3.7%

HIDRO

2.54

2.58

4.81

6.22

10.37

8.92

35.44

Total Retiros

71.07

69.19

82.45

74.67

80.57

78.14

87.66

86.98

81.55

86.67

84.14

78.10

961.20 100.0%

3% Demanda

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES ANDRES y DPP aportaron al sistema el 51% y el 9% respectivamente de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2009. Además en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas aportando el restante 39%. Puede notarse que en algunos meses, 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.

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. 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:

286.94 29.9%

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

Desde el 2000 al 2009 la SIE ha emitido 107 licencias para ejercer la condición de UNR. Sin embargo, en la actualidad solo 63 usuarios están haciendo uso de su licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista.

De la tabla anterior podemos destacar que el consumo promedio mensual de los 63 UNR que figuran en las transacciones económicas del mercado eléctrico mayorista fue de 80 GWh, lo que representó un 9% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2009. Además, durante el año 2009 el Mercado de UNR consumió aproximadamente 961 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 290 GWh, lo que representa un promedio mensual de 24 GWh y un 30% de participación en dicho mercado para ese año. A diciembre 2009 AES Dominicana tenía una participación del 38%. En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la participación de los agentes en el mercado de UNR durante el 2009. EVOLUCION PARTICIPACION MERCADO UNR 2009 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% ENE

FEB

MAR

AES ANDRES

ABR

HAINA

MAY

AES ITABO

JUN

MONTE RIO

JUL

SEABOARD

AGO

EDESUR

SEP

EDENORTE

OCT

NOV

DIC

EDEESTE

De está gráfica se destaca el incremento en la participación de AES ANDRES y EDEESTE, disminuyendo la participación de algunos agentes.

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Estadísticas Anuales 40

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

Capacidad Instalada

Demanda Máxima

A continuación se presenta una tabla que muestra la evolución de la capacidad instalada de generación en el SENI desde el 2000 al 2009.

A continuación se presenta una tabla con la demanda máxima real coincidente para cada año desde el 2001 hasta el 2009.

EVOLUCION CAPACIDAD INSTALADA SENI

DEMANDA MAXIMA ANUAL REAL COINCIDENTE

AGENTE

2000

CAYMAN POWER

2001

2002

2003

2004

2005

[MW]

2006

2007

2008

2009

AÑO MES

50.0

ENERGYCORP

103.5

AES ITABO

586.0

432.5

HAINA

456.7

663.3

665.1

HIDRO

402.0

411.8

463.8

DPP

236.0

GPLV

194.5

SAN FELIPE

175.0

METALDOM

42.0

SEABOARD

115.0

CEPP

432.5

294.5

260.0

665.1

663.4

548.2

463.8

469.3

472.3

523.1

236.0

194.5

185.0

42.0

115.0

116.3

76.9

MAXON

30.0

LAESA

79.9

83.9

87.7

31.6

59.6

200.0

300.0

CESPM

432.5

300.0

AES ANDRES

319.0

MONTERIO

100.0

1.9

3,351.0

3,247.5

3,159.4

3,196.5

2,948.2

2,992.5

RIO SAN JUAN TOTAL [MW]

2,547.5

2,913.9

2,928.2

Día / Hora

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

DICIEMBRE

SEPTIEMBRE

MAYO

JUNIO

MAYO

JULIO

MAYO

SEPTIEMBRE

D11 H21

D20 H20

D11 H21

D04 H21

D02 H22

D17 H21

D05 H21

D13 H21

D30 H22

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

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

1,551

1,575

1,688

1,639

1,634

1,703

1,719

1,855

1,685

461

RETIROS Empresa Distribuidora del Este [EdeEste]

465

473

519

481

463

466

454

502

Empresa Distribuidora del Norte [EdeNorte]

478

499

545

522

491

521

502

591

477

Empresa Distribuidora del Sur [EdeSur]

524

535

539

538

546

580

602

604

588

Usuarios No Regulados [UNR] Otros Retiros TOTAL RETIROS Pérdidas [MW] Pérdidas [%]

101

100

1,487

1,532

1,634

1,589

1,586

1,656

1,690

1,799

1,634

4.11%

2.71%

3.23%

3.06%

2.93%

2.74%

1.66%

3.02%

Balance Energía

Costos Marginales de Energía

La siguiente tabla muestra los balances anuales de energía de los agentes del mercado eléctrico mayorista desde el 2000 hasta el 2009.

A continuación se presenta una tabla con la evolución de los costos marginales de energía en el mercado spot en US$/ MWh desde el 2001 hasta el 2009.

BALANCE ENERGIA MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

COSTO MARGINAL ENERGIA MERCADO SPOT

[GWh]

[US$/MWh]

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

AES ITABO

2,214.2

1,867.3

1,271.1

1,509.4

955.3

1,048.2

1,574.8

1,630.3

1,735.5

1,903

HIDRO

915.8

736.3

876.5

1,189.5

1,571.6

1,883.0

1,745.4

1,465.5

1,369.4

1,442

2001

47.79

53.22

50.71

51.67

53.41

65.76

72.07

74.52

79.83

60.37

51.35

IPPs

3,316.3

2,085.2

2,377.9

1,515.6

1,767.2

1,396.2

1,228.1

1,100.0

1,431.3

1,253

2002

44.72

42.28

47.28

59.29

60.60

63.99

58.65

65.72

65.28

63.64

66.62

62.76

HAINA

1,973.8

2,241.2

2,985.0

2,196.1

1,331.2

1,774.4

1,757.1

1,662.6

1,334.8

1,106

2003

69.89

73.08

69.41

61.49

58.90

60.82

77.46

70.63

77.90

73.71

59.01

68.07

GPLV

213.2

1,422.5

1,428.4

1,329.5

814.9

814.4

765.7

888.3

1,084.8

1,119

2004

57.60

67.20

62.24

63.93

56.55

76.92

72.86

74.24

73.18

68.57

79.58

58.74

SEABOARD

415.9

885.0

890.3

864.5

699.0

792.8

777.6

777.3

796.3

805

2005

55.76

66.89

59.77

70.43

70.58

72.05

75.88

85.91

87.08

92.54

95.24

77.25

CEPP

473.2

385.6

401.8

266.5

242.0

283.8

339.4

361.8

262.6

296

2006

79.57

92.79

103.30

79.95

91.13

95.93

87.92

91.33

107.09

96.58

89.42

72.81

AES ANDRES

345.5

691.9

984.2

1,582.2

1,900.2

2,040.9

1,730

2007

71.01

76.72

81.93

83.19

97.55

99.02

111.59

114.39

107.12

116.65

120.19

115.32

DPP

537.7

18.1

18.2

94.0

364.2

338.2

466

2008

134.21

141.28

144.31

157.78

163.76

184.58

204.88

216.24

186.00

179.44

134.27

84.52

MONTERIO

594.9

461.3

555.6

495.7

448.2

526.1

524

2009

79.51

86.56

86.48

88.88

99.15

110.05

132.04

131.23

146.33

144.58

150.03

138.79

138.5

160.7

184.4

193.1

188.7

150

48.8

237.9

230.3

383

METALDOM LAESA INYECCIONES

9,522.4

9,623.1

10,231.0

10,349.2

8,691.0

9,711.5

10,593.2

11,029.4

11,338.9

11,176.3

EDESUR

3,420.0

3,445.0

3,709.4

3,608.2

2,968.6

3,266.5

3,488.2

3,655.8

3,826.0

3,785

EDENORTE

2,863.8

2,788.8

3,022.9

3,087.3

2,497.2

2,725.4

2,967.4

3,098.6

3,240.2

3,129

EDEESTE

2,991.1

2,926.1

3,101.5

3,216.7

2,706.3

2,960.6

3,053.0

3,033.9

3,042.6

3,050

UNR's

5.0

73.3

68.4

163.3

314.9

461.5

767.7

878.7

975.7

965

OTROS

1.8

1.3

30.4

18.8

12.3

62.5

72.8

122.3

60.7

RETIROS

9,281.7

9,234.5

9,932.6

10,094.3

8,499.3

9,476.5

10,349.1

10,789.3

11,145.2

10,950

PERDIDAS

240.7

388.6

298.4

254.9

191.7

235.0

244.1

240.1

193.7

226.3

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC 45.58

Informe Estadístico 2009

AES Dominicana

LNG NYMEX Henry Hub

La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los costos marginales de energía desde el 2001 hasta el 2009.

16 14 12

US$/TM

US$/MMBTU

EVOLUCION COSTO MARGINAL ENERGIA

CARBON FOB Bolivar

10 8 6 4

250

2 -

Jan-04

Jan-05 J

an-06

Jan-07 J

an-08

Jan-09

180 160 140 120 100 80 60 40 20 Jan-04

Jan-05 J

an-06

Jan-07 J

an-08

Jan-09

US$/MWh

200

INTERRUPCIONES TOTALES SENI 2000 - 2009

150

DIA

100 50 Jan-01 J

an-02 J

an-03

Jan-04

Jan-05 J

an-06

Jan-07 J

an-08

Jan-09

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.

USD/MMBtu

Miércoles

9-Feb-2000