Informe negocios 2011

INFORME ESTADÍSTICO

INFORME ESTADÍSTICO

MERCADO ELÉctrico mayorista

CONTENIDO

Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano

36

Generación 37

CARTA DEL PRESIDENTE

Transmisión 40 Distribución 41

Carta del Presidente de AES Dominicana

9

AES Dominicana

Balance de Energía

42

Balance de Potencia

43

Demanda Máxima

44

Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible

45

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica 45 Costo Marginal de Energía

47

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

48

Servicio de Regulación de Frecuencia

49

Mercado de Usuario No Regulados

51

Mercado de Contratos

53

Los Valores de AES

11

Antecedentes de AES Dominicana

15

Perfil de AES Dominicana

17

Centrales de Generación de AES Dominicana

18

Terminales de Recepción de Combustibles

21

Venta de Gas Natural

23

Balance de Energía

26

Balance de Potencia

28

Usuarios No Regulados

28

Glosario 56

Consumo Combustible Primario

30

Tablas y Medidas

Importación Combustible Primario

31

Indicadores Técnicos de Operación

32

Eventos Relevantes

33

ANEXOS

58

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Carta del Presidente Con mucho agrado nos dirigimos a ustedes para presentarles el Informe Estadístico de AES Dominicana para el año 2011, donde se destacan los principales activos, el desempeño operativo, así como información sobre las demás líneas de negocio y datos del mercado eléctrico en su conjunto.

Al cierre de este año 2011, AES Dominicana aportó un promedio del 39% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado .

Al cierre de este año 2011, AES Dominicana aportó un promedio del 39% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para un total inyectado de 4,913 GWh, mostrando ser la empresa líder en el mercado eléctrico nacional. El 71% de la energía inyectada por AES Dominicana fue transada en el mercado de contratos con las Empresas Distribuidoras, proporcionando ahorros significativos al Estado Dominicano al ser la energía más económica del Sistema Nacional; el 20% en el mercado de Usuarios No Regulados y el restante 9% en el mercado Spot. Nuestras unidades marcaron hitos operativos entre los que se pueden destacar la generación de los Mina V y VI con 1,361 GWh, superando su máximo histórico anual de generación a gas natural, la alta tasa de disponibilidad equivalente de las unidades de Andres y DPP, y el trabajo preventivo realizado en la unidades de ITABO, minimizando la tasa de salida forzada a un promedio de 4%.

Estas son sólo algunas muestras de una jornada que podemos definirla como un año de éxitos para AES Dominicana, beneficiando la calidad de vida de los Dominicanos.

AES Dominicana ha sido clave en el proceso de diversificación de la matriz de combustibles del sector eléctrico así como de la matriz energética de la República Dominicana, mitigando la dependencia del país de los combustibles derivados del petróleo. Durante el 2011, el mercado del gas natural registró récords de venta de este combustible mostrando un crecimiento decidido, lo que causó que por primera vez desde inicio de operaciones de nuestra terminal, AES Dominicana realizara compras spot de gas natural líquido en el mercado internacional para suplir la creciente demanda.

AES Dominicana muestra su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno al gas natural y restableciendo de manera eficiente el uso de carbón mineral. Nuestra cultura de excelencia operativa y manejo de activos nos permite contribuir con el desarrollo sostenible del país, el medio ambiente y las comunidades a las cuales servimos.

Marco De la Rosa Presidente AES Dominicana 9

INFORME ESTADÍSTICO 2011

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 — como nos conducimos y como nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas.

Honrar compromisos.

Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comunidades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro negocio, en general, suponga una contribución positiva a la sociedad.

Esforzarse por la excelencia.

Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel.

Disfrutar el trabajo.

Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia.

11

aes dOMINICANA

Antecedentes AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el 1997 cuando, en el contexto de una fusión que envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec, que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen más adelante en este informe.

En sus inicios, DPP operó bajo el esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés) vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) desde el mes de mayo de 1996 hasta agosto del año 2001. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se cancela el contrato entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de mayo del 2003, DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en el mercado spot.

En el 2000 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 ITABO, S.A. en diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Estado, 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 ITABO, S.A. 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.

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Perfil del Grupo AES inicia sus operaciones en República Dominicana con la firme convicción de aportar valor al mercado energético nacional y contribuir con el desarrollo de las comunidades a las cuales sirve.

Hoy, AES Dominicana se posiciona como el principal Grupo inversor del sector eléctrico dominicano, con modernas facilidades para la producción de energía, con tecnología de última generación y con la canasta de combustibles más competitiva para la generación de energía en el mercado eléctrico nacional.

AES Dominicana cuenta con dos infraestructuras portuarias de gran calado; el Muelle Internacional de Itabo, para descargar el carbón y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el Gas Natural Licuado que utilizan 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 récords históricos de disponibilidad, generación y eficiencia, además de dar muestras fehacientes de transparencia al emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana.

AES Dominicana sustenta el crecimiento del grupo empresarial en pilares como la Responsabilidad Social Corporativa, el cuidado del Medio Ambiente y su Gente, la que considera el principal activo. Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa socialmente responsable a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan las áreas más precarias como son la educación y la salud infantil.

Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa.

16

17

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

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

DPP Capacidad Instalada:

2 x 118 MW Tecnología:

Turbina Gas en Ciclo Simple

AES ANDRES Capacidad Instalada:

319 MW

Tecnología:

ciclo combinado

Combustible Primario: Gas Natural Fecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre del 2003 Fabricante Turbina Gas: Mitsubishi Capacidad Turbina Gas: 198 MW Velocidad Turbina Gas: 3,600 rpm Temperatura Gases Entrada Recuperadora: 610 ºC Fabricante Generador Turbina Gas: Mitsubishi Capacidad Nominal Generador Turbina Gas: 218.5 MVA Voltaje Nominal Generador Turbina Gas: 18 kV Enfriamiento: Aire Fabricante Turbina Vapor: Hitachi Capacidad Turbina Vapor: 121 MW Velocidad Turbina Vapor: 3,600 rpm Presión Vapor: 124 kg/cm² Temperatura Vapor: 568 ºC Fabricante Generador Turbina Vapor: Siemens Capacidad Nominal Generador Turbina Vapor: 134 MVA Voltaje Nominal Generador Turbina Vapor: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Aire Ventajas de esta Tecnología: Bajo Impacto Ambiental y Mayor Eficiencia Energética

18

Combustible Primario: Gas Natural Fecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996 Fabricante: Westinghouse Velocidad Turbina: 3,600 rpm Etapas Turbina: Cuatro (4) Etapas Compresor: Diecinueve (19) Temperatura Gases Salida: 630 ºC Capacidad Nominal Generador: 2 x 142 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Velocidad Generador: 3,600 rpm Sistema Enfriamiento Generador: Aire Ventajas de esta Tecnología: Rápida Fabricación, Instalación y Bajo Impacto Ambiental

19

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Terminales de Recepción de Combustibles Muelle Internacional AES ANDRES ITABO 1 Capacidad Instalada:

128 MW

Tecnología:

Turbina Vapor

Combustible Primario: Carbón Mineral Combustible Secundario Fuel Oil 6 Combustible Terciario: Fuel Oil 2 Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984 Fabricante Turbina: Brown Bovery Company Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 141 kg/cm² Temperatura Vapor: 535 ºC Fabricante Generador: Foster Wheeler Capacidad Nominal Generador: 150.6 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno Ventajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

ITABO 2 Capacidad Instalada:

132 MW

Tecnología:

El complejo energético AES ANDRES, ubicado en la comunidad de Andrés, Boca Chica, a sólo 15 minutos de Santo Domingo, cuenta con un Muelle y una Terminal para la descarga de Gas Natural Líquido (GNL) y Fuel Oil #2.

La Terminal de Gas Natural, forma parte importante de la estrategia a largo plazo de AES Dominicana y abre las puertas del país al consumo de gas natural.

Terminal de Gas Natural Licuado (GNL) Dentro de su infraestructura, la terminal cuenta con un sistema de descarga de barcos con tres (3) brazos para descargar hasta 10,000 m3 de gas natural líquido por hora, un tanque criogénico, con capacidad para almacenar 160,000 m3 de gas natural líquido y también un sistema de regasificación con capacidad de convertir de líquido a gas 250 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfd por sus siglas en inglés), con la capacidad de adicionar 125 MMscfd con la instalación de un tercer tren de regasificación.

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 20

Gasoducto AES ANDRES - DPP Adicionalmente a la Terminal de GNL en Punta Caucedo, AES Dominicana tiene entre sus facilidades 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 Dominicana permite mejorar la competitividad de dicha planta dado que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad.

Características Técnicas y de Operación del Gasoducto: Longitud: 34 km Diámetro: 12 pulgadas Presión Máxima: 100 bar Presión de Operación Promedio: 50 bar Estaciones de Válvulas: Cinco (5) 21

AES Dominicana

En 2011, SEABOARD adquirió Estrella del Mar II, una central eléctrica que funciona con gas natural. En diciembre del mismo año, una interconexión al gasoducto en la Estación IV de DPP fue agregada, lo que permite a su nueva unidad usar esta vía para obtener el combustible necesario para iniciar sus operaciones.

Terminal de Distribución Criogénica

INFORME ESTADÍSTICO 2011

correspondientes lámparas, dos boyas equipadas con linternas para la demarcación de la zona dragada y luces de posicionamiento e indicación de obstáculos en uno de los duques de amarre.

Características principales del Muelle ITABO, S.A.:

En el año 2009, AES Dominicana decide invertir en la primera terminal de carga de cisternas de GNL en Latinoamérica, la misma que permite distribuir gas natural licuado directamente a otros clientes que no son AES. La ventaja de la utilización del gas natural licuado, es la posibilidad de transportar un mayor contenido energético a lugares distantes sin incurrir en pérdidas en el transporte.

•

La terminal de carga de cisternas de GNL actualmente cuenta con dos bahías de carga (con la posibilidad de duplicar la capacidad) y un tasa de carga de 68 m3/h, lo que se traduce en que el tiempo medio de atención (desde el ingreso al complejo hasta la salida) es de aproximadamente una hora.

Ventas de Gas Natural

•

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).

Muelle Internacional ITABO, S.A.

El Muelle Internacional ITABO, S.A., se encuentra en el área costera de la Central Termoeléctrica ITABO, S.A., ubicado en el KM 18 de la carretera Sánchez, Municipio Bajos de Haina, San Cristóbal. El Muelle se encuentra próximo al Puerto Occidental de Haina.

Desde el 2006, el Muelle Internacional ITABO, S.A. ha estado operando como punto de recepción del carbón mineral utilizado en las unidades a vapor del complejo, agregándole mayor autonomía al proceso y 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) 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 22

A partir del 2007, dos años después de que AES ANDRES firmara su primer contrato de venta de gas natural comprimido con una empresa de distribución, AES Dominicana se ha mantenido a la vanguardia en el negocio de venta de gas natural, abriendo las puertas en el país a la distribución del mismo hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las ventajas de este combustible.

En la actualidad, AES ANDRES no solo cuenta con la única Terminal de Distribución de Gas Natural Líquido de la República Dominicana, sino que fue la primera en ser instalada en toda América Latina. Esta obra se suma a la estrategia que tiene AES Dominicana como grupo de contribuir a la evolución y diversificación de la matriz energética nacional.

El gas natural que AES ANDRES vende en el mercado Dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: Industrial, Generación Eléctrica y Transporte. El siguiente gráfico muestra el porciento de ventas del Gas Natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2011.

23

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Evolución de Ventas de Gas Natural a Terceros [TBtu]

Ventas gas natural por renglones 2011 4,459,796.77 mmbtu

2007

2008

2009

2010

2011

4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0

90% Generación Eléctrica 5% GNV 5%

Industrial

En la gráfica siguiente aparece la evolución de ventas por tipo de consumo en el transcurso del año.

En el gráfico anterior se puede apreciar el despegue que ha tenido el mercado de gas natural en el año 2011 en otros usos que no sean de AES Dominicana, acorde al resultado del proceso de nominación para el año 2012, se espera que la demanda de terceros pueda incrementarse en más del doble de la registrada en 2011.

Ventas gas natural por renglones 2011 [MMBtu] NGV

Generación Eléctrica

Industrial

500,000 400,000 300,000 200,000 100,000 0

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

AES Dominicana cuenta con 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 (SGN), PLATERGAS, PROPAGAS y TROPIGAS. 24

25

AES Dominicana

Balance de Energía

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Ventas de EnergÍa ElÉctrica 2011

[5,146 GWh]

En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2011, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.

Balance Energía AES Dominicana 2011 [GWh] AES ANDRES VENTAS POR CONTRATO EDENORTE EDEESTE EDESUR DPP ITABO, S.A. SEABOARD FALCON UNR COMPRAS POR CONTRATO ITABO, S.A. VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) PRODUCCION ANDRES ITABO, S.A. VENTAS POR CONTRATO EDESUR EDENORTE EDEESTE 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

ENE

FEB

30.0 24.5 14.0 11.3 12.5 3.2 44.2

30.0 22.0 10.0 8.1 17.2 3.1 44.3

MAR 24.8 2.0 3.6 5.9 53.8

ABR 24.7 10.0 1.6 3.3 27.0 49.8

MAY 26.3 10.0 35.9 3.5 27.2 53.6

5.5 1.1 39.6 31.7 (15.2) 66.3 27.5 173.7 165.4 75.0 182.7 183.9

JUN 26.4 10.0 16.5 3.4 23.7 52.0

JUL 26.7 10.0 4.5 3.3 34.8 46.3

AGO 27.2 10.0 4.9 3.3 44.9 46.2

SEP 39.8 10.0 4.5 3.3 43.5 46.7

OCT NOV 46.5 10.0 3.7 3.6 50.2 48.3

42.3 10.0 3.1 3.4 48.1 46.7

DIC

2011

42.5 10.0 8.9 3.4 50.3 40.7

60.0 373.7 114.0 105.0 29.7 40.5 355.7 572.8 6.6 35.0 59.9 33.7 27.7 24.7 19.6 20.9 371.4 167.1 185.6 170.2 175.6 187.0 173.3 176.7 2,016.1

Venta por Contrato Venta Spot

89%

11 %

Ventas por contrato 2011 [4,597 GWh]

76% Ventas Usuarios No Regulados 13% Ventas Otros Agentes 12% Ventas Distrbuidoras

62.9 43.4 24.5 5.5 0.2

58.9 39.9 22.0 1.1 0.2

65.1 44.1 24.8 0.3

63.2 43.7 24.7 0.2

66.7 45.8 26.3 0.2

67.8 47.7 26.4 0.2

69.0 49.5 26.7 0.2

69.5 49.5 27.2 0.2

69.2 47.4 26.8 0.2

71.6 48.5 27.3 0.2

66.5 44.4 24.9 0.2

64.7 43.0 25.0 0.2

12.5 17.2 7.2 2.9 1.3 2.2 27.0 15.3 16.9 8.9 7.2 (9.7) (74.3) (54.9) (3.0) (57.7) 16.6 29.8 143.8 117.2 149.8 138.5 146.2 132.4 71.0 91.5 140.6 89.8 152.6 162.7

102.8

795.0 546.9 306.6 6.6 2.3 29.7 13.7 (77.8) 1,536.2

92.5 104.1 103.7 110.4 111.0 112.0 114.2 112.6 114.8 104.6 105.0 1,287.7

11.3 8.1 2.0 1.6 18.6 15.9 23.0 20.4 110.1 100.4 125.0 122.4

35.9 16.5 4.5 4.9 4.5 3.7 3.1 8.9 105.0 6.7 10.1 13.8 13.3 10.2 12.8 14.6 18.6 178.0 81.2 104.6 121.2 122.6 118.3 123.8 116.1 114.8 1,360.8

A continuación mencionaremos lo más relevante ocurrido en el mercado eléctrico mayorista entre AES Dominicana con algunos agentes del MEM:

AES ANDRES En enero se suscribió un nuevo contrato de venta a corto plazo con EDESUR, al igual que un contrato a largo plazo de venta de energía con FALCONDO. También se observa un incremento en las ventas de UNRs a lo largo del año.

ITABO, S.A. En el 2011 concluyó el contrato de venta de energía con CDEEE que aumentó, en su momento, la generación en la zona norte a través de las unidades de FALCONDO, cuyas inyecciones y retiros fueron administrados por ITABO, S.A. en el mercado Mayorista. De igual manera terminaron los contratos de respaldo con AES ANDRES y MONTERIO.

26

27

AES Dominicana

DPP Durante el 2011 continuó el contrato de venta de energía entre DPP y EDEESTE. Así mismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES ANDRES. En el 2011 DPP tuvo su máxima generación histórica anual a gas natural (1,360.8 GWh).

Balance de Potencia A continuación se muestra el balance de potencia de las unidades de AES Dominicana durante el 2011, indicando la potencia firme asignada durante cada mes, la compra y venta de potencia contractual y el balance spot.

Balance de Potencia AES Dominicana 2011 [mW] AES ANDRES Venta Potencia Contractual Potencia Firme Demanda Potencia de Punta Compra Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 208.14 208.29 273.09 264.50 368.64 268.35 263.27 269.02 291.52 307.86 306.93 298.19 280.58 280.58 280.58 280.58 280.57 280.57 280.57 280.57 280.57 280.58 280.57 280.57 71.65 71.65 74.58 74.58 74.58 74.58 63.86 63.86 63.86 63.86 63.86 63.86 0.79 0.64 (67.09) (58.50) (162.65) (62.36) (46.56) (52.31) (74.80) (91.14) (90.22) (81.48)

2011 277.32 280.57 68.73 (65.47)

ITABO, S.A. Venta Potencia Contractual Potencia Firme Demanda Potencia de Punta Compra Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot)

250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 64.97 37.39 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 (89.07) (61.49) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72)

250.00 225.90 9.04 (33.14)

DPP Venta Potencia Contractual Potencia Firme Demanda Potencia de Punta Compra Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot)

210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 52.19 52.04 51.61 60.19 58.19 56.34 61.42 55.68 57.68 51.84 52.76 61.50 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 158.14 158.29 158.73 150.15 152.14 154.00 148.92 154.66 152.66 158.50 157.57 148.84 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

210.00 55.95 0.34 154.38 0.00

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.

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.

Durante el año 2011 se suscribieron dos (2) nuevos contratos con UNR: AERODOM (Puerto Plata) y CDH-CARREFOUR, los cuales representan, junto al resto del portafolio de AES ANDRES, un consumo mensual de 47.7 GWh aproximadamente. Al mismo tiempo fueron 28

INFORME ESTADÍSTICO 2011

renovados los contratos con EDITORA PADILLA, BANCO LEÓN y FERRETERÍA OCHOA. Mientras que un (1) UNR dejó de pertenecer a nuestra cartera de clientes.

A diciembre del 2011, la cartera de UNR de AES Dominicana estaba compuesta por 42 clientes, los cuales representan aproximadamente un 59% del consumo de este mercado.

A continuación se presenta una tabla con los retiros mensuales de los UNR de AES Dominicana durante el 2011.

DEMANDA ENERGÍA UNR AES DOMINICANA 2011 [GWh] ENE AES ANDRES AERODOM (PUERTO PLATA) AEROPUERTOS DOMINICANOS SIGLO XXI ALAMBRES DOMINICANOS ARTICULOS DE PIEL LOS FAVORITOS BANCO LEÓN CARIBBEAN INDUSTRIAL PARK CDH-CARREFOUR CÉSAR IGLESIAS EDITORIAL PADILLA ENVASES ANTILLANOS FERRETERÍA OCHOA HAMACA BEACH RESORT HIELOS NACIONALES II HOTEL BARCELO CAPELLA INCA INCA - ZF LA ISABELA INDUVECA INVERSIONES COSTA CARIBE LA FABRIL LADOM LAFZID LISTÍN DIARIO LM INDUSTRIES MALLA & CO. MOLINOS DEL OZAMA MULTICENTRO CHARLES DE GAULLE MULTICENTRO CHURCHILL MULTIFORM MULTIQUIMICA, S.C. OCEAN WORLD PLASTIFAR REFIDOMSA RENAISSANCE HOTEL JARAGUA & CASINO SADOSA TERMO ENVASES TROQUEDOM ZF INDUSTRIAL SANTIAGO ZF LA VEGA ZF PISANO - STGO ZF SAN ISIDRO BT ZF SPM ZONA FRANCA LAS AMÉRICAS TOTAL ZONA FRANCA LAS AMÉRICAS TOTAL ITABO, S.A. QUITPE TOTAL

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

0.33 0.54 0.67 0.69 0.45 1.48 1.31 1.22 0.46 0.46 0.10 5.72 0.47 0.31 1.14 1.41 0.62 0.98 0.37 1.54 0.50 1.63 0.25 0.74 0.43 1.21 0.43 2.21 0.78 0.99 2.80 2.28 2.95 44.34 2.95 44.34

0.50 2.97 0.74 0.37 0.45 1.41 0.67 1.70 0.48 0.39 0.63 0.71 0.80 0.55 3.45 1.47 1.42 0.52 0.41 0.10 6.50 0.52 0.38 1.24 1.67 0.70 1.06 0.41 1.72 0.54 1.88 0.20 0.79 0.48 1.42 0.46 2.89 0.98 1.11 3.26 2.62 3.24 53.82 3.24 53.82

0.49 2.79 0.69 0.24 0.43 1.30 0.67 1.66 0.43 0.34 0.50 0.68 0.91 0.57 3.20 1.43 1.35 0.49 0.41 0.08 5.85 0.50 0.35 1.11 1.63 0.67 1.06 0.35 1.68 0.55 1.66 0.25 0.79 0.47 1.01 0.39 2.62 0.98 1.08 2.94 2.24 2.92 49.78 2.92 49.78

0.46 3.12 0.67 0.28 0.45 1.50 0.74 1.97 0.51 0.35 0.49 0.70 1.00 0.63 3.07 1.47 1.48 0.51 0.40 0.08 6.29 0.57 0.38 1.26 1.65 0.70 1.12 0.39 2.03 0.56 1.44 0.28 0.85 0.48 1.24 0.44 2.81 1.14 1.18 3.15 2.42 3.28 53.55 3.28 53.55

0.54 3.09 0.64 0.25 0.45 1.54 0.78 1.87 0.51 0.35 0.46 0.72 1.07 0.60 2.63 1.33 1.52 0.55 0.40 0.10 6.59 0.54 0.37 1.12 1.44 0.74 1.08 0.40 1.61 0.57 1.51 0.10 0.81 0.47 1.05 0.46 2.85 1.06 1.10 3.12 2.31 3.33 52.04 3.33 52.04

0.61 3.35 0.67 0.27 0.45 1.47 0.77 1.82 0.50 0.41 0.48 0.83 1.09 0.05 2.77 1.28 1.57 0.57 0.43 0.10

0.59 3.28 0.62 0.28 0.46 1.47 0.80 2.04 0.43 0.35 0.52 0.84 1.11 0.47 2.50 1.33 1.65 0.54 0.42 0.08

0.52 3.20 0.59 0.33 0.44 1.43 0.76 1.83 0.44 0.35 0.53 0.74 1.10 0.61 3.09 1.34 1.56 0.50 0.37 0.14

0.49 3.41 0.55 0.32 0.45 1.45 0.78 2.09 0.46 0.42 0.54 0.75 1.06 0.62 3.48 1.13 1.70 0.50 0.41 0.16

0.46 3.03 0.55 0.33 0.43 1.32 0.74 1.68 0.42 0.41 0.58 0.71 0.86 0.54 3.37 1.13 1.55 0.47 0.42 0.16

0.43 3.11 0.53 0.29 0.44 0.83 0.73 2.06 0.31 0.42 0.57 0.65 0.90 0.58 2.65 0.88 1.57 0.45 0.38 0.11

0.55 0.35 1.15 1.76 0.70 1.10 0.37 1.71 0.60 1.67 0.20 0.84 0.50 1.12 0.42 2.81 1.03 1.12 3.37 2.23 3.28 46.34 3.28 46.34

0.54 0.38 1.09 1.69 0.71 1.08 0.36 1.03 0.59 1.69 0.43 0.84 0.47 1.21 0.39 2.91 1.04 1.18 3.35 2.33 3.15 46.22 3.15 46.22

0.53 0.36 1.13 1.76 0.10 1.06 0.39 2.13 0.54 1.76 0.33 0.88 0.42 0.99 0.46 2.84 0.96 1.09 3.37 2.48 3.27 46.74 3.27 46.74

0.55 0.34 1.38 2.07 0.04 1.14 0.43 2.15 0.55 1.81 0.21 0.90 0.42 1.29 0.44 2.68 0.95 1.09 3.31 2.46 3.33 48.31 3.33 48.31

0.54 0.32 1.42 2.11 0.04 1.04 0.46 2.37 0.53 2.09 0.15 0.83 0.42 1.36 0.44 2.55 0.94 1.16 3.31 2.38 3.21 46.84 3.21 46.84

0.51 0.21 1.13 1.49 0.04 1.02 0.34 1.82 0.54 1.95 0.44 0.84 0.37 1.31 0.47 1.91 0.68 0.78 2.69 1.83 2.45 40.70 2.45 40.70

0.20 0.20

0.26 0.26

0.20 0.20

0.21 0.21

0.20 0.20

0.17 0.17

0.19 0.19

0.18 0.18

0.16 0.16

0.17 0.17

0.18 0.18

3.05 0.56 0.32 0.43 0.97

2.80 0.66 0.33 0.40 1.21

1.40

1.46

0.32 0.47 0.71 0.73 0.46 3.16 1.18 1.43 0.51 0.27 0.11 5.26 0.46 0.26 1.33 1.57 0.71 1.05 0.28 1.32 0.55 1.37 0.50 0.85 0.39 1.20 0.34 1.95 0.64 0.79 2.63 1.93 2.71 44.18 2.71 44.18 0.16 0.16

29

AES Dominicana

Consumo Combustible Primario

Importación de Combustible Primario

Gas Natural

Gas Natural

Durante el 2011 AES ANDRES y DPP consumieron un total de 32,352,697 MMBTU de gas natural y se compraron unos 36,108,429 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.

Inventario y Consumo Gas Natural 2011 [MMBTU] AES ANDRES Y DPP Inventario Inicial

ENE

FEB

MAR

ABR

1,822,279

1,962,776

Compra

3,134,775

2,830,516 3,005,058

Consumo ANDRES

1,362,106

1,293,071

591,963

Consumo DPP

1,346,462

1,231,858

Consumo BOG

16,577

Venta a Terceros

251,175

Pérdidas Inventario Final

17,958 1,962,776

MAY

JUN

1,959,449 2,488,069 2,242,496

JUL

AGO

SEP

OCT

2,495,957

2,579,614

2,176,353

1,959,150

3,019,250 3,026,887

3,038,103

2,951,845

3,073,145

3,039,222

1,397,695

1,426,893

1,311,559

1,421,899

1,313,503

1,338,586

1,530,389

1,496,687

982,860

1,275,478

1,505,533

1,524,074

1,475,544

13,848

19,391

19,403

19,447

16,423

20,486

18,568

283,879

326,558

343,192

341,786

345,066

406,447

11,187

8,137

7,845

2,440

5,920

741

1,959,449 2,488,069 2,242,496 2,495,957

2,579,614

2,176,353

NOV

1,744,409

DIC

Total

1,310,846

1,104,154

2,981,214

3,057,585

2,950,829

36,108,429

1,431,099

1,330,244

1,354,205

15,572,823

1,542,098

1,458,595

1,410,296

16,779,874

13,193

7,038

6,601

264

171,239

433,732

421,503

434,187

459,995

418,571

4,466,091

471

5,138

355

8,842

126

69,160

1,959,150 1,744,409

1,310,846

1,104,154

871,521

Carbón En el transcurso del 2011, ITABO, S.A., con sus dos (2) unidades térmicas a vapor, registró un consumo de 632,920 toneladas métricas de carbón y 798 toneladas métricas de petcoke.

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

Inventario y Consumo Carbón 2011 [toneladas métricas] ITABO, S.A. Inventario Inicial Compra Consumo Venta a Terceros Mermas Inventario Final

ENE 49,476 31,235 51,121 9,400 20,189

FEB MAR 20,189 19,081 42,464 116,390 43,573 62,999 19,081 72,472

ABR 72,742 75,122 57,610 1,084 89,170

MAY 89,170 47,786 63,707 73,249

JUN 73,249 41,038 57,825 56,462

JUL 56,462 38,112 29,217 1,274 64,083

AGO 64,083 37,855 39,949 13 61,976

SEP 61,970 90,019 59,262 92,727

OCT 92,727 37,428 55,299

NOV DIC Total 55,299 68,824 723,270 76,382 104,293 700,697 62,857 67,371 632,920 11,771 68,824 105,746 779,277

Subtotal Consumo

60,521

43,573

58,693

63,707

57,825

30,491

39,963

59,262

37,428

62,857

62,999

67,371 644,691

Inventario y Consumo Petcoke 2011 [toneladas métricas] ITABO, S.A. Inventario Inicial

ENE 3,981

FEB -

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Compra Consumo Venta a Terceros Mermas Inventario Final Subtotal Consumo Total Consumo

798 3,183 798 61,319

43,573

62,999

58,693

63,707

57,825

30,491

39,963

59,262

37,428

62,857

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC -

Total 3,981

798 3,183 798 67,371 633,718

En el 2011 ITABO, S.A. compró 700,697 toneladas métricas de carbón de distintos proveedores.

30

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Durante el 2011 la terminal de AES ANDRES recibió once (11) barcos bajo contrato y el primer (1) barco en la historia de AES Dominicana en ser comprado en el Spot, para un total de 36,108,429 MMBTU equivalentes a 1,606,658 M3 de gas natural líquido. A continuación una tabla con el detalle.

LISTADO RECEPCIÓN BARCOS LNG AES ANDRES 2011 No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Fecha January 14, 2011 February 18, 2011 March 22, 2011 April 20, 2011 May 23, 2011 June 22, 2011 July 19, 2011 August 14, 2011 September 14, 2011 October 11, 2011 November 8, 2011 December 4, 2011

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

Barco Bristish Diamond Express British Trader Golar Arctic Gaslog Singapore British Merchant Arctic Princess Bristish Diamond Golar Arctic British Ruby British Sapphire Arctic Discoverer (Spot Ship)

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

MMBTU 3,134,775 2,830,516 3,005,058 3,019,250 3,026,887 3,038,103 2,951,845 3,073,145 3,039,222 2,981,214 3,057,585 2,950,829 36,108,429

M3 139,773 125,992 134,035 134,827 135,009 135,488 131,731 136,979 135,536 133,073 136,629 127,586 1,606,658

Carbón En el transcurso del 2011 la empresa ITABO, S.A. recibió un total de dieciséis (16) buques de carbón, quince (15) de los cuales se recibieron por el muelle internacional de ITABO, S.A. y uno (1) por el puerto de HAINA. Estos buques sumaron un total de 700,697 toneladas métricas. En la siguiente tabla se muestra el detalle.

LISTADO RECEPCIÓN BARCOS CARBÓN ITABO, S.A. 2011 No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Fecha January 23, 2011 February 9, 2011 March 3, 2011 March 15, 2011 April 1, 2011 April 12, 2011 May 4, 2011 June 18, 2011 July 17, 2011 August 24, 2011 September 5, 2011 September 11, 2011 November 1, 2011 November 11, 2011 December 3, 2011 December 27, 2011 December 27, 2011

Suplidor INTERAMERICAN/GLENCORE INTERAMERICAN COAL BULKTRADING GLENCORE INTERNATIONAL INTERAMERICAN COAL INTERAMERICAN COAL GLENCORE INTERNATIONAL GLENCORE INTERNATIONAL INTERAMERICAN COAL INTERAMERICAN COAL INTERAMERICAN COAL GLENCORE INTERNATIONAL INTERAMERICAN COAL INTERAMERICAN COAL GLENCORE INTERNATIONAL MACQUAIRE BANK MACQUAIRE BANK

Barco UBC TILSBURY BALDER BALDOCK BALDOCK ANTWERPEN ANTWERPEN BALDER CSL METIS ANTWERPEN ANTWERPEN ANTWERPEN SOPHIE OLDENDORFF ANTWERPEN ANTWERPEN SOPHIE OLDENDORFF HARMEN OLDENDORFF HARMEN OLDENDORFF

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

Toneladas 31,235 42,464 61,362 55,028 38,122 37,000 47,786 41,038 38,112 37,855 38,040 51,979 38,124 38,258 52,460 51,832 51,832 700,697

MMBTU 854,153 1,183,229 1,589,674 1,482,601 1,011,728 1,017,026 1,310,554 1,113,725 1,048,096 1,036,105 1,017,770 1,395,296 1,050,864 1,058,943 1,398,836 1,339,928 1,339,928 18,908,529

31

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Indicadores Técnicos de Operación

Para el índice Factor de Salidas Forzadas Equivalentes (EFOF por sus siglas en inglés) AES ANDRES y DPP destacaron por los valores alcanzados debajo del 1%.

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.

EFOF AES DOMINICANA 2011

INDICADORES TÉCNICOS AES DOMINICANA 2011 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2011

EAF [%] ANDRES

93.0% 100.0%

42.0%

99.0%

96.0%

93.0%

99.0%

96.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

93.2%

ITABO 1

64.0%

72.0%

74.0%

72.0%

72.0%

80.0%

0.0%

31.0%

81.0%

94.0%

86.0%

87.0%

67.8%

ITABO 2

83.0%

65.0%

94.0%

84.0%

92.0%

77.0%

81.0%

73.0%

84.0%

9.0%

93.0%

96.0%

77.6%

LOS MINA 5

74.0%

80.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

LOS MINA 6

99.0% 100.0% 100.0% 100.0%

99.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

96.1% 93.8%

68.0%

68.0%

96.0%

97.0%

1.0%

2.0%

1.0%

0.0%

98.0% 100.0% 100.0% 100.0%

EFOF [%] 0.0%

ANDRES

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.3% 3.8%

ITABO 1

0.0%

5.0%

8.0%

4.0%

0.0%

2.0%

0.0%

1.0%

9.0%

5.0%

8.0%

3.0%

ITABO 2

0.0%

30.0%

0.0%

7.0%

0.0%

2.0%

1.0%

8.0%

0.0%

0.0%

0.0%

1.0%

4.1%

LOS MINA 5

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

1.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.1%

LOS MINA 6

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

7,832

7,819

7,857

7,644

7,758

7,837

7,663

7,715

7,623

7,653

7,675

7,662

7,728

HEAT RATE [BTU/kWh] ANDRES ITABO 1

11,090

10,752

11,357

11,149

11,839

11,861

7,831

13,460

11,380

10,919

11,184

11,375

11,183

ITABO 2

10,298

10,455

10,902

10,757

10,952

10,742

11,029

11,303

11,213

12,881

11,086

11,046

11,055

LOS MINA 5

11,965

12,018

11,984

11,952

11,941

12,006

12,137

12,242

12,191

12,134

12,209

12,184

12,080

LOS MINA 6

12,405

12,443

12,474

12,473

12,453

12,393

12,668

12,533

12,673

12,674

12,769

12,299

12,521

Como se puede apreciar en la métrica de Factor de Disponibilidad Equivalente (EAF por sus siglas en inglés), el 2011 fue un año particular para cada planta de generación de AES Dominicana. Para AES ANDRES y DPP fue un gran año en el cual pudimos observar un índice de disponibilidad que va desde 93.2% (Andres) hasta 96.1% (DPP con su unidad LOS MINA 5), mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.

Es importante destacar que durante la gestión del 2011, ITABO S.A recibió el apoyo del Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (FONPER), logrando posicionar a ITABO, S.A., a la vanguardia de la gestión y la excelencia operacional del grupo AES.

EAF AES DOMINICANA 2011 AES ANDRES

ITABO 1

ITABO 2

LOS MINA 5

LOS MINA 6

AES ANDRES

ITABO 1

ITABO 2

LOS MINA 5

LOS MINA 6

5% 4% 3% 2% 1% 0%

Eventos Relevantes Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2011 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus unidades y la conexión TIE-IN con SEABOARD presentados en la siguiente tabla.

EVENTOS RELEVANTES 2011 Unidad Los Mina 6 Los Mina 5 DPP Itabo 2 Itabo 1 Andres

Descripción Mantenimiento Mayor Programado Mantenimiento Mayor Programado Conexión TIE-IN SEABOARD Mantenimiento Mayor Programado Mantenimiento Mayor Programado Mantenimiento Mayor Programado

Desde 21-May-2011 23:59 24-Ene-2011 01:12 09-Dec-2011 23:49 01-Oct-2011 01:38 01-Jul-2011 00:35 09-Mar-2011 00:11

Hasta 07-Jun-2011 02:17 05-Feb-2011 18:21 12-Dec-2011 03:51 28-Oct-2011 23:34 21-Aug-2011 00:00 26-Mar-2011 17:49

Horas 386 293 52 670 1,223 426

100% 80% 60% 40% 20% 0% 32

33

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Mercado Eléctrico Mayorista 34

35

AES Dominicana

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.

El proceso de capitalización del sector fue iniciado formalmente el 24 de Junio de 1997, con la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico.

A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados Independientes.

Mediante los procesos de reorganización y capitalización del sector, los activos que mantenía la CDE fueron divididos en ocho compañías en que el Estado mantenía participación: CDEEE, entidad estatal que agrupa las empresas eléctricas estatales y vela por los intereses del estado en materia de electricidad; tres empresas distribuidoras de electricidad: Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S. A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A; dos empresas de generación termoeléctrica: Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Empresa Generadora de Electricidad Itabo, S. A.; así como dos compañías estatales: Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S. A y Empresa de Transmisión del Estado Dominicano, S. A. 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.

INFORME ESTADÍSTICO 2011

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 83.5%, ya que la componente de potencia hidroeléctrica instalada es de 16.5%.

Durante el año 2011 se incorporó al SENI la central de generación Pimentel III; sin embargo, se registraron dos salidas de unidades de motor de centrales, Sultana del Este I, que pertenece a la empresa EGE Haina, y Estrella del Norte, que pertenece a la empresa Generadora de Electricidad Transcontinental (SEABOARD).

En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecnología.

Capacidad Instalada por Tecnología [3,068.2 mw a Diciembre 2011]

26.1% Turbina de Gas 11.0% Motores Diesel 19.7% Ciclo Combinado 26.2% Turbina Hidráulica 17.1% Turbina a Vapor

Antes de ser promulgada la Ley General de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emitidas por la Secretaría de Estado de Industria y Comercio. Luego de dicho año, se establecen las reglas por las cuales operan los mismos. En el mes de julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la 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.

36

37

AES Dominicana

A continuación se presenta la capacidad instalada del SENI por tipo de combustible.

CAPACIDAD INSTALADA POR tipo de COMBUSTIBLE [3,068.2 mw a Diciembre 2011]

17.1% Fuel Oil 6 41.5% Fuel Oil 2 13.1% Carbón 10.2% Gas Natural 18.1%

UNIDADES TERMOELÉCTRICAS EMPRESA

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGÍA [DICIEMBRE 2011]

TOTAL TURBINA TURBINA VAPOR GAS

CICLO MOTORES COMBINADO DIESEL 319.0

HIDRO

260.0 260.0 343.1

236.0 236.0 100.0

319.0 0.0 523.2 42.0 73.3 198.8 100.1 76.8 111.0

198.0

[MW]

[%]

319.0 260.0 236.0 815.0 443.1 523.2 42.0 73.3 198.8 100.1 76.8 111.0 198.0

10.4% 8.5% 7.7% 26.6% 14.4% 17.1% 1.4% 2.4% 6.5% 3.3% 2.5% 3.6% 6.5%

185.0 300.0 1.9 3,068.20

6.0% 9.8% 0.1% 100.0%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

SAN FELIPE CESPM RIO SAN JUAN TOTAL [MW]

38

185.0 300.0 801.1

En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2011, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.

[DICIEMBRE 2011]

En la próxima tabla se detalla la capacidad instalada del sistema por empresa generadora y tecnología.

AES ANDRES ITABO, S.A. DPP AES DOMINICANA HAINA HIDRO METALDOM SEABOARD GPLV PVDC CEPP LAESA FALCONDO

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las centrales AES ANDRES, ITABO, S.A. y DPP, posee el 26.6% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del mercado (carbón y gas natural).

CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA

Hidráulica

EMPRESA GENERADORA

INFORME ESTADÍSTICO 2011

336.0

804.0

1.9 603.9

523.2

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

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

Gas natural Carbón Carbón 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 CARBÓN SubTotal

Fuel no. 6 Fuel no. 6 Fuel no. 6 Fuel no. 6 Fuel no. 6 Fuel no. 6 Fuel no. 2 Carbón

Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Gas Turbina Vapor

54.0 54.0 84.9 30.0 27.6 39.0 100.0 53.6 443.1

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 RIO SAN JUAN SubTotal

Fuel no. 6 Fuel no. 2 Fuel no. 2 Fuel no. 2 Fuel no. 2

Ciclo Combinado Ciclo Combinado Ciclo Combinado Ciclo Combinado Motores Diesel

185.0 100.0 100.0 100.0 1.9 486.9

SEABOARD ESTRELLA DEL MAR SubTotal

Fuel no. 6

Motores Diesel

73.3 73.3

CEPP CEPP I CEPP II SubTotal

Fuel no. 6 Fuel no. 6

Motores Diesel Motores Diesel

18.7 58.1 76.8

PVDC MONTE RIO SubTotal

Fuel no. 6

Motores Diesel

100.1 100.1

METALDOM METALDOM SubTotal

Fuel no. 6

Motores Diesel

42.0 42.0

LAESA PIMENTEL I PIMENTEL II PIMENTEL III SubTotal

Fuel no. 6 Fuel no. 6 Fuel no. 6

Motores Diesel Motores Diesel Motores Diesel

31.6 28.0 51.4 111.0

FALCONDO FALCONDO I FALCONDO II FALCONDO III SubTotal

Fuel no. 6 Fuel no. 6 Fuel no. 6

Turbina Vapor Turbina Vapor Turbina Vapor

66.0 66.0 66.0 198.0

Total Térmica

2,545.0

39

AES Dominicana

EMPRESA HIDROELÉCTRICA HIDROS DE EMBALSE

COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA

POTENCIA [MW]

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

Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica 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

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

Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica 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 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

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 Total Hidro TOTAL GENERAL

523.20 3,068.2

INFORME ESTADÍSTICO 2011

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 más importantes de estas zonas son: Palamara y Hainamosa en la Zona Santo Domingo, Pizarrete en la Zona Sur, Bonao II y Canabacoa en la Zona Norte y San Pedro II en la Zona Este.

Durante el 2011 la ETED concluyó la línea de transmisión a 345 kV entre Julio Sauri y El Naranjo, permitiendo mejorar los niveles de tensión en la zona norte del país y, además, reducir pérdidas de energía en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

Distribución A diciembre del 2011 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales: Edesur Dominicana, S. A. Edenorte Dominicana, S. A. Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A. Estas empresas adquieren energía del sistema eléctrico desde las barras de alta tensión del sistema de transmisión, que luego son transformadas a niveles de tensión menores para conducirla a través de sus propias redes, ubicadas dentro de sus respectivas zonas de concesión, hasta los usuarios finales.

Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre automático de carga, 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.

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 interconectados al SENI por las redes de transmisión. Estas redes están conformadas por 129.9 km de líneas a 345 kV y 2,660.93 km de líneas a 138 kV, que pueden denominarse la red troncal además de 1,933.13 km de líneas a 69 kV, que pueden denominarse como la red sub-troncal.

40

41

AES Dominicana

PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTO ENERGÍA 2011

Balance de Energía En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2011, 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.

BALANCE ENERGÍA MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA 2011 [GWh] AES ANDRES ITABO, S.A. DPP AES Dominicana HIDRO CDEEE HAINA GPLV SEABOARD CEPP MONTERIO PVDC METALDOM LAESA FALCONDO INYECCIONES* EDESUR EDENORTE EDEESTE FALCONDO UNR's RETIROS PÉRDIDAS PÉRDIDAS %

Ene 173.7 143.8 110.1 427.6 113.3 9.1 103.1 98.7 61.1 29.0 47.8 18.2 53.0 960.9 321.4 270.9 264.6 85.9 942.8 18.14 1.89%

Feb 165.4 117.2 100.4 383.0 88.6 68.9 80.5 84.8 53.4 25.0 41.9 16.0 43.6 2.4 888.0 300.6 248.8 238.1 83.0 870.4 17.53 1.97%

Mar Abr May Jun Jul Ago Sep 75.0 182.7 183.9 167.1 185.6 170.2 175.6 149.8 138.5 146.2 132.4 71.0 91.5 140.6 125.0 122.4 81.2 104.6 121.2 122.6 118.3 349.8 443.6 411.3 404.1 377.8 384.3 434.5 90.5 73.7 88.5 153.2 139.8 180.3 163.5 146.0 111.6 154.8 125.6 160.9 134.0 110.8 99.6 103.5 108.8 99.7 117.7 128.0 121.1 100.0 102.5 95.9 90.2 90.0 85.3 71.5 59.8 14.5 46.8 39.8 46.8 40.8 41.8 31.9 29.1 33.0 34.2 27.6 33.1 32.3 49.9 54.0 57.8 45.9 44.4 39.0 39.1 19.6 18.0 13.4 12.3 16.1 18.6 15.7 48.2 49.2 47.6 62.7 71.4 69.3 61.3 0.0 995.3 999.6 1,057.8 1,067.7 1,092.5 1,112.4 1,091.6 332.3 323.2 341.4 346.7 346.1 348.6 347.7 274.9 272.2 285.6 297.2 308.6 308.6 295.8 267.9 266.9 284.2 285.7 288.1 294.0 289.8 5.1 27.0 27.1 23.7 35.4 44.9 43.5 98.0 89.1 98.3 94.0 95.6 96.5 95.1 978.2 978.5 1,036.7 1,047.3 1,073.8 1,092.7 1,071.9 17.10 21.13 21.06 20.37 18.71 19.72 19.66 1.72% 2.11% 1.99% 1.91% 1.71% 1.77% 1.80%

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Oct Nov Dic 2011 187.0 173.3 176.7 2,016 89.8 152.6 162.7 1,536 123.8 116.1 114.8 1,361 400.7 442.1 454.2 4,913 170.5 136.9 102.9 1,502 141.5 127.1 139.7 1,430 122.6 98.0 75.7 1,258 77.7 51.0 57.9 1,005 42.6 38.8 37.2 523 35.6 32.3 31.8 375 420 49.0 46.5 31.0 127 18.8 17.4 20.7 205 65.9 54.2 63.7 690 2.4 1,124.8 1,044.3 1,014.9 12,450 359.2 333.8 325.4 4,026.6 302.4 277.0 268.3 3,410.3 295.4 269.1 270.3 3,314.2 50.2 48.1 50.3 355.3 95.5 94.3 81.8 1,107.1 1,102.7 1,022.4 996.1 12,214 22.09 21.92 18.77 236.20 1.96% 2.10% 1.85% 1.90%

* Se refiere a inyecciones netas.

Durante el 2011 la inyección total de energía eléctrica fue de 12,450 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fueron AES ANDRES con un 16%, ITABO, S.A. con un 12%, DPP con un 11%, HIDRO con 12%, HAINA con 10% y GPLV con 8%. El grupo AES Dominicana aportó el 39% de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) logrando la máxima participación entre los agentes del MEM.

12,450 GWH

39% HIDRO 12% CDEEE 12% HAINA 10% GPLV 8%

0% LAESA 6% METALDOM 2% PVDC 1% MONTERIO 3% FALCONDO

CEPP

AES Dominicana

3%

SEABOARD

4%

Balance de Potencia En la siguiente tabla se muestran los valores resultantes de Potencia Firme Definitiva de las empresas generadoras durante los meses del 2011.

BALANCE POTENCIA FIRME DEFINITIVA 2011 [MW] AES ANDRES ITABO, S.A. DPP AES DOMINICANA HIDRO CDEEE* HAINA GPLV SEABOARD CEPP MONTERIO METALDOM PVDC LAESA Total

ENE 280.58 225.90 52.19 558.67 369.81 123.99 210.83 189.94 108.94 65.16 96.42 40.59 0.00 58.15 1,822.5

FEB 280.58 225.90 52.04 558.52 370.51 123.71 210.65 189.94 108.94 65.16 96.42 40.59 0.00 58.15 1,822.6

MAR 280.58 225.90 51.61 558.09 372.53 122.67 210.08 189.94 108.94 65.16 96.42 40.59 0.00 58.15 1,822.6

ABR 280.58 225.90 60.19 566.67 367.69 143.50 214.55 189.94 79.80 65.16 96.42 40.59 0.00 58.15 1,822.5

MAY 280.57 225.90 58.19 564.66 353.76 138.90 202.53 189.94 71.88 65.16 0.00 40.59 96.42 98.74 1,822.6

JUN 280.57 225.90 56.34 562.81 352.80 134.41 200.04 189.94 71.88 65.16 0.00 40.59 96.42 108.46 1,822.5

JUL 280.57 225.90 61.42 567.89 328.89 146.55 206.72 189.94 71.88 65.16 0.00 40.59 96.42 108.46 1,822.5

AGO 280.57 225.90 55.68 562.15 355.88 132.83 199.16 189.94 71.88 65.16 0.00 40.59 96.42 108.46 1,822.5

SEP 280.57 225.90 57.68 564.15 346.32 137.61 201.80 189.94 71.90 65.16 0.00 40.59 96.42 108.46 1,822.3

OCT 280.58 225.90 51.84 558.32 373.93 123.69 194.12 189.94 71.90 65.16 0.00 40.59 96.42 108.46 1,822.5

NOV 280.57 225.90 52.76 559.23 369.56 125.89 195.33 189.94 71.88 65.16 0.00 40.59 96.42 108.46 1,822.5

DIC 280.57 225.90 61.50 567.97 328.52 146.73 206.83 189.94 71.88 65.16 0.00 40.59 96.42 108.46 1,822.5

MW % 280.57 15.4% 225.90 12.4% 55.95 3.1% 562.43 30.9% 357.52 19.6% 133.37 7.3% 204.39 11.2% 189.94 10.4% 81.81 4.5% 65.16 3.6% 32.14 1.8% 40.59 2.2% 64.28 3.5% 90.88 5.0% 1,822.5 100.0%

* CDEEE sólo 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 19.6%, AES Andres con un 15.4%, ITABO, S.A. con un 12.4%, HAINA con un 11.2% y GPLV con un 10.4%. Luego les siguen las demás empresas generadoras con montos inferiores al 10% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 30.9% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente gráfico.

42

43

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTO POTENCIA 2011

En el 2011 la demanda máxima ocurrió a las 21:00 horas del día 11 de agosto, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 1,881 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,741 MW de los cuales el 91.49% fueron retirados por las distribuidoras, 8.04% por Usuarios No Regulados y 0.47% por consumos propios.

1,822.5 MW

30.9% HIDRO 19.6% CDEEE 7.3% HAINA 11.2% GPLV 10.4%

AES Dominicana

5% PVDC 3.5% METALDOM 2.2% MONTERIO 1.8% LAESA

CEPP

3.6%

SEABOARD

Abastecimiento de Energía por TIPO DE Combustible El 35.7% de la energía abastecida en el 2011 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 27.7%, seguido por el carbón con un 14.9% de participación.

PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR tipo de COMBUSTIBLE

4.5%

Demanda Máxima

35.7% CARBÓN 14.9% FUEL OIL 2 9.4%

FUEL OIL 6

La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total horario de las unidades generadoras al sistema durante un año calendario, ocurrida dentro de las horas punta del sistema, entre las 18:00 y 22:00 horas. La demanda máxima anual es un dato usado en la reliquidación de potencia, ya que de manera preliminar se utiliza una demanda máxima estimada, y al final el sistema sólo retribuye la cantidad máxima de potencia que fuera registrada como efectivamente demandada durante el año. A continuación se muestra una tabla con el detalle de las inyecciones y los retiros durante la hora de demanda máxima mensual.

DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 2011 [MW] Mes Día / Hora INYECCIONES Inyecciones Brutas Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] RETIROS Empresa Distribuidora del Este EdeNorte Dominicana EdeSur Dominicana Usuarios No Regulados [UNR] Otros Retiros TOTAL RETIROS Pérdidas [MW] Pérdidas [%]

44

Ene D18 H19

Feb D15 H20

Mar D22 H20

Abr D25 H20

May D11 H20

Jun D26 H20

Jul D20 H20

Ago D11 H21

Sep D7 H24

Oct D24 H19

Nov D8 H22

Dic D31 H20

1,739

1,737

1,829

1,740

1,761

1,879

1,847

1,881

1,860

1,865

1,820

1,850

1,685

1,681

1,770

1,679

1,701

1,818

1,791

1,827

1,799

1,818

1,760

1,791

1,680

1,676

1,766

1,673

1,697

1,813

1,786

1,822

1,794

1,813

1,756

1,785

455

474

500

491

494

501

520

527

490

497

478

513

495 564

479 552

568 586

470 494

481 504

536 601

504 520

524 542

504 531

520 550

494 521

545 574

145

130

88

128

137

102

139

140

126

126

136

47

6

9

4

3

7

6

9

8

8

9

9

3

1,666

1,644

1,746

1,587

1,623

1,746

1,692

1,741

1,658

1,703

1,638

1,683

14 31 0.82% 1.85%

21 1.17%

86 74 67 94 81 5.16% 4.38% 3.69% 5.24% 4.45%

27.7% HIDRÁULICA 12.1% EÓLICA 0.1%

GAS NATURAL

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).

136 110 119 102 7.57% 6.08% 6.76% 5.73%

45

AES Dominicana

Se destaca el hecho de que durante el 2011 los combustibles de Gas Natural y carbón se mantuvieron con los precios más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica.

PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS COMBUSTIBLES 2011 [US$/MMBTU] FUEL OIL 2

24

FUEL OIL 6

CARBÓN

GAS NATURAL

INFORME ESTADÍSTICO 2011

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 promedios del costo marginal de energía y el costo marginal máximo correspondientes al año 2011.

COSTO MARGINAL ENERGÍA 2011 [US$/MWH] CMg PROM

CMg MAX

250 12

200 150

6

100 3

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como los más elevados durante todo el año para la generación eléctrica.

En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2011 expresados en US$/MMBTU.

PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA 2011 [US$/MMBTU] CARBÓN GAS NATURAL FUEL OIL 6 FUEL OIL 2

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

4.35 4.50 12.17 14.72

4.21 4.04 13.54 15.72

4.39 4.07 14.71 17.27

4.52 4.27 15.63 18.26

4.34 4.34 14.69 16.90

4.31 4.52 15.19 16.96

4.33 4.36 15.49 17.51

4.36 4.03 15.00 16.78

4.20 3.85 15.04 16.65

3.90 3.62 15.29 16.83

3.83 3.56 15.43 17.42

3.71 3.25 14.67 16.38

Oct

Nov

Dic

Ene

46

115.26 4.50 79.08 2.56

Feb

Mar

Abr

111.41 115.27 119.23 4.04 4.07 4.27 87.97 95.56 101.50 2.74 3.01 3.18

May

Jun

Jul

Ago

115.71 113.75 113.98 115.28 4.34 4.52 4.36 4.03 95.44 98.69 100.60 97.46 2.95 2.95 3.05 2.92

Sep

111.77 104.15 101.88 3.85 3.62 3.56 97.67 99.31 100.24 2.90 2.93 3.03

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 para el mismo período de tiempo.

COSTO MARGINAL ENERGÍA 2011 [US$/MWH]

A continuación se muestran los precios con las unidades originales:

CARBÓN US$/MT GAS NATURAL US$/MMBTu FUEL OIL 6 US$/BBLS FUEL OIL 2 US$/GAL

50

CMg PROM CMg MAX

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Promedio

141 175

148 182

179 199

196 213

211 226

198 214

207 220

201 223

186 218

199 219

188 222

179 224

186 211

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.

97.83 3.25 95.30 2.85

47

AES Dominicana

Servicio de Regulación de Frecuencia

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión El Costo Marginal de Potencia de Punta es el precio al cual se valorizan las Transacciones de Potencia de Punta y es determinado según lo establecido en el artículo 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de dicho Reglamento establece la forma de cálculo del Derecho de Conexión Unitario para cada mes; éste cargo, junto al de Derecho de Uso, componen lo que se conoce como el peaje de transmisión. A finales del 2005, la Superintendencia de Electricidad emitió la Resolución No. 108 en la que ordena recalcular el Derecho de Conexión Unitario, tomando como base las transacciones definitivas de Potencia de Punta.

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN 2011 [US$/KW-MES] CMG Potencia

AES ANDRES

DPP

HIDRO

SAN FELIPE

FALCON

HAINA

GPLV

SEABOARD

METALDOM

MONTERIO

5% Demanda

3% Demanda

40

8

30

6

20

4 2

10 Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

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

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN 2011 [US$/KW-MES]

48

Participación Regulación Primaria Frecuencia Reserva Aportada 2011 [GWh]

50

Derecho Conexión

10

CMG Potencia Derecho Conexión

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.

60

12

0

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Promedio

8.07 2.93

8.11 2.69

8.15 3.13

8.22 3.03

8.22 2.87

8.22 3.09

8.22 2.51

8.22 2.76

8.22 3.14

8.22 3.09

8.22 3.04

8.22 3.13

8.19 2.95

0

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

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 27% y 56% respectivamente para totalizar un 83% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

49

AES Dominicana

Participación Regulación Secundaria Frecuencia, Reserva Aportada 2011 [GWh] AES ANDRES

HIDRO

DPP

CDEEE

5% Demanda

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Mercado de Usuarios No Regulados

3% Demanda

60 50

La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el organismo responsable de evaluar si una empresa reúne las condiciones necesarias para obtener el estado de Usuario No Regulado.

Hasta el año 2011 la SIE ha emitido 130 licencias para ejercer la condición de UNR; sin embargo, en la actualidad solo 70 usuarios están haciendo uso de dicha licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista.

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2011.

40

RETIROS DE ENERGÍA DE LOS UNR POR EMPRESA VENDEDORA 2011 [GWh]

30 20

Ene

10 0

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES ANDRES y DPP aportaron al sistema el 56% y el 30% respectivamente para totalizar un 86% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2011. Además, en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas y CDEEE, esta última a través de sus contratos con IPPs, ambas aportando un 7%. Puede notarse que durante el mantenimiento mayor de la unidad AES ANDRES en marzo 2011 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 de energía.

Esto debido a la poca oferta existente en el sistema para prestar este importante servicio.

AES ANDRES HAINA ITABO, S.A. MONTERIO SEABOARD EDESUR EDENORTE EDEESTE HIDRO CEPP MERCADO SPOT Total Retiros

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

GWh

%

44.18 44.34 53.82 49.78 53.55 52.04 46.34 46.22 46.74 48.31 46.84 40.70 572.86 51.7% 0.0% 0.16 0.20 0.26 0.20 0.21 0.20 0.17 0.19 0.18 0.16 0.17 0.18 2.28 0.2% 0.0% 3.21 3.09 3.60 3.30 3.46 3.44 3.34 3.30 3.30 3.60 3.42 3.40 40.47 3.7% 6.21 6.41 6.92 6.27 6.45 6.54 13.48 13.45 12.83 13.75 12.91 11.99 117.23 10.6% 0.63 0.62 0.72 0.71 0.77 0.81 0.81 0.79 0.78 0.79 0.67 0.62 8.70 0.8% 20.87 17.55 21.42 18.25 22.41 19.94 20.03 20.95 21.04 18.18 18.64 14.87 234.15 21.2% 9.98 10.16 11.13 10.49 11.37 10.91 11.29 11.53 10.09 10.65 11.14 9.61 128.34 11.6% 0.16 0.12 0.28 0.0% 0.63 0.62 0.11 0.11 0.12 0.11 0.11 0.11 0.07 0.36 0.33 2.68 0.2% 85.87 82.99 97.98 89.10 98.34 93.98 95.46 96.54 95.07 95.51 94.31 81.82 1,106.98 100.0%

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 92.25 GWh, lo que representó un 9% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2011.

Además, durante el año 2011 el Mercado de UNR consumió aproximadamente 1,106 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 573 GWh, lo que representa un promedio mensual de 48 GWh y un 52% de participación en dicho mercado para todo el 2011. Sólo en diciembre 2011 la participación de AES Dominicana en el Mercado de UNR fue de 50%.

50

51

AES Dominicana

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la participación de los agentes en el mercado de UNR durante el 2011.

EVOLUCIÓN PARTICIPACIÓN MERCADO de UNR 2011 AES ANDRES

HAINA

ITABO, S.A.

MONTE RIO

SEABOARD

EDESUR

EDENORTE

EDEESTE

HIDRO

MERCADO SPOT

INFORME ESTADÍSTICO 2011

Mercado de Contratos Los contratos, también llamados PPAs por sus siglas en inglés (Power Purchase Agreement), son acuerdos bilaterales realizados libremente entre las partes, uno que genera la electricidad con el propósito de venderla (vendedor) y otro que desea adquirirla (comprador), para la compra y venta de energía, potencia y otros servicios complementarios de electricidad.

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que se vendió en el mercado eléctrico mayorista a través de los contratos durante el 2011.

100% 90% 80% 70%

VENTAS DE ENERGÍA POR CONTRATO EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA POR EMPRESA 2011 [GWh]

60% 50% 40%

Ene

30% 20% 10% 0%

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

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.

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

GWh

%

GENERADORAS AES ANDRES 139.7 134.7 90.2 116.4 156.4 132.1 126.2 136.5 147.9 162.3 153.8 155.8 1,652.0 12.9% DPP 102.8 92.5 104.1 103.7 110.4 111.0 112.0 114.2 112.6 114.8 104.6 105.0 1,287.7 10.1% ITABO, S.A. 136.5 122.1 134.2 131.8 139.0 142.1 145.3 146.3 143.6 147.5 136.0 132.9 1,657.4 13.0% HAINA 157.5 145.7 161.5 158.4 167.2 170.9 174.9 176.1 172.8 177.6 163.8 159.9 1,986.2 15.5% MONTE RIO 34.8 32.3 41.3 52.0 160.5 1.3% SEABOARD 31.5 28.6 31.9 3.3 3.5 3.4 3.3 3.3 3.3 3.6 3.4 3.4 122.5 1.0% EGEHID 108.9 84.9 86.8 70.2 84.7 150.5 136.0 177.7 160.7 167.3 132.5 97.5 1,457.6 11.4% LAESA 26.0 26.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 612.0 4.8% CDEEE 169.5 154.7 183.0 178.3 177.3 177.1 181.9 182.6 179.7 180.2 171.6 169.2 2,105.0 16.5% CEPP 23.9 21.9 24.2 24.0 25.2 26.2 27.2 27.2 26.1 26.6 24.6 23.8 300.8 2.4% GPLV 98.3 84.6 99.7 102.0 84.2 90.1 90.0 89.1 87.3 89.8 83.0 80.6 1,078.7 8.4% Subtotal 1,029.5 928.1 1,012.8 996.2 1,003.8 1,059.5 1,052.8 1,109.0 1,089.8 1,125.8 1,029.2 984.1 12,420.5 97.2% DISTRIBUIDORAS EDESUR 6.2 6.4 6.9 6.3 6.5 6.5 13.5 13.5 12.8 13.8 12.9 12.0 117.2 0.9% EDENORTE 0.6 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.7 0.6 8.7 0.1% EDEESTE 20.9 17.6 21.4 18.2 22.4 19.9 20.0 21.0 21.0 18.2 18.6 14.9 234.1 1.8% Subtotal 27.7 24.6 29.1 25.2 29.6 27.3 34.3 35.2 34.6 32.7 32.2 27.5 360.1 2.8% 1,057.2 952.7 1,041.9 1,021.4 1033.4 1,086.8 1,087.1 1,144.2 1,124.4 1,158.5 1,061.4 1,011.6 12,780.6 100.0% Total

Se puede ver la participación de AES Dominicana en el mercado de contratos de energía durante el 2011 a través de las empresas AES ANDRES (12.9%), DPP (10.1%) e ITABO, S.A. (13.0%) abasteciendo un total de 36.0% de todos los contratos registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de CDEEE (16.5%), HAINA (15.5%) y la HIDRO (11.4%).

52

53

AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO 2011

anexos 54

55

AES Dominicana

Glosario A AUTOPRODUCTORES: Son aquellas entidades o empresas que disponen de generación propia para su consumo de electricidad, independiente de su proceso productivo y eventualmente venden su excedentes de potencia o energía eléctrica a terceros.

B BARRA: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y retirar electricidad.

BARRA DE REFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene un factor de nodo de energía y potencia igual a uno. En el sistema interconectado dominicano la barra de referencia es actualmente la Subestación de Palamara en el nivel de tensión de 138Kv. BTU: Unidad Térmica Británica de medida [British Thermal Units]. Es una unidad de calor en el Sistema 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).

C CENTRAL MARGINAL: Se refiere a la o las unidades generadoras que en despacho óptimo de carga incrementa su generación cuando se incrementa marginalmente la demanda.

CICLO COMBINADO: Es una maquina compuesta por dos fases: una fase de gas y otra de vapor.

Típicamente el conjunto consta de una turbina de gas, una caldera de recuperación de calor, una turbina de vapor y un o varios generadores eléctrico.

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

COSTO DE DESABASTECIMIENTO O ENERGÍA NO SERVIDA: Es el costo en que incurren los usuarios, al no disponer de energía y tener que obtenerla de fuentes alternativas; o bien, la pérdida económica derivada de la falta de producción y venta de bienes y servicios y la pérdida de bienestar por disminución de la calidad de vida en el caso del sector residencial . Este costo es establecido anualmente mediante resolución de la Superintendencia de Electricidad.

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

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.

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.

D DERECHO DE CONEXIÓN: Es la diferencia entre el costo total anual del sistema de transmisión

y el derecho de uso estimado para el año. El procedimiento para determinar el derecho de uso se establece en Reglamento de la Ley General de Electricidad.

F FACTOR DE DISPONIBILIDAD DE UNA CENTRAL GENERADORA: Es el cociente entre la energía que podría generar la potencia Disponible de la planta en el periodo considerado, normalmente un año, y la energía correspondiente a su potencia máxima en el mismo periodo.

FUEL OIL: Es 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.

56

INFORME ESTADÍSTICO 2011

G 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%, además suele contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2 y restos de butano o propano así como pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno.

GAS NATURAL LIQUIDO (GNL): Es el Gas Natural procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para su transporte y almacenamiento porque al transformarlo en líquido a presión atmosférica y –163ºC el proceso de licuefacción reduce en aproximadamente 600 veces el volumen de gas.

M MERCADO DE CONTRATOS: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad basada en contratos de suministro libremente pactados.

MERCADO SPOT: Es el mercado de transacciones compra y venta de electricidad de corto plazo no basado en contratos a término cuyas transacciones económicas se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al Costo Marginal de Potencia.

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

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

R REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA [RPF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática de su sistema ante cambios en la frecuencia del sistema.

REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA [RSF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática o manual de su sistema de regulación, en forma sostenida.

REGULACIÓN DE FRECUENCIA: Acciones necesarias para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidas para el sistema. El OC establece los parámetros de regulación y las empresas generadoras son responsables de la prestación del servicio a través de sus centros de control.

T TURBINA DE VAPOR: Es una máquina que transforma la energía térmica del combustible en

energía mecánica. A través de un proceso de generación de vapor producido en una caldera, de la que sale en unas condiciones de elevada temperatura y presión. La energía cinética del vapor es aprovechada por la turbina en forma mecánica y mediante esta por un generador para producir electricidad.

TURBINA DE GAS: Es una maquina compuesta por un compresor de aire comprimido, una turbina especialmente diseñada para este fin y un generador eléctrico. La turbina convierte la energía térmica del combustible que se produce como resultado de la expansión de los gases calientes de la explosión de la mezcla de aire comprimido, combustible y llama, en energía mecánica que es aprovechada por el generador eléctrico para producir electricidad.

TURBINA HIDRÁULICA: es una 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.

U 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

AES Dominicana

ÍNDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE USA [2000 - 2011] Ene 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2011

Feb

168.8 175.1 177.1 181.7 185.2 190.7 198.3 202.4 211.1 211.1 216.7 220.2

169.8 175.8 177.8 183.1 186.2 191.8 198.7 203.5 211.7 212.2 216.7 221.3

Mar 171.2 176.2 178.8 184.2 187.4 193.3 199.8 205.4 213.5 212.7 217.6 223.5

Abr 171.3 176.9 179.8 183.8 188.0 194.6 201.5 206.7 214.8 213.2 218.0 224.9

May 171.5 177.7 179.8 183.5 189.1 194.4 202.5 207.9 216.6 213.9 218.2 226.0

Jun

Jul

172.4 178.0 179.9 183.7 189.7 194.5 202.9 208.4 218.8 215.7 218.0 225.7

172.8 177.5 180.1 183.9 189.4 195.4 203.5 208.3 220.0 215.4 218.0 225.9

Ago 172.8 177.5 180.7 184.6 189.5 196.4 203.9 207.9 219.1 215.8 218.3 226.5

Sep 173.7 178.3 181.0 185.2 189.9 198.8 202.9 208.5 218.8 216.0 218.4 226.9

Oct 174.0 177.7 181.3 185.0 190.9 199.2 201.8 208.9 216.6 216.2 218.7 226.4

Nov

Dic

174.1 177.4 181.3 184.5 191.0 197.6 201.5 210.2 212.4 216.3 218.8 226.2

174.0 176.7 180.9 184.3 190.3 196.8 201.8 210.0 210.2 215.9 219.2 225.7

Fuente U.S. Bureau of Labor Statistics

TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA COMPRA Y VENTA DE DOLARES ESTADOUNIDENSES [2000 - 2011] Año 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

COMPRA VENTA 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 37.45 37.54

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 37.63 37.72

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 37.76 37.85

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 37.84 37.90

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 37.89 37.96

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 38.03 38.10

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 38.04 38.12

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 38.06 38.13

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 38.15 38.21

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 38.30 38.37

Nov Dic 16.49 16.53 16.49 16.53 16.76 16.97 16.76 16.97 17.56 17.56 17.76 17.76 39.74 37.44 40.24 37.82 29.56 28.86 30.13 29.33 33.25 33.12 33.54 33.39 33.56 33.09 33.69 33.30 33.41 33.52 33.53 33.66 35.19 35.26 35.32 35.39 36.09 36.09 36.17 36.16 37.22 37.31 37.30 37.40 38.44 38.55 38.51 38.63

Promedio 16.18 16.18 16.69 16.69 17.45 17.59 29.06 29.37 41.25 41.93 30.00 30.28 33.09 33.30 33.02 33.17 34.41 34.53 35.89 35.97 36.74 36.82 38.01 38.09

INFORME ESTADÍSTICO 2011

PODERES CALORÍFICOS SUPERIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLES PCS

PCI

PCS

PCI

PCS

PCI

Kcal/Kg

Kcal/Kg

Kcal/L

Kcal/L

Kj/L

Kj/L

Petróleo

10,800

10,008

9,374

8,686

39,250

36,371

Óleo Diesel

10,750

10,000

9,159

8,680

38,350

36,343

Óleo 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

Combustibles Líquidos

PCS

PCI

PCS

PCI

Kcal/m3

Kcal/m3

Kcal/m3

Kcal/m3

Gas Natural Húmedo

10,454

8,240

43,770

34,500

Gas Natural Seco

9,256

8,500

38,750

35,584

Combustibles Gaseosos

PCS

PCI

PCS

PCI

Kcal/Kg

Kcal/Kg

Kj/Kg

Kj/Kg

Carbón Vegetal

7,500

6,500

30,560

27,213

Coque de Carbón Mineral

7,300

6,998

30,560

29,299

Combustibles Sólidos

UNIDADES DE ENERGÍA J

Cal

Btu

KVh

J

1

0.2388

0.009478

0.000000277

Caloría

Cal

4.1869

1

0.0039683

0.000001163

Unidad Térmica Britanica

Btu

1055.06

252

1

0.00029307

KiloVatio Hora

KVh

3600000

8598000

3412.14

1

Julio

UNIDADES DE DENSIDAD Kg / m3

Lb / Pie 3

Lb / Gl (UK)

Lb / Gl (US)

Kg / m3

1

0.062428

0.010022

0.008345

Lb / Pie 3

16.0185

1

0.160544

0.133681

Libra por UK Galón

Lb / Gl (UK)

99.7764

6.22884

1

0.83268

Libra por US Galón

Lb / Gl (US)

119.826

7.48047

1.20094

1

Kilogramo por Metro Cúbico Libra por Pie Cúbico

Fuente: Banco Central de la República Dominicana

58

59

AES Dominicana

UNIDADES DE MASA Kg

Ton.

Ton. Larga

Ton. Corta

Libra (Lb)

Kg

1

0.001

0.000984

0.001102

2.2046

Tonelada

T

1000

1

0.984207

1.10231

2204.62

Tonelada Larga

TL

1016

1.016

1

1.12

2240

Tonelada Corta

TC

907

0.907

0.892857

1

2000

Libra

Lb

0.4535

0.0004535

0.000446429

0.0005

1

Kilogramo

UNIDADES DE MASA cm3

M3

Pie 3

Pulgada 3

Gal (UK)

Gal (USA)

BBL

Litro (Lt)

1

0.000001

0.0000353

0.06102

0.00021997

0.00026417

6.2899E-06

0.006102

Centímetros Cúbicos

cm3

Metros Cúbico

M3

1000000

1

35.3147

61000

219.969

264.17

6.28976

1000.028

Pie 3

28320.589

0.028317

1

1727.556

6.2288

7.4805

0.178107

28.321

Pulgada 3

16.387

0.00001639

0.00057863

1

0.00360465

0.00432898

0.0001031

0.0163866

Galón

Gal (UK)

4546.09

0.004546

0.160544

277.42

1

1.20094

0.028594

4.54596

Galón

Gal (US)

3785.41

0.003785

0.133681

231

0.83268

1

0.02381

3.78533

Barril

BBL

158984

0.158988

5.6146

9698.024

34.9726

42

1

158.984

Litro

Litro (Lt)

1000.028

0.001

0.03531

61.0255

0.219976

0.264178

0.0063

1

Pie Cúbico Pulgada Cúbicas

60