Informe Estadístico 2013

STATISTICAL REPORTINFORME ESTADÍSTICO

STATISTICAL REPORTINFORME ESTADÍSTICO

La Corporación AES es una compañía de energía global que posee y opera una cartera diversa y creciente de generación de electricidad y empresas de distribución, que proporcionan energía fiable y asequible a clientes en 25 países. Nuestras plantas de energía abarcan una amplia gama de tecnologías y tipos de combustible, como el carbón mineral, el gasoil, gas natural, biomasa, ciclo combinado, paneles solares y eólica.

Combinando conocimiento local profundo con una presencia global y más de 30 años de experiencia, AES tiene un probado compromiso de garantizar la excelencia operacional en el suministro de electricidad a sus clientes.

CONTENIDO

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Carta del PresidenteEs un gran placer presentarles la edición 2012 del informe estadístico de AES Dominicana, donde se destacan los principales activos, el desempeño operativo, así como información sobre las demás líneas de negocio y datos del mercado eléctrico en su conjunto. Al cierre de este año 2012, AES Dominicana aportó un promedio de 37.8% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para un total inyectado de 5,045 GWh, superando la generación del año 2011 y mostrando ser la empresa líder en el mercado eléctrico nacional.

El 78% 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. Nuestras unidades marcaron hitos operativos entre los que se pueden destacar la generación de AES Andres y las unidades de ITABO S.A. con 2,089 GWh y 1,613.6 GWh, superando su máximo histórico anual de generación a gas natural y carbón mineral respectivamente, y la alta tasa de disponibilidad equivalente de las unidades de AES Andres y DPP.

Durante el 2012, el mercado del gas natural registró récords de venta de este combustible mostrando un crecimiento del 149.55% con respecto al año anterior, aumentando el renglón de ventas al sector eléctrico, lo que causó que AES Dominicana realizara compras spot de gas natural licuado 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. Muestra de ello es el reconocimiento Medalla de Plata “Máximo Galardón”, categoría Gran Industria en el Premio Nacional a la Calidad. 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.

Al cierre de este año 2012, AES Dominicana aportó un promedio de 37.8% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.

Marco De la RosaPresidente AES Dominicana

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INFORME ESTADÍSTICO 2012

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INFORME ESTADÍSTICO 2012

Pone la seguridad primero Actúa con integridadHonra sus compromisosSe esfuerza por la excelenciaDisfruta su trabajo

LA GENTE AES

VALORES

Pone la seguridad primeroSiempre ponemos primero la seguridad — para nuestra gente, los contratistas y las comunidades.

Actúa con integridadSomos honestos, dignos de confianza y formales. La Integridad es el núcleo de todo lo que hacemos — como nos conducimos y como nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas.

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

Se esfuerza por la excelenciaNos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel.

Disfruta su trabajoTrabajamos 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.

Combustible Primario: Gas Natural

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

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

En el 2000, AES Dominicana llega al entendimiento de que es necesario contribuir al desarrollo del país a largo plazo, por lo que se inicia la construcción del proyecto de AES Andres en Caucedo, Boca Chica, con 319 MW de generación de energía en ciclo combinado (la central de generación más grande de República Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de gas natural licuado para alimentar a AES Andres y la construcción del gasoducto hacia la central de DPP en Los Mina.

AES comienza a tener participación en la Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S.A. en diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación accionaria del 25%, en una alianza estratégica con el Estado dominicano, en el marco de la ley 141-97 sobre la Reforma de la Empresa Pública de fecha 24 de junio del año 1997.

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

En el 2006, AES adquiere un 25% adicional de las acciones de ITABO, S.A. que era propiedad de El Paso, lo que convierte al grupo en propietario del 50% de la parte privada de dicha empresa y por tanto toma el control de las áreas operativas y administrativas del negocio.

14 15

Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una

perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable

compromisocon la excelencia operativa.

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 la canasta de combustibles más competitiva para la generación de energía en el mercado eléctrico nacional.

AES Dominicana cuenta con dos infraestructuras portuarias de gran calado: el Muelle Internacional de Itabo, para descargar el carbón, y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el gas natural licuado; que además posee, dentro de las instalaciones, la primera terminal del país y América Latina para distribución de gas natural licuado en camiones, y suple dos estaciones de compresión de gas natural.

Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa, para ayudar a que las comunidades crezcan a través de un suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra de ello es que cada año los negocios de AES vienen superando sus propios récords históricos de disponibilidad, generación y eficiencia, además de dar muestras fehacientes de transparencia al emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana.

AES Dominicana sustenta el crecimiento del grupo empresarial en pilares como la responsabilidad social corporativa, el cuidado del medio ambiente y su gente, la que considera el principal activo. Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa socialmente responsable a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan áreas precarias como la educación y el medio ambiente.

CENTRALESDE GENERACIÓN

A continuaciónse describen las principales

características técnicas de las unidades de generación

de AES Dominicana.

AES Dominicana INFORME ESTADÍSTICO 2012

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

AESANDRES

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 Ambientaly Mayor Eficiencia Energética.

Capacidad Instalada319 MWTecnologíaCICLO COMBINADO

1918

Combustible Primario: Gas Natural

Capacidad Instalada2 X 118 MW Tecnología TURBINA GASEN CICLO SIMPLE

AESDPP

Combustible Primario: Gas NaturalFecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996Fabricante: Westinghouse Velocidad Turbina: 3,600 rpm Etapas Turbina: Cuatro (4)Etapas Compresor: Diecinueve (19) Temperatura Gases Salida: 630 ºCCapacidad Nominal Generador: 2 x 142 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kV Velocidad Generador: 3,600 rpmSistema Enfriamiento Generador: Aire

INFORME ESTADÍSTICO 2012AES Dominicana

2120

Combustible Primario: Carbón MineralCombustible Secundario Fuel Oil 6Combustible Terciario: Fuel Oil 2Fecha Inicio Operación Comercial: 10 de mayo del 1988Fabricante Turbina: General Electric Velocidad Turbina: 3,600 rpm Presión Vapor: 146 kg/cm² Temperatura Vapor: 540 ºCFabricante Generador: General Electric Capacidad Nominal Generador: 155.3 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kVSistema Enfriamiento Generador: HidrógenoVentajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

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

Capacidad Instalada

132 MW

Tecnología

TURBINA VAPOR

Capacidad Instalada

128 MW

Tecnología

TURBINA VAPOR

EGEITABO

SAN LORENZO Combustible Primario: Fuel Oil 2 / Gas NaturalFecha Inicio Operación Comercial: 25de agosto del 2012Fabricante Turbina: General ElectricVelocidad Turbina: 5,133 rpm Etapas Turbina: Tres (3)Etapas Compresor: Diecisiete (17) Temperatura Gases Salida: 550 ºCCapacidad Nominal Generador: 53.412 MVA Voltaje Nominal Generador: 13.8 kVSistema Enfriamiento Generador: AireVelocidad Generador: 3,600 rpmVentajas de esta Tecnología: Flexibilidad operativa con rápido arranque para suplir los incrementos de demanda en horas pico.

ITABO I

ITABO II

Capacidad Instalada34.5 MW TecnologíaTURBINA GAS

INFORME ESTADÍSTICO 2012AES Dominicana

2322


MUELLE INTERNACIONAL AES Andrés

TERMINALESDE RECEPCIÓN Y DESPACHODE COMBUSTIBLES

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 licuado (GNL) y Fuel Oil #2.

La Terminal de gas natural forma parte importante de la estrategia a largo plazo deAES Dominicana y le abre las puertas al país hacia el consumo de gas natural.

2524


26 27

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 GNL 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 375 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfd por sus siglas en inglés) de líquido a gas.

GASODUCTO AES Andres – DPP

Adicionalmente a la terminal de GNL en Punta Caucedo, AES Dominicana tiene entre sus facilidades el primer gasoducto del país. Éste interconecta la terminal con las unidades de generación de DPP en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera, AES Dominicana permite mejorar la competitividad de dicha planta ya que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad.

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

MUELLE INTERNACIONAL ITABO, S.A.

El Muelle Internacional ITABO, S.A., se encuentra en el área costera de la central termoeléctrica ITABO, S.A., ubicado en el km 18 de la carretera Sánchez, municipio Bajos de Haina, San Cristóbal. El muelle se encuentra próximo al Puerto Occidental de Haina.

Desde el 2006, el Muelle Internacional ITABO, S.A. ha estado operando como punto de recepción del carbón mineral utilizado en las unidades a vapor del complejo, agregándole mayor autonomía al proceso y aumentando la eficiencia en los costos asociados al transporte de carbón hacia la central.

El muelle es de tipo espigón mar adentro, con 535 metros de longitud, donde se encuentra ubicado el sistema de transporte de sólidos, con capacidad para cargar y descargar productos a granel. Además, dispone de un sistema de amarre y atraque compuesto por cuatro (4) duques para el atraque y dos (2) para el amarre. También consta de un sistema de señalización para el atraque de las naves consistente en dos torres en tierra con sus correspondientes lámparas, dos boyas equipadas con linternas para la demarcación de la zona dragada y luces de posicionamiento e indicación de obstáculos en uno de los duques de amarre.

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN CRIOGÉNICA

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

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

Características principales del Muelle Internacional ITABO, S.A.:-El calado es de catorce(14) metros, lo que permite la recepción

de naves tipo Handymax (45,000 t/m) y Panamax (65,000 t/m), con eslora de hasta 270 metros.

-El sistema de transporte de sólidos tiene una capacidad para descargar un promedio de 1,200 toneladas por hora.

En el 2011 empezaron las operaciones de Estrella del Mar II, una central eléctrica Bi-Fuel que opera a gas natural y Fuel Oil #6 perteneciente al grupo Transcontinental Capital Corporation (SEABOARD). La misma obtiene gas natural por un gasoducto conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.


28 29

A partir del 2007, dos años después de que AES Andres firmara su primer contrato de venta de gas natural comprimido con una

empresa de distribución, AES Dominicana se ha mantenido a la vanguardia en el negocio

de venta de gas natural, abriéndole las puertas al país a la distribución del mismo,

hacia nuevos mercados que hasta entonces no tenían acceso a este combustible.

En la actualidad, AES Andres no solo cuenta con la única terminal de distribución de gas natural licuado 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 porcentaje de ventas del gas natural dividido por su uso durante el

transcurso del año 2012.

VENTAS DE GAS NATURAL


30 31

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

MM

Btu

Enero

Febreero

Marz

o

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septim

bre

Octu

bre

Novi

embre

NGVINDUSTRIALELECTRICITY

GENERATION

Dic

iem

bre

VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2012 [MMBtu]

AES Dominicana cuenta con relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, quienes son responsables de distribuir el gas natural por todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL (SGN), PLATERGAS,PROPAGAS y TROPIGAS.

EVOLUCIÓN DE VENTASDE GAS NATURAL A TERCEROS [TBtu]

En el gráfico anterior se puede apreciar el aumento por año respecto a la venta de gas natural a empresas no pertenecientes al grupo AES Dominicana. Según lo previsto, en el 2012 la venta de gas natural superó en un 149.55% a las ventas del año anterior; es decir, la demanda de terceros incrementó en más del doble de lo registrado en el 2011.

VENTAS GAS NATURALPOR RENGLONES 2012[11,131.387.50 MMBtu]

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

7%

47%

46%

GNV

Generación

Electricidad

INDUSTRIAL

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012

TBtu

INDUSTRIAL GNV GENERACIÓNELECTRICIDAD


32 33

BALANCE DE ENERGÍA

En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2012, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2012[5,304.4 GWh]

BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2012 [GWh]

VENTAS POR CONTRATO 2012 [4,972.5 GWh]

A continuación mencionaremos los eventos más relevantes ocurridos en el mercado eléctrico mayorista entre

AES Dominicana y algunos agentes del MEM:

VENTA SPOT

VENTA POR CONTRATO

6%

94%

VENTA SPOT

VENTA POR CONTRATO

6%

94%

13%

78%

9%

VENTAS

OTROS

AGENTES

VENTAS

DISTRIBUIDORES

VENTAS

USUARIOS NO

REGULADOS

13%

78%

9%

VENTAS

OTROS

AGENTES

VENTAS

DISTRIBUIDORES

VENTAS

USUARIOS NO

REGULADOS

AES ANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2012 %

VENTAS POR CONTRATO

EDEESTE 34.5 39.8 42.2 44.1 50.3 62.5 60.5 68.2 68.5 67.1 64.5 64.6 666.6 32%

EDESUR - 10.0 10.0 10.0 10.0 - - - - - - - 40.0 2%

DPP 13.8 17.7 18.7 13.6 10.0 16.7 43.1 5.5 6.7 3.8 6.5 3.1 159.2 8%

SEABOARD 3.1 3.3 3.1 2.2 2.4 2.3 2.6 2.6 2.1 2.7 2.6 2.0 31.0 1%

UNR 84.2 83.7 92.0 90.9 92.3 85.7 88.7 87.5 81.5 84.1 84.2 78.3 1,033.0 49%

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) (44.0) 2.5 14.5 16.3 20.4 17.7 (3.7) 12.8 27.9 22.1 29.6 42.9 159.0 8%

PRODUCCION ANDRES 91.5 157.0 180.5 177.1 185.5 184.9 191.1 176.5 186.7 179.7 187.3 190.9 2,088.8 100%

ITABO S.A.

VENTAS POR CONTRATO

EDESUR 58.4 56.8 60.5 60.3 69.2 67.7 70.1 67.3 67.7 67.1 63.6 62.1 770.7 45%

EDENORTE 42.3 40.5 44.0 44.5 51.6 50.6 52.9 51.7 50.8 51.5 47.0 47.0 574.5 34%

EDEESTE 24.6 23.4 24.8 25.9 29.6 29.7 29.8 28.4 28.5 28.0 26.9 26.7 326.4 19%

COMPRAS POR CONTRATO

SEABOARD - - - - - - - - - - 40.3 59.5 99.8

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 39.7 20.3 14.9 3.6 7.1 (38.2) (17.5) (6.5) 10.6 (0.4) 11.9 (3.8) 41.8 2%

PRODUCCION ITABO 165.0 141.0 144.2 134.3 157.5 109.8 135.4 140.9 157.7 146.2 109.1 72.6 1,613.6 100%

DPP

VENTAS POR CONTRATO

EDEESTE 103.5 98.2 104.3 109.0 124.3 124.9 125.0 119.3 119.8 117.4 112.9 112.1 1,370.7 91%

COMPRAS POR CONTRATO

ANDRES 13.8 17.7 18.7 13.6 10.0 16.7 43.1 5.5 6.7 3.8 6.5 3.1 159.2

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 19.4 11.5 12.2 11.1 5.2 4.0 2.6 10.4 10.2 13.6 13.8 16.8 130.8 9%

PRODUCCION DPP 109.1 92.0 97.7 106.5 119.5 112.2 84.5 124.2 123.3 127.2 120.2 125.8 1,342.3 100%


34 35

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 TÉCNICOS DE OPERACIÓN

HEAT RATE [Btu/KWh] EAF EFOF

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ANDRES ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

2,000.00

4,000.00

6,000.00

10,000.00

12,000.00

14,000.00


AES Andres y DPP destacaron por los valores alcanzados debajo del 2%.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%


EVENTOS RELEVANTES

Unidad Descripción Desde Hasta Horas

Los Mina 5 Mantenimiento mayor programado 27/01/2012 03/02/2012 168

Los Mina 6 Mantenimiento mayor programado 07/07/2012 18/07/2012 264

ITABO 1 Mantenimiento mayor programado 01/04/2012 07/04/2012 144

ITABO 2 Mantenimiento mayor programado 17/11/2012 31/12/2012 1.056

Andres Mantenimiento mayor programado 17/01/2012 03/02/2012 408

San Lorenzo Inicio de Operación Comercial. Agosto 2012

Andres Instalación del 3er Tren de Vaporización Enero 2012

AndresPremio Nacional a la Calidad. Medalla de Plata “Máximo Galardón”

Octubre 2012


36 37

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

RESEÑA HISTÓRICA DEL SECTOR ELÉCTRICO DOMINICANO

En 1997 la República Dominicana inició una reorganización y privatización de su industria eléctrica, comprendida en los segmentos de generación (térmica e hidroeléctrica), transmisióny distribución. Este proceso de reorganización tuvo como objetivo 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 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.

Antes de ser promulgada la Ley General de Electricidad, en el año 2001, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emitidas por la Secretaría de Estado de Industria y Comercio. Luego de dicho año, se establecen las reglas por las cuales operan los mismos. En el mes de julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la norma de este nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Electricidad ha dictado numerosas resoluciones que también forman parte del marco regulatorio del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo.

Durante el 2007, mediante la ley 186-07, se modifica la Ley General de Electricidad 125-01 del 26 de julio de 2001 y su reglamento. Las nuevas disposiciones de la ley tienen como objetivo criminalizar el fraude eléctrico y establecer otras medidas para lograr la viabilidad financiera del sector eléctrico.

En la siguiente gráfica se muestra la capacidad instalada

del parque de generación por tecnología.


38 39

GENERACIÓN

El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 86%, y el restante 14% por unidades hidroeléctricas.

Durante el año 2012 se incorporaron al SENI las centrales de generación INCA KM 22, administrada por la empresa Monterio y LOS ORIGENES, de la empresa Los Origenes Power Plant.

CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE[3,226.1 MW A DICIEMBRE 2012]

18.7%18.1%

0.8%

11.4%

1.0%

21.9%

28.1%

TURBINA

EÓLICA

MOTORES

DIESEL

CICLO

COMBINADO

MOTORES

GAS NATURAL

TURBINA

A VAPOR

TURBINA

HIDRÁULICA

TURBINA

DE GAS

CAPACIDAD INSTALADA POR TECNOLOGÍA[3,226.1 MW A DICIEMBRE 2012]

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGÍA[DICIEMBRE 2012]

CICLOCOMBINADO

FUEL OIL 6 FUEL OIL 2 GAS NATURALTURBINAHIDRÁULICA

MOTORESGAS NATURAL

TURBINAEÓLICA

MOTORESDIESEL

AGUA CARBÓN VIENTOTURBINA A VAPOR

TURBINA DE GAS

9.7%13.2%

1.0%

21.4%

18.1%

36.6%

TURBINA

EÓLICA

MOTORES

DIESEL

CICLO

COMBINADO

MOTORES

GAS NATURAL

TURBINA

A VAPOR

TURBINA

HIDRÁULICA

TURBINA

DE GAS

TURBINA TURBINA CICLO MOTORES MOTORES TURBINA

VAPOR GAS COMBINADO DIESEL GAS NATURAL EÓLICA

AES ANDRES 319.0 319.0 9.9%

ITABO S.A. 260.0 34.5 294.5 9.1%

DPP 236.0 236.0 7.3%

AES DOMINICANA 260.0 270.5 319.0 849.5 26.3%

EGE HAINA 343.4 100.0 102.0 33.0 578.4 17.9%

EGEHID 583.2 583.2 18.1%

METALDOM 41.3 41.3 1.3%

SEABOARD 110.0 73.3 183.3 5.7%

GPLV 194.5 194.5 6.0%

MONTE RIO 14.6 14.6 0.5%

CEPP 67.7 67.7 2.1%

LAESA 111.0 111.0 3.4%

LOS ORIGENES 25.0 25.0 0.8%

PUEBLO VIEJO 100.1 100.1 3.1%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

SAN FELIPE 185.0 185.0 5.7%

CESPM 291.0 291.0 9.0%

RIO SAN JUAN 1.5 1.5 0.0%

TOTAL [MW] 603.4 370.5 905.0 706.0 25.0 583.2 33.0 3,226.10 100.0%

TOTAL

EMPRESA GENERADORA HIDRO [MW] [%]


40 41

EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

AES DOMINICANA

ANDRES GAS NATURAL Ciclo Combinado 319.00

ITABO I CARBÓN Turbina Vapor 128.00

ITABO II CARBÓN Turbina Vapor 132.00

SAN LORENZO I FUEL NO. 2 / GAS NATURAL Turbina Gas 34.50

LOS MINA V GAS NATURAL Turbina Gas 118.00

LOS MINA VI GAS NATURAL Turbina Gas 118.00

SubTotal 849.50

EGE HAINA

HAINA I FUEL NO. 6 Turbina Vapor 54.00

HAINA II FUEL NO. 6 Turbina Vapor 54.00

HAINA IV FUEL NO. 6 Turbina Vapor 84.90

SAN PEDRO VAPOR FUEL NO. 6 Turbina Vapor 30.00

PUERTO PLATA I FUEL NO. 6 Turbina Vapor 27.90

PUERTO PLATA II FUEL NO. 6 Turbina Vapor 39.00

HAINA TG FUEL NO. 2 Turbina Gas 100.00

BARAHONA CARBÓN CARBÓN Turbina Vapor 53.60

SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 Motores Diesel 102.00

JUANCHO LOS COCOS VIENTO Turbina Eólica 33.00

SubTotal 578.40

GPLV

PALAMARA FUEL NO. 6 Motores Diesel 107.00

LA VEGA FUEL NO. 6 Motores Diesel 87.50

SubTotal 194.50

CDEEE

SAN FELIPE FUEL NO. 6 Ciclo Combinado 185.00

CESPM I FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 97.00

CESPM II FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 97.00

CESPM III FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 97.00

RIO SAN JUAN FUEL NO. 2 Motores Diesel 1.50

SubTotal 477.50

SEABOARD

ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 Motores Diesel 73.30

ESTRELLA DEL MAR 2 GAS NATURAL Ciclo Combinado 110.00

SubTotal 183.30

CEPP

CEPP I FUEL NO. 6 Motores Diesel 16.50

CEPP II FUEL NO. 6 Motores Diesel 51.20

SubTotal 67.70

PUEBLO VIEJO

MONTE RIO FUEL NO. 6 Motores Diesel 100.10

SubTotal 100.10

METALDOM

METALDOM FUEL NO. 6 Motores Diesel 41.30

SubTotal 41.30

LAESA

PIMENTEL I FUEL NO. 6 Motores Diesel 31.60

PIMENTEL II FUEL NO. 6 Motores Diesel 28.00

PIMENTEL III FUEL NO. 6 Motores Diesel 51.40

SubTotal 111.00

MONTE RIO

INCA KM22 FUEL NO. 6 Motores Diesel 14.60

SubTotal 14.60

LOS ORIGENES

LOS ORIGENES GAS NATURAL Motores Gas Natural 25.00

SubTotal 25.00

Total Térmica 2,642.9

EGEHID - HIDROS DE EMBALSE COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

TAVERA I AGUA Turbina Hidráulica 48.00

UNIDADES TERMOELÉCTRICAS

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS

TAVERA II AGUA Turbina Hidráulica 48.00

JIGUEY I AGUA Turbina Hidráulica 49.00

JIGUEY II AGUA Turbina Hidráulica 49.00

AGUACATE I AGUA Turbina Hidráulica 26.00

AGUACATE II AGUA Turbina Hidráulica 26.00

VALDESIA I AGUA Turbina Hidráulica 27.00

VALDESIA II AGUA Turbina Hidráulica 27.00

RIO BLANCO I AGUA Turbina Hidráulica 12.50

RIO BLANCO II AGUA Turbina Hidráulica 12.50

MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 26.00

MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 26.00

RINCON AGUA Turbina Hidráulica 10.10

PALOMINO I AGUA Turbina Hidráulica 30.00

PALOMINO II AGUA Turbina Hidráulica 30.00

PINALITO I AGUA Turbina Hidráulica 25.00

PINALITO II AGUA Turbina Hidráulica 25.00

SubTotal de Embalse 497.1

EGEHID - HIDROS DE PASADA

LOPEZ ANGOSTURA AGUA Turbina Hidráulica 18.40

CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 1.60

CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 1.60

BAIGUAQUE I AGUA Turbina Hidráulica 0.60

BAIGUAQUE II AGUA Turbina Hidráulica 0.60

HATILLO AGUA Turbina Hidráulica 8.00

JIMENOA AGUA Turbina Hidráulica 8.40

EL SALTO AGUA Turbina Hidráulica 0.70

ANIANA VARGAS I AGUA Turbina Hidráulica 0.30

ANIANA VARGAS II AGUA Turbina Hidráulica 0.30

DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA Turbina Hidráulica 2.00

DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA Turbina Hidráulica 2.00

ROSA JULIA DE LA CRUZ AGUA Turbina Hidráulica 0.90

NIZAO NAJAYO AGUA Turbina Hidráulica 0.30

LOS ANONES AGUA Turbina Hidráulica 0.10

SABANA YEGUA AGUA Turbina Hidráulica 12.80

LAS DAMAS AGUA Turbina Hidráulica 7.50

SABANETA AGUA Turbina Hidráulica 6.30

LOS TOROS I AGUA Turbina Hidráulica 4.90

LOS TOROS II AGUA Turbina Hidráulica 4.90

MAGUEYAL I AGUA Turbina Hidráulica 1.50

MAGUEYAL II AGUA Turbina Hidráulica 1.50

LAS BARIAS AGUA Turbina Hidráulica 0.90

SubTotal de Pasada 86.1

Total Hidro 583.20

TOTAL GENERAL 3,226.1

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el 26.3% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del mercado (carbón y gas natural).

En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2012, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.

CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA[DICIEMBRE 2012]


AES DOMINICANA


ITABO I CARBÓN Turbina Vapor 128.00

ITABO II CARBÓN Turbina Vapor 132.00

SAN LORENZO I FUEL NO. 2 / GAS NATURAL Turbina Gas 34.50



SubTotal 849.50

EGE HAINA








BARAHONA CARBÓN CARBÓN Turbina Vapor 53.60

SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 Motores Diesel 102.00

JUANCHO LOS COCOS VIENTO Turbina Eólica 33.00

SubTotal 578.40

GPLV

PALAMARA FUEL NO. 6 Motores Diesel 107.00

LA VEGA FUEL NO. 6 Motores Diesel 87.50

SubTotal 194.50

CDEEE

SAN FELIPE FUEL NO. 6 Ciclo Combinado 185.00

CESPM I FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 97.00

CESPM II FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 97.00

CESPM III FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 97.00

RIO SAN JUAN FUEL NO. 2 Motores Diesel 1.50

SubTotal 477.50

SEABOARD

ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 Motores Diesel 73.30

ESTRELLA DEL MAR 2 GAS NATURAL Ciclo Combinado 110.00

SubTotal 183.30

CEPP

CEPP I FUEL NO. 6 Motores Diesel 16.50

CEPP II FUEL NO. 6 Motores Diesel 51.20

SubTotal 67.70

PUEBLO VIEJO


SubTotal 100.10

METALDOM


SubTotal 41.30

LAESA




SubTotal 111.00

MONTE RIO


SubTotal 14.60

LOS ORIGENES


SubTotal 25.00


EGEHID - HIDROS DE EMBALSE COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]





















EGEHID - HIDROS DE PASADA

























Total Hidro 583.20



















HIDROS DE PASADA

























Total Hidro 583.20


FUEL NO. 6 Motores Diesel

JUANCHO LOS COCOS VIENTO Turbina Eólica

GENERADORA PALAMARA - LA VEGA



FUEL NO. 6 Ciclo Combinado






ESTRELLA DEL MAR 2 GAS NATURAL Ciclo Combinado




AES DOMINICANA


ITABO I CARBON Turbina Vapor 128.00

ITABO II CARBON Turbina Vapor 132.00

SAN LORENZO I FUEL NO. 2 Turbina Gas 32.30



SubTotal 847.30

HAINA








BARAHONA CARBON CARBON Turbina Vapor 53.60

SULTANA DEL ESTE 102.00

33.00

SubTotal 578.40

PALAMARA 107.00

LA VEGA 87.50

SubTotal 194.50

CDEEE

SAN FELIPE 185.00

CESPM I 97.00

CESPM II 97.00

CESPM III 97.00

RIO SAN JUAN 1.50

SubTotal 477.50

SEABOARD

ESTRELLA DEL MAR 73.30

110.00

SubTotal 183.30

CEPP

CEPP I 16.50

CEPP II 51.20

SubTotal 67.70

PVDC


SubTotal 100.10

METALDOM


SubTotal 41.30

LAESA




SubTotal 111.00

MONTERIO


SubTotal 14.60

LOS ORIGENES POWER PLANT


SubTotal 25.00


HIDROS DE EMBALSE COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]



EMPRESA HIDROELÉCTRICA


42 43

CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA[DICIEMBRE 2012]

EGEHID - HIDROS DE PASADA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]




















EGEHID - HIDROS DE PASADA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]


























Total Hidro 583.20



44 45

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).

Su infraestructura eléctrica está conformada por una longitud total de 4,723.95 km de líneas a 345, 138 y 69 KV, donde la red de enlace 345 KV, la cual enlaza la Zona Norte con el área de Santo Domingo, es la de mayor importancia económica y funcional. Esta cuenta con una longitud de 129.9 km a una potencia de transmisión máxima de 1200 MVA por circuito.

Además, el Sistema de Transmisión Nacional está conformado por aproximadamente 2,660.93 km de líneas de transmisión al nivel de tensión de 138 KV que puede denominarse como la red Sub-troncal, 1,933.13 km de líneas a 69 KV; también opera y mantiene unas 85 subestaciones, propias y compartidas.

Por su configuración eminentemente radial, el SENI está dividido en cuatro zonas: Zona Santo Domingo, Zona Sur, Zona Norte y Zona Este. Las subestaciones más importantes de estas zonas son: Palamara y Hainamosa en la Zona Santo Domingo, Pizarrete en la Zona Sur, Bonao II y Canabacoa en la Zona Norte y San Pedro II en la Zona Este.

BALANCE DE ENERGÍA 2012

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2012

AES ANDRES 91.5 157.0 180.5 177.1 185.5 184.9 191.1 176.5 186.7 179.7 187.3 190.9 2,088.8

ITABO S.A. 165.0 141.0 144.2 134.3 157.5 109.8 135.4 140.9 157.7 146.2 109.1 72.6 1,613.6

DPP 109.1 92.0 97.7 106.5 119.5 112.2 84.5 124.2 123.3 127.2 120.2 125.8 1,342.3

AES Dominicana 365.6 390.1 422.4 417.9 462.4 406.9 411.0 441.6 467.7 453.1 416.6 389.2 5,044.7

EGEHID 94.6 96.3 103.3 159.7 218.8 140.2 127.1 142.1 158.9 165.6 191.5 173.6 1,771.6

CDEEE-IPP's 142.2 87.9 49.4 39.6 62.2 179.0 160.1 143.4 94.3 112.0 48.6 62.5 1,181.1

EGE HAINA 108.9 96.0 93.1 99.9 88.7 92.0 129.8 102.5 82.7 98.4 134.5 121.7 1,248.0

GPLV 79.7 72.9 88.7 84.8 96.2 99.7 106.2 92.6 103.4 101.7 99.8 103.2 1,128.9

SEABOARD 43.1 43.0 88.4 94.4 115.8 112.9 120.9 122.7 111.2 111.5 109.5 123.4 1,196.8

CEPP 28.9 32.4 33.1 23.0 24.6 25.2 28.5 21.6 26.7 28.1 30.9 27.5 330.5

MONTE RIO - - - - - - 5.3 3.0 4.8 4.5 6.5 4.1 28.1

PVDC 36.9 54.8 50.1 30.6 32.9 42.2 40.2 30.4 35.0 33.8 13.3 21.9 422.0

METALDOM 22.8 16.7 20.0 14.6 14.9 14.7 19.4 20.6 21.3 18.5 15.0 16.5 215.1

LAESA 58.2 58.0 71.4 66.0 65.1 57.6 65.8 59.4 70.2 70.8 68.1 60.7 771.3

LOS ORÍGENES 2.8 14.8 17.6

INYECCIONES 980.7 948.0 1,019.8 1,030.5 1,181.7 1,170.3 1,214.2 1,180.0 1,176.2 1,198.0 1,137.0 1,119.3 13,355.8

EDESUR 310.8 301.9 321.4 321.2 369.6 361.2 374.6 358.3 359.3 355.9 336.7 329.6 4,100.3

EDENORTE 258.8 248.1 269.3 272.4 315.7 309.5 324.0 316.6 311.2 315.6 287.9 287.9 3,516.9

EDEESTE 261.7 248.4 263.7 275.6 314.4 315.9 316.3 301.8 303.1 297.0 285.5 283.5 3,466.9

FALCONDO 48.2 45.0 49.7 51.5 - - - - - - - - 194.4

UNR's 82.1 85.3 97.8 91.9 158.8 162.2 173.7 177.2 175.3 202.1 197.1 188.4 1,792.0

RETIROS 961.6 928.7 1,001.9 1,012.7 1,158.5 1,148.8 1,188.7 1,153.8 1,148.9 1,170.4 1,107.2 1,089.4 13,070.4

PÉRDIDAS 19.09 19.31 17.96 17.88 23.20 21.54 25.55 26.19 27.33 27.59 29.88 29.81 285.4

PÉRDIDAS % 1.95% 2.04% 1.76% 1.74% 1.96% 1.84% 2.10% 2.22% 2.32% 2.30% 2.63% 2.66% 2.14%

DISTRIBUCIÓN

A diciembre del 2012 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, implementados en diversas subestaciones de distribución por medio de relés de baja frecuencia y bajo voltaje, que sirven para desconectar carga de manera automática en diferentes etapas. El esquema de deslastre automático de carga (EDAC) es actualizado de manera periódica por el Organismo Coordinador.

En la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2012, 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 con que tenga contratado su suministro.

BALANCE ENERGÍA MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA [GWh]


46 47

BALANCE DE POTENCIA

Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron HIDRO con un 19.4%, AES Andres con un 14.0%, ITABO, S.A. con un 12.1%, HAINA con un 10.0%. Luego les siguen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 10% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 30.0% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente gráfico.

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW %

AES ANDRES 280.59 280.59 280.59 280.58 280.59 280.50 280.57 278.99 271.61 258.48 251.72 250.19 272.92 14.0%

ITABO S.A. 225.90 225.90 225.89 225.89 225.90 225.80 225.90 233.15 257.95 254.09 251.09 245.74 235.27 12.1%

DPP 84.37 86.35 97.89 105.50 88.64 78.80 73.00 68.21 59.95 58.91 58.13 60.07 76.65 3.9%

AES DOMINICANA 590.86 592.84 604.37 611.97 595.13 585.10 579.47 580.35 589.51 571.48 560.94 556.00 584.84 30.0%

HIDRO 315.78 329.67 329.39 326.31 328.24 355.64 381.01 394.08 413.87 443.56 460.85 469.10 378.96 19.4%

CDEEE-IPPs * 201.15 194.30 216.69 214.72 171.74 142.02 127.20 111.44 92.51 86.66 84.31 83.93 143.89 7.4%

HAINA 236.84 227.79 233.74 231.20 209.47 193.02 183.17 175.95 166.22 161.34 157.23 154.64 194.22 10.0%

GPLV 189.96 189.96 189.96 189.93 189.93 189.90 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 9.7%

SEABOARD 71.88 71.89 71.89 71.88 151.54 180.11 180.15 180.15 180.15 180.15 180.15 180.15 141.67 7.3%

CEPP 65.16 65.16 65.09 65.09 65.09 65.09 65.09 64.99 64.65 63.75 63.45 63.08 64.64 3.3%

MONTERIO 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 14.16 14.16 14.17 14.17 14.17 5.90 0.3%

METALDOM 40.59 40.59 40.59 40.56 40.56 40.54 40.56 40.56 40.56 40.56 40.56 40.56 40.57 2.1%

PVDC 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 96.39 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 4.9%

LAESA 108.42 108.43 108.43 108.43 108.43 108.42 108.43 108.43 108.43 108.43 108.43 108.43 108.43 5.6%

Total 1,917.1 1,917.0 1,956.6 1,956.5 1,956.6 1,956.2 1,951.4 1,956.5 1,956.4 1,956.5 1,956.4 1,956.4 1,949.5 100.0%

*Solo incluye a SAN FELIPE y CESPM

BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2012 [MW] DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 2012 [MW]

Mes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Día / Hora D24 H20 D21 H20 D13 H20 D20 H21 D30 H22 D12 H21 D30 H21 D09 H21 D20 H21 D5 H20 D15 H20 D24 H20

INYECCIONES

Inyecciones Brutas 1,773 1,791 1,895 1,832 1,946 1,972 1,987 1,985 2,008 2,067 1,948 1,941

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] 1,713 1,731 1,834 1,773 1,886 1,911 1,924 1,921 1,942 2,001 1,887 1,895

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] 1,708 1,726 1,829 1,769 1,881 1,907 1,918 1,916 1,936 1,996 1,881 1,890

RETIROS

Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A. 474 486 513 515 542 536 533 500 514 557 512 520

EdeNorte Dominicana S. A. 481 476 545 456 519 536 539 515 534 533 535 542

EdeSur Dominicana S.A. 525 516 527 555 548 551 559 585 576 572 522 568

Usuarios No Regulados [UNR] 122 128 133 132 217 223 244 266 265 271 267 179

Otros Retiros 73 84 80 82 10 9 8 12 9 11 9 4

TOTAL RETIROS 1,675 1,690 1,798 1,739 1,836 1,854 1,883 1,878 1,897 1,944 1,847 1,812

Pérdidas [MW] 34 36 31 30 45 52 35 38 39 52 34 78

Pérdidas [%] 1.96% 2.09% 1.67% 1.72% 2.39% 2.74% 1.84% 1.98% 2.01% 2.58% 1.83% 4.12%

En el 2012 la demanda máxima ocurrió a las 20:00 horas del día 05 de octubre, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 2,067 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,944 MW de los cuales el 85.5% fueron retirados por las distribuidoras, 14.0% por Usuarios No Regulados y 0.5% por consumos propios.

DEMANDA MÁXIMALa 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.


48 49

ABASTECIMIENTO DE ENERGÍAPOR TIPO DE COMBUSTIBLE

VIENTOFUEL OIL 6 AGUA

FUEL OIL 2GAS NATURAL CARBÓN

0.7%

35.4%

13.2%

14.6%

4.8%

31.2%

El 35.4% de la energía abastecida en el 2012 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 31.2%, seguido

por el carbón con un 14.6% de participación.

PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTODE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLESPARA 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).

Se destaca el hecho de que durante el 2012 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 2012 [US$/MMBtu]

0

5

10

15

20

25

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

CARBÓN GAS NATURAL

FUEL OIL 6 FUEL OIL 2

US

$/M

MB

TU

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 2012 expresados en US$/MMBtu.ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

US

$/M

MB

tu

CARBÓN

FUEL OIL 6 FUEL OIL 2

GAS NATURAL NYMEX


50 51

PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA 2012 [US$/MMBtu]

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA

El costo marginal de corto plazo de energía 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 tope correspondientes al año 2012.

A continuación se muestran los precios con las unidades originales:


CARBÓN 4.19 3.94 3.86 3.86 3.49 3.42 3.53 3.74 3.55 3.40 3.43 3.50

GAS NATURAL 2.71 2.53 2.30 2.05 2.49 2.50 2.96 2.80 2.92 3.49 3.68 3.44

FUEL OIL 6 16.33 17.32 17.72 17.24 15.67 13.80 14.54 15.80 16.02 15.27 14.75 14.87

FUEL OIL 2 21.55 22.58 22.89 22.50 20.99 18.69 19.72 21.66 22.39 22.15 21.07 21.04


CARBÓN US$/MT 95.84 90.19 88.22 88.27 79.91 78.21 80.75 85.66 81.24 77.84 78.40 80.06

GAS NATURAL US$/MMBtu 2.71 2.53 2.30 2.05 2.49 2.50 2.96 2.80 2.92 3.49 3.68 3.44

FUEL OIL 6 US$/BBLS 102.89 109.09 111.62 108.60 98.73 86.92 91.58 99.56 100.90 96.20 92.93 93.65

FUEL OIL 2 US$/GAL 3.02 3.16 3.20 3.15 2.94 2.62 2.76 3.03 3.13 3.10 2.95 2.95

COSTO MARGINAL ENERGÍA 2012 [US$/MWh]

COSTO MARGINAL ENERGÍA 2012 [US$/MWh]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Promedio

CMg PROM 179 193 204 195 198 203 188 184 204 206 197 184 195

CMg MAX 214 228 241 245 240 220 203 212 228 232 222 215 225

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.

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 muestra una referencia de tasas del dólar.

0

50

100

150

200

250

300


CMg PROM CMg MAX

US

$/M

MW

HU

S$

/MW

h


52 53

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 2012 [US$/KW-mes]

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio

CMG Potencia 8.15 8.24 8.28 8.35 8.37 8.36 8.35 8.33 8.36 8.35 8.29 8.35 8.32

Derecho Conexión 3.90 3.24 1.35 1.75 3.74 4.11 3.28 3.08 2.93 2.16 0.46 2.52 2.71

0

2

4

6

8

10

12

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

CMG Potencia

Derecho Conexión

US

$/K

W-M

ES

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.

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXIÓN 2012 [US$/KW-mes]

SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA

En las siguientes gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empresa que participa del mercado de regulación de frecuencia, así como el objetivo que establece la normativa de contar entre un 3% y 5% de la demanda como márgenes de Regulación de Frecuencia tanto Primaria como Secundaria.

PARTICIPACIÓN REGULACIÓN PRIMARIAFRECUENCIA RESERVA APORTADA 2012 [GWh]

0

10

20

30

40

50

60

70

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

AES ANDRES DPP HIDRO SAN FELIPE FALCON HAINA

GPLV SEABOARD METALDOM MONTERIO 5% Demanda 3% Demanda

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 55% respectivamente para totalizar un 82% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.


54 55

0

10

20

30

40

50

60

70

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

AES ANDRES HIDRO DPP CDEEE 5% Demanda 3% Demanda

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 52% y el 26% respectivamente para totalizar un 78% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2012. Además, en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas y CDEEE, esta última a través de sus contratos con IPPs; la primera con un aporte del 14% y la segunda con 8%.

PARTICIPACIÓN REGULACIÓN SECUNDARIAFRECUENCIA, RESERVA APORTADA 2012 [GWh] RETIROS DE ENERGÍA DE LOS UNR POR EMPRESA VENDEDORA 2012 [GWh]

MERCADO DE USUARIOS NO REGULADOS

La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el organismo responsable de evaluar si una empresa reúne las condiciones necesarias para obtener la condición de Usuario No Regulado. Hasta el año 2012 la SIE ha emitido 164 licencias para ejercer la condición de UNR; sin embargo, en la actualidad solo 71 usuarios están haciendo uso de dicha licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista.

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 124.50 GWh, lo que representó un 11.4% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2012.

Además, durante el año 2012 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,494.04 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 838 GWh, lo que representa un promedio mensual de 70 GWh y un 56% de participación energética en dicho mercado. Sólo en diciembre 2012 esta participación fue de 59%.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic GWh %

AES ANDRES 84.14 83.72 91.98 90.80 92.04 85.77 88.66 87.51 81.52 84.08 84.18 78.31 1,033 59.8%

SEABOARD 3.10 3.30 3.56 3.02 3.34 6.89 7.13 7.04 7.46 7.60 7.17 6.30 66 3.8%

EDESUR 11.36 11.26 12.14 11.35 12.38 12.12 12.11 12.84 14.36 14.46 14.19 13.00 152 8.8%

EDENORTE 0.61 0.63 0.68 0.65 0.76 0.76 1.91 2.90 4.31 4.57 4.60 3.53 26 1.5%

EDEESTE 17.97 15.47 19.50 19.33 24.81 23.34 26.29 25.36 25.22 26.17 25.41 25.11 274 15.9%

HIDRO 12.71 14.69 15.26 14.19 15.94 13.90 14.55 13.91 14.02 14.68 13.76 12.05 170 9.8%

MERCADO SPOT 0.39 1.21 1.71 1.37 1.61 0.51 0.36 0.41 0.12 0.58 0.16 0.14 9 0.5%

Total Retiros 130.28 130.27 144.82 140.71 150.88 143.28 151.01 149.98 147.01 152.14 149.48 138.44 1,728 100.0%


56 57

EVOLUCIÓN PARTICIPACIÓN MERCADO DE UNR 2012

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la participación de los agentes en el mercado de UNR durante el 2012.

De esta gráfica se destaca el posicionamiento de las empresas AES Andres y EDEESTE como los principales participantes de este mercado, seguido por la empresa Hidroeléctrica y EDESUR.

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.

VENTAS DE ENERGÍA POR CONTRATO POR EMPRESA 2012 [GWh]

ENE MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC GWH %

GENERADORES

AES ANDRES 135.5 154.5 166.0 160.8 165.0 167.2 194.9 163.7 159.4 157.7 157.8 148.0 1,930.5 13.7%

DPP 103.5 98.2 104.3 109.0 124.3 124.9 125.0 119.3 119.8 117.4 112.9 112.1 1,370.7 9.7%

ITABO S.A. 125.3 120.7 129.3 130.7 150.4 148.0 152.8 147.4 147.1 146.6 137.5 135.8 1,671.6 11.8%

HAINA 150.6 145.1 158.2 159.7 188.4 196.6 206.4 204.5 228.0 254.3 239.7 239.9 2,371.3 16.8%

MONTERIO - - - - - - 3.1 3.0 4.8 4.5 6.5 4.1 26.0 0.2%

SEABOARD 3.1 3.3 3.6 3.0 3.3 6.9 7.1 7.0 7.5 7.6 47.5 65.8 165.7 1.2%

HIDRO 89.4 92.8 101.6 158.1 215.8 136.2 122.8 136.8 153.0 157.6 177.2 166.1 1,707.5 12.1%

LAESA 56.0 56.0 26.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 26.0 26.0 26.0 606.0 4.3%

CDEEE 163.4 154.5 164.9 167.4 188.6 183.6 193.6 233.1 202.8 216.8 183.0 182.0 2,233.7 15.8%

CEPP 23.2 22.3 24.2 24.4 28.3 27.8 29.1 28.4 27.9 28.3 25.8 25.8 315.7 2.2%

GPLV 79.5 72.8 88.4 84.6 96.0 99.4 105.8 92.4 103.0 101.4 99.4 102.7 1,125.5 8.0%

PVDC - - - - - - 26.6 30.3 35.0 33.8 13.1 21.8 160.5 1.1%

Total 929.5 920.3 966.3 1,062.7 1,225.3 1,155.6 1,232.3 1,230.9 1,253.3 1,252.0 1,226.5 1,230.2 13,684.8 96.8%

DISTRIBUIDORES

EDESUR 11.4 11.3 12.1 11.3 12.4 12.1 12.1 12.8 14.4 14.5 14.2 13.0 151.6 1.1%

EDENORTE 0.6 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 1.9 2.9 4.3 4.6 4.6 3.5 25.9 0.2%

EDEESTE 18.0 15.5 19.5 19.3 24.8 23.3 26.3 25.4 25.2 26.2 25.4 25.1 274.0 1.9%

Total 29.9 27.4 32.3 31.3 38.0 36.2 40.3 41.1 43.9 45.2 44.2 41.6 451.4 3.2%

FEB

Destaca la participación de las empresas AES Andres (13.7%), DPP (9.7%) e ITABO, S.A. (11.8%) abasteciendo un total de 35.2% de toda la demanda contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (16.8%), CDEEE (15.8%) y la HIDRO (12.1%).

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100%

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

AES ANDRES SEABOARD EDESUR EDENORTE EDEESTE MERCADO SPOT HIDRO


58 59

GLOSARIO

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

BARRA DE REFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene un factor de nodo de energía y potencia igual a uno. En el sistema interconectado dominicano la barra de referencia es actualmente la Subestación de Palamara en el nivel de tensión de 138kv.

BTU: Unidad Térmica Británica de medida [British Thermal Units]. Es una unidad de calor en el Sistema Ingles Europeo. Su equivalencia en el Sistema Internacional (SI) es el Joule. Los precios del Gas Natural usualmente se expresan en US$/MMBtu. 1 Btu es equivalente a 252 Calorías (Cal).

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

CICLO COMBINADO: Es una maquina compuesta por dos fases: una fase de gas y otra de vapor. Típicamente el conjunto consta de una turbina de gas, una caldera de recuperación de calor, una turbina de vapor y uno o varios generadores eléctricos.

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

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

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 horaria, durante un año calendario, del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrido dentro de las horas de puntas del sistema más el estimado de la potencia correspondiente a la energía no abastecida.

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.

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.

GAS NATURAL (GN): Mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles, sólo o acompañando al petróleo. Y está compuesto principalmente por metano en cantidades superior al 90 o 95%, y además suele contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2 y restos de butano o propano así como pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno.

B

C

D

F

G

GAS NATURAL LICUADO (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 de temperatura el proceso de licuefacción reduce en aproximadamente 600 veces el volumen de gas.

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

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

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

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

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.

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

TURBINA HIDRÁULICA: es una máquina que aprovecha la energía cinética y potencial del agua para producir un movimiento de rotación que, transferido mediante un eje, mueve directamente una máquina o bien un generador que transforma la energía mecánica en eléctrica.

USUARIOS NO REGULADOS (UNRs): 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.

M

G

P

R

T

U


60 61

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2000 168.8 169.8 171.2 171.3 171.5 172.4 172.8 172.8 173.7 174.0 174.1 174.0

2001 175.1 175.8 176.2 176.9 177.7 178.0 177.5 177.5 178.3 177.7 177.4 176.7

2002 177.1 177.8 178.8 179.8 179.8 179.9 180.1 180.7 181.0 181.3 181.3 180.9

2003 181.7 183.1 184.2 183.8 183.5 183.7 183.9 184.6 185.2 185.0 184.5 184.3

2004 185.2 186.2 187.4 188.0 189.1 189.7 189.4 189.5 189.9 190.9 191.0 190.3

2005 190.7 191.8 193.3 194.6 194.4 194.5 195.4 196.4 198.8 199.2 197.6 196.8

2006 198.3 198.7 199.8 201.5 202.5 202.9 203.5 203.9 202.9 201.8 201.5 201.8

2007 202.4 203.5 205.4 206.7 207.9 208.4 208.3 207.9 208.5 208.9 210.2 210.0

2008 211.1 211.7 213.5 214.8 216.6 218.8 220.0 219.1 218.8 216.6 212.4 210.2

2009 211.1 212.2 212.7 213.2 213.9 215.7 215.4 215.8 216.0 216.2 216.3 215.9

2010 216.7 216.7 217.6 218.0 218.2 218.0 218.0 218.3 218.4 218.7 218.8 219.2

2011 220.2 221.3 223.5 224.9 226.0 225.7 225.9 226.5 226.9 226.4 226.2 225.7

2012 226.7 227.7 229.4 230.1 229.8 229.5 229.1 230.4 231.4 231.3 230.2 229.6

ÍNDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE USA 2012 TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA COMPRA Y VENTADE DÓLARES ESTADOUNIDENSES [2000-2012]*

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio

COMPRA 15.98 16.05 16.05 16.05 16.05 16.05 16.05 16.05 16.38 16.45 16.49 16.53 16.18

VENTA 15.98 16.05 16.05 16.05 16.05 16.05 16.05 16.05 16.38 16.45 16.49 16.53 16.18

COMPRA 16.62 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.76 16.97 16.69

VENTA 16.62 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.66 16.76 16.97 16.69

COMPRA 17.05 17.15 17.15 17.56 17.56 17.56 17.56 17.56 17.56 17.56 17.56 17.56 17.45

VENTA 17.05 17.15 17.15 17.70 17.76 17.76 17.76 17.76 17.76 17.76 17.76 17.76 17.59

COMPRA 17.56 18.17 22.72 23.78 25.60 28.89 34.45 33.72 31.70 34.91 39.74 37.44 29.06

VENTA 17.76 18.37 22.92 23.98 25.80 29.09 34.85 34.13 32.25 35.23 40.24 37.82 29.37

COMPRA 46.09 49.23 46.52 44.35 46.92 48.12 44.84 41.25 36.95 32.27 29.56 28.86 41.25

VENTA 46.64 50.44 47.18 44.81 47.69 48.67 45.46 42.11 37.62 32.98 30.13 29.33 41.92

COMPRA 29.84 28.85 28.30 28.25 28.70 28.90 28.93 29.00 30.42 32.41 33.25 33.12 30.00

VENTA 30.40 29.22 28.60 28.54 28.91 29.08 29.06 29.13 30.82 32.70 33.54 33.39 30.28

COMPRA 34.56 34.17 32.56 32.11 32.49 32.77 32.75 32.63 32.95 33.47 33.56 33.09 33.09

VENTA 34.84 34.44 32.85 32.33 32.73 32.94 32.91 32.80 33.12 33.66 33.69 33.30 33.30

COMPRA 33.70 33.36 32.79 32.23 32.14 32.42 32.99 32.90 33.31 33.46 33.41 33.52 33.02

VENTA 33.90 33.51 32.96 32.40 32.29 32.57 33.14 33.05 33.46 33.59 33.53 33.66 33.17

COMPRA 33.76 33.83 33.92 34.03 34.01 34.16 34.27 34.68 34.83 34.99 35.19 35.26 34.41

VENTA 33.89 33.96 34.04 34.14 34.13 34.27 34.39 34.80 34.95 35.09 35.32 35.39 34.53

COMPRA 35.37 35.56 35.67 35.83 35.95 35.92 35.98 36.03 36.06 36.09 36.09 36.09 35.89

VENTA 35.49 35.65 35.77 35.92 36.04 36.00 36.07 36.10 36.13 36.16 36.17 36.16 35.97

COMPRA 36.11 36.19 36.30 36.42 36.70 36.73 36.80 36.89 36.98 37.21 37.22 37.31 36.74

VENTA 36.19 36.27 36.37 36.51 36.79 36.81 36.88 36.99 37.07 37.29 37.30 37.40 36.82

COMPRA 37.45 37.63 37.76 37.84 37.89 38.03 38.04 38.06 38.15 38.30 38.44 38.55 38.01

VENTA 37.54 37.72 37.85 37.90 37.96 38.10 38.12 38.13 38.21 38.37 38.51 38.63 38.09

COMPRA 38.86 38.94 38.99 39.02 39.02 39.07 39.08 39.11 39.20 39.43 39.94 40.17 39.24

VENTA 38.95 39.02 39.07 39.08 39.09 39.14 39.15 39.18 39.29 39.53 40.05 40.29 39.32

2004

2005

2006

2001

2002

2003

2010

2011

2012

2000

2007

2008

2009

*FUENTE: BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA DOMINICANA


62 63

PCS PCI PCS PCI PCS PCI

Kcal/Kg Kcal/Kg Kcal/L Kcal/L Kj/L Kj/L

Combustibles Líquidos

Petróleo 10,800 10,008 9,374 8,686 39,250 36,371

Oleo Diesel 10,750 10,000 9,159 8,680 38,350 36,343

Oleo Combustible 10,090 9,583 10,217 8,318 42,780 34,827

Gas Licuado de Petróleo 11,750 11,000 6,486 9,548 27,160 39,977

PCS PCI PCS PCI

Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3

Combustibles Gaseosos

Gas Natural Húmedo 10,454 8,240 43,770 34,500

Gas Natural Seco 9,256 8,500 38,750 35,584

PCS PCI PCS PCI

Kcal/Kg Kcal/Kg Kj/Kg Kj/Kg

Combustibles Sólidos

Carbón Vegetal 7,500 6,500 30,560 27,213

Coque de Carbón Mineral 7,300 6,998 30,560 29,299

PODER CALORÍFICO SUPERIORES E INFERIORESDE ALGUNOS COMBUSTIBLES

UNIDADES DE ENERGÍA

UNIDADES DE MASA




Petróleo 10,800 10,008 9,374 8,686 39,250 36,371

Oleo Diesel 10,750 10,000 9,159 8,680 38,350 36,343



PCS PCI PCS PCI




Gas Natural Seco 9,256 8,500 38,750 35,584

PCS PCI PCS PCI



Carbón Vegetal 7,500 6,500 30,560 27,213





Petróleo 10,800 10,008 9,374 8,686 39,250 36,371

Oleo Diesel 10,750 10,000 9,159 8,680 38,350 36,343



PCS PCI PCS PCI




Gas Natural Seco 9,256 8,500 38,750 35,584

PCS PCI PCS PCI



Carbón Vegetal 7,500 6,500 30,560 27,213


J Cal Btu KVh

Joule J 1 0.2388 0.009478 2.77E-07

Caloría Cal 4.1869 1 0.0039683 1.163E-06

Unidad Térmica Britanica Btu 1055.06 252 1 0.0002931

KiloWatt Hora KVh 3600000 8598000 3412.14 1

UNIDADES DE DENSIDAD

UNIDADES DE VOLUMEN

Kg Ton. Ton. Larga Ton. Corta Libra (Lb)

Kilogramo Kg 1 0.001 0.000984 0.001102 2.2046

Tonelada T 1000 1 0.984207 1.10231 2204.62

Tonelada Larga TL 1016 1.016 1 1.12 2240

Tonelada Corta TC 907 0.907 0.892857 1 2000

Libra Lb 0.4535 0.0004535 0.000446429 0.0005 1

cm3 M3 Pie3 Pulgada3 Gal (UK) Gal (USA) BBL Litro (Lt)

Centrimetros Cúbicos cm3 1 0.000001 0.0000353 0.06102 0.00021997 0.00026417 6.2899E-06 0.006102

Metros Cubico M3 1000000 1 35.3147 61000 219.969 264.17 6.28976 1000.028

Pie Cubico Pie3 28320.589 0.028317 1 1727.556 6.2288 7.4805 0.178107 28.321

Pulgada Cúbicas Pulgada3 16.387 0.00001639 0.00057863 1 0.00360465 0.00432898 0.0001031 0.0163866

Galon Gal (UK) 4546.09 0.004546 0.160544 277.42 1 1.20094 0.028594 4.54596

Galon 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 0.00631

Kg / m3 Lb / Pie3 Lb / Gl (UK) Lb / Gl (US)

Kilogramo por Metro Cúbico Kg / m3 1 0.062428 0.010022 0.008345

Libra por Pie Cúbico Lb / Pie3 16.0185 1 0.160544 0.133681

Libra por UK Galon Lb / Gl (UK) 99.7764 6.22884 1 0.83268

Libra por US Galon Lb / Gl (US) 119.826 7.48047 1.20094 1

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