informe estadístico |...

informe estadístico | 2013

La corporación AES posee y opera una cartera diversa y

creciente de generación de electricidad y empresas de

distribución, que proporcionan energía fiable y asequible en

21 países. Nuestras plantas de energía abarcan una amplia

gama de tecnologías y combustibles como el carbón mineral,

el diésel, gas natural, biomasa, ciclo combinado, paneles

solares y eólicas.

Combinando conocimiento local profundo con una presencia

global y más de 30 años de experiencia, AES tiene un

probado compromiso de garantizar la excelencia operacional

en el suministro de electricidad a sus clientes.

informe estadístico | 2013

Contenido

AES DOMINICANA 2013

Carta del Presidente

Gente AES

Antecedentes

Perfil del Grupo

Centrales de Generación

Terminales de Recepción de Combustibles

Ventas de Gas Natural

Balance de Energía

Indicadores Técnicos de Operación

Eventos Relevantes

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

Generación

Transmisión

06

11

13

14

16

20

28

32

34

36

37

38

42

48

48

49

50

51

52

52

54

55

56

58

60

62

64

66

Distribución

Balance de Energía

Balance de Potencia

Demanda Máxima del Sistema

Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica

Costo Marginal de Energía

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

Servicio de Regulación de Frecuencia

Mercado de Usuario No Regulados

Mercado de Contratos

ANEXOS

Glosario

Tablas y Medidas

INFORME ESTADÍSTICO 2013AES DOMINICANA 10 11

Carta del Presidente

Edwin De los SantosPresidente

Como nuevo Presidente de AES Dominicana, dedico este

documento testigo de los logros de la empresa a quien fuera impulsor de muchas de

las iniciativas que hoy celebramos y quien sostuvo las

riendas de la empresa hasta su inesperada partida, nuestro

amigo Marco De La Rosa

“

“

Es un gran placer presentarles la edición 2013 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.

En este año, nuestras unidades marcaron hitos operativos entre los que se pueden destacar la

generación de AES Andres y las unidades de ITABO S.A. con 2,099 GWh y 1,701 GWh, superando

su máximo histórico anual de generación a gas natural y carbón mineral respectivamente. Al

cierre del 2013, AES Dominicana aportó en promedio el 36.6% de toda la energía que demandó

el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para un total inyectado por esta empresa de

5,075 GWh, superando la generación del año 2012 y reafirmando con esto que somos la empresa

líder en el mercado eléctrico nacional.

El 84% de la energía producida por AES Dominicana fue adquirida por las Empresas Distribuidoras,

proporcionando ahorros significativos al Estado Dominicano al ser la energía más económica del

Sistema Nacional.

En este período, el mercado del gas natural registró récords de venta de este combustible

mostrando un crecimiento del 2.4% con respecto al año anterior, aumentando el renglón de ventas

al sector eléctrico, y haciendo que aumentaran también las compras de gas natural líquido en el

mercado internacional para suplir la creciente demanda.

En el ámbito corporativo, AES Dominicana muestra su compromiso con el país al fortalecer su

posición en torno a la gestión ambiental. Muestra de ello es que obtuvimos la recertificación

ISO14001 recibiendo una excelente retroalimentación por parte de los auditores sobre la robusta

gestión y el excelente desempeño en materia ambiental en nuestras unidades y sede corporativa.

En el área de seguridad industrial, los resultados de la encuesta Dupont en la que AES Dominicana

obtuvo una calificación de 97% siendo la más alta de la Corporación AES, consolidándonos

como una empresa con cultura de seguridad de clase mundial. El grupo AES fue galardonado por

La Cámara Americana de Comercio (AMCHAMDR) con el primer lugar en mejores prácticas de

Gobierno Corporativo.


Gente AES

VALORES

Poner la seguridad primero.Siempre ponemos primero la seguridad — para nuestra gente, los contratistas y las comunidades.

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

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

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

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

AES

DOM

INIC

ANA


AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el 1997 cuando, en el contexto de una fusión que

envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec,

que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades

de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen

más adelante en este informe.

En sus inicios, DPP operó bajo el esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés)

vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) desde el mes de mayo

de 1996 hasta agosto del año 2001. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se modifica el contrato

entre ambas y se establece un nuevo compromiso de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de

Electricidad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de mayo del 2003,

DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en

el mercado spot.

AntecedentesEn 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.

AES

DOM

INIC

ANA


AES inicia sus operaciones en República Dominicana con la firme convicción de aportar valor al

mercado energético nacional y contribuir con el desarrollo de las comunidades a las cuales sirve.

Hoy, AES Dominicana se posiciona como el principal grupo inversor del sector eléctrico dominicano,

con modernas facilidades para la producción de energía, con tecnología de última generación y con

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

nacional.

AES Dominicana cuenta con dos infraestructuras portuarias de gran calado: el Muelle Internacional

de Itabo, para descargar el carbón, y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el

Gas Natural Licuado; que además posee, dentro de las instalaciones, la primera terminal del país y

América Latina para distribución de gas natural licuado en camiones.

Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos

locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa, para ayudar a que las

comunidades crezcan a través de un suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra

de ello es que cada año los negocios de AES vienen superando sus propios récords históricos de

disponibilidad, generación y eficiencia, además de dar muestras fehacientes de transparencia al

emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana.

AES Dominicana sustenta el crecimiento del grupo empresarial en pilares como la responsabilidad

social corporativa, el cuidado del medio ambiente y su gente, la que considera el principal activo.

Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa socialmente responsable

a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan áreas precarias como la educación y la

salud infantil.

Perfil del Grupo

AES

DOM

INIC

ANA


Como grupo empresarial, AES Dominicana

combina una perspectiva global con conocimientos

locales profundos y un incansable compromiso con

la excelencia operativa.


CENTRALES DE GENERACIÓN Capacidad Instalada: 319 MW

Tecnología: CICLO COMBINADO

Combustible Primario: Gas Natural

Fecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre, 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

AES ANDRES

AES

DOM

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ANA

INFORME ESTADÍSTICO 20132322AES DOMINICANA

Capacidad Instalada: 2 X 118 MW

Tecnología: TURBINA GAS EN CICLO SIMPLE

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


Ventajas de esta Tecnología: Rápida Fabricación, Instalación y Bajo Impacto Ambiental

DPP

AES

DOM

INIC

ANA


Capacidad Instalada: 132 MW | Tecnología: TURBINA VAPOR

Combustible Primario: Carbón Mineral

Combustible Secundario: Fuel Oil 6

Combustible Terciario: Fuel Oil 2

Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984

Fabricante Turbina: Brown Bovery Company




Fabricante Generador: Foster Wheeler

Capacidad Nominal Generador: 150.6 MVA


Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno

Ventajas Tecnológicas: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

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: 10 de mayo del 1988

Fabricante Turbina: General Electric




Fabricante Generador: General Electric



Sistema Enfriamiento Generador: Hidrógeno

Ventajas Tecnológicas: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

ITABO 2

AES

DOM

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INFORME ESTADÍSTICO 20132726AES DOMINICANA

Capacidad Instalada: 34.5 MW

Tecnología: TURBINA GAS

Combustible Primario: Fuel Oil 2

Combustible Secundario: Gas Natural

Fecha Inicio Operación Comercial: 25 de agosto del 2012

Fabricante Turbina: General Electric


Etapas Turbina: Tres (3)

Etapas Compresor: Diecisiete (17)

Temperatura Gases Salida: 550 ºC




Velocidad Generador: 3,600 rpm

Ventajas de esta Tecnología: Flexibilidad operativa con rápido arranque para

subir los incrementos de demanda en horas pico.

SAN LORENZO

AES

DOM

INIC

ANA


MUELLE INTERNACIONAL AES Andres

El complejo energético AES Andres, ubicado en la comunidad de Andrés, Boca Chica, a sólo 15 minutos de Santo

Domingo, cuenta con un muelle y una terminal para la descarga de Gas Natural Líquido (GNL) y Fuel Oil #2.

La Terminal de Gas Natural forma parte importante de la estrategia a largo plazo de AES Dominicana y le abre las

puertas al país hacia el consumo de gas natural.

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 250 millones de

pies cúbicos estándar por día (MMscfd por sus siglas en inglés) de líquido a gas, con la capacidad de adicionar

125 MMscfd gracias a un tercer tren de regasificación.

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 Dominican Power Partners (DPP)

en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera, AES Dominicana permite mejorar la competitividad

de dicha planta ya que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad.

Características Técnicas y de Operación del Gasoducto

Longitud: 34 km / Diámetro: 12 pulgadas / Presión Máxima: 100 bares

Presión de Operación Promedio: 50 bares / Estaciones de Válvulas: Cinco (5)

En el 2011 empezaron las operaciones de Estrella del Mar II, una central eléctrica Bi-Fuel que opera a gas natural y Fuel

Oil #2 perteneciente al grupo Transcontinental Capital Corporation (SEABOARD). La misma obtiene gas natural por un

gasoducto conectado a la estación de gas #4 de DPP en Los Mina.

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN CRIOGÉNICA

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.

Terminales de Recepción de Combustibles

La terminal de carga de cisternas de GNL actualmente cuenta

con dos bahías de carga (con la posibilidad de duplicar la

capacidad) y un tasa de carga de 68 m3/h, lo que se traduce en

un tiempo medio de atención, desde el ingreso hasta la salida

del complejo, de aproximadamente una hora.

MUELLE INTERNACIONAL ITABO, S.A.

El Muelle Internacional ITABO, S.A., se encuentra en el área

costera de la central termoeléctrica ITABO, S.A., ubicado en el

KM 18 de la carretera Sánchez, municipio Bajos de Haina, San

Cristóbal. El muelle se encuentra próximo al Puerto Occidental

de Haina. Desde el 2006, el Muelle Internacional ITABO, S.A. ha

estado operando como punto de recepción del carbón mineral

utilizado en las unidades a vapor del complejo, agregándole

mayor autonomía al 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.

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.

AES

DOM

INIC

ANA

AES DOMINICANA 30 INFORME ESTADÍSTICO 201331


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

empresa de distribución, AES Dominicana se ha mantenido a la vanguardia en el negocio de venta de gas natural, abriéndole las

puertas al país a la distribución del mismo, hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las bondades de este

combustible.

En la actualidad, AES Andres no solo cuenta con la única terminal de distribución de gas natural líquido de la República Dominicana,

sino que fue la primera en ser instalada en toda América Latina. Esta obra se suma a la estrategia que tiene AES Dominicana, como

grupo, de contribuir a la evolución y diversificación de la matriz energética nacional. El gas natural que AES Andres vende en el

mercado dominicano es usado básicamente en tres sectores económicos: industrial, generación eléctrica y transporte. El siguiente

gráfico muestra el porciento de ventas del gas natural dividido por su uso durante el transcurso del año 2013.

VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2013 [12,798,205 MMBtu] En la gráfica siguiente aparece la evolución de ventas por tipo de consumo en el transcurso del año.

GNVIndustrialGeneración

MM

Btu

Ventas de Gas Natural

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

ENE JUNFEB JULMAR AGOABR SEPT NOVMAY OCT DIC

En el gráfico 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

2013 la venta de gas natural superó

en un 2% a las ventas del año anterior;

es decir, la demanda de terceros

incrementó al registrado en el 2012.

2010 2011 2012 2013

TBtu

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

AES

DOM

INIC

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VENTAS GAS NATURAL POR RENGLONES 2013[12.8 TBtu]

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.

33%

59%

59% Generación33% Industrial8% GNV

EVOLUCIÓN DE VENTAS DE GAS NATURAL A TERCEROS[TBtu]


En el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2013,

incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.

BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2013[GWh]

Balance de Energía

AES ANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2013 %

VENTAS POR CONTRATO

EDEESTE 75.1 69.2 76.5 76.9 82.3 80.8 84.5 85.9 85.6 86.8 80.4 80.7 964.7 44%

DPP 1.6 19.2 38.8 12.3 2.1 4.3 6.0 35.2 5.3 15.9 54.5 12.2 207.5 9%

UNR 76.0 71.9 76.8 77.8 81.4 66.8 74.9 63.1 51.9 40.9 31.8 26.4 739.9 33%

COMPRAS POR CONTRATO 0%

SEABOARD 44.8 69.1 - - - - - - - - - - 113.9 5%

VENTA/COMPRA SPOT (3.87) 40.55 0.44 25.18 25.62 21.87 23.56 8.68 40.27 42.51 13.41 62.64 300.9 14%

PRODUCCIÓN 104.66 132.13 192.67 192.27 191.39 173.83 188.97 192.95 183.15 186.11 180.13 181.44 2,099.7 100%

ITABO, S.A.

VENTAS POR CONTRATO

EDESUR 63.5 58.7 66.3 66.3 70.4 68.9 71.9 73.5 72.9 74.4 68.5 68.3 823.7 47%

EDENORTE 44.0 40.4 44.8 45.1 47.7 47.3 49.4 51.6 49.5 51.1 48.1 47.0 566.0 33%

EDEESTE 25.0 23.1 25.5 25.6 27.4 26.9 28.2 28.6 28.5 28.9 26.8 26.9 321.6 19%


SEABOARD 34.6 - - - - - - - - - - - 34.6 2%

VENTA/COMPRA SPOT 11.4 16.4 23.0 (18.3) (61.0) (16.8) 12.4 11.0 3.2 2.4 19.3 20.3 23.3 1%

PRODUCCIÓN ITABO 109.4 138.7 159.6 118.9 84.8 126.4 162.0 164.9 154.2 157.0 162.8 162.6 1,701.2 100%

DPP

VENTAS POR CONTRATO

EDEESTE 105.2 96.9 107.1 107.7 115.2 113.1 118.3 120.3 119.8 121.5 112.6 113.0 1,350.6 91%


ANDRES 1.6 19.2 38.8 12.3 2.1 4.3 6.0 35.2 5.3 15.9 54.5 12.2 207.5 14%

VENTA/COMPRA SPOT 22.2 11.1 1.2 19.9 16.4 12.2 12.1 5.4 8.9 6.5 0.5 12.4 128.9 9%

PRODUCCIÓN DPP 126.0 89.0 69.7 115.5 129.7 121.2 124.6 90.7 123.7 112.3 58.8 113.2 1,274.4 100%

ITABO, S.A.

En enero del 2013 terminó un contrato de respaldo con la empresa SEABOARD.

DPP

Durante el 2013 continuó el contrato de venta de energía entre DPP y EDEESTE. Así mismo DPP mantiene un contrato

de respaldo con AES Andres.

VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA 2013[5,527 GWh]

VENTAS POR CONTRATO 2013[4,974 GWh]

AES

DOM

INIC

ANA

90% Venta por Contrato 10% Venta Spot

81% Venta Distribuidora15% Venta Usuarios No Regulados4% Venta Otros Agentes

81%

15%

90%


Indicadores Técnicos de OperaciónA continuación se presenta una tabla con los índices y tasas más frecuentes de operación de centrales eléctricas aplicadas a las

unidades de generación de AES Dominicana. Como se puede apreciar en la métrica de Factor de Disponibilidad Equivalente (EAF

por sus siglas en inglés), el 2013 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 85.6% LOS MINA 5 hasta 94.3% AES

ANDRES, mostrando los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.

Es importante destacar que durante la gestión del 2013, la tasa de disponibilidad de la unidad uno de ITABO S.A (ITABO 2) aumentó

en un 11% con respecto al 2012. También cabe mencionar que AES Dominicana recibió el apoyo del Fondo Patrimonial de las

Empresas Reformadas (FONPER), logrando posicionar a ITABO, S.A., a la vanguardia de la gestión y la excelencia operacional del

grupo AES.

HEAT RATE AES DOMINICANA 2013

ANDRES

2,000.00

4,000.00

6,000.00

8,000.00

10,000.00

12,000.00

14,000.00

ITABO 1 ITABO 2 LOS MINA 5 LOS MINA 6

Btu

/KW

h

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 1.3%.

AES

DOM

INIC

ANA

EFOF AES DOMINICANA 2013EAF AES DOMINICANA 2013

ANDRES

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Los eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2013 coinciden con la

salida por mantenimiento mayor de sus centrales térmicas en la siguiente tabla.

EVENTOS RELEVANTES 2013

Eventos Relevantes

UNIDAD DESCRIPCIÓN DESDE HASTA HORAS

ITABO 2 Mantenimiento mayor 01/01/2013 21/01/2013 480

AES ANDRES Mantenimiento mayor 19/01/2013 08/02/2013 480

LOS MINA 5 Mantenimiento mayor 16/02/2013 08/04/2013 1,224

ITABO 1 Mantenimiento mayor 22/04/2013 02/07/2013 1,704

LOS MINA 6 Mantenimiento mayor 26/10/2013 25/11/2013 720

AES ANDRES Máxima generación de energía anual registrada de AES Andrés [2,099.8 GWh] 2013

ITABO S.A. Máxima generación de energía anual registrada de ITABO S.A. [1,701.2 GWh] 2013

AES ANDRES & DPP Recertificación ISO 9001 en las Centrales de AES Andres & DPP 2013

ANDRES

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

3.0%

2.5%

3.5%



Mer

cado

El

éctri

co

May

oris

ta


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.

Reseña Histórica del Sector Eléctrico

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ISTAAntes 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.


El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto

en su mayor parte por generadores térmicos en un 82.1%, 15.8% hidroeléctrica y un 2.1% por potencia molinos

eólicos.

Durante el año 2013 se incorporaron al SENI las centrales de generación QUISQUEYA 2, de la empresa Generadora

de Electricidad HAINA S.A. y QUISQUEYA 1 del auto-productor BARRICK GOLD Pueblo Viejo.

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

CAPACIDAD INSTALADA POR TECNOLOGÍA[3,702.6 MW A DICIEMBRE 2013]

CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE[3,702.6 MW A DICIEMBRE 2013]

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

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

Generación

24.4%

30.7%

16.3%

30.7% Motores Diesel24.4% Ciclo Combinado16.3% Turbina Vapor15.8% Turbina Hidraulica10.0% Turbina Gas2.1% Turbina Eólica0.7% Motores Gas Natural

45.3%

15.8%15.7%

43.5% Fuel No. 615.8% Agua15.7% Gas Natural11.5% Fuel No. 28.5% Carbón3.0% Fuel No. 6/Gas Natural2.1% Viento

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POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGÍA[DICIEMBRE 2013]

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las empresas AES Andres, ITABO, S.A. y DPP, posee el

23% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles más competitiva del

mercado (carbón y gas natural).

En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre del 2013, especificando el combustible, la

tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.

EMPRESA GENERADORA TURBINAVAPOR

TURBINAGAS

CICLOCOMBINADO

MOTORESDIESEL

MOTORESGAS NATURAL

HIDRO TURBINA EÓLICA

TOTAL

[MW] [%]

AES ANDRES 319.0 319.0 8.6%

ITABO S.A. 260.0 34.5 294.5 8.0%

DPP 236.0 236.0 6.4%

AES DOMINICANA 260.0 270.5 319.0 849.5 22.9%

EGE HAINA 53.6 100.0 215.0 391.8 79.5 839.9 22.7%

EGEHID 583.2 583.2 15.8%

METALDOM 41.3 41.3 1.1%

SEABOARD 110.0 73.3 183.3 5.0%

GPLV 194.5 194.5 5.3%

MONTE RIO 14.6 14.6 0.4%

CEPP 67.7 67.7 1.8%

LAESA 111.0 111.0 3.0%

LOS ORIGENES 25.0 25.0 0.7%

PUEBLO VIEJO 215.0 100.1 315.1 8.5%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP’S]

0.0

SAN FELIPE 185.0 185.0 5.0%

CESPM 291.0 291.0 7.9%

RIO SAN JUAN 1.5 1.5 0.0%

TOTAL [MW] 313.6 370.5 1335.0 995.8 25.0 583.2 79.5 3,702.55 100.0%


CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA [DICIEMBRE 2013]

UNIDADES TERMOELÉCTRICAS

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 1 VIENTO TURBINA EOLICA 25.20

JUANCHO LOS COCOS 2 VIENTO TURBINA EOLICA 46.00

QUILVIO CABRERA VIENTO TURBINA EOLICA 8.25

QUISQUEYA 2 FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 215.00

SubTotal 839.85

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

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UNIDADES TERMOELÉCTRICAS

EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

SEABOARD

ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 73.30

ESTRELLA DEL MAR 2 FUEL NO. 6/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

PVDC

MONTE RIO FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 100.10

QUISQUEYA 1 FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 215.00

SubTotal 315.10

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

MONTERIO POWER CORPORATION

INCA KM22 FUEL NO. 6 MOTORES DIESEL 14.60

SubTotal 14.60

LOS ORIGENES

LOS ORIGENES GAS NATURAL MOTORES A GAS 25.00

SubTotal 25.00

Total Térmica 3,119.4


EMPRESA HIDROELÉCTRICA

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS

EGEHID - HIDROS DE EMBALSE COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

TAVERA I AGUA TURBINA HIDRAULICA 48.00

TAVERA II AGUA TURBINA HIDRAULICA 48.00

JIGUEY I AGUA TURBINA HIDRAULICA 49.00

JIGUEY II AGUA TURBINA HIDRAULICA 49.00

AGUACATE I AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

AGUACATE II AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

VALDESIA I AGUA TURBINA HIDRAULICA 27.00

VALDESIA II AGUA TURBINA HIDRAULICA 27.00

RIO BLANCO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.50

RIO BLANCO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.50

MONCION I AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

MONCION II AGUA TURBINA HIDRAULICA 26.00

RINCON AGUA TURBINA HIDRAULICA 10.10

PALOMINO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 30.00

PALOMINO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 30.00

PINALITO I AGUA TURBINA HIDRAULICA 25.00

PINALITO II AGUA TURBINA HIDRAULICA 25.00

SubTotal de Embalse 497.1

UNIDADES HIDROELÉCTRICAS

EGEHID - HIDROS DE PASADA COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA POTENCIA [MW]

LOPEZ ANGOSTURA AGUA TURBINA HIDRAULICA 18.40

CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.60

CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.60

BAIGUAQUE I AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.60

BAIGUAQUE II AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.60

HATILLO AGUA TURBINA HIDRAULICA 8.00

JIMENOA AGUA TURBINA HIDRAULICA 8.40

EL SALTO AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.70

ANIANA VARGAS I AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30

ANIANA VARGAS II AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30

DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA TURBINA HIDRAULICA 2.00

DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA TURBINA HIDRAULICA 2.00

ROSA JULIA DE LA CRUZ AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.90

NIZAO NAJAYO AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.30

LOS ANONES AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.10

SABANA YEGUA AGUA TURBINA HIDRAULICA 12.80

LAS DAMAS AGUA TURBINA HIDRAULICA 7.50

SABANETA AGUA TURBINA HIDRAULICA 6.30

LOS TOROS I AGUA TURBINA HIDRAULICA 4.90

LOS TOROS II AGUA TURBINA HIDRAULICA 4.90

MAGUEYAL I AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.50

MAGUEYAL II AGUA TURBINA HIDRAULICA 1.50

LAS BARIAS AGUA TURBINA HIDRAULICA 0.90

SubTotal de Pasada 86.1

Total Hidro 583.20

TOTAL GENERAL 3,702.55


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.

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.

A diciembre del 2013 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.

Distribución

TransmisiónEn la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2013, 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.

Durante el 2013 la inyección total de energía eléctrica fue de 13,850.9 GWh. Las empresas con mayor aporte en el

abastecimiento de energía eléctrica fueron AES Andres con un 15.2%, HIDRO con 13.4%, EGEHINA con 12.6%, ITABO,

S.A. con un 12.3%, SEABOARD con 9.6% y DPP con un 9.2%. El grupo AES Dominicana aportó el 36.6% de la energía

en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) logrando la máxima participación entre los agentes del MEM.

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PARTICIPACIÓN ABASTECIMIENTO ENERGÍA 2013[13,850.9 GWh]

Balance de Energía

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2013

AES ANDRES 104.7 132.1 192.7 192.3 191.4 173.8 189.0 192.9 183.1 186.1 180.1 181.4 2,099.7

ITABO S.A. 109.4 138.7 159.6 118.9 84.8 126.4 162.0 164.9 154.2 157.0 162.8 162.6 1,701.2

DPP 126.0 89.0 69.7 115.5 129.7 121.2 124.6 90.7 123.7 112.3 58.8 113.2 1,274.4

AES Dominicana 340.0 359.8 422.0 426.8 405.8 421.4 475.6 448.6 461.0 455.4 401.8 457.2 5,075.3

EGEHID 138.6 119.8 113.2 117.5 165.3 198.0 205.8 160.4 169.7 166.4 150.2 155.1 1,859.8

CDEEE-IPP’s 116.4 56.7 80.8 83.2 118.1 85.5 61.1 140.6 69.9 0.9 1.3 4.3 818.7

EGE HAINA 127.9 123.0 133.7 120.1 123.2 109.4 114.6 116.5 118.3 206.8 193.6 252.3 1,739.3

GPLV 103.5 102.6 103.0 110.6 111.2 96.5 103.0 102.4 89.4 65.4 78.9 29.8 1,096.4

SEABOARD 121.7 97.7 106.4 110.2 107.4 116.2 118.9 119.1 105.6 116.2 114.1 96.7 1,330.2

CEPP 31.7 29.9 32.9 29.1 34.4 35.5 30.6 35.7 30.3 20.4 14.0 8.0 332.6

MONTE RIO 5.9 5.8 6.2 5.3 5.6 2.7 3.2 5.1 4.8 2.0 0.6 0.0 47.1

PVDC 26.2 35.5 42.9 47.4 59.7 33.9 41.4 58.9 62.5 57.3 63.9 15.4 545.0

METALDOM 11.5 9.4 9.8 9.9 14.0 16.2 11.3 9.6 15.4 12.5 7.7 6.3 133.6

LAESA 68.1 62.6 72.0 72.7 71.2 65.2 60.4 64.6 64.7 61.4 43.3 31.1 737.3

LOS ORÍGENES 10.3 13.2 15.2 10.0 13.5 12.7 13.8 12.5 11.9 6.1 8.9 7.3 135.5

INYECCIONES 1,102.0 1,015.9 1,138.1 1,142.7 1,229.4 1,193.0 1,239.7 1,273.8 1,203.6 1,170.8 1,078.3 1,063.6 13,850.9

EDESUR 323.2 297.8 336.5 336.0 357.3 350.1 365.2 373.4 370.3 377.8 347.5 347.1 4,182.0

EDENORTE 280.6 257.4 285.3 287.7 304.1 301.3 315.1 329.0 315.2 325.5 306.6 299.8 3,607.7

EDEESTE 273.9 252.3 279.1 280.5 300.0 294.5 308.1 313.3 312.2 316.4 293.3 294.2 3,517.8

PVDC 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 29.4 4.4 0.5 1.4 36.2

UNR’s 198.7 184.7 211.3 209.4 235.8 216.1 220.6 226.3 148.4 119.6 106.3 96.9 2,174.1

RETIROS INTERNOS 2.5 2.0 2.1 2.0 2.3 2.1 1.9 1.9 2.5 2.7 2.5 3.3 27.8

RETIROS 1,079.1 994.2 1,114.2 1,115.6 1,199.5 1,164.2 1,210.9 1,243.9 1,178.0 1,146.4 1,056.8 1,042.8 13,545.6

PÉRDIDAS 22.9 21.7 23.9 27.1 29.8 28.8 28.7 30.0 25.5 24.4 21.5 20.8 305.3

PÉRDIDAS % 2.1% 2.1% 2.1% 2.4% 2.4% 2.4% 2.3% 2.4% 2.1% 2.1% 2.0% 1.96% 2.20%


Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron HIDRO

con un 23.5%, AES Andres con un 13.6%, ITABO, S.A. con un 11.6%, PALAMARA LA VEGA con un 9.7%. Luego les

siguen las demás empresas generadoras con montos por debajo del 9% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una

participación de un 28.9% en el mercado de potencia firme como se muestra en el siguiente gráfico.

Balance de Potencia

BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2013 [MW]

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

AES ANDRES 261.9 274.5 270.0 263.0 269.1 267.0 266.6 268.0 270.4 262.3 257.1 260.79 265.9 13.6%

ITABO S.A. 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.88 225.9 11.6%

DPP 65.6 69.7 70.3 68.3 73.3 73.1 74.8 78.6 79.0 76.6 76.0 76.94 73.5 3.8%

AES DOMINICANA 553.4 570.0 566.2 557.2 568.3 566.0 567.3 572.5 575.3 564.8 559.0 563.61 565.3 28.9%

EGEHID 466.7 443.4 448.2 463.9 451.0 463.8 466.9 463.6 455.3 456.5 468.6 468.50 459.7 23.5%

CDEEE-IPPs* 87.1 93.5 94.4 91.4 92.1 84.9 81.9 80.1 77.9 72.6 67.6 63.39 82.2 4.2%

HAINA 153.6 152.7 150.9 148.0 148.6 145.8 144.3 143.6 142.8 141.3 139.7 139.05 145.9 7.5%

GPLV 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.88 189.9 9.7%

SEABOARD 180.2 180.2 180.2 180.2 180.2 180.2 180.2 180.2 180.2 180.2 180.2 180.15 180.2 9.2%

CEPP 63.6 64.6 64.6 63.9 64.4 63.9 64.1 64.6 64.8 64.6 64.9 65.09 64.4 3.3%

MONTERIO 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.16 14.2 0.7%

METALDOM 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.56 40.6 2.1%

PVDC 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.42 96.4 4.9%

LAESA 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.42 108.4 5.5%

LOS ORIGENES - - - - - - - - 8.2 24.7 24.7 24.75 6.9 0.4%

Total 1,953.9 1,953.9 1,953.9 1,954.0 1,954.1 1,954.0 1,954.0 1,954.0 1,954.1 1,954.1 1,954.1 1,954.0 1,954.0 100.0%

*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM

BALANCE POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2013 [MW]

Demanda Máxima del SistemaLa 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.

En el 2013 la demanda máxima ocurrió a las 21:00 horas del día 13 de mayo, donde se verificó un total de inyecciones brutas

de 2,148 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 2,024 MW de los cuales el 83.5% fueron retirados por las

distribuidoras, 16.3% por Usuarios No Regulados y 0.2% por consumos propios.

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DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 2013[MW]

MES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC

Día / Hora D09 H21 D22 H21 D19 H21 D11 H21 D13 H21 D05 H21 D24 H22 D05 H21 D12 H21 D03 H20 D13 H20 D31 H20

INYECCIONES

Inyecciones Brutas 1,891 1,967 1,991 2,048 2,148 2,093 2,088 2,085 2,080 1,998 1,935 1,900

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,843 1,905 1,924 1,984 2,089 2,038 2,025 2,021 2,019 1,944 1,866 1,847

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

1,839 1,900 1,919 1,980 2,084 2,033 2,020 2,015 2,014 1,938 1,862 1,844

RETIROS

Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A.

475 504 530 530 541 510 518 540 522 558 539 550

EdeNorte Dominicana S. A. 516 530 552 525 545 547 543 558 551 524 541 573

EdeSur Dominicana S.A. 507 524 489 559 603 574 602 564 583 591 566 589

Usuarios No Regulados [UNR] 298 298 309 321 331 324 276 327 198 192 159 62

Otros Retiros 1 6 8 8 3 8 3 2 8 5 6 17

TOTAL RETIROS 1,797 1,863 1,888 1,943 2,024 1,963.4 1,942 1,991 1,863 1,871 1,811 1,792

Pérdidas [MW] 42 37 31 37 60 70 78 24 151 67 51 52

Pérdidas [%] 2.3% 1.9% 1.6% 1.9% 2.9% 3.4% 3.9% 1.2% 7.5% 3.5% 2.8% 2.8%


Abastecimiento de Energíapor Tipo de CombustibleEl 36.2% de la energía abastecida en el 2013 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 31.4%, seguido por el carbón

con un 14.5% de participación.

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica

Se destaca el hecho de que durante el 2013 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.

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).

ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE[GWh]

36.2% Fuel No. 613.4% Agua31.4% Gas Natural2.8% Fuel No. 214.5% Carbón3.0% Fuel No. 6/Gas Natural1.7% Viento

36.2%

31.4%

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 2013 expresados en US$/MMBTU.

PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS COMBUSTIBLES 2013[US$/MMBtu]

A continuación se muestran los precios con las unidades originales:

PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013[US$/MMBtu]

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

CARBÓN 3.13 3.20 3.18 2.96 2.95 2.72 2.61 2.66 2.65 2.77 2.94 2.87

GAS NATURAL Nymex 3.35 3.31 3.77 4.16 4.07 3.81 3.64 3.41 3.62 3.65 3.62 4.28

FUEL OIL 6 14.48 14.81 14.35 13.70 13.64 13.47 13.67 13.94 14.15 13.79 13.41 13.75

FUEL OIL 2 17.61 18.36 17.01 15.97 15.90 16.15 16.73 17.25 17.13 16.96 16.51 17.11

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

CARBÓN US$/MT 78.17 80.12 79.39 73.97 73.74 68.04 65.32 66.48 65.81 68.84 73.12 71.19

GAS NATURAL US$/MMBtu 3.35 3.31 3.77 4.16 4.07 3.81 3.64 3.41 3.62 3.65 3.62 4.28

FUEL OIL 6 US$/BBLS 96.70 98.95 95.86 91.49 91.14 89.98 91.29 93.10 94.54 92.11 89.55 91.88

FUEL OIL 2 US$/GAL 3.02 3.15 2.92 2.74 2.73 2.77 2.87 2.96 2.94 2.91 2.83 2.94

ENE

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

JUNFEB JULMAR AGOABR SEPT NOVMAY OCT DIC

FUEL NO. 6GAS NATURAL NYMEXFUEL NO. 2CARBÓN

US

$/M

MB

tu


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 2013.

Costo Marginal de Energía

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.

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 DE ENERGÍA 2013 [US$/MWh]

US$/MWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO

CMg PROM 199 205 209 211 198 179 179 199 194 165 158 138 186

CMg MAX 216 222 226 220 212 211 209 212 215 218 213 208 215

ENE

50

100

150

200

250


CMG PROMCMG MAX

US

$/M

Wh

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

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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.

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 2013[US$/KW-mes]

US$/KW-mes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO

CMG Potencia 8.27 8.36 8.41 8.46 8.45 8.39 8.41 8.41 8.46 8.57 8.51 8.45 8.43

Derecho Conexión 2.98 3.36 3.82 3.79 4.30 4.30 4.23 4.30 4.39 4.42 4.10 4.18 4.02

ENE

2

4

6

8

10

12

JUNFEB JULMAR AGOABR SEPT NOV DICMAY OCT

DERECHO CONEXIÓNCMG POTENCIA

US

$/K

W-m

es


ENE

10

20

30

40

50

60

70


GW

h

5% DEMANDA3% DEMANDAMONTERIOFALCONMETALDOMSEABOARD

GPLVHAINASAN FELIPEHIDRODPPANDRES

Servicio de Regulación de FrecuenciaEn 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.

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 26% y 47% respectivamente para totalizar un 72% de los márgenes de

reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad

del suministro eléctrico.

PARTICIPACIÓN REGULACIÓN PRIMARIA FRECUENCIAReserva Aportada 2013 [GWh]

GW

h

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Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES Andres y DPP aportaron al sistema el 48% y el 23%

respectivamente para totalizar un 71% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del

servicio durante el 2013. Además, en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas y CDEEE, esta última a

través de sus contratos con IPP’s; la primera con un aporte del 23% y la segunda con 6%.

PARTICIPACIÓN REGULACIÓN SECUNDARIA FRECUENCIAReserva Aportada 2013 [GWh]

ENE

10

20

30

40

50

60

70


5% DEMANDA3% DEMANDASAN FELIPEDPPHIDROANDRES


Mercado de Usuarios No ReguladosLa 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 2013 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.

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2013.

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 136.8 GWh, lo que representó un 11.8% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2013.

Además, durante el año 2013 el mercado de UNR consumió aproximadamente 1,633 GWh de energía, de los cuales AES

Dominicana aportó 740 GWh, lo que representa un promedio mensual de 61.6 GWh y un 45.3% de participación energética en

dicho mercado.

RETIROS DE ENERGÍA DE LOS UNR POR EMPRESA VENDEDORA 2013 [GWh]

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

AES ANDRES 76.02 71.95 76.85 77.83 81.38 66.76 74.92 63.14 51.94 40.89 31.83 26.44 740 45.3%

EDEESTE 28.35 27.29 28.56 28.90 29.62 28.57 31.35 35.06 32.43 30.68 29.15 29.59 360 22.0%

EDENORTE 5.04 5.87 6.09 7.11 7.49 7.56 8.09 7.95 7.73 8.61 7.39 5.94 85 5.2%

EDESUR 13.70 13.44 14.99 15.55 16.02 15.30 16.00 16.18 15.95 16.82 15.67 14.89 185 11.3%

EGEHID 12.66 11.51 12.49 13.65 13.91 12.90 13.88 14.26 13.73 14.05 14.14 11.40 159 9.7%

HAINA - - - - - - - - 19.03 - - - 19 1.2%

SEABOARD 6.90 6.41 6.36 7.18 7.53 7.31 7.35 7.40 7.57 7.71 7.44 6.83 86 5.3%

MERCADO SPOT UNR 2.30 1.18 0.85 0.30 1.04 0.98 0.73 - - 0.83 0.71 1.79 11 0.7%

Total Retiros 144.97 137.67 146.19 150.51 156.99 139.39 152.31 144.00 148.38 119.60 106.33 95.10 1,633 100.0%

UNR EN MERCADO SPOTHAINASEABOARDEGEHID

EDESUREDENORTEEDEESTEAES ANDRES

ENE

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


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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.

EVOLUCIÓN PARTICIPACIÓN MERCADO DE UNR 2013


Mercado de Contratos

Se puede ver la participación de AES Dominicana en el mercado de contratos de energía durante el 2013 a través de las

empresas AES Andres (13.4%), DPP (9.5%) e ITABO, S.A. (12.0%) abasteciendo un total de 35.0% de toda la demanda

contractual registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de HAINA (20.0%), CDEEE (11.9%)

y la HIDRO (11.8%).

Los contratos, también llamados PPA’s por sus siglas en inglés (Power Purchase Agreement), son acuerdos bilaterales realizados

libremente entre las partes, uno que genera la electricidad con el propósito de venderla (vendedor) y otro que desea adquirirla

(comprador), para la compra y venta de energía, potencia y otros servicios complementarios de electricidad.

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

contratos durante el 2013.

VENTAS DE ENERGÍA POR CONTRATO EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA POR EMPRESA 2013 [GWh]

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

GENERADORES

AES ANDRES 152.7 160.3 192.2 167.1 165.8 151.9 165.4 184.3 142.9 143.6 166.7 119.3 1,912.1 13.4%

DPP 105.2 96.9 107.1 107.7 115.2 113.1 118.3 120.3 119.8 121.5 112.6 113.0 1,350.6 9.5%

ITABO S.A. 132.6 122.1 136.6 137.1 145.6 143.1 149.5 153.7 150.8 154.4 143.4 142.2 1,711.3 12.0%

CDEE 135.3 120.1 134.5 135.2 143.2 141.0 147.3 151.8 148.3 152.4 141.5 139.6 1,690.3 11.9%

CEPP 24.2 22.2 24.6 24.8 26.2 26.0 27.2 31.0 30.3 31.1 28.9 28.6 325.1 2.3%

EGEHID 111.6 100.4 100.7 104.5 149.3 171.4 176.2 152.5 161.3 156.8 140.7 147.0 1,672.4 11.8%

GPLV 103.0 102.0 102.6 110.0 88.4 86.9 90.8 93.6 91.5 93.9 87.3 86.3 1,136.5 8.0%

HAINA 238.5 217.4 255.1 249.7 281.5 276.0 276.5 296.2 229.2 214.9 199.6 198.1 2,932.7 20.6%

LAESA - - 45.4 49.4 - - - - - - - - 94.8 0.7%

MONTE RIO 5.9 5.8 6.2 5.3 5.6 2.7 3.2 5.1 4.8 2.0 0.2 - 46.8 0.3%

PVDC 26.1 35.5 42.8 47.4 59.7 33.8 41.3 58.9 60.9 42.4 29.3 9.9 487.9 3.4%

SEABOARD 86.3 75.5 6.4 7.2 7.5 7.3 7.4 7.4 7.6 7.7 7.4 6.8 234.5 1.6%

Total 1,121.4 1,058.3 1,154.2 1,145.4 1,188.0 1,153.1 1,202.9 1,254.8 1,147.5 1,120.7 1,057.7 990.9 13,594.9 95.6%

DISTRIBUIDORES

EDEESTE 28.3 27.3 28.6 28.9 29.6 28.6 31.3 35.1 32.4 30.7 29.1 29.6 359.5 2.5%

EDENORTE 5.0 5.9 6.1 7.1 7.5 7.6 8.1 8.0 7.7 8.6 7.4 5.9 84.9 0.6%

EDESUR 13.7 13.4 15.0 15.5 16.0 15.3 16.0 16.2 16.0 16.8 15.7 14.9 184.5 1.3%

Total 47.1 46.6 49.6 51.6 53.1 51.4 55.4 59.2 56.1 56.1 52.2 50.4 629.0 4.4%

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xos


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

Glosarioel 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.

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.

ANEX

OS


BALANCE POTENCIA FIRME DEFINITIVO 2012[MW]

ÍNDICE DE PRECIOS DEL CONSUMIDOR DE USA (CPI)[2003-2013]*

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

AES ANDRES 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.5 280.6 280.5 280.54 280.5 14.1%

ITABO S.A. 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.9 225.8 225.84 225.8 11.4%

DPP 144.7 144.7 173.8 175.3 132.0 117.9 107.1 99.4 91.7 81.2 74.9 71.95 117.9 5.9%

AES DOMINICANA 651.0 651.0 680.1 681.6 638.4 624.3 613.4 605.7 598.0 587.6 581.3 578.33 624.2 31.5%

EGEHID 329.6 329.7 329.4 326.3 345.7 355.6 380.9 393.7 414.7 443.5 460.8 469.00 381.6 19.2%

CDEEE-IPPs* 193.0 193.0 213.0 213.9 172.2 157.9 143.1 132.2 121.8 107.9 99.5 95.58 153.6 7.7%

HAINA 186.8 186.7 199.2 199.9 181.6 175.6 170.9 167.6 164.7 160.3 157.6 156.28 175.6 8.9%

GPLV 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 190.0 189.9 189.93 189.9 9.6%

SEABOARD 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.0 14.2 14.2 14.2 14.2 14.16 6.3 0.3%

CEPP 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.0 64.99 65.1 3.3%

MONTERIO 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.39 96.4 4.9%

METALDOM 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.55 40.6 2.0%

PVDC 71.9 71.9 71.9 71.9 155.7 181.4 180.1 180.1 180.1 180.1 180.1 180.11 142.1 7.2%

LAESA 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.42 108.4 5.5%

Total 1,932.7 1,932.7 1,993.9 1,994.0 1,994.0 1,995.2 1,993.8 1,993.8 1,993.9 1,993.9 1,993.8 1,993.7 1,983.8 100.0%

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

2003 181.7 183.1 184.2 183.8 183.5 183.7 183.9 184.6 185.2 185.0 184.5 184.3 184.0

2004 185.2 186.2 187.4 188.0 189.1 189.7 189.4 189.5 189.9 190.9 191.0 190.3 188.9

2005 190.7 191.8 193.3 194.6 194.4 194.5 195.4 196.4 198.8 199.2 197.6 196.8 195.3

2006 198.3 198.7 199.8 201.5 202.5 202.9 203.5 203.9 202.9 201.8 201.5 201.8 201.6

2007 202.4 203.5 205.4 206.7 207.9 208.4 208.3 207.9 208.5 208.9 210.2 210.0 207.3

2008 211.1 211.7 213.5 214.8 216.6 218.8 220.0 219.1 218.8 216.6 212.4 210.2 215.3

2009 211.1 212.2 212.7 213.2 213.9 215.7 215.4 215.8 216.0 216.2 216.3 215.9 214.5

2010 216.7 216.7 217.6 218.0 218.2 218.0 218.0 218.3 218.4 218.7 218.8 219.2 218.1

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

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

2013 230.3 232.2 232.8 232.5 232.9 233.5 233.6 233.9 234.1 233.5 233.1 233.0 233.0

*Bureau of Labor Statistic U.S.

*Solo incluye a SAN FELIPE & CESPM

TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA LA COMPRA Y VENTA DE DOLARES ESTADOUNIDENSES[2003-2013]*

ANEX

OS

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

2003 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

2004 COMPRA 46.09 49.23 46.52 44.35 46.92 48.12 44.84 41.25 36.95 32.27 29.56 28.86 41.25

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

2005 COMPRA 29.84 28.85 28.30 28.25 28.70 28.90 28.93 29.00 30.42 32.41 33.25 33.12 30.00

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

2006 COMPRA 34.56 34.17 32.56 32.11 32.49 32.77 32.75 32.63 32.95 33.47 33.56 33.09 33.09

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

2007 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

2008 COMPRA 33.76 33.83 33.92 34.03 34.01 34.16 34.27 34.68 34.83 34.99 35.19 35.26 34.41

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

2009 COMPRA 35.37 35.56 35.67 35.83 35.95 35.92 35.98 36.03 36.06 36.09 36.09 36.09 35.89

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

2010 COMPRA 36.11 36.19 36.30 36.42 36.70 36.73 36.80 36.89 36.98 37.21 37.22 37.31 36.74

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

2011 COMPRA 37.45 37.63 37.76 37.84 37.89 38.03 38.04 38.06 38.15 38.30 38.44 38.55 38.01

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

2012 COMPRA 38.86 38.94 38.99 39.02 39.02 39.07 39.08 39.11 39.20 39.43 39.94 40.17 39.24

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

2013 COMPRA 40.59 40.76 41.00 41.05 41.09 41.45 41.89 42.36 42.61 42.44 42.45 42.60 41.69

VENTA 40.70 40.85 41.10 41.15 41.19 41.60 42.00 42.49 42.71 42.53 42.53 42.71 41.80

*Banco Central de la República Dominicana


UNIDADES DE DENSIDADKg / m3 Lb / Pie3 Lb / Gl (UK) Lb / Gl (US)

Kilogramo por Metro Cúbico Kg / m3 1 0.062 0.010 0.008

Libra por Pie Cúbico Lb / Pie3 16.019 1 0.161 0.134

Libra por UK Galón Lb / Gl (UK) 99.776 6.229 1 0.833

Libra por US Galón Lb / Gl (US) 119.826 7.480 1.201 1

UNIDADES DE ENERGÍAJ Cal Btu KWh

Joule J 1 0.239 0.009 0.000

Caloría Cal 4.187 1 0.004 0.000

Unidad Térmica Britanica Btu 1055.06 252 1 0.000

KiloWatt Hora KVh 3600000 8598000 3412.14 1

UNIDADES DE MASAKg Ton. Ton. Larga Ton. Corta Libra (Lb)

Kilogramo Kg 1 0.001 0.001 0.001 2.205

Tonelada T 1000 1 0.984 1.102 2204.62

Tonelada Larga TL 1016 1.016 1 1.12 2240

Tonelada Corta TC 907 0.907 0.893 1 2000

Libra Lb 0.454 0.000 0.000 0.001 1

PODERES CALORÍFICOS SUPERIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLESCombustibles Líquidos 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

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

Combustibles Gaseosos 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 Sólidos 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

ANEX

OS

Diseño y Diagramación: Newlink Dominicana

Impreso en papel reciclado

AES DOMINICANA Oficinas Administrativas:Ave. Winston Churchill No.1099Ensanche PiantiniTorre Citi Group en Plaza Acrópolis, Piso 23CP 10148 Santo DomingoRepública DominicanaTeléfono: (809) 955-2223Fax: (809) 955-8413Webpage: www.aesdominicana.com.do

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