Informe Negocios 2009

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Informe Estadístico

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Informe Negocios 2009

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Informe Estadístico

ContenidoLos Valores de AES

Carta del Presidente de AES Dominicana

AES Dominicana

Antecedentes de AES Dominicana

Perfil de AES Dominicana

Centrales de Generación

Terminales de Recepción de Combustible

Nuevas Líneas de Negocio

Balance de Energía

Balance de Potencia

Usuarios No Regulados

Consumos Combustible Primario

Importaciones Combustible Primario

Indicadores Técnicos de Operación

Eventos Relevantes

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1010

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864

Mercado Eléctrico Mayorista

Estadísticas Anuales

Anexos

Reseña Histórica Sector Eléctrico Dominicano

Generación

Transmisión

Distribución

Balance de Energía

Balance de Potencia

Demanda Máxima

Abastecimiento Energía por Combustible

Precios Internacionales de Combustibles

Costo Marginal de Energía

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

Servicio de Regulación de Frecuencia

Usuarios No Regulados

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Capacidad Instalada

Balance Energía

Demanda Máxima

Castos Marginales Energía

Precios Internacionales de Combustibles

Interrupciones Totales SENI

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eficiente la producción de electricidad en base al carbón mineral, ambos combustibles fósiles son actualmente los más competitivos y eficientes de todos los que se utilizan en el mercado local.

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

Marco De la Rosa Presidente AES Dominicana

Marco De la Rosa

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

AES Dominicana agrupa las empresas Dominican Power Partners (DPP), AES AES ANDRES, 100% propiedad de AES Corporation, y AES ITABO donde posee un 50% de las acciones y administra sus operaciones.

El 2009 podemos definirlo como un año de sostenibilidad y continuidad en los procesos de mejoras y transformaciones que viene realizando AES Dominicana en la búsqueda de la excelencia, destacándose notables progresos en temas tales como: nuevas líneas de negocio y desempeño operativo.

Durante el 2009 AES Dominicana mantuvo una posición de liderazgo en la industria eléctrica nacional con un aporte promedio del 33% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

AES Dominicana ha sido clave en el proceso de diversificación de la matriz de combustibles del sector eléctrico de la República Dominicana, al introducir el gas natural para la generación de electricidad y reestablecer de manera

de AES Dominicana

Carta del Presidente

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

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

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

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

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

de AES• Pone la seguridad primero

• Actúa con integridad

• Honra sus compromisos

• Se esfuerza por la excelencia

• Disfruta su trabajo

La Gente AES

Los Valores

¿Qué en ellos?

entendemos

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

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DominicanaAES 2009

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Antecedentes de AES Dominicana

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

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

En el 2000 se concibe la idea de que es necesario apostar al desarrollo del país en largo plazo, por lo que se inicia la construcción del proyecto de AES ANDRES en Caucedo, Boca Chica, con 319 MW de generación de energía en ciclo combinado (la central de generación mas grande de República Dominicana), un puerto y facilidades para recepción de Gas Natural para alimentar a AES ANDRES y la construcción del gasoducto hacia la central de DPP en Los Mina.

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

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

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

Perfil de AES Dominicana

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

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

AES Dominicana cuenta con dos infraestructuras portuarias de gran calado; el Muelle Internacional de Itabo, para descargar el carbón que utiliza en la producción de electricidad y el Muelle Internacional de AES Andres, para descargar el Gas Natural Licuado que utiliza para la producción de electricidad. Además posee, dentro de las instalaciones de AES Andres, la primera Terminal del país y América Latina para Distribución de Gas Natural Licuado en camiones.

Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa, para ayudar a que las comunidades crezcan a través de un

suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra de ello es que año tras año los negocios de AES vienen superando sus propios record históricos de disponibilidad, generación y eficiencia. Además de dar muestras fehacientes de transparencia al emplear las mejores prácticas de gobierno corporativo dentro de la industria eléctrica dominicana.

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

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

AES ANDRES

Capacidad Instalada: 319 MWTecnología: Ciclo CombinadoCombustible Primario: Gas Natural LíquidoFecha Inicio Operación Comercial: 2 de diciembre del 2003Fabricante Turbina Gas: MitsubishiCapacidad Turbina Gas: 198 MWVelocidad Turbina Gas: 3,600 rpmTemperatura Gases Entrada Recuperadora: 610 ºCFabricante Generador Turbina Gas: MitsubishiCapacidad Nominal Generador Turbina Gas: 218.5 MVAVoltaje Nominal Generador Turbina Gas: 18 kVEnfriamiento: AireFabricante Turbina Vapor: HitachiCapacidad Turbina Vapor: 121 MWVelocidad Turbina Vapor: 3,600 rpmPresión Vapor: 124 kg/cm² Temperatura Vapor: 568 ºCFabricante Generador Turbina Vapor: SiemensCapacidad Nominal Generador Turbina Vapor: 134 MVAVoltaje Nominal Generador Turbina Vapor: 13.8 kVSistema Enfriamiento Generador: AireVentajas de esta Tecnología: Bajo Impacto Ambiental y Mayor Eficiencia Energética

DPP

Capacidad Instalada: 2 x 118 MWTecnología: Turbina GasCombustible Primario: Gas Natural LíquidoFecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996Fabricante: WestinghouseVelocidad Turbina: 3,600 rpmEtapas Turbina: Cuatro (4)Etapas Compresor: Catorce (14)Temperatura Gases Salida: 630 ºCCapacidad Nominal Generador: 2 x 142 MVAVoltaje Nominal Generador: 13.8 kVVelocidad Generador: 3,600 rpmSistema Enfriamiento Generador: AireVentajas de esta Tecnología: Rápida Fabricación e Instalación y Bajo Impacto Ambiental

ITABO 2

Capacidad Instalada: 132 MWTecnología: Turbina VaporCombustible Primario: Carbón MineralCombustible Secundario Fuel Oil 6Combustible Terciario: Fuel Oil 2Fecha Inicio Operación Comercial: 10 de mayo del 1988Fabricante Turbina: General ElectricVelocidad Turbina: 3,600 rpmPresión Vapor: 146 kg/cm²Temperatura Vapor: 540 ºCFabricante Generador: General ElectricCapacidad Nominal Generador: 155.3 MVAVoltaje Nominal Generador: 13.8 kVSistema Enfriamiento Generador: HidrógenoVentajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

ITABO 1

Capacidad Instalada: 128 MWTecnología: Turbina VaporCombustible 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 rpmPresión Vapor: 141 kg/cm²Temperatura Vapor: 535 ºCFabricante Generador: Foster WheelerCapacidad Nominal Generador: 150.6 MVAVoltaje Nominal Generador: 13.8 kVSistema Enfriamiento Generador: HidrógenoVentajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

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Terminales de Recepción de Combustibles

Muelle Internacional AES ANDRES

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

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

Dentro de su infraestructura, la terminal cuenta con un sistema de descarga de barcos con tres (3) brazos con capacidad para descargar 10,000 m3 de gas natural líquido por hora, además cuenta un tanque criogénico de paredes dobles con aislamiento, con capacidad para almacenar 160,000 m3 de gas natural líquido y también cuenta con un sistema de regasificación con capacidad para convertir de líquido a gas 250,000 MMBTU por día. Por último, cuenta con un sistema de “boiloff” de seguridad que maneja los gases del tanque criogénico manteniendo la presión atmosférica.

Durante el 2009 la terminal de AES ANDRES descargó un volumen de 943,024 m3, a través de unos siete (7) barcos tanqueros, que mantienen en estado líquido el gas a una temperatura de -161 ºC a presión adecuada dentro del tanque.

Muelle Internacional AES ITABO

El Muelle Internacional AES ITABO, se encuentra en el área costera de la Central Termo Eléctrica AES ITABO, ubicado en el KM 18 de la carretera Sánchez, Municipio Bajos de Haina, San Cristóbal. El Muelle se encuentra próximo al Puerto Occidental de Haina (Latitud 18º 40’ 29” N; Longitud 70º 02’ 5” W), aproximadamente a unos 8 km al suroeste de la ciudad de Santo Domingo Oeste; limitado al Norte por el barrio El Gringo, al sur por la Refinería Dominicana, al Este por el Mar Caribe y al Oeste por el Barrio El Caliche.

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

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

Otras de las características principales del Muelle AES ITABO son:

• El calado es de catorce (14) metros, lo que permite la recepción de naves tipo Handymax (45,000 t/m) y Panamax (65,000 t/m), con eslora de hasta 270 metros.

• El sistema de transporte de sólidos tiene una capacidad para descargar 1,200 toneladas por hora (promedio).

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

Gasoducto AES ANDRES - DPP

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

Características Técnicas y de Operación del Gasoducto:Longitud: 34 kmDiámetro: 12 pulgadasPresión Máxima: 100 barPresión Promedio: 50 barVálvulas de Venteo: Cinco (5)Válvulas de Toma: Cinco (5)

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Nuevas Líneas de Negocio

Negocio de Venta de Gas Natural Comprimido

En el año 2005, AES ANDRES firma su primer contrato de venta de Gas Natural con una empresa de distribución local, LINEA CLAVE INTERNACIONAL, la cual tomó la decisión de desarrollar la tecnología de Distribución de Gas Natural Comprimido por Camiones. Con este contrato se abrió la puerta en el país a la distribución de Gas Natural hacia nuevos mercados que hasta entonces no podían contar con las ventajas de este combustible.

A partir del año 2007 AES ANDRES comienza exitosamente la primera entrega de Gas Natural a LINEA CLAVE, quien tiene sus instalaciones adyacentes al parque energético AES ANDRES, lugar en el que el gas natural es comprimido a altas presiones y envasado en contenedores especiales para tal fin. A partir de ahí, el gas natural es transportado en camiones a las distintos consumos industriales que han incursionado en el uso de este combustible.

Negocio de Venta de Gas Natural Líquido

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

Este nuevo negocio consiste en una estación con facilidades para cargar o llenar camiones con gas natural líquido (GNL). La misma está localizada dentro de la terminal de GNL, en Punta Caucedo.

La estación de carga incluye dos áreas para recepción de camiones con una válvula de descarga o llenado en cada una. De esa forma la estación tiene disponibilidad para llenar de manera simultánea dos camiones de 45 metros cúbicos a una velocidad de 68 metros cúbicos por hora para cada camión. Además el espació está diseñado para la construcción de dos áreas de recepción adicionales en el futuro.

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

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

BALANCE ENERGÍA AES DOMINICANA 2009[GWh]

AES ANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2009

VENTAS POR CONTRATO

EDENORTE - 13.44 14.88 14.40 14.88 14.40 14.88 14.88 14.40 22.32 21.60 22.32 182

EDEESTE 25.63 22.78 25.28 25.65 26.57 28.16 29.14 28.04 26.71 28.19 25.81 28.43 320

DPP 41.88 38.15 45.27 36.69 76.97 85.65 89.72 78.85 109.80 93.43 84.63 68.99 850

ITABO - - - - 0.71 17.73 9.34 22.97 1.72 8.40 4.16 2.64 68

UNR 17.95 17.18 18.87 17.99 18.95 21.17 23.84 23.53 32.22 34.15 32.06 29.02 287

COMPRAS POR CONTRATO

ITABO - - - 3.70 18.52 0.57 1.47 0.69 1.52 3.58 5.86 3.14 39

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) (5.75) 13.77 37.79 0.07 (67.46) 10.29 15.88 22.84 (3.24) 4.85 9.60 22.95 62

PRODUCCION ANDRES 79.72 105.32 142.10 91.09 52.11 176.84 181.34 190.42 180.09 187.76 172.00 171.22 1,730

AES ITABO

VENTAS POR CONTRATO

EDESUR 58.83 52.24 56.24 57.56 59.34 61.17 64.20 64.53 62.50 65.70 60.11 63.39 726

EDENORTE 41.76 36.55 39.64 41.48 42.29 43.79 47.57 47.32 45.29 48.46 43.30 45.58 523

EDEESTE 24.59 21.64 24.00 24.44 25.31 26.92 27.83 28.04 26.71 28.19 25.81 28.43 312

CDEEE 35.14 41.76 43.10 41.18 42.60 39.79 13.74 5.52 38.49 38.49 35.81 40.32 416

ANDRES - - - 3.70 18.52 0.57 1.47 0.69 1.52 3.58 5.86 3.14 39

UNR 0.21 0.23 0.32 0.31 0.25 0.25 0.25 0.27 0.20 0.25 0.19 0.17 3

COMPRAS POR CONTRATO

ANDRES - - - - 0.71 17.73 9.34 22.97 1.72 8.40 4.16 2.64 68

MONTERIO - - - - - - - - 4.31 3.04 1.80 1.59 11

FALCONDO 35.14 41.76 43.10 41.18 42.60 39.79 13.74 5.52 38.49 38.49 35.81 40.32 416

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 18.44 (25.33) (28.90) (0.86) (3.10) (18.60) (6.34) (2.21) (2.31) 7.34 11.85 11.68 (38)

PRODUCCION ITABO 143.84 85.33 91.30 126.64 141.90 96.36 125.63 115.66 127.88 142.07 141.15 148.17 1,486

DPP

VENTAS POR CONTRATO

EDEESTE 103.27 90.88 100.81 102.65 106.30 113.05 116.89 117.74 112.18 118.38 108.39 119.42 1,310

COMPRAS POR CONTRATO

ANDRES 41.88 38.15 45.27 36.69 76.97 85.65 89.72 78.85 109.80 93.43 84.63 68.99 850

VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 1.28 0.37 (0.00) 0.92 0.85 0.02 0.00 (0.00) 0.01 0.05 (0.00) (0.00) 3

PRODUCCION DPP 62.67 53.10 55.54 66.88 30.18 27.42 27.16 38.89 2.40 25.00 23.76 50.43 463

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

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AES Andres

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

AES ITABODurante el 2009 continuó vigente el contrato de venta de energía con CDEEE para aumentar la generación en la zona norte a través de las unidades de FALCONDO, cuyas inyecciones y retiros son administrados por AES ITABO en el mercado mayorista. Además, como se menciona anteriormente, a partir de abril se suscribió un contrato de respaldo con AES ANDRES. Por último, a partir de septiembre fue suscrito un contrato de compra de energía con MONTERIO.

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

Balance de Potencia

A continuación se muestra el balance de potencia de las unidades de AES Dominicana durante el 2009, indicando la potencia firme asignada durante cada mes, la compra y venta de potencia contractual y el balance spot.

BALANCE DE POTENCIA AES DOMINICANA 2009[MW]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2009

AES ANDRES

Venta Potencia Contractual 269.38 269.98 269.01 269.88 270.78 275.11 276.33 277.75 289.15 289.13 288.77 290.04 277.94

Potencia Firme 209.98 202.70 214.78 204.03 201.73 207.01 220.61 201.72 204.74 204.99 209.38 193.20 206.24

Compra Potencia Contractual - - - - - - - - - - - - -

Venta Spot / (Compra Spot) (59.40) (67.28) (54.23) (65.85) (69.05) (68.10) (55.72) (76.03) (84.41) (84.15) (79.40) (96.84) (71.70)

AES ITABO

Venta Potencia Contractual 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00 250.00

Potencia Firme 225.82 225.64 225.03 225.82 225.82 225.82 225.81 225.82 225.82 225.82 225.82 223.02 225.51

Compra Potencia Contractual - - - - - - - - - - - - -

Venta Spot / (Compra Spot) (24.18) (24.36) (24.97) (24.18) (24.18) (24.18) (24.19) (24.18) (24.18) (24.18) (24.18) (26.98) (24.49)

DPP

Venta Potencia Contractual 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00

Potencia Firme 16.75 16.16 17.12 16.25 15.35 15.71 16.77 15.35 15.59 15.61 15.97 14.70 15.94

Compra Potencia Contractual (193.25) (193.84) (192.88) (193.75) (194.65) (194.29) (193.23) (194.65) (194.41) (194.39) (194.03) (195.30) (194.06)

Venta Spot / (Compra Spot) - - - - - - - - - - - - -

Usuarios No Regulados

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

Durante el año 2009 se suscribieron cuatro (4) nuevos contratos con UNR: INCA KM 22, INCA LA ISABELA, ZF SAN ISIDRO y PARQUE INDUSTRIAL ITABO (PIISA), los cuales representan un consumo mensual de 13 GWh aproximadamente. Así mismo fueron renovados los contratos con BARCELO CAPELA, TERMO ENVASES, MOLINOS DEL OZAMA, JARAGUA y AERODOM, quienes ya pertenecían al portafolio de clientes de AES ANDRES.

A Diciembre del 2009 la cartera de UNR del Grupo AES Dominicana estaba compuesta por 22 clientes, los cuales representan aproximadamente un 38% del consumo de este mercado.

A continuación se presenta una tabla con los retiros mensuales de los UNR de AES Dominicana durante el 2009.

RETIROS ENERGIA UNR AES DOMINICANA 2009(GWh)

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

AES ANDRES

AERODOM 2.30 2.16 2.37 2.59 2.75 2.84 3.10 3.12 3.04 3.15 2.82 2.90

ALDOM 0.47 0.36 0.58 0.47 0.43 0.43 0.55 0.44 0.46 0.50 0.35 0.37

CARREFOUR 0.69 0.60 0.64 0.68 0.73 0.72 0.79 0.78 0.77 0.80 0.74 0.79

HAMACA 0.67 0.62 0.62 0.67 0.73 0.79 0.93 0.87 0.77 0.83 0.82 0.76

CAPELLA 0.53 0.46 0.49 0.54 0.60 0.62 0.68 0.69 0.67 0.69 0.61 0.67

COSTA CARIBE 0.54 0.48 0.48 0.50 0.51 0.56 0.63 0.66 0.53 0.61 0.57 0.54

LISTIN DIARIO 0.53 0.50 0.56 0.51 0.57 0.59 0.63 0.62 0.56 0.61 0.57 0.58

MALLA 1.06 1.04 1.17 1.02 1.25 1.04 0.96 1.08 0.85 1.09 1.16 0.98

MOLINOS 1.07 1.06 1.10 1.01 1.03 1.17 1.02 0.91 0.71 1.05 1.05 0.79

MC CHARLES 0.73 0.64 0.68 0.73 0.75 0.78 0.80 0.73 0.76 0.77 0.75 0.78

PLASTIFAR 1.25 1.33 1.52 1.35 1.42 1.46 1.56 1.46 1.47 1.55 1.51 1.45

JARAGUA 0.89 0.76 0.86 0.86 0.86 0.91 0.96 0.97 0.96 1.04 0.98 0.93

TERMO ENVASES 1.22 1.33 1.31 1.10 1.26 1.30 1.34 1.36 1.38 1.61 1.41 1.30

ZF CAUCEDO 2.07 1.65 1.85 1.75 1.75 1.88 1.81 1.71 1.49 1.41 1.54 1.37

LADOM 0.45 0.46 0.51 0.51 0.50 0.40 0.49 0.45 0.53 0.56 0.54 0.50

MULTIFORM 0.19 0.26 0.30 0.26 0.27 0.29 0.30 0.28 0.30 0.38 0.40 0.25

ZF LAS AMERICAS 3.29 3.46 3.82 3.42 3.52 3.80 4.19 4.09 4.19 4.32 4.07 3.55

INCA kM 22 1.57 1.55 1.77 2.02 2.44 2.39 2.09

INCA LA ISABELA 1.55 1.53 1.38 1.53 1.33 1.20

ZF SAN ISIDRO 2.86 2.98 2.70 2.25

PIISA 6.52 6.24 5.75 4.97

TOTAL 17.95 17.18 18.87 17.99 18.95 21.17 23.84 23.53 32.22 34.15 32.06 29.02

AES ITABO

QUITPE 0.19 0.18 0.23 0.30 0.25 0.24 0.15 0.14 0.23 0.24 0.21 0.23

TOTAL 0.19 0.18 0.23 0.30 0.25 0.24 0.15 0.14 0.23 0.24 0.21 0.23

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

20 21

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

5.87 3.81

2.76

2.70

1.98

1.69

1.44

1.42

1.33

1.06

1.00

0.91

0.76

0.74

0.73

0.61

0.57

0.55

0.49

0.45

0.29

0.22

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00

PIISA

ZF LAS AMERICAS

AERODOM

ZF SAN ISIDRO

INCA kM 22

ZF CAUCEDO

PLASTIFAR

INCA LA ISABELA

TERMO ENVASES

MALLA

MOLINOS

JARAGUA

HAMACA

MC CHARLES

CARREFOUR

CAPELLA

LISTIN DIARIO

COSTA CARIBE

LADOM

ALDOM

MULTIFORM

QUITPE

GWh

ENERGIA PROMEDIO UNR AES DOMINICANA 2009

Consumo Combustible Primario

Gas NaturalDurante el 2009 AES ANDRES y DPP consumieron un total de 19,236,618 MMBTU de gas natural y se compraron unos 20,935,129 MMBTU de gas natural.

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

EVOLUCIÓN INVENTARIO Y CONSUMO GAS NATURAL 2009[MMBTU]

AES ANDRES Y DPP JAN FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TotalInventario Inicial 676,550 2,166,000 564,588 1,755,012 3,232,785 2,362,153 591,025 1,799,763 2,809,690 1,336,402 2,465,715 759,874

Compra 2,973,408 - 3,010,798 3,030,396 - - 2,990,750 2,998,381 - 2,942,221 - 2,989,175 20,935,129

Consumo ANDRES 673,013 906,764 1,104,538 702,236 426,456 1,368,510 1,410,286 1,477,654 1,395,741 1,464,078 1,364,424 1,322,181 13,615,881

Consumo DPP 764,507 640,165 660,982 798,629 400,585 349,904 325,975 462,492 29,790 298,133 285,877 603,699 5,620,737

Consumo BOG 7,435 16,202 18,941 17,322 9,440 23,189 14,814 16,238 13,170 13,266 18,080 15,959 184,054

Venta a Terceros 39,003 38,282 35,913 34,437 34,151 29,525 30,937 32,069 34,587 37,431 37,461 39,082 422,878

Inventario Final 2,166,000 564,588 1,755,012 3,232,785 2,362,153 591,025 1,799,763 2,809,690 1,336,402 2,465,715 759,874 1,768,128

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

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

EVOLUCIÓN INVENTARIO Y CONSUMO CARBÓN 2009 [toneladas métricas]

AES ITABO JAN FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Total

Inventario Inicial 49,784 20,419 3,747 76,481 82,215 81,315 39,069 32,421 30,507 93,061 89,559 84,176

Compra 40,376 22,426 116,359 60,608 55,830 - 47,295 52,103 117,950 56,499 56,487 52,700 678,633

Consumo 67,514 36,471 43,625 53,861 56,730 39,699 53,943 51,130 53,549 60,001 60,530 63,337 640,390

Venta a Terceros - - - - - - - - - - - - -

Mermas 2,227 2,627 - 1,014 - 2,547 - 2,888 1,847 - 1,339 - 14,489

Inventario Final 20,419 3,747 76,481 82,215 81,315 39,069 32,421 30,507 93,061 89,559 84,176 73,538

Subtotal Consumo 67,514 36,471 43,625 53,861 56,730 39,699 53,943 51,130 53,549 60,001 60,530 63,337 640,390

EVOLUCIÓN INVENTARIO Y CONSUMO PETCOKE 2009[toneladas métricas]

AES ITABO JAN FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Total

Inventario Inicial 32,204 32,204 32,204 32,204 62,503 54,984 51,677 50,308 49,763 46,290 46,046 46,046

Compra - - - 33,002 - - - - - - - - 33,002

Consumo - - - 2,702 7,519 3,307 1,369 545 3,473 244 - - 19,160

Venta a Terceros - - - - - - - - - - - - -

Mermas - - - - - - - - - - - - -

Inventario Final 32,204 32,204 32,204 62,503 54,984 51,677 50,308 49,763 46,290 46,046 46,046 46,046

Subtotal Consumo - - - 2,702 7,519 3,307 1,369 545 3,473 244 - - 19,160

Total Consumo 67,514 36,471 43,625 56,563 64,249 43,006 55,312 51,674 57,022 60,245 60,530 63,337 659,549

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

Importación Combustible Primario

Gas NaturalDurante el 2009 la terminal de AES ANDRES recibió siete (7) barcos, para un total de 20,935,129 MMBTU, equivalentes a 943,024 M3 de gas natural líquido. A continuación una tabla con el detalle.

LISTADO RECEPCION BARCOS LNG AES ANDRES 2009

No. Fecha Suplidor Barco MMBTU M3

1 Enero 05, 2009 BPGM BRITISH RUBY 2,973,408 133,937

2 Marzo 03, 2009 BPGM BRITISH MERCHANT 3,010,798 135,622

3 Abril 27, 2009 BPGM BRITISH DIAMOND 3,030,396 136,504

4 Julio 06, 2009 BPGM BRITISH MERCHANT 2,990,750 134,718

5 Agosto 18, 2009 BPGM BRITISH DIAMOND 2,998,381 135,062

6 Octubre 10, 2009 BPGM BRITISH TRADER 2,942,221 132,532

7 Diciembre 09, 2009 BPGM BRITISH INNOVATOR 2,989,175 134,648

20,935,129 943,024

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

22 23

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

LISTADO RECEPCION BARCOS CARBON AES ITABO 2009

No. Fecha Suplidor Barco Puerto Descarga Toneladas MMBTU

1 Enero 17, 2009 CARBONES DEL CARIBE BALLANGEN ITABO 40,376 1,069,975

2 Febrero 02, 2009 OXBOW UBC SALVADOR ITABO 22,426 594,292

3 Marzo 01, 2009 CARBONES DEL CARIBE BALDER ITABO 47,262 1,252,433

4 Marzo 04, 2009 MG TRADING HERON ITABO 28,553 756,654

5 Marzo 20, 2009 COAL MARKETING COMPANY BALLANGEN ITABO 40,544 1,074,416

6 Abril 22, 2009 COAL MARKETING COMPANY CSL ARGOSY ITABO 60,608 1,606,112

7 Mayo 14, 2009 COAL MARKETING COMPANY CSL METIS ITABO 55,830 1,479,495

8 Julio 02, 2009 GLENCORE INTERNATIONAL ALICE OLDENDORF ITABO 47,295 1,253,322

9 Agosto 12, 2009 SHELTON TRADING CSL SPIRIT ITABO 52,103 1,380,736

10 Septiembre 12, 2009 BULKTRADING BERNHARD OLDENDORFF ITABO 60,683 1,608,092

11 Septiembre 29, 2009 GLENCORE INTERNATIONAL JOHANNA OLDENDORFF ITABO 57,268 1,517,592

12 Octubre 07, 2009 EDF TRADING CSL ATLAS ITABO 56,499 1,497,222

13 Noviembre 15, 2009 EDF TRADING CSL METIS ITABO 56,487 1,496,897

14 Diciembre 31, 2009 GLENCORE INTERNATIONAL SHEILA ANN ITABO 52,700 1,396,537

678,633 17,983,774

LISTADO RECEPCION BARCOS PETCOKE AES ITABO 2009

No. Fecha Suplidor Barco Puerto Descarga Toneladas MMBTU

1 Abril 19, 2009 KOMSA MUSKETEER HAINA 33,002 874,540

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.

INDICADORES TECNICOS AES DOMINICANA 2009

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2009

EAF [%]

ANDRES 41.3% 56.7% 66.5% 45.5% 34.7% 99.1% 94.9% 99.1% 99.2% 99.7% 93.7% 95.6% 77.2%

ITABO 1 93.5% 37.3% 37.2% 90.2% 90.7% 86.1% 82.6% 72.6% 82.8% 91.2% 94.6% 97.3% 79.7%

ITABO 2 93.8% 92.6% 96.8% 84.6% 87.4% 45.3% 89.3% 77.1% 84.4% 80.8% 85.4% 87.2% 83.7%

LOS MINA 5 83.2% 91.9% 100.0% 90.3% 88.5% 100.0% 100.0% 100.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 62.8%

LOS MINA 6 99.9% 94.8% 95.1% 97.7% 98.9% 100.0% 93.0% 100.0% 100.0% 99.8% 98.4% 93.5% 97.6%

EFOR [%]

ANDRES 58.7% 34.8% 33.5% 31.9% 3.5% 0.9% 1.1% 0.9% 0.0% 0.3% 3.2% 0.1% 14.1%

ITABO 1 5.1% 14.7% 1.0% 9.8% 8.8% 6.4% 14.3% 11.6% 12.1% 4.0% 0.8% 1.8% 7.5%

ITABO 2 0.8% 0.6% 3.2% 8.7% 12.6% 24.1% 9.4% 8.0% 10.5% 7.2% 5.3% 4.3% 7.9%

LOS MINA 5 27.7% 16.1% 0.0% 18.7% 21.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 7.0%

LOS MINA 6 0.1% 1.8% 0.0% 0.0% 2.8% 0.0% 8.8% 0.0% 0.0% 0.6% 3.9% 0.0% 1.5%

Heat Rate [BTU/kWh]

ANDRES 8,369 8,603 7,773 7,684 8,135 7,738 7,773 7,760 7,750 7,778 7,932 7,718 7,918

ITABO 1 10,809 11,502 11,683 11,048 11,373 11,056 11,287 10,839 10,516 10,638 10,703 11,210 11,055

ITABO 2 11,135 11,549 12,398 11,874 11,630 12,546 11,541 11,435 11,526 11,391 11,218 11,237 11,623

LOS MINA 5 14,490 14,175 14,095 14,297 14,264

LOS MINA 6 11,694 11,831 11,894 11,738 11,921 12,446 11,985 11,524 12,038 11,839 12,072 12,064 11,920

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

Eventos RelevantesDurante el 2009 ocurrieron dos (2) salidas totales (Black Out) en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI): la primera el miércoles 15 de julio a las 11:34 y la segunda el miércoles 2 de septiembre a las 18:03.

En la siguiente tabla se muestran los mantenimientos mayores programados durante el 2009 a las unidades de AES Dominicana.

EVENTOS RELEVANTES 2009

Unidad Descripción Desde Hasta Horas

Itabo 1 Mantenimiento Mayor Programado 15-Feb-2009 00:43 14-Mar-2009 14:20 662

Andres Mantenimiento Mayor Programado 21-Apr-2009 00:37 19-May-2009 06:34 678

Los Mina 5 Mantenimiento Mayor Programado 01-Sep-2009 00:00 01-Jan-2010 00:00 2,928

Itabo 2 Mantenimiento Mayor Programado 20-Jun-2009 01:58 30-Jun-2009 19:14 257

EléctricoMercado

Mayorista

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

26 27

Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano

En 1997 la República Dominicana inició una reorganización y capitalización de su industria eléctrica, comprendida en los segmentos de generación térmica e hidroeléctrica, transmisión y distribución. Este proceso de reorganización tuvo como causa fundamental, el solucionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia política en el sector, administración ineficiente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una estructura tarifaria que cubriera los costos, y en especial la falta de capital para invertir en la expansión del sector eléctrico.

El proceso de capitalización del sector fue iniciado formalmente el 24 de Junio de 1997, con la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados Independientes, empezándose de esta forma a basar la capacidad de generación del país en la inversión de socios privados del Estado. Durante este período, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emanadas por la Secretaría de Estado de Industria y Comercio.

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

En 1999, las tres empresas de distribución y las dos de generación creadas fueron capitalizadas mediante la venta del 50% de sus acciones a inversores privados. El Gobierno Dominicano retuvo aproximadamente el 49% de las acciones en las compañías, mientras que aproximadamente el 1% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE.

En el año 2001, se promulga la Ley General de Electricidad donde se establecen formalmente las instituciones del sector y las reglas en las cuales opera el mismo. En el mes de Julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la reglamentación de este nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Electricidad ha dictado numerosas Resoluciones que también forman parte del marco regulatorio del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo.

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

Generación

El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 82.5%, ya que la componente de potencia hidroeléctrica instalada es de sólo 17.5%.

En las siguientes gráficas se muestra las capacidad instalada del parque de generación por tecnología y por combustible.

Turbina a Vapor 20.3%

Turbina de Gas 11.2%

Motores Diesel 24.2%

Ciclo Combinado 26.9%

Turbina Hidráulica 17.5%

CAPACIDAD INSTALADA POR TECNOLOGIA Diciembre 2009

Fuel Oil 6 39.1%

Fuel Oil 2 14.4%

Carbón 10.5%

Gas Natural 18.5%

Agua 17.5%

CAPACIDAD INSTALADA POR COMBUSTIBLE Diciembre 2009

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

28 29

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

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGIADICIEMBRE 2009

TOTAL

EMPRESA GENERADORA TURBINAVAPOR

TURBINAGAS

CICLOCOMBINADO

MOTORESDIESEL

HIDRO [MW] [%]

AES ANDRES 319.0 319.0 10.7%

AES ITABO 260.0 260.0 8.7%

DPP 236.0 236.0 7.9%

AES DOMINICANA 260.0 236.0 319.0 815.0 27.2%

HAINA 346.2 100.0 102.0 548.2 18.3%

HIDRO 523.1 523.1 17.5%

METALDOM 42.0 42.0 1.4%

SEABOARD 116.3 116.3 3.9%

GPLV 194.5 194.5 6.5%

MONTERIO 100.1 100.1 3.3%

CEPP 76.8 76.8 2.6%

LAESA 59.6 59.6 2.0%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

SAN FELIPE 185.0 185.0 6.2%

CESPM 300.0 300.0 10.0%

MAXON 30.0 30.0 1.0%

RIO SAN JUAN (CDEEE) 1.9 1.9 0.1%

TOTAL [MW] 866.2 572.0 1123.0 723.2 523.1 2,992.50 100.0%

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las centrales AES ANDRES, AES ITABO y DPP, posee el 27.3% de la capacidad instalada del parque de generación, utilizando la canasta de combustibles (carbón y gas natural) más económica del mercado.

En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a Diciembre 2009, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada. Además se podrá notar que durante el 2009 la Empresa Hidroeléctrica inauguró las operaciones de la Central PINALITO con 50 MW de capacidad instalada.

CAPACIDAD INSTALADA POR UNIDAD GENERADORADICIEMBRE 2009

EMPRESA TERMOELÉCTRICA

EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGIA POTENCIA [MW]

AES DOMINICANA

ANDRES GAS NATURAL Ciclo Combinado 319.0

ITABO I CARBON Turbina Vapor 128.0

ITABO II CARBON Turbina Vapor 132.0

LOS MINA V GAS NATURAL Turbina Gas 118.0

LOS MINA VI GAS NATURAL Turbina Gas 118.0

SubTotal 815.0

HAINA

HAINA I FUEL NO. 6 Turbina Vapor 54.0

HAINA II FUEL NO. 6 Turbina Vapor 54.0

HAINA IV FUEL NO. 6 Turbina Vapor 84.9

SAN PEDRO VAPOR FUEL NO. 6 Turbina Vapor 33.0

PUERTO PLATA I FUEL NO. 6 Turbina Vapor 27.6

PUERTO PLATA II FUEL NO. 6 Turbina Vapor 39.0

HAINA TG FUEL NO. 2 Turbina Gas 100.0

BARAHONA CARBON CARBON Turbina Vapor 53.6

SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 Motores Diesel 102.0

SubTotal 548.2

GENERADORA PALAMARA - LA VEGA

PALAMARA FUEL NO. 6 Motores Diesel 107.0

LA VEGA FUEL NO. 6 Motores Diesel 87.5

SubTotal 194.5

CDEEE

SAN FELIPE FUEL NO. 6 Ciclo Combinado 185.0

CESPM I FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 100.0

CESPM II FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 100.0

CESPM III FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 100.0

MAXON FUEL NO. 2 Motores Diesel 30.0

RIO SAN JUAN FUEL NO. 2 Motores Diesel 1.9

SubTotal 516.9

SEABOARD

ESTRELLA DEL NORTE FUEL NO. 6 Motores Diesel 43.0

ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 Motores Diesel 73.3

SubTotal 116.3

CEPP

CEPP I FUEL NO. 6 Motores Diesel 18.7

CEPP II FUEL NO. 6 Motores Diesel 58.1

SubTotal 76.9

MONTE RIO POWER

MONTE RIO FUEL NO. 6 Motores Diesel 100.0

SubTotal 100.0

METALDOM

METALDOM FUEL NO. 6 Motores Diesel 42.0

SubTotal 42.0

LAESA

PIMENTEL I FUEL NO. 6 Motores Diesel 31.6

PIMENTEL II FUEL NO. 6 Motores Diesel 28.0

SubTotal 59.6

Total Térmica 2,469.3

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

30 31

EMPRESA HIDROELÉCTRICA

HIDROS DE EMBALSE COMBUSTIBLE TECNOLOGIA POTENCIA [MW]

TAVERA I AGUA Turbina Hidráulica 48.0

TAVERA II AGUA Turbina Hidráulica 48.0

JIGUEY I AGUA Turbina Hidráulica 49.0

JIGUEY II AGUA Turbina Hidráulica 49.0

AGUACATE I AGUA Turbina Hidráulica 26.0

AGUACATE II AGUA Turbina Hidráulica 26.0

VALDESIA I AGUA Turbina Hidráulica 27.0

VALDESIA II AGUA Turbina Hidráulica 27.0

RIO BLANCO I AGUA Turbina Hidráulica 12.5

RIO BLANCO II AGUA Turbina Hidráulica 12.5

MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 26.0

MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 26.0

RINCON AGUA Turbina Hidráulica 10.1

PINALITO I AGUA Turbina Hidráulica 25.0

PINALITO II AGUA Turbina Hidráulica 25.0

SubTotal de Embalse 437.1

HIDROS DE PASADA

LOPEZ ANGOSTURA AGUA Turbina Hidráulica 18.4

CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 1.6

CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 1.6

BAIGUAQUE I AGUA Turbina Hidráulica 0.6

BAIGUAQUE II AGUA Turbina Hidráulica 0.6

HATILLO AGUA Turbina Hidráulica 8.0

JIMENOA AGUA Turbina Hidráulica 8.4

EL SALTO AGUA Turbina Hidráulica 0.7

ANIANA VARGAS I AGUA Turbina Hidráulica 0.3

ANIANA VARGAS II AGUA Turbina Hidráulica 0.3

DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA Turbina Hidráulica 2.0

DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA Turbina Hidráulica 2.0

ROSA JULIA DE LA CRUZ AGUA Turbina Hidráulica 0.9

NIZAO NAJAYO AGUA Turbina Hidráulica 0.3

LOS ANONES AGUA Turbina Hidráulica 0.1

SABANA YEGUA AGUA Turbina Hidráulica 12.8

LAS DAMAS AGUA Turbina Hidráulica 7.5

SABANETA AGUA Turbina Hidráulica 6.3

LOS TOROS I AGUA Turbina Hidráulica 4.9

LOS TOROS II AGUA Turbina Hidráulica 4.9

MAGUEYAL I AGUA Turbina Hidráulica 1.5

MAGUEYAL II AGUA Turbina Hidráulica 1.5

LAS BARIAS AGUA Turbina Hidráulica 0.8

SubTotal de Pasada 86.0

Total Hidro 523.1

TOTAL GENERAL 2,992.5

TransmisiónLa Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) es una empresa estatal cuyo objetivo principal es construir, operar y mantener de forma auto sostenible las redes y subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para proveer un servicio eléctrico de calidad a precio razonable.

Las centrales de generación y los centros de carga de las empresas de distribución y grandes usuarios están interconectadas al SENI por las redes de transmisión. Estas redes están conformadas por 2,337 km de líneas a 138 kV, que puede denominarse como la red troncal y 1,657 km de línea a 69 kV, que puede denominarse como la red sub – troncal.

La red troncal en 138 kV interconecta centrales de generación y centros de carga de gran demanda, mientras que la red sub – troncal en 69 kV interconecta centrales de generación y centros de carga de menor demanda.

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

Durante el 2009 la ETED continuó avanzando en la construcción del nuevo troncal de 345 kV. Este proyecto incluye cuatro subestaciones de enlace a 345/69 kV, ubicadas en las localidades denominadas Julio Sauri, Bonao, El Naranjo y Navarrete.

Distribución

A diciembre del 2009 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales:

Edesur Dominicana, S. A.Edenorte Dominicana, S. A.Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A.

Estas empresas adquieren energía del sistema eléctrico desde las barras de 138 kV y 69 kV, que luego son transformadas a niveles de tensión menores para conducirla a través de sus propias redes, ubicadas dentro de sus respectivas zonas de concesión, hasta los usuarios finales.

Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre de carga, implantado en diversas subestaciones de distribución por medio de relés de baja frecuencia y bajo voltaje, que sirven para desconectar carga de manera automática en diferentes etapas. Este esquema es actualizado periódicamente por el Organismo Coordinador.

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

32 33

Balance de EnergíaEn la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2009, en el cual se indican las inyecciones netas de las empresas generadoras, los retiros de las empresas distribuidoras y usuarios no regulados que, para fines de esta tabla, se han agrupado independientemente de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.

BALANCE ENERGIA MERCADO ELECTRICO MAYORISTA 2009[GWh]

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2009

AES ANDRES 79.7 105.3 142.1 91.1 52.1 176.8 181.3 190.4 180.1 187.8 172.0 171.2 1,730

AES ITABO 143.8 85.3 91.3 126.6 141.9 96.4 125.6 115.7 127.9 142.1 141.2 148.2 1,486

DPP 62.9 53.3 55.7 67.1 30.4 27.6 27.4 39.1 2.5 25.2 23.9 50.6 466

AES Dominicana 286.4 243.9 289.1 284.8 224.4 300.8 334.3 345.2 310.5 355.0 337.1 370.0 3,681

HIDRO 127.7 135.4 114.7 114.8 169.1 150.2 110.1 132.6 118.4 104.8 81.8 82.9 1,442

IPPs 91.3 60.6 60.5 89.2 115.9 101.0 156.5 127.1 104.0 118.8 91.9 136.3 1,253

HAINA 90.7 79.2 90.3 85.6 87.3 70.9 93.2 90.1 106.3 114.0 103.6 94.8 1,106

GPLV 87.4 75.3 91.5 92.8 82.6 98.1 99.4 106.2 102.5 103.3 95.6 84.1 1,119

SEABOARD 70.1 62.7 64.2 66.2 66.9 68.8 68.8 70.3 69.3 69.0 69.1 59.3 805

CEPP 22.7 25.7 29.9 22.7 23.5 21.7 27.1 27.7 24.2 16.9 27.1 26.4 296

MONTERIO 40.6 38.2 46.1 46.2 48.1 46.3 49.0 41.9 41.3 45.1 42.7 38.5 524

METALDOM 14.8 10.1 11.5 11.4 12.1 11.7 12.8 17.4 14.5 14.0 9.0 11.1 150

LAESA 18.6 14.3 26.1 26.4 32.5 34.3 37.8 39.2 38.2 39.5 38.3 37.3 383

FALCONDO 35.2 41.9 43.2 41.2 42.6 39.9 13.8 5.7 38.5 38.5 35.8 40.3 417

INYECCIONES 885.4 787.5 867.2 881.3 904.9 943.8 1,002.9 1,003.3 967.7 1,018.9 932.0 981.0 11,176

EDESUR 307.8 272.6 293.0 300.2 305.4 318.7 335.2 335.2 327.3 343.7 313.9 331.9 3,785

EDENORTE 249.8 218.7 237.1 248.1 253.0 261.9 284.6 283.1 270.9 289.9 259.0 272.7 3,129

EDEESTE 240.4 211.6 234.7 239.0 247.5 263.2 272.1 274.2 261.2 275.6 252.4 278.0 3,050

UNR's 70.6 68.7 81.9 74.2 82.9 79.7 89.6 88.8 81.1 86.1 83.7 77.6 965

OTROS* 2.9 2.4 2.7 3.0 0.4 0.2 0.2 0.5 2.4 2.2 2.3 2.5 22

RETIROS 871.6 773.9 849.4 864.4 889.2 923.7 981.7 981.7 942.9 997.5 911.2 962.7 10,950

PERDIDAS 13.8 13.6 17.7 16.8 15.7 20.1 21.2 21.6 24.8 21.4 20.8 18.3 226

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

PARTICIPACION ABASTECIMIENTO ENERGIA 2009

AES Dominicana 33%

HIDRO 13%

IPPs 11%

HAINA 10%

GPLV 10%

SEABOARD 7%

CEPP 3%

MONTERIO 5%

METALDOM 1% LAESA

3% FALCONDO 4%

Balance de PotenciaEn la siguiente tabla se muestran los valores resultantes de Potencia Firme Definitiva de las empresas generadoras durante los meses del 2009.

BALANCE POTENCIA FIRME DEFINITIVA 2009[MW]

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

AES ANDRES 210.0 202.7 214.8 204.0 201.7 207.0 220.6 201.7 204.7 205.0 209.4 193.2 206.2 12.2%

AES ITABO 225.8 225.6 225.0 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 223.0 225.5 13.4%

DPP 16.8 16.2 17.1 16.3 15.4 15.7 16.8 15.4 15.6 15.6 16.0 14.7 15.9 0.9%

AES DOMINICANA 452.6 444.5 456.9 446.1 442.9 448.5 463.2 442.9 446.1 446.4 451.2 430.9 447.7 26.6%

HIDRO 321.4 337.9 300.0 321.1 323.1 319.5 287.7 316.5 309.4 308.7 308.9 344.5 316.6 18.8%

IPPs* 141.8 136.9 145.2 137.7 134.4 137.7 147.1 134.6 136.6 136.8 139.7 128.9 138.1 8.2%

HAINA 236.5 233.3 238.6 233.8 231.4 219.5 227.1 231.4 232.9 233.0 225.3 221.7 230.4 13.7%

GPLV 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 11.3%

SEABOARD 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 6.5%

CEPP 65.0 64.7 64.8 65.1 64.9 64.9 65.0 64.8 65.1 65.1 65.1 64.1 64.9 3.9%

MONTERIO 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 5.7%

METALDOM 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 40.5 2.4%

LAESA 30.7 30.7 42.7 44.4 51.3 58.0 58.0 58.0 57.9 58.1 58.1 58.1 50.5 3.0%

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

* IPPs solo incluye a SAN FELIPE y CESPM

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

AES DOMINICANA 27%

HIDRO 19% IPPs*

8%

HAINA 14%

GPLV 11%

SEABOARD 6%

CEPP 4% MONTERIO 6%

METALDOM 2% LAESA

3%

PARTICIPACION POTENCIA FIRME 2009

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

34 35

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

PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES PARA GENERACION ELECTRICA 2009(US$/MMBTU)

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

CARBON 2.91 2.62 2.14 2.21 2.08 2.13 2.16 2.15 1.98 2.09 2.06 2.16

GAS NATURAL 5.90 5.20 4.41 4.04 3.60 3.88 3.94 3.57 3.37 3.28 4.76 4.60

FUEL OIL 6 6.14 6.45 5.97 6.80 8.29 9.55 9.50 10.51 10.17 10.65 11.32 10.96

FUEL OIL 2 10.09 8.87 8.87 9.59 10.52 12.57 11.68 13.38 12.43 13.84 14.21 14.06

Se destaca el hecho de que, a partir del segundo trimestre, el precio del LNG mantuvo una brecha muy ancha con relación al precio del FO 6, lo que coloca al Gas Natural en una posición muy competitiva dentro de la canasta de combustibles para generación eléctrica.

El precio del Fuel Oil 2 siguió siendo el más elevado durante todo el año. Mientras que el carbón continuó su posición de combustible fósil más económico para la generación eléctrica.

En la siguiente gráfica se presenta el comportamiento de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2009.

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

0

2

4

6

8

10

12

14

16

US$

/MM

BTU

PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS COMBUSTIBLES 2009 CARBON GAS NATURAL

FUEL OIL 6 FUEL OIL 2

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

DEMANDA MAXIMA MENSUAL 2009[MW]

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

Día / Hora D07 H20 D03 H21 D02 H20 D22 H20 D29 H21 D05 H21 D30 H21 D26 H21 D30 H22 D12 H20 D13 H20 D03 H20

INYECCIONES

Inyecciones Brutas 1,575 1,604 1,564 1,652 1,683 1,645 1,674 1,726 1,743 1,712 1,698 1,702

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] 1,524 1,553 1,521 1,599 1,629 1,593 1,620 1,667 1,689 1,656 1,643 1,644

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] 1,520 1,546 1,512 1,595 1,624 1,588 1,614 1,661 1,685 1,652 1,639 1,640

RETIROS

Empresa Distribuidora del Este [EdeEste] 453 450 397 432 459 463 450 456 461 493 467 455

Empresa Distribuidora del Norte [EdeNorte] 456 421 423 430 429 429 426 473 477 468 462 484

Empresa Distribuidora del Sur [EdeSur] 498 524 509 579 556 539 558 581 588 545 546 531

Usuarios No Regulados [UNR] 99 119 120 125 114 115 125 122 100 113 118 124

Otros Retiros 7 9 7 11 6 8 9 10 7 9 9 10

TOTAL RETIROS 1,513 1,522 1,456 1,576 1,562 1,555 1,569 1,642 1,634 1,628 1,603 1,604

Pérdidas [MW] 8 24 56 18 62 33 45 19 51 23 36 37

Pérdidas [%] 0.52% 1.55% 3.67% 1.15% 3.80% 2.08% 2.78% 1.16% 3.02% 1.41% 2.20% 2.23%

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

Abastecimiento de Energía por CombustibleEl 47% de la energía abastecida en el 2009 fue producida con Fuel Oil 6, que es el combustible que tiene la mayor participación del mercado. El gas natural ocupa la segunda posición en el mercado con 18%, seguido por el agua y el carbón con un 16% y un 15% de participación respectivamente.

Fuel Oil 6 46%

Fuel Oil 24%

Carbón 15%

Gas Natural 19%

Agua 16%

ABASTECIMIENTO ENERGIA POR COMBUSTIBLE 2009

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

36 37

Costo Marginal de EnergíaEl costo marginal de corto plazo es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la demanda y el parque de generación disponible. A continuación se presenta una gráfica con los valores mensuales del costo marginal de energía promedio y el costo marginal máximo.

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

0

50

100

150

200

US$

/MW

h

COSTO MARGINAL ENERGIA 2009 CMg PROM

CMg MAX

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

COSTO MARGINAL ENERGIA 2009[US$/MWh]

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

CMg PROM 80 87 86 89 99 110 132 131 146 145 150 139 116

CMg MAX 86 101 105 100 110 128 143 143 155 151 157 165 129

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.

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

En 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 CONEXION 2009[US/kW-mes]

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

CMG Potencia 7.77 7.78 7.83 7.83 7.86 7.92 7.96 7.95 7.97 7.97 7.98 7.99 7.90

Derecho Conexión 3.14 2.74 3.14 3.26 3.34 3.53 3.43 3.31 3.56 3.13 2.91 3.23 3.23

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

0

2

4

6

8

10

12

US$

/kW

-mes

COSTO MARGINAL DE POTENCIA Y DERECHO DE CONEXION 2009 CMG Potencia Derecho Conexión

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

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC0

5

10

15

20

25

30

35

40

Participación Regulación Primaria Frecuencia Reserva Aportada 2009

[GWh]

AES ANDRES DPP HIDRO SAN FELIPE FALCON HAINA

GPLV SEABOARD METALDOM MONTERIO 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 40% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

38 39

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

0

5

10

15

20

25

30

35

Participación Regulación Secundaria Frecuencia Reserva Aportada 2009

[GWh]

AES ANDRES HIDRO DPP 3% Demanda

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES ANDRES y DPP aportaron al sistema el 51% y el 9% respectivamente de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2009. Además en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas aportando el restante 39%. Puede notarse que en algunos meses, no se alcanzó el 3% de reserva, establecido en la normativa como el mínimo que debe tener el sistema para que opere con la seguridad requerida ante variaciones en la demanda programada y la demanda abastecida.

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

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

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

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

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

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

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

AES ANDRES 17.95 17.18 18.87 17.99 18.95 21.17 23.84 23.53 32.22 34.15 32.06 29.02 286.94 29.9%

HAINA 2.36 2.11 2.24 2.23 2.35 2.44 - - - - - - 13.72 1.4%

AES ITABO 0.21 0.23 0.32 0.31 0.25 0.25 0.25 0.27 0.20 0.25 0.19 0.17 2.90 0.3%

MONTERIO 12.36 12.42 14.04 12.92 16.65 14.72 12.94 12.94 3.81 4.06 0.70 0.69 118.25 12.3%

SEABOARD 23.72 22.92 30.54 25.18 25.03 22.14 25.80 26.09 21.46 17.99 6.94 6.55 254.35 26.5%

EDESUR 7.99 7.79 8.86 8.74 9.72 9.62 9.44 9.31 8.10 8.89 8.67 8.35 105.49 11.0%

EDENORTE 5.45 5.39 6.31 6.10 6.36 6.55 6.81 6.60 6.16 6.80 6.32 5.47 74.32 7.7%

EDEESTE 1.04 1.14 1.28 1.20 1.26 1.25 6.04 5.67 4.78 8.31 18.88 18.93 69.79 7.3%

HIDRO - - - - - - 2.54 2.58 4.81 6.22 10.37 8.92 35.44 3.7%

Total Retiros 71.07 69.19 82.45 74.67 80.57 78.14 87.66 86.98 81.55 86.67 84.14 78.10 961.20 100.0%

De la tabla anterior podemos destacar que el consumo promedio mensual de los 63 UNR que figuran en las transacciones económicas del mercado eléctrico mayorista fue de 80 GWh, lo que representó un 9% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2009.

Además, durante el año 2009 el Mercado de UNR consumió aproximadamente 961 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 290 GWh, lo que representa un promedio mensual de 24 GWh y un 30% de participación en dicho mercado para ese año. A diciembre 2009 AES Dominicana tenía una participación del 38%.

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la participación de los agentes en el mercado de UNR durante el 2009.

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

EVOLUCION PARTICIPACION MERCADO UNR 2009

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AES ANDRES HAINA AES ITABO MONTE RIO SEABOARD EDESUR EDENORTE EDEESTE

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

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

40 41

Estadísticas Anuales

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

42 43

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

EVOLUCION CAPACIDAD INSTALADA SENIMW

AGENTE 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

CAYMAN POWER 50.0

ENERGYCORP 103.5 103.5 103.5 103.5

AES ITABO 586.0 586.0 432.5 432.5 432.5 432.5 432.5 432.5 294.5 260.0

HAINA 456.7 663.3 665.1 665.1 665.1 663.4 663.4 663.4 548.2 548.2

HIDRO 402.0 411.8 463.8 463.8 463.8 463.8 469.3 469.3 472.3 523.1

DPP 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0

GPLV 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5

SAN FELIPE 175.0 175.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0

METALDOM 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0

SEABOARD 115.0 115.0 115.0 115.0 115.0 116.3 116.3 116.3 116.3 116.3

CEPP 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9

MAXON 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0

LAESA 79.9 79.9 83.9 87.7 87.7 31.6 31.6 31.6 59.6

CESPM 200.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0

AES ANDRES 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0

MONTERIO 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

RIO SAN JUAN 1.9 1.9

TOTAL [MW] 2,547.5 2,913.9 2,928.2 3,351.0 3,247.5 3,159.4 3,196.5 3,196.5 2,948.2 2,992.5

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

BALANCE ENERGIA MERCADO ELECTRICO MAYORISTA[GWh]

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

AES ITABO 2,214.2 1,867.3 1,271.1 1,509.4 955.3 1,048.2 1,574.8 1,630.3 1,735.5 1,903

HIDRO 915.8 736.3 876.5 1,189.5 1,571.6 1,883.0 1,745.4 1,465.5 1,369.4 1,442

IPPs 3,316.3 2,085.2 2,377.9 1,515.6 1,767.2 1,396.2 1,228.1 1,100.0 1,431.3 1,253

HAINA 1,973.8 2,241.2 2,985.0 2,196.1 1,331.2 1,774.4 1,757.1 1,662.6 1,334.8 1,106

GPLV 213.2 1,422.5 1,428.4 1,329.5 814.9 814.4 765.7 888.3 1,084.8 1,119

SEABOARD 415.9 885.0 890.3 864.5 699.0 792.8 777.6 777.3 796.3 805

CEPP 473.2 385.6 401.8 266.5 242.0 283.8 339.4 361.8 262.6 296

AES ANDRES 345.5 691.9 984.2 1,582.2 1,900.2 2,040.9 1,730

DPP 537.7 18.1 18.2 94.0 364.2 338.2 466

MONTERIO 594.9 461.3 555.6 495.7 448.2 526.1 524

METALDOM 138.5 160.7 184.4 193.1 188.7 150

LAESA 48.8 237.9 230.3 383

INYECCIONES 9,522.4 9,623.1 10,231.0 10,349.2 8,691.0 9,711.5 10,593.2 11,029.4 11,338.9 11,176.3

EDESUR 3,420.0 3,445.0 3,709.4 3,608.2 2,968.6 3,266.5 3,488.2 3,655.8 3,826.0 3,785

EDENORTE 2,863.8 2,788.8 3,022.9 3,087.3 2,497.2 2,725.4 2,967.4 3,098.6 3,240.2 3,129

EDEESTE 2,991.1 2,926.1 3,101.5 3,216.7 2,706.3 2,960.6 3,053.0 3,033.9 3,042.6 3,050

UNR's 5.0 73.3 68.4 163.3 314.9 461.5 767.7 878.7 975.7 965

OTROS 1.8 1.3 30.4 18.8 12.3 62.5 72.8 122.3 60.7 22

RETIROS 9,281.7 9,234.5 9,932.6 10,094.3 8,499.3 9,476.5 10,349.1 10,789.3 11,145.2 10,950

PERDIDAS 240.7 388.6 298.4 254.9 191.7 235.0 244.1 240.1 193.7 226.3

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

DEMANDA MAXIMA ANUAL REAL COINCIDENTE[MW]

AÑOMES

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

DICIEMBRE DICIEMBRE SEPTIEMBRE MAYO JUNIO MAYO JULIO MAYO SEPTIEMBRE

Día / Hora D11 H21 D20 H20 D11 H21 D04 H21 D02 H22 D17 H21 D05 H21 D13 H21 D30 H22

INYECCIONES

Inyecciones Brutas 1,601 1,634 1,737 1,690 1,691 1,766 1,772 1,925 1,743

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] 1,553 1,578 1,691 1,643 1,639 1,708 1,724 1,861 1,689

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] 1,551 1,575 1,688 1,639 1,634 1,703 1,719 1,855 1,685

RETIROS

Empresa Distribuidora del Este [EdeEste] 465 473 519 481 463 466 454 502 461

Empresa Distribuidora del Norte [EdeNorte] 478 499 545 522 491 521 502 591 477

Empresa Distribuidora del Sur [EdeSur] 524 535 539 538 546 580 602 604 588

Usuarios No Regulados [UNR] 7 8 18 35 49 77 101 93 100

Otros Retiros 12 17 13 13 39 12 31 10 7

TOTAL RETIROS 1,487 1,532 1,634 1,589 1,586 1,656 1,690 1,799 1,634

Pérdidas [MW] 64 43 54 50 48 47 29 56 51

Pérdidas [%] 4.11% 2.71% 3.23% 3.06% 2.93% 2.74% 1.66% 3.02% 3.02%

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

COSTO MARGINAL ENERGIA MERCADO SPOT[US$/MWh]

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

2001 47.79 53.22 50.71 51.67 53.41 65.76 72.07 74.52 79.83 60.37 51.35 45.58

2002 44.72 42.28 47.28 59.29 60.60 63.99 58.65 65.72 65.28 63.64 66.62 62.76

2003 69.89 73.08 69.41 61.49 58.90 60.82 77.46 70.63 77.90 73.71 59.01 68.07

2004 57.60 67.20 62.24 63.93 56.55 76.92 72.86 74.24 73.18 68.57 79.58 58.74

2005 55.76 66.89 59.77 70.43 70.58 72.05 75.88 85.91 87.08 92.54 95.24 77.25

2006 79.57 92.79 103.30 79.95 91.13 95.93 87.92 91.33 107.09 96.58 89.42 72.81

2007 71.01 76.72 81.93 83.19 97.55 99.02 111.59 114.39 107.12 116.65 120.19 115.32

2008 134.21 141.28 144.31 157.78 163.76 184.58 204.88 216.24 186.00 179.44 134.27 84.52

2009 79.51 86.56 86.48 88.88 99.15 110.05 132.04 131.23 146.33 144.58 150.03 138.79

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

44 45

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

-

50

100

150

200

250

Jan-01 J an-02 J an-03 Jan-04 Jan-05 J an-06 Jan-07 J an-08 Jan-09

US$

/MW

h

EVOLUCION COSTO MARGINAL ENERGIA

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

-

5

10

15

20

25

30

Jan-

04

Jan-

05

Jan-

06

Jan-

07

Jan-

08

Jan-

09

USD

/MM

Btu

EVOLUCION PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES

FO2 FO6 LNG COAL

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

- 20

40

60

80

100

120

140

160

180

Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09

US$

/BBL

FO2 Gulf Coast, Destillates and Blendstocks, Waterborne

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09

US$

/BBL

FO6 3% Sulfur, Gulf Coast, Residual Fuel

-

2

4

6

8

10

12

14

16

Jan-04 Jan-05 J an-06 Jan-07 J an-08 Jan-09

US$

/MM

BTU

LNG NYMEX Henry Hub

- 20 40 60 80

100 120 140 160 180

Jan-04 Jan-05 J an-06 Jan-07 J an-08 Jan-09

US$

/TM

CARBON FOB Bolivar

INTERRUPCIONES TOTALES SENI 2000 - 2009

DIA FECHA HORA CAUSA

Miércoles 9-Feb-2000 16:47 Cortocircuito en una de las fases de la línea 138 kV Itabo - Los Prados

Sábado 25-Mar-2000 19:19 Explosión aisladores en la línea Itabo - Palamara II

Domingo 13-Aug-2000 11:55 Baja Frecuencia

Domingo 13-Aug-2000 19:22 Baja Frecuencia

Viernes 25-Aug-2000 13:35 Disparo Interruptores línea 138 kV Villa Duarte - Hainamosa II

Sábado 2-Sep-2000 15:50 Baja Frecuencia

Lunes 9-Oct-2000 7:01 Disparo autotransformador S/E Villa Duarte

Viernes 8-Dec-2000 8:33 Aterrizaje línea 138 kV Itabo - Haina I

Sábado 2-Jun-2001 14:27 Baja Frecuencia

Lunes 4-Jun-2001 15:51 Disparo de todas las líneas de 138 kV S/E Palamara

Jueves 28-Jun-2001 15:53 Baja Tensión

Jueves 28-Jun-2001 18:06 Baja Frecuencia

Martes 6-Nov-2001 6:49 Baja Frecuencia

Domingo 18-Nov-2001 16:37 Baja Tensión

Jueves 22-Nov-2001 12:40 Baja Frecuencia

Martes 27-Nov-2001 3:16 Baja Frecuencia

Sábado 9-Mar-2002 20:06 Baja Frecuencia. Disparo CESPM I, II y III

Martes 19-Mar-2002 11:49 Cortocircuito trifásico en la línea 138 kV Los Mina - Hainamosa

Domingo 24-Mar-2002 1:46 Baja Frecuencia. Disparo Estrella del Mar

Viernes 26-Jul-2002 12:38 Baja Tensión. Disparo Itabo II

Sábado 4-Jan-2003 0:55 Falla transformador distribución S/E Villa Duarte

Miércoles 6-Aug-2003 3:20 Causa desconocida

Sábado 27-Sep-2003 13:04 Falla transitoria en línea 138 kV Embajador - Los Prados

Sábado 11-Oct-2003 3:03 Baja Frecuencia. Disparo AES Andres

Domingo 22-Feb-2004 3:40 Disparo línea 138 kV Villa Duarte - Timbeque II

Jueves 25-Mar-2004 14:05 Falla S/E Bonao II

Domingo 8-Aug-2004 14:40 Alta Frecuencia. Falla S/E 69 kV San Francisco - Pimentel y Hatillo - Pimentel

Lunes 9-Aug-2004 14:11 Baja Frecuencia. Disparo Itabo II

Martes 10-Aug-2004 15:47 Alta Frecuencia

Lunes 23-Aug-2004 14:52 En investigación por Comité Análisis de Fallas

Lunes 23-Aug-2004 18:29 En investigación por Comité Análisis de Fallas

Martes 7-Sep-2004 13:56 Falla transitoria en la línea 138 kV Hainamosa - AES Andres

Lunes 13-Sep-2004 16:13 Baja Frecuencia

Martes 21-Sep-2004 3:33 Falla en la línea 138 kV Palamara - Hainamosa

Miércoles 3-Aug-2005 13:15 Disparo interruptores 138 kV Jigüey - Aguacate - Pizarrete

Jueves 18-Aug-2005 8:27 Falla en línea L1 Haina-Itabo. Rotura conector conductor a la salida de S/E Haina

Viernes 19-Aug-2005 10:56 Baja Frecuencia. Salida Itabo I y II

Sábado 20-Aug-2005 11:05 Baja Frecuencia. Salida Itabo I y II

Miércoles 7-Sep-2005 13:11 Descargas eléctricas Zona Este. Disparo CESPM I y II

Miércoles 21-Sep-2005 22:51 Descargas eléctricas Zona Norte. Falla 138 kV Bonao II - Canabacoa

Lunes 29-Oct-2007 0:52 Tormenta Noel

Miércoles 15-Jul-2009 11:34 Baja Frecuencia. Disparo AES Andrés. No estaba activado 100% sistema baja frecuencia (Load Sharing)

Miércoles 2-Sep-2009 18:03 Apertura errónea por personal ETED del línea 138 kV Interconexión AES Andrés - Planta AES Andrés

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

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Anexos

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

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

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

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

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

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

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

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

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

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

COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE UNA MAQUINA TERMOELÉCTRICA: Corresponde al costo del combustible puesto en planta y utilizado en la producción de energía eléctrica, multiplicado por el consumo específico medio de la máquina más el costo variable no combustible.

DEMANDA MÁXIMA ANUAL: Es la máxima demanda bruta media hora , durante un año calendario , del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrido dentro de las horas de puntas del sistema.

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.

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

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

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

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

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

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

USUARIO NO REGULADOS (UNR’s): Es aquel usuario del servicio eléctrico cuya demanda mensual sobrepasa los límites establecidos por la Superintendencia para clasificar como usuario público y que cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General de Electricidad.

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Glosario

Informe Estadístico 2009 AES Dominicana

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INDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE USA 2000 - 2008

Año Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic2000 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

TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA COMPRA Y VENTA DE DOLARES ESTADOUNIDENSES 2000 - 2009

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

2000COMPRA 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

2001COMPRA 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

2002COMPRA 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

2003COMPRA 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

2004COMPRA 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 45.56 42.11 37.62 32.98 30.13 29.33 41.93

2005COMPRA 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

2006COMPRA 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

2007COMPRA 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

2008COMPRA 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

2009COMPRA 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 35.5 35.7 35.8 35.9 36.0 36.0 36.1 36.1 36.1 36.2 36.2 36.2 35.97

Fuente: Banco Central de la República Dominicana

Fuente U.S. Bureau of Labor Statistics

Indicadores Económicos

PODERES CALORÍFICOS SUPERIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLES

PCS PCI PCS PCI PCS PCI

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

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

UNIDADES DE ENERGÍA

J Cal Btu KVh

Julio J 1 0.2388 0.009478 0.000000277

Caloría Cal 4.1869 1 0.0039683 0.000001163

Unidad Térmica Britanica Btu 1055.06 252 1 0.00029307

KiloVatio Hora KVh 3600000 8598000 3412.14 1

UNIDADES DE DENSIDAD

Kg / m3 Lb / Pie 3 Lb / Gl (UK) Lb / Gl (US)

Kilogramo por Metro Cúbico Kg / m3 1 0.062428 0.010022 0.008345

Libra por Pie Cúbico Lb / Pie 3 16.0185 1 0.160544 0.133681

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

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

UNIDADES DE MASA

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

UNIDADES DE MASA

cm3 M3 Pie 3 Pulgada 3 Gal (UK) Gal (USA) BBL Litro (Lt)

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

Metros Cúbico M3 1000000 1 35.3147 61000 219.969 264.17 6.28976 1000.028

Pie Cúbico Pie 3 28320.589 0.028317 1 1727.556 6.2288 7.4805 0.178107 28.321

Pulgada Cúbicas Pulgada 3 16.387 0.00001639 0.00057863 1 0.00360465 0.00432898 0.0001031 0.0163866

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

Galón Gal (US) 3785.41 0.003785 0.133681 231 0.83268 1 0.02381 3.78533

Barril BBL 158984 0.158988 5.6146 9698.024 34.9726 42 1 158.984

Litro Litro (Lt) 1000.028 0.001 0.03531 61.0255 0.219976 0.264178 0.0063 1

Informe Estadístico 2009

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