Informe negocios 2011

INFORME ESTADÍSTICO

AES DominicAnA

mERcADo ELÉctRico mAyoRiStA

Carta del Presidente de AES Dominicana 9

Los Valores de AES 11

Antecedentes de AES Dominicana 15

Perfil de AES Dominicana 17

Centrales de Generación de AES Dominicana 18

Terminales de Recepción de Combustibles 21

Venta de Gas Natural 23

Balance de Energía 26

Balance de Potencia 28

Usuarios No Regulados 28

Consumo Combustible Primario 30

Importación Combustible Primario 31

Indicadores Técnicos de Operación 32

Eventos Relevantes 33

Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano 36

Generación 37

Transmisión 40

Distribución 41

Balance de Energía 42

Balance de Potencia 43

Demanda Máxima 44

Abastecimiento de Energía por Tipo de Combustible 45

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica 45

Costo Marginal de Energía 47

Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión 48

Servicio de Regulación de Frecuencia 49

Mercado de Usuario No Regulados 51

Mercado de Contratos 53

AnEXoS

Glosario 56

Tablas y Medidas 58

CONTENIDO

cARtA DEL PRESiDEntE

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INFORME ESTADÍSTICO 2011

cARtA DEL PRESiDEntE

Con mucho agrado nos dirigimos a ustedes para presentarles el Informe Estadístico de AES Dominicana para el año 2011, donde se destacan los principales activos, el desempeño operativo, así como información sobre las demás líneas de negocio y datos del mercado eléctrico en su conjunto. Al cierre de este año 2011, AES Dominicana aportó un promedio del 39% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para un total inyectado de 4,913 GWh, mostrando ser la empresa líder en el mercado eléctrico nacional. El 71% de la energía inyectada por AES Dominicana fue transada en el mercado de contratos con las Empresas Distribuidoras, proporcionando ahorros significativos al Estado Dominicano al ser la energía más económica del Sistema Nacional; el 20% en el mercado de Usuarios No Regulados y el restante 9% en el mercado Spot. Nuestras unidades marcaron hitos operativos entre los que se pueden destacar la generación de los Mina V y VI con 1,361 GWh, superando su máximo histórico anual de generación a gas natural, la alta tasa de disponibilidad equivalente de las unidades de Andres y DPP, y el trabajo preventivo realizado en la unidades de ITABO, minimizando la tasa de salida forzada a un promedio de 4%. Estas son sólo algunas muestras de una jornada que podemos definirla como un año de éxitos para AES Dominicana, beneficiando la calidad de vida de los Dominicanos. AES Dominicana ha sido clave en el proceso de diversificación de la matriz de combustibles del sector eléctrico así como de la matriz energética de la República Dominicana, mitigando la dependencia del país de los combustibles derivados del petróleo. Durante el 2011, el mercado del gas natural registró récords de venta de este combustible mostrando un crecimiento decidido, lo que causó que por primera vez desde inicio de operaciones de nuestra terminal, AES Dominicana realizara compras spot de gas natural líquido en el mercado internacional para suplir la creciente demanda. AES Dominicana muestra su compromiso con el país al fortalecer su posición en torno al gas natural y restableciendo de manera eficiente el uso de carbón mineral. Nuestra cultura de excelencia operativa y manejo de activos nos permite contribuir con el desarrollo sostenible del país, el medio ambiente y las comunidades a las cuales servimos.

Marco De la Rosa Presidente AES Dominicana

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

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INFORME ESTADÍSTICO 2011

¿QuÉ EntEnDEmoS En ELLoS?Poner la seguridad primero. Siempre ponemos primero la seguridad — para nuestra gente, los contratistas y las comunidades.

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

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

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

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

LA GEntE AES

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

AES DominicAnA

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

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

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

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

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

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

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AES Dominicana INFORME ESTADÍSTICO 2011

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

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

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

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

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

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

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cEntRALES DE GEnERAciónA continuación se describen las principales características técnicas de las unidades de generación de AES Dominicana.

AES AnDRES

Capacidad Instalada:

Tecnología:319 mW

cicLo combinADo

Combustible Primario: Gas Natural Fecha 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/cm²Temperatura 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

Combustible Primario: Gas NaturalFecha Inicio Operación Comercial: 19 de mayo del 1996Fabricante: WestinghouseVelocidad Turbina: 3,600 rpmEtapas Turbina: Cuatro (4)Etapas Compresor: Diecinueve (19)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, Instalación y Bajo Impacto Ambiental

DPPCapacidad Instalada:

Tecnología:2 X 118 mW

tuRbinA GAS En cicLo SimPLE

20 21


Combustible Primario: Carbón MineralCombustible Secundario Fuel Oil 6Combustible Terciario: Fuel Oil 2Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984Fabricante Turbina: Brown Bovery CompanyVelocidad Turbina: 3,600 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

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 Fuel Oil #2.

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

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

GASoDucto AES AnDRES - DPPAdicionalmente a la Terminal de GNL en Punta Caucedo, AES Dominicana tiene entre sus facilidades el primer gasoducto del país, que interconecta la Terminal de GNL en Punta Caucedo, Boca Chica con las unidades de generación de Dominican Power Partners (DPP) en la localidad de Los Mina, Santo Domingo Este. De esta manera AES Dominicana permite mejorar la competitividad de dicha planta dado que hasta ese entonces sólo utilizaba Fuel Oil #2 para la generación de electricidad.

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

itAbo 2Capacidad Instalada:

Tecnología:132 mW

tuRbinA VAPoR

Combustible 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:

Tecnología:128 mW

tuRbinA VAPoR

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

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

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

muELLE intERnAcionAL itAbo, S.A.

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

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

El Muelle es de tipo “espigón mar adentro”, con 535 metros de longitud, donde se encuentra ubicado el sistema de transporte de sólidos, con capacidad para cargar y descargar productos a granel. Además dispone de un sistema de amarre y atraque compuesto por cuatro (4) duques para el atraque y dos (2) para el amarre. También dispone de un sistema de señalización para el atraque de las naves que consiste en dos torres en tierra con sus

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

Características principales del Muelle ITABO, S.A.:

• 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).

VEntAS DE GAS nAtuRAL

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

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

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

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EVoLución DE VEntAS DE GAS nAtuRAL A tERcERoS [tbtu]

2007 2008 2009 2010 2011

4.54.03.53.02.52.01.51.00.5

0

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

VEntAS GAS nAtuRAL PoR REnGLonES 20114,459,796.77 mmbtu

Generación Eléctrica

GNV

Industrial

5%

5%

90%

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

VEntAS GAS nAtuRAL PoR REnGLonES 2011 [mmbtu]

Generación EléctricanGV industrial

500,000

400,000

300,000

200,000

100,000

0Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic

AES Dominicana cuenta con relaciones comerciales con distintos distribuidores locales, los cuales son responsables de distribuir el Gas Natural en todo el país. Estas empresas son: LINEA CLAVE, SOLUCIONES DE GAS NATURAL (SGN), PLATERGAS, PROPAGAS y TROPIGAS.

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VEntAS DE EnERGÍA ELÉctRicA 2011 [5,146 GWH]

Venta Spot

Venta por Contrato

11 %

%89

VEntAS PoR contRAto 2011 [4,597 GWH]

Ventas Usuarios No Regulados

Ventas Otros Agentes

Ventas Distrbuidoras

13%

12%

76%

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

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

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

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

bALAncE EnERGÍA AES DominicAnA 2011 [GWH]

AES ANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2011VEntAS PoR contRAtoEDENORTE 30.0 30.0 - - - - - - - - - - 60.0 EDEESTE 24.5 22.0 24.8 24.7 26.3 26.4 26.7 27.2 39.8 46.5 42.3 42.5 373.7 EDESUR 14.0 10.0 - 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 114.0 DPP 11.3 8.1 2.0 1.6 35.9 16.5 4.5 4.9 4.5 3.7 3.1 8.9 105.0 ITABO, S.A. 12.5 17.2 - - - - - - - - - - 29.7 SEABOARD 3.2 3.1 3.6 3.3 3.5 3.4 3.3 3.3 3.3 3.6 3.4 3.4 40.5 FALCON - - 5.9 27.0 27.2 23.7 34.8 44.9 43.5 50.2 48.1 50.3 355.7 UNR 44.2 44.3 53.8 49.8 53.6 52.0 46.3 46.2 46.7 48.3 46.7 40.7 572.8 comPRAS PoR contRAto - ITABO, S.A. 5.5 1.1 - - - - - - - - - - 6.6 VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 39.6 31.7 (15.2) 66.3 27.5 35.0 59.9 33.7 27.7 24.7 19.6 20.9 371.4 PRODUCCION ANDRES 173.7 165.4 75.0 182.7 183.9 167.1 185.6 170.2 175.6 187.0 173.3 176.7 2,016.1

ITABO, S.A.VEntAS PoR contRAtoEDESUR 62.9 58.9 65.1 63.2 66.7 67.8 69.0 69.5 69.2 71.6 66.5 64.7 795.0 EDENORTE 43.4 39.9 44.1 43.7 45.8 47.7 49.5 49.5 47.4 48.5 44.4 43.0 546.9 EDEESTE 24.5 22.0 24.8 24.7 26.3 26.4 26.7 27.2 26.8 27.3 24.9 25.0 306.6 ANDRES 5.5 1.1 - - - - - - - - - - 6.6 UNR 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 2.3 comPRAS PoR contRAto - ANDRES 12.5 17.2 - - - - - - - - - - 29.7 MONTERIO 7.2 2.9 1.3 2.2 - - - - - - - - 13.7 FALCONDO - - - - - - - - - - - - - VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 27.0 15.3 16.9 8.9 7.2 (9.7) (74.3) (54.9) (3.0) (57.7) 16.6 29.8 (77.8)PRODUCCION ITABO 143.8 117.2 149.8 138.5 146.2 132.4 71.0 91.5 140.6 89.8 152.6 162.7 1,536.2

DPPVEntAS PoR contRAtoEDEESTE 102.8 92.5 104.1 103.7 110.4 111.0 112.0 114.2 112.6 114.8 104.6 105.0 1,287.7 comPRAS PoR contRAtoANDRES 11.3 8.1 2.0 1.6 35.9 16.5 4.5 4.9 4.5 3.7 3.1 8.9 105.0 VENTA SPOT/(COMPRA SPOT) 18.6 15.9 23.0 20.4 6.7 10.1 13.8 13.3 10.2 12.8 14.6 18.6 178.0 PRODUCCION DPP 110.1 100.4 125.0 122.4 81.2 104.6 121.2 122.6 118.3 123.8 116.1 114.8 1,360.8

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

A diciembre del 2011, la cartera de UNR de AES Dominicana estaba compuesta por 42 clientes, los cuales representan aproximadamente un 59% del consumo de este mercado. A continuación se presenta una tabla con los retiros mensuales de los UNR de AES Dominicana durante el 2011.

DEmAnDA EnERGÍA unR AES DominicAnA 2011 [GWH]

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

AES ANDRES

AERODOM (PUERTO PLATA) 0.50 0.49 0.46 0.54 0.61 0.59 0.52 0.49 0.46 0.43

AEROPUERTOS DOMINICANOS SIGLO XXI 3.05 2.80 2.97 2.79 3.12 3.09 3.35 3.28 3.20 3.41 3.03 3.11

ALAMBRES DOMINICANOS 0.56 0.66 0.74 0.69 0.67 0.64 0.67 0.62 0.59 0.55 0.55 0.53

ARTICULOS DE PIEL LOS FAVORITOS 0.32 0.33 0.37 0.24 0.28 0.25 0.27 0.28 0.33 0.32 0.33 0.29

BANCO LEÓN 0.43 0.40 0.45 0.43 0.45 0.45 0.45 0.46 0.44 0.45 0.43 0.44

CARIBBEAN INDUSTRIAL PARK 0.97 1.21 1.41 1.30 1.50 1.54 1.47 1.47 1.43 1.45 1.32 0.83

CDH-CARREFOUR 0.67 0.67 0.74 0.78 0.77 0.80 0.76 0.78 0.74 0.73

CÉSAR IGLESIAS 1.40 1.46 1.70 1.66 1.97 1.87 1.82 2.04 1.83 2.09 1.68 2.06

EDITORIAL PADILLA 0.48 0.43 0.51 0.51 0.50 0.43 0.44 0.46 0.42 0.31

ENVASES ANTILLANOS 0.32 0.33 0.39 0.34 0.35 0.35 0.41 0.35 0.35 0.42 0.41 0.42

FERRETERÍA OCHOA 0.47 0.54 0.63 0.50 0.49 0.46 0.48 0.52 0.53 0.54 0.58 0.57

HAMACA BEACH RESORT 0.71 0.67 0.71 0.68 0.70 0.72 0.83 0.84 0.74 0.75 0.71 0.65

HIELOS NACIONALES II 0.73 0.69 0.80 0.91 1.00 1.07 1.09 1.11 1.10 1.06 0.86 0.90

HOTEL BARCELO CAPELLA 0.46 0.45 0.55 0.57 0.63 0.60 0.05 0.47 0.61 0.62 0.54 0.58

INCA 3.16 1.48 3.45 3.20 3.07 2.63 2.77 2.50 3.09 3.48 3.37 2.65

INCA - ZF LA ISABELA 1.18 1.31 1.47 1.43 1.47 1.33 1.28 1.33 1.34 1.13 1.13 0.88

INDUVECA 1.43 1.22 1.42 1.35 1.48 1.52 1.57 1.65 1.56 1.70 1.55 1.57

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.51 0.46 0.52 0.49 0.51 0.55 0.57 0.54 0.50 0.50 0.47 0.45

LA FABRIL 0.27 0.46 0.41 0.41 0.40 0.40 0.43 0.42 0.37 0.41 0.42 0.38

LADOM 0.11 0.10 0.10 0.08 0.08 0.10 0.10 0.08 0.14 0.16 0.16 0.11

LAFZID 5.26 5.72 6.50 5.85 6.29 6.59

LISTÍN DIARIO 0.46 0.47 0.52 0.50 0.57 0.54 0.55 0.54 0.53 0.55 0.54 0.51

LM INDUSTRIES 0.26 0.31 0.38 0.35 0.38 0.37 0.35 0.38 0.36 0.34 0.32 0.21

MALLA & CO. 1.33 1.14 1.24 1.11 1.26 1.12 1.15 1.09 1.13 1.38 1.42 1.13

MOLINOS DEL OZAMA 1.57 1.41 1.67 1.63 1.65 1.44 1.76 1.69 1.76 2.07 2.11 1.49

MULTICENTRO CHARLES DE GAULLE 0.71 0.62 0.70 0.67 0.70 0.74 0.70 0.71 0.10 0.04 0.04 0.04

MULTICENTRO CHURCHILL 1.05 0.98 1.06 1.06 1.12 1.08 1.10 1.08 1.06 1.14 1.04 1.02

MULTIFORM 0.28 0.37 0.41 0.35 0.39 0.40 0.37 0.36 0.39 0.43 0.46 0.34

MULTIQUIMICA, S.C. 1.32 1.54 1.72 1.68 2.03 1.61 1.71 1.03 2.13 2.15 2.37 1.82

OCEAN WORLD 0.55 0.50 0.54 0.55 0.56 0.57 0.60 0.59 0.54 0.55 0.53 0.54

PLASTIFAR 1.37 1.63 1.88 1.66 1.44 1.51 1.67 1.69 1.76 1.81 2.09 1.95

REFIDOMSA 0.50 0.25 0.20 0.25 0.28 0.10 0.20 0.43 0.33 0.21 0.15 0.44

RENAISSANCE HOTEL JARAGUA & CASINO 0.85 0.74 0.79 0.79 0.85 0.81 0.84 0.84 0.88 0.90 0.83 0.84

SADOSA 0.39 0.43 0.48 0.47 0.48 0.47 0.50 0.47 0.42 0.42 0.42 0.37

TERMO ENVASES 1.20 1.21 1.42 1.01 1.24 1.05 1.12 1.21 0.99 1.29 1.36 1.31

TROQUEDOM 0.34 0.43 0.46 0.39 0.44 0.46 0.42 0.39 0.46 0.44 0.44 0.47

ZF INDUSTRIAL SANTIAGO 1.95 2.21 2.89 2.62 2.81 2.85 2.81 2.91 2.84 2.68 2.55 1.91

ZF LA VEGA 0.64 0.78 0.98 0.98 1.14 1.06 1.03 1.04 0.96 0.95 0.94 0.68

ZF PISANO - STGO 0.79 0.99 1.11 1.08 1.18 1.10 1.12 1.18 1.09 1.09 1.16 0.78

ZF SAN ISIDRO BT 2.63 2.80 3.26 2.94 3.15 3.12 3.37 3.35 3.37 3.31 3.31 2.69

ZF SPM 1.93 2.28 2.62 2.24 2.42 2.31 2.23 2.33 2.48 2.46 2.38 1.83

ZONA FRANCA LAS AMÉRICAS 2.71 2.95 3.24 2.92 3.28 3.33 3.28 3.15 3.27 3.33 3.21 2.45

TOTAL 44.18 44.34 53.82 49.78 53.55 52.04 46.34 46.22 46.74 48.31 46.84 40.70

ZONA FRANCA LAS AMÉRICAS 2.71 2.95 3.24 2.92 3.28 3.33 3.28 3.15 3.27 3.33 3.21 2.45

totAL 44.18 44.34 53.82 49.78 53.55 52.04 46.34 46.22 46.74 48.31 46.84 40.70

ITABO, S.A.

QUITPE 0.16 0.20 0.26 0.20 0.21 0.20 0.17 0.19 0.18 0.16 0.17 0.18

totAL 0.16 0.20 0.26 0.20 0.21 0.20 0.17 0.19 0.18 0.16 0.17 0.18

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

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

bALAncE DE PotEnciA AES DominicAnA 2011 [mW]

AES ANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2011

Venta Potencia Contractual 208.14 208.29 273.09 264.50 368.64 268.35 263.27 269.02 291.52 307.86 306.93 298.19 277.32

Potencia Firme 280.58 280.58 280.58 280.58 280.57 280.57 280.57 280.57 280.57 280.58 280.57 280.57 280.57

Demanda Potencia de Punta 71.65 71.65 74.58 74.58 74.58 74.58 63.86 63.86 63.86 63.86 63.86 63.86 68.73

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

Venta Spot / (Compra Spot) 0.79 0.64 (67.09) (58.50) (162.65) (62.36) (46.56) (52.31) (74.80) (91.14) (90.22) (81.48) (65.47)

ITABO, S.A.


Potencia Firme 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90


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

Venta Spot / (Compra Spot) (89.07) (61.49) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (24.72) (33.14)

DPP


Potencia Firme 52.19 52.04 51.61 60.19 58.19 56.34 61.42 55.68 57.68 51.84 52.76 61.50 55.95


Compra Potencia Contractual 158.14 158.29 158.73 150.15 152.14 154.00 148.92 154.66 152.66 158.50 157.57 148.84 154.38

Venta Spot / (Compra Spot) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

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.

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

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

30 31


conSumo combuStibLE PRimARio

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

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

inVEntARio y conSumo GAS nAtuRAL 2011 [mmbtu]

AES ANDRES Y DPP ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TotalInventario Inicial 1,822,279 1,962,776 1,959,449 2,488,069 2,242,496 2,495,957 2,579,614 2,176,353 1,959,150 1,744,409 1,310,846 1,104,154

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

Consumo ANDRES 1,362,106 1,293,071 591,963 1,397,695 1,426,893 1,311,559 1,421,899 1,313,503 1,338,586 1,431,099 1,330,244 1,354,205 15,572,823

Consumo DPP 1,346,462 1,231,858 1,530,389 1,496,687 982,860 1,275,478 1,505,533 1,524,074 1,475,544 1,542,098 1,458,595 1,410,296 16,779,874

Consumo BOG 16,577 13,848 19,391 19,403 19,447 16,423 20,486 18,568 13,193 7,038 6,601 264 171,239

Venta a Terceros 251,175 283,879 326,558 343,192 341,786 345,066 406,447 433,732 421,503 434,187 459,995 418,571 4,466,091

Pérdidas 17,958 11,187 8,137 7,845 2,440 5,920 741 471 5,138 355 8,842 126 69,160

inventario final 1,962,776 1,959,449 2,488,069 2,242,496 2,495,957 2,579,614 2,176,353 1,959,150 1,744,409 1,310,846 1,104,154 871,521

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

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

inVEntARio y conSumo cARbón 2011[tonELADAS mÉtRicAS]

ITABO, S.A. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TotalInventario Inicial 49,476 20,189 19,081 72,742 89,170 73,249 56,462 64,083 61,970 92,727 55,299 68,824 723,270 Compra 31,235 42,464 116,390 75,122 47,786 41,038 38,112 37,855 90,019 - 76,382 104,293 700,697 Consumo 51,121 43,573 62,999 57,610 63,707 57,825 29,217 39,949 59,262 37,428 62,857 67,371 632,920 Venta a Terceros - - - - - - - - - - - - - Mermas 9,400 - - 1,084 - - 1,274 13 - - - - 11,771 Inventario Final 20,189 19,081 72,472 89,170 73,249 56,462 64,083 61,976 92,727 55,299 68,824 105,746 779,277

Subtotal consumo 60,521 43,573 62,999 58,693 63,707 57,825 30,491 39,963 59,262 37,428 62,857 67,371 644,691

inVEntARio y conSumo PEtcokE 2011[tonELADAS mÉtRicAS]

ITABO, S.A. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TotalInventario Inicial 3,981 - - - - - - - - - - - 3,981

Compra - - - - - - - - - - - - - Consumo 798 - - - - - - - - - - - 798 Venta a Terceros - - - - - - - - - - - - - Mermas 3,183 - - - - - - - - - - - 3,183 Inventario Final - - - - - - - - - - - - - Subtotal consumo 798 - - - - - - - - - - - 798 total consumo 61,319 43,573 62,999 58,693 63,707 57,825 30,491 39,963 59,262 37,428 62,857 67,371 633,718

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

imPoRtAción DE combuStibLE PRimARio

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

LiStADo REcEPción bARcoS LnG AES AnDRES 2011

no. fecha Suplidor barco Puerto Descarga mmbtu m31 January 14, 2011 BPGM Bristish Diamond AES ANDRES 3,134,775 139,773 2 February 18, 2011 BPGM Express AES ANDRES 2,830,516 125,992 3 March 22, 2011 BPGM British Trader AES ANDRES 3,005,058 134,035 4 April 20, 2011 BPGM Golar Arctic AES ANDRES 3,019,250 134,827 5 May 23, 2011 BPGM Gaslog Singapore AES ANDRES 3,026,887 135,009 6 June 22, 2011 BPGM British Merchant AES ANDRES 3,038,103 135,488 7 July 19, 2011 BPGM Arctic Princess AES ANDRES 2,951,845 131,731 8 August 14, 2011 BPGM Bristish Diamond AES ANDRES 3,073,145 136,979 9 September 14, 2011 BPGM Golar Arctic AES ANDRES 3,039,222 135,536 10 October 11, 2011 BPGM British Ruby AES ANDRES 2,981,214 133,073 11 November 8, 2011 BPGM British Sapphire AES ANDRES 3,057,585 136,629 12 December 4, 2011 BPGM Arctic Discoverer (Spot Ship) AES ANDRES 2,950,829 127,586

36,108,429 1,606,658

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

LiStADo REcEPción bARcoS cARbón itAbo, S.A. 2011

no. fecha Suplidor barco Puerto Descarga toneladas mmbtu1 January 23, 2011 INTERAMERICAN/GLENCORE UBC TILSBURY HAINA 31,235 854,153 2 February 9, 2011 INTERAMERICAN COAL BALDER ITABO 42,464 1,183,229 3 March 3, 2011 BULKTRADING BALDOCK ITABO 61,362 1,589,674 4 March 15, 2011 GLENCORE INTERNATIONAL BALDOCK ITABO 55,028 1,482,601 5 April 1, 2011 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 38,122 1,011,728 6 April 12, 2011 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 37,000 1,017,026 7 May 4, 2011 GLENCORE INTERNATIONAL BALDER ITABO 47,786 1,310,554 8 June 18, 2011 GLENCORE INTERNATIONAL CSL METIS ITABO 41,038 1,113,725 9 July 17, 2011 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 38,112 1,048,096 10 August 24, 2011 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 37,855 1,036,105 11 September 5, 2011 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 38,040 1,017,770 12 September 11, 2011 GLENCORE INTERNATIONAL SOPHIE OLDENDORFF ITABO 51,979 1,395,296 13 November 1, 2011 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 38,124 1,050,864 14 November 11, 2011 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 38,258 1,058,943 15 December 3, 2011 GLENCORE INTERNATIONAL SOPHIE OLDENDORFF ITABO 52,460 1,398,836 16 December 27, 2011 MACQUAIRE BANK HARMEN OLDENDORFF ITABO 51,832 1,339,928 17 December 27, 2011 MACQUAIRE BANK HARMEN OLDENDORFF ITABO 51,832 1,339,928

700,697 18,908,529

32 33


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 tÉcnicoS AES DominicAnA 2011EnE fEb mAR AbR mAy Jun JuL AGo SEP oct noV Dic 2011

EAf [%]

ANDRES 93.0% 100.0% 42.0% 99.0% 96.0% 93.0% 99.0% 96.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 93.2%

ITABO 1 64.0% 72.0% 74.0% 72.0% 72.0% 80.0% 0.0% 31.0% 81.0% 94.0% 86.0% 87.0% 67.8%

ITABO 2 83.0% 65.0% 94.0% 84.0% 92.0% 77.0% 81.0% 73.0% 84.0% 9.0% 93.0% 96.0% 77.6%

LOS MINA 5 74.0% 80.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 99.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 96.1%

LOS MINA 6 99.0% 100.0% 100.0% 100.0% 68.0% 68.0% 96.0% 97.0% 98.0% 100.0% 100.0% 100.0% 93.8%

Efof [%]

ANDRES 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.0% 2.0% 1.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3%

ITABO 1 0.0% 5.0% 8.0% 4.0% 0.0% 2.0% 0.0% 1.0% 9.0% 5.0% 8.0% 3.0% 3.8%

ITABO 2 0.0% 30.0% 0.0% 7.0% 0.0% 2.0% 1.0% 8.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.0% 4.1%

LOS MINA 5 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1%

LOS MINA 6 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

HEAt RAtE [btu/kWh]

ANDRES 7,832 7,819 7,857 7,644 7,758 7,837 7,663 7,715 7,623 7,653 7,675 7,662 7,728

ITABO 1 11,090 10,752 11,357 11,149 11,839 11,861 7,831 13,460 11,380 10,919 11,184 11,375 11,183

ITABO 2 10,298 10,455 10,902 10,757 10,952 10,742 11,029 11,303 11,213 12,881 11,086 11,046 11,055

LOS MINA 5 11,965 12,018 11,984 11,952 11,941 12,006 12,137 12,242 12,191 12,134 12,209 12,184 12,080

LOS MINA 6 12,405 12,443 12,474 12,473 12,453 12,393 12,668 12,533 12,673 12,674 12,769 12,299 12,521

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

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

EAf AES DominicAnA 2011itAbo 1 LoS minA 5 LoS minA 6AES AnDRES itAbo 2

100%

80%

60%

40%

20%

0%

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%.

Efof AES DominicAnA 2011itAbo 1 LoS minA 5 LoS minA 6AES AnDRES itAbo 2

5%

4%

3%

2%

1%

0%

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

EVEntoS RELEVAntES 2011unidad Descripción Desde Hasta Horas

Los Mina 6 Mantenimiento Mayor Programado 21-May-2011 23:59 07-Jun-2011 02:17 386 Los Mina 5 Mantenimiento Mayor Programado 24-Ene-2011 01:12 05-Feb-2011 18:21 293 DPP Conexión TIE-IN SEABOARD 09-Dec-2011 23:49 12-Dec-2011 03:51 52 Itabo 2 Mantenimiento Mayor Programado 01-Oct-2011 01:38 28-Oct-2011 23:34 670 Itabo 1 Mantenimiento Mayor Programado 01-Jul-2011 00:35 21-Aug-2011 00:00 1,223 Andres Mantenimiento Mayor Programado 09-Mar-2011 00:11 26-Mar-2011 17:49 426

34 35


mERcADo ELÉctRico mAyoRiStA

36 37


RESEñA HiStóRicA DEL SEctoR ELÉctRico DominicAno

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

El proceso de capitalización del sector fue iniciado formalmente el 24 de Junio de 1997, con la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados Independientes.

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

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

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

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

GEnERAción

El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte por generadores térmicos en un 83.5%, ya que la componente de potencia hidroeléctrica instalada es de 16.5%.

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

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

cAPAciDAD inStALADA PoR tEcnoLoGÍA[3,068.2 mW A DiciEmbRE 2011]

Turbina de Gas

Ciclo Combinado

Motores Diesel

Turbina Hidráulica

Turbina a Vapor

11.0%

26.2%

19.7%

17.1%

26.1%

38 39


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

cAPAciDAD inStALADA PoR tiPo DE combuStibLE[3,068.2 mW A DiciEmbRE 2011]

Fuel Oil 6

Carbón

Fuel Oil 2

Gas Natural

Hidráulica

41.5%

10.2%

13.1%

18.1%

17.1%

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

PotEnciA inStALADA PoR EmPRESA y tEcnoLoGÍA[DiciEmbRE 2011]

TOTAL

EMPRESA GENERADORATURBINAVAPOR

TURBINAGAS

CICLOCOMBINADO

MOTORESDIESEL

HIDRO [MW] [%]

AES ANDRES 319.0 319.0 10.4%ITABO, S.A. 260.0 260.0 8.5%DPP 236.0 236.0 7.7%AES DOMINICANA 260.0 236.0 319.0 815.0 26.6%HAINA 343.1 100.0 0.0 443.1 14.4%HIDRO 523.2 523.2 17.1%METALDOM 42.0 42.0 1.4%SEABOARD 73.3 73.3 2.4%GPLV 198.8 198.8 6.5%PVDC 100.1 100.1 3.3%CEPP 76.8 76.8 2.5%LAESA 111.0 111.0 3.6%FALCONDO 198.0 198.0 6.5%PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

SAN FELIPE 185.0 185.0 6.0%CESPM 300.0 300.0 9.8%RIO SAN JUAN 1.9 1.9 0.1%TOTAL [MW] 801.1 336.0 804.0 603.9 523.2 3,068.20 100.0%

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

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

uniDADES tERmoELÉctRicASEmPRESA combuStibLE tEcnoLoGÍA PotEnciA [mW]

AES DominicAnAANDRES Gas natural Ciclo Combinado 319.0ITABO I Carbón Turbina Vapor 128.0ITABO II Carbón Turbina Vapor 132.0LOS MINA V Gas natural Turbina Gas 118.0LOS MINA VI Gas natural Turbina Gas 118.0Subtotal 815.0

HAinAHAINA I Fuel no. 6 Turbina Vapor 54.0HAINA II Fuel no. 6 Turbina Vapor 54.0HAINA IV Fuel no. 6 Turbina Vapor 84.9SAN PEDRO VAPOR Fuel no. 6 Turbina Vapor 30.0PUERTO PLATA I Fuel no. 6 Turbina Vapor 27.6PUERTO PLATA II Fuel no. 6 Turbina Vapor 39.0HAINA TG Fuel no. 2 Turbina Gas 100.0BARAHONA CARBÓN Carbón Turbina Vapor 53.6Subtotal 443.1

GEnERADoRA PALAmARA - LA VEGAPALAMARA Fuel no. 6 Motores Diesel 106.8LA VEGA Fuel no. 6 Motores Diesel 92.0Subtotal 198.8

cDEEESAN FELIPE Fuel no. 6 Ciclo Combinado 185.0CESPM I Fuel no. 2 Ciclo Combinado 100.0CESPM II Fuel no. 2 Ciclo Combinado 100.0CESPM III Fuel no. 2 Ciclo Combinado 100.0RIO SAN JUAN Fuel no. 2 Motores Diesel 1.9Subtotal 486.9

SEAboARDESTRELLA DEL MAR Fuel no. 6 Motores Diesel 73.3Subtotal 73.3

cEPP CEPP I Fuel no. 6 Motores Diesel 18.7CEPP II Fuel no. 6 Motores Diesel 58.1Subtotal 76.8

PVDcMONTE RIO Fuel no. 6 Motores Diesel 100.1Subtotal 100.1

mEtALDomMETALDOM Fuel no. 6 Motores Diesel 42.0Subtotal 42.0

LAESAPIMENTEL I Fuel no. 6 Motores Diesel 31.6PIMENTEL II Fuel no. 6 Motores Diesel 28.0PIMENTEL III Fuel no. 6 Motores Diesel 51.4Subtotal 111.0

fALconDoFALCONDO I Fuel no. 6 Turbina Vapor 66.0FALCONDO II Fuel no. 6 Turbina Vapor 66.0FALCONDO III Fuel no. 6 Turbina Vapor 66.0Subtotal 198.0

total térmica 2,545.0

cAPAciDAD inStALADA PoR EmPRESA GEnERADoRA[DiciEmbRE 2011]

40 41


HiDRoS DE EmbALSE combuStibLE tEcnoLoGÍA PotEnciA [mW]

TAVERA I Hidráulica Turbina Hidráulica 48.0TAVERA II Hidráulica Turbina Hidráulica 48.0JIGUEY I Hidráulica Turbina Hidráulica 49.0JIGUEY II Hidráulica Turbina Hidráulica 49.0AGUACATE I Hidráulica Turbina Hidráulica 26.0AGUACATE II Hidráulica Turbina Hidráulica 26.0VALDESIA I Hidráulica Turbina Hidráulica 27.0VALDESIA II Hidráulica Turbina Hidráulica 27.0RIO BLANCO I Hidráulica Turbina Hidráulica 12.5RIO BLANCO II Hidráulica Turbina Hidráulica 12.5MONCION I Hidráulica Turbina Hidráulica 26.0MONCION II Hidráulica Turbina Hidráulica 26.0RINCON Hidráulica Turbina Hidráulica 10.1PINALITO I Hidráulica Turbina Hidráulica 25.0PINALITO II Hidráulica Turbina Hidráulica 25.0Subtotal de Embalse 437.1

HiDRoS DE PASADALOPEZ ANGOSTURA Hidráulica Turbina Hidráulica 18.4CONTRA EMBALSE MONCION I Hidráulica Turbina Hidráulica 1.6CONTRA EMBALSE MONCION II Hidráulica Turbina Hidráulica 1.6BAIGUAQUE I Hidráulica Turbina Hidráulica 0.6BAIGUAQUE II Hidráulica Turbina Hidráulica 0.6HATILLO Hidráulica Turbina Hidráulica 8.0JIMENOA Hidráulica Turbina Hidráulica 8.4EL SALTO Hidráulica Turbina Hidráulica 0.7ANIANA VARGAS I Hidráulica Turbina Hidráulica 0.3ANIANA VARGAS II Hidráulica Turbina Hidráulica 0.3DOMINGO RODRIGUEZ I Hidráulica Turbina Hidráulica 2.0DOMINGO RODRIGUEZ II Hidráulica Turbina Hidráulica 2.0ROSA JULIA DE LA CRUZ Hidráulica Turbina Hidráulica 0.9NIZAO NAJAYO Hidráulica Turbina Hidráulica 0.3LOS ANONES Hidráulica Turbina Hidráulica 0.1SABANA YEGUA Hidráulica Turbina Hidráulica 12.8LAS DAMAS Hidráulica Turbina Hidráulica 7.5SABANETA Hidráulica Turbina Hidráulica 6.3LOS TOROS I Hidráulica Turbina Hidráulica 4.9LOS TOROS II Hidráulica Turbina Hidráulica 4.9MAGUEYAL I Hidráulica Turbina Hidráulica 1.5MAGUEYAL II Hidráulica Turbina Hidráulica 1.5LAS BARIAS Hidráulica Turbina Hidráulica 0.9Subtotal de Pasada 86.1

total Hidro 523.20

totAL GEnERAL 3,068.2

EmPRESA HiDRoELÉctRicA

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

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

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

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

DiStRibución

A diciembre del 2011 la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas estatales:

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

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

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

42 43


bALAncE DE EnERGÍAEn la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2011, en el cual se indican las inyecciones netas de las empresas generadoras, los retiros de las empresas distribuidoras y usuarios no regulados que, para fines de esta tabla, se han agrupado independientemente de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.

bALAncE EnERGÍA mERcADo ELÉctRico mAyoRiStA 2011 [GWH]

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2011AES ANDRES 173.7 165.4 75.0 182.7 183.9 167.1 185.6 170.2 175.6 187.0 173.3 176.7 2,016 ITABO, S.A. 143.8 117.2 149.8 138.5 146.2 132.4 71.0 91.5 140.6 89.8 152.6 162.7 1,536 DPP 110.1 100.4 125.0 122.4 81.2 104.6 121.2 122.6 118.3 123.8 116.1 114.8 1,361 AES Dominicana 427.6 383.0 349.8 443.6 411.3 404.1 377.8 384.3 434.5 400.7 442.1 454.2 4,913 HIDRO 113.3 88.6 90.5 73.7 88.5 153.2 139.8 180.3 163.5 170.5 136.9 102.9 1,502 CDEEE 9.1 68.9 146.0 111.6 154.8 125.6 160.9 134.0 110.8 141.5 127.1 139.7 1,430 HAINA 103.1 80.5 99.6 103.5 108.8 99.7 117.7 128.0 121.1 122.6 98.0 75.7 1,258 GPLV 98.7 84.8 100.0 102.5 95.9 90.2 90.0 85.3 71.5 77.7 51.0 57.9 1,005 SEABOARD 61.1 53.4 59.8 14.5 46.8 39.8 46.8 40.8 41.8 42.6 38.8 37.2 523 CEPP 29.0 25.0 31.9 29.1 33.0 34.2 27.6 33.1 32.3 35.6 32.3 31.8 375 MONTERIO 47.8 41.9 49.9 54.0 - - - - - - - - 420 PVDC - - - - 57.8 45.9 44.4 39.0 39.1 49.0 46.5 31.0 127 METALDOM 18.2 16.0 19.6 18.0 13.4 12.3 16.1 18.6 15.7 18.8 17.4 20.7 205 LAESA 53.0 43.6 48.2 49.2 47.6 62.7 71.4 69.3 61.3 65.9 54.2 63.7 690 FALCONDO - 2.4 - - - - - 0.0 - - - - 2.4 inyEccionES* 960.9 888.0 995.3 999.6 1,057.8 1,067.7 1,092.5 1,112.4 1,091.6 1,124.8 1,044.3 1,014.9 12,450 EDESUR 321.4 300.6 332.3 323.2 341.4 346.7 346.1 348.6 347.7 359.2 333.8 325.4 4,026.6 EDENORTE 270.9 248.8 274.9 272.2 285.6 297.2 308.6 308.6 295.8 302.4 277.0 268.3 3,410.3 EDEESTE 264.6 238.1 267.9 266.9 284.2 285.7 288.1 294.0 289.8 295.4 269.1 270.3 3,314.2 FALCONDO - - 5.1 27.0 27.1 23.7 35.4 44.9 43.5 50.2 48.1 50.3 355.3 UNR's 85.9 83.0 98.0 89.1 98.3 94.0 95.6 96.5 95.1 95.5 94.3 81.8 1,107.1 REtiRoS 942.8 870.4 978.2 978.5 1,036.7 1,047.3 1,073.8 1,092.7 1,071.9 1,102.7 1,022.4 996.1 12,214 PÉRDIDAS 18.14 17.53 17.10 21.13 21.06 20.37 18.71 19.72 19.66 22.09 21.92 18.77 236.20PÉRDIDAS % 1.89% 1.97% 1.72% 2.11% 1.99% 1.91% 1.71% 1.77% 1.80% 1.96% 2.10% 1.85% 1.90%* Se refiere a inyecciones netas.

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

PARticiPAción AbAStEcimiEnto EnERGÍA 2011 12,450 GWH

LAESA

PVDC

METALDOM

MONTERIO

CEPP

FALCONDO

6%

1%

2%

3%

3%

0%

HIDRO

HAINA

CDEEE

GPLV

SEABOARD

AES Dominicana

12%

10%

12%

8%

4%

39%

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

bALAncE PotEnciA fiRmE DEfinitiVA 2011 [mW]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW %AES ANDRES 280.58 280.58 280.58 280.58 280.57 280.57 280.57 280.57 280.57 280.58 280.57 280.57 280.57 15.4%ITABO, S.A. 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 225.90 12.4%DPP 52.19 52.04 51.61 60.19 58.19 56.34 61.42 55.68 57.68 51.84 52.76 61.50 55.95 3.1%AES DominicAnA 558.67 558.52 558.09 566.67 564.66 562.81 567.89 562.15 564.15 558.32 559.23 567.97 562.43 30.9%HIDRO 369.81 370.51 372.53 367.69 353.76 352.80 328.89 355.88 346.32 373.93 369.56 328.52 357.52 19.6%CDEEE* 123.99 123.71 122.67 143.50 138.90 134.41 146.55 132.83 137.61 123.69 125.89 146.73 133.37 7.3%HAINA 210.83 210.65 210.08 214.55 202.53 200.04 206.72 199.16 201.80 194.12 195.33 206.83 204.39 11.2%GPLV 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 189.94 10.4%SEABOARD 108.94 108.94 108.94 79.80 71.88 71.88 71.88 71.88 71.90 71.90 71.88 71.88 81.81 4.5%CEPP 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 3.6%MONTERIO 96.42 96.42 96.42 96.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 32.14 1.8%METALDOM 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 40.59 2.2%PVDC 0.00 0.00 0.00 0.00 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 96.42 64.28 3.5%LAESA 58.15 58.15 58.15 58.15 98.74 108.46 108.46 108.46 108.46 108.46 108.46 108.46 90.88 5.0%total 1,822.5 1,822.6 1,822.6 1,822.5 1,822.6 1,822.5 1,822.5 1,822.5 1,822.3 1,822.5 1,822.5 1,822.5 1,822.5 100.0%

* CDEEE sólo incluye a SAN FELIPE y CESPM

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

44 45


PARticiPAción AbAStEcimiEnto PotEnciA 20111,822.5 mW

PVDC

LAESA

METALDOM

MONTERIO

CEPP

5%

2.2%

3.5%

1.8%

3.6%

HIDRO

HAINA

CDEEE

GPLV

SEABOARD

AES Dominicana

19.6%

11.2%

7.3%

10.4%

4.5%

30.9%

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

DEmAnDA máXimA mEnSuAL 2011 [mW]

mes Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic

Día / HoraD18 H19

D15 H20

D22 H20

D25 H20

D11 H20

D26 H20

D20 H20

D11 H21

D7 H24

D24 H19

D8 H22

D31 H20

inyEccionESinyecciones brutas 1,739 1,737 1,829 1,740 1,761 1,879 1,847 1,881 1,860 1,865 1,820 1,850 Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,685 1,681 1,770 1,679 1,701 1,818 1,791 1,827 1,799 1,818 1,760 1,791

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

1,680 1,676 1,766 1,673 1,697 1,813 1,786 1,822 1,794 1,813 1,756 1,785

REtiRoSEmpresa Distribuidora del Este

455 474 500 491 494 501 520 527 490 497 478 513

EdeNorte Dominicana 495 479 568 470 481 536 504 524 504 520 494 545 EdeSur Dominicana 564 552 586 494 504 601 520 542 531 550 521 574 Usuarios No Regulados [UNR]

145 130 88 128 137 102 139 140 126 126 136 47

Otros Retiros 6 9 4 3 7 6 9 8 8 9 9 3

totAL REtiRoS 1,666 1,644 1,746 1,587 1,623 1,746 1,692 1,741 1,658 1,703 1,638 1,683

Pérdidas [MW] 14 31 21 86 74 67 94 81 136 110 119 102 Pérdidas [%] 0.82% 1.85% 1.17% 5.16% 4.38% 3.69% 5.24% 4.45% 7.57% 6.08% 6.76% 5.73%

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

AbAStEcimiEnto DE EnERGÍA PoR tiPo DE combuStibLEEl 35.7% de la energía abastecida en el 2011 fue producida con Fuel Oil 6, que es el combustible que tiene la mayor participación del mercado. El gas natural ocupa la segunda posición en el mercado con 27.7%, seguido por el carbón con un 14.9% de participación.

PARticiPAción AbAStEcimiEnto DE EnERGÍA PoR tiPo DE combuStibLE

FUEL OIL 6

FUEL OIL 2

CARBÓN

35.7%

9.4%

14.9%

GAS NATURAL

EÓLICA

HIDRÁULICA

27.7%

0.1%

12.1%

PREcioS intERnAcionALES combuStibLES PARA GEnERAción ELÉctRicA

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

46 47


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

24

12

6

3

PREcioS intERnAcionALES DE LoS combuStibLES 2011 [uS$/mmbtu]

Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic

cARbón GAS nAtuRALfuEL oiL 2 fuEL oiL 6

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

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

PREcioS intERnAcionALES combuStibLES PARA GEnERAción ELÉctRicA 2011 [uS$/mmbtu]


CARBÓN 4.35 4.21 4.39 4.52 4.34 4.31 4.33 4.36 4.20 3.90 3.83 3.71GAS NATURAL 4.50 4.04 4.07 4.27 4.34 4.52 4.36 4.03 3.85 3.62 3.56 3.25FUEL OIL 6 12.17 13.54 14.71 15.63 14.69 15.19 15.49 15.00 15.04 15.29 15.43 14.67FUEL OIL 2 14.72 15.72 17.27 18.26 16.90 16.96 17.51 16.78 16.65 16.83 17.42 16.38

A continuación se muestran los precios con las unidades originales:


CARBÓN US$/MT 115.26 111.41 115.27 119.23 115.71 113.75 113.98 115.28 111.77 104.15 101.88 97.83 GAS NATURAL US$/MMBTu 4.50 4.04 4.07 4.27 4.34 4.52 4.36 4.03 3.85 3.62 3.56 3.25 FUEL OIL 6 US$/BBLS 79.08 87.97 95.56 101.50 95.44 98.69 100.60 97.46 97.67 99.31 100.24 95.30 FUEL OIL 2 US$/GAL 2.56 2.74 3.01 3.18 2.95 2.95 3.05 2.92 2.90 2.93 3.03 2.85

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

coSto mARGinAL EnERGÍA 2011 [uS$/mWH]


cmg mAXcmg PRom

250

200

150

100

50

0

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

coSto mARGinAL EnERGÍA 2011 [uS$/mWH]

Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic Promedio

CMg PROM 141 148 179 196 211 198 207 201 186 199 188 179 186CMg MAX 175 182 199 213 226 214 220 223 218 219 222 224 211

Es preciso establecer estas comparaciones en dólares de Estados Unidos de América ya que el costo marginal de energía está determinado por los costos de producción de las empresas generadoras y estos a su vez por el precio de los combustibles utilizados, adquiridos en el mercado internacional en dólares americanos. Anexas se muestran las tasas del dólar utilizadas en este informe.

48 49


coSto mARGinAL DE PotEnciA y DEREcHo DE conEXión

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

coSto mARGinAL DE PotEnciA y DEREcHo DE conEXión 2011 [uS$/kW-mES]


Derecho conexióncmG Potencia

12

10

8

6

4

2

0

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

coSto mARGinAL DE PotEnciA y DEREcHo DE conEXión 2011 [uS$/kW-mES]

Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic Promedio

CMG Potencia 8.07 8.11 8.15 8.22 8.22 8.22 8.22 8.22 8.22 8.22 8.22 8.22 8.19Derecho Conexión 2.93 2.69 3.13 3.03 2.87 3.09 2.51 2.76 3.14 3.09 3.04 3.13 2.95

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.

60

50

40

30

20

10

0 Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic

PARticiPAción REGuLAción PRimARiA fREcuEnciA RESERVA APoRtADA 2011 [GWH]

5% Demanda 3% DemandamEtALDom montERio

GPLV SEAboARDfALcon HAinA

HiDRo SAn fELiPEAES AnDRES DPP

AES Dominicana, a través de AES ANDRES y DPP, fue el grupo que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante aporte de 27% y 56% respectivamente para totalizar un 83% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

50 51


60

50

40

30

20

10

0 Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic

PARticiPAción REGuLAción SEcunDARiA fREcuEnciA, RESERVA APoRtADA 2011 [GWH]

5% Demanda 3% DemandaHiDRo cDEEEAES AnDRES DPP

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES ANDRES y DPP aportaron al sistema el 56% y el 30% respectivamente para totalizar un 86% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2011. Además, en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas y CDEEE, esta última a través de sus contratos con IPPs, ambas aportando un 7%. Puede notarse que durante el mantenimiento mayor de la unidad AES ANDRES en marzo 2011 no se alcanzó el 3% de reserva establecido en la normativa como el mínimo que debe tener el sistema para que opere con la seguridad requerida ante variaciones en la demanda programada y la demanda abastecida de energía. Esto debido a la poca oferta existente en el sistema para prestar este importante servicio.

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

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

REtiRoS DE EnERGÍA DE LoS unR PoR EmPRESA VEnDEDoRA 2011 [GWH]

Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic GWh %AES ANDRES 44.18 44.34 53.82 49.78 53.55 52.04 46.34 46.22 46.74 48.31 46.84 40.70 572.86 51.7%HAINA - - - - - - - - - - - - - 0.0%ITABO, S.A. 0.16 0.20 0.26 0.20 0.21 0.20 0.17 0.19 0.18 0.16 0.17 0.18 2.28 0.2%MONTERIO - - - - - - - - - - - - - 0.0%SEABOARD 3.21 3.09 3.60 3.30 3.46 3.44 3.34 3.30 3.30 3.60 3.42 3.40 40.47 3.7%EDESUR 6.21 6.41 6.92 6.27 6.45 6.54 13.48 13.45 12.83 13.75 12.91 11.99 117.23 10.6%EDENORTE 0.63 0.62 0.72 0.71 0.77 0.81 0.81 0.79 0.78 0.79 0.67 0.62 8.70 0.8%EDEESTE 20.87 17.55 21.42 18.25 22.41 19.94 20.03 20.95 21.04 18.18 18.64 14.87 234.15 21.2%HIDRO 9.98 10.16 11.13 10.49 11.37 10.91 11.29 11.53 10.09 10.65 11.14 9.61 128.34 11.6%CEPP - - - - - - - - - - 0.16 0.12 0.28 0.0%MERCADO SPOT 0.63 0.62 0.11 0.11 0.12 0.11 - 0.11 0.11 0.07 0.36 0.33 2.68 0.2%total Retiros 85.87 82.99 97.98 89.10 98.34 93.98 95.46 96.54 95.07 95.51 94.31 81.82 1,106.98 100.0%

De la tabla anterior podemos destacar que el consumo promedio mensual de los UNR que figuran en las transacciones económicas del mercado eléctrico mayorista fue de 92.25 GWh, lo que representó un 9% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2011.

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

52 53


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

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%Ene feb mar Abr may Jun Jul Ago Sep oct nov Dic

EVoLución PARticiPAción mERcADo DE unR 2011

mERcADo SPotEDEnoRtE HiDRoEDESuR EDEEStE

SEAboARDHAinA montE RioAES AnDRES itAbo, S.A.

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

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

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

VEntAS DE EnERGÍA PoR contRAto En EL mERcADo ELÉctRico mAyoRiStA PoR EmPRESA 2011 [GWH]

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

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

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AnEXoS

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

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

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

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

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%, 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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D

F

G

M

P

R

T

U

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

2011 220.2 221.3 223.5 224.9 226.0 225.7 225.9 226.5 226.9 226.4 226.2 225.7Fuente U.S. Bureau of Labor Statistics

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

2010COMPRA 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

2011COMPRA 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

Fuente: Banco Central de la República Dominicana

ÍnDicE DE PREcioS AL conSumiDoR DE uSA [2000 - 2011]

tASA DE cAmbio PRomEDio PARA comPRA y VEntA DE DoLARES EStADouniDEnSES [2000 - 2011]

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

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

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

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

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

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

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

PoDERES cALoRÍficoS SuPERioRES E infERioRES DE ALGunoS combuStibLES

uniDADES DE EnERGÍA

uniDADES DE DEnSiDAD

60

AES Dominicana

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

Kilogramo Kg 1 0.001 0.000984 0.001102 2.2046

Tonelada T 1000 1 0.984207 1.10231 2204.62

Tonelada Larga TL 1016 1.016 1 1.12 2240

Tonelada Corta TC 907 0.907 0.892857 1 2000

Libra Lb 0.4535 0.0004535 0.000446429 0.0005 1

cm3 M3 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

uniDADES DE mASA

uniDADES DE mASA

Informe negocios 2011

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