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INFORME 2006:Negocios y Operaciones

¿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 - cómo nos conducimos y cómo nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas.

• Cumplir compromisos. Cumplimos 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. Y cuando deje de ser de esa manera, cambiaremos lo que hacemos o cómo hacemos las cosas.

Los Valores de AESLa Gente AES:

• Pone la seguridad primero

• Actúa con integridad

• Cumple sus compromisos

• Se esfuerza por la excelencia

• Disfruta su trabajo

CONTENIDOLos Valores de AESCarta del Presidente de AES Dominicana

Introducción 00Antecedentes y Estructura Corporativa 00Posición de AES Dominicana en el Mercado 00Reseña Histórica Sector Eléctrico Dominicano y Su Capitalizacíon 00

El Mercado Eléctrico durante el 2006 11Resumen Operación del Mercado Eléctrico en el 2006 11Precios Spot de Energía y Potencia 11

Balance Anual de Energía y Demanda Máxima 22Balance Energía 2006 22Demanda Máxima Anual del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado 22

Balances Mensuales de Energía, Demanda y Potencia Firme 33Inyecciones Netas de Energía de las Empresas Generadoras 33Retiros de Energía SENI 33Mercado de Usuarios No Regulados 33Mercado Spot y Contratos 33Evolución de la Demanda Máxima Mensual 33Potencia Firme Definitiva Generadores 33

Estadísticas Sistema Eléctrico 2006 44Composición del Parque de Generación 44Parque de Generación de la República Dominicana 44Potencia Instalada por Empresa y Tecnología 44El Abastecimiento de Energía durante el 2006 44Precios de los Combustibles para Generación Eléctrica 44

AES Dominicana en el 2006 55Los Activos, Proyectos y Nuevos Negocios 66Las Centrales de Generación Eléctrica 66Terminales de Recepción de Combustible 66Proyectos y Nuevos Negocios 66

AES Dominicana en el Mercado Eléctrico 2006 77Balance de Energía AES Dominicana 77Balance de Potencia AES Dominicana 77AES Andrés y el Mercado de Usuarios No Regulados 77 Servicio de Regulación de Frecuencia 77 Estadísticas Operativas AES Dominicana del 2006 88Estadísticas de Generación 88Factor de Disponibilidad Equivalente Tasa de Salida Forzadas y/o No Programadas 88Consumo Específico de las Centrales 88Estadísticas de Importación de Combustibles 88

Anexos 99

Carta del Presidente de AES Dominicana

AES Dominicana se complace en presentar su Informe 2006: Negocios y Operaciones, en una edición nueva y distinta de las anteriores en la que, además de informaciones y datos relevantes, hemos incluido más detalles sobre nuestras líneas de negocio y nuestros activos.

El ejemplar que tiene en sus manos muestra información general del mercado mayorista de electricidad relativa a precios, participación de mercado de las empresas, análisis del abastecimiento eléctrico respecto a tecnologías y combustible, entre otros. Así mismo, se presenta información en detalle sobre las empresas AES Andrés, Dominican Power Partners y, fruto de la adquisición del 24.99% de las acciones de Itabo a mediados del año, se ha incluido información de Itabo en todos los renglones de este informe.

En el 2006, el sector eléctrico continuó el camino de la recuperación; abasteciendo un 9% más de energía que en el 2005, a pesar de registrarse un aumento de los precios de la energía en el mercado Spot de aproximadamente 20%. Se incorporó una nueva central al SENI, Diesel Pimentel de 31.4 MW, y el sistema logró operar todo el año sin que se produjese ninguna salida total; hecho de significativa importancia en un sistema históricamente afectado por varios salidas totales al año.

En este orden, AES Dominicana hizo extraordinarias contribuciones tanto en aportes de energía como de servicios auxiliares. A través de Andrés, DPP e Itabo AES aportó 3,197 GWh, equivalente al 30% de la generación del SENI. En Andrés e Itabo, el 2006 fue testigo de la generación récord de sus centrales, consiguiendo una producción 61% y 51% mayor a la registrada en el 2005, respectivamente.

Adicionalmente AES Dominicana es la empresa que más aporte realiza en el servicio de Regulación de Frecuencia, brindando el 32% de los márgenes de regulación primaria y el 56% de los márgenes de regulación secundaria con que el sistema contó en el 2006. En el mercado de Usuarios No Regulados es de resaltar la consolidación de la presencia de AES Dominicana en este segmento, pasando de tener una participación de 9% a 28% en un sólo año.

A nivel operativo se consiguieron importantes mejoras que hicieron posible el realizar los aportes antes mencionados. En Itabo se verificó una significativa mejoría en los índices de confiabilidad de las unidades y

en AES Andrés se finalizó la instalación de los Generadores del Boil Off, utilizando el gas que se perdía por aumentos de presión en el tanque para producir más electricidad aprovechable para consumos propios y para exportar al SENI.

Por último, el 2006 fue también el año en el que se unieron formalmente los equipos humanos de Itabo y AES Dominicana; aumentando la eficiencia al centralizar áreas operativas y administrativas y aprovechando de mejor manera el conocimiento acumulado de las distintas experiencias del personal de ambas empresas.

Como se desprende de la lectura del informe, AES Dominicana continúa altamente comprometida con el futuro energético de la República Dominicana.

Marco De la Rosa Presidente AES Dominicana

INTRODUCCIÓN

Informe 2006

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Negocios y Operaciones

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INTRODUCCIÓNEl presente informe tiene por objeto resumir la operación de las centrales de generación de AES Dominicana durante el 2006 en el marco del sistema eléctrico dominicano, por lo que también se presenta información sobre la evolución del mercado eléctrico mayorista en su conjunto para este año.

El nombre AES Dominicana agrupa las empresas Dominican Power Partners (DPP), AES Andrés, 100% propiedad de AES Corporation, quién a su vez controla la Empresa Generadora ITABO S.A., a través de subsidiarias, mediante las cuales posee un 50% de las acciones de esta empresa. En este informe se presenta información detallada de las centrales de generación eléctrica de estas tres empresas.

Posición de AES en el Mercado Eléctrico, Portuario y de CombustiblesAES es el mayor inversor privado en el sector eléctrico de la República Dominicana. A través de Andrés, DPP e Itabo cuenta con 987.5 MW instalados, lo que la coloca como el grupo económico privado con mayor capacidad instalada del sector.

Con relación al abastecimiento de electricidad, tal y como se detalla más adelante en este informe, AES Dominicana produjo aproximadamente el 30% de la energía neta que se inyectó al SENI durante el 2006, más que cualquier otro grupo u empresa y a través de AES Andrés a Diciembre del 2006 logró una participación en el mercado de UNRs de 28%, llegando a ocupar una sólida 2da posición en este mercado, en el que en Enero del mismo año sólo participaba con un 9%.

En cuanto a sus instalaciones de generación, el ciclo combinado AES Andrés es la unidad generadora más grande del sistema eléctrico dominicano. Por su lado las unidades Itabo Vapor I y II son las de menor costo de producción del SENI. Si se consideran las turbinas de gas de Itabo y DPP; AES cuenta en República Dominicana con los tres tipos de tecnología de máquinas térmicas más comunes en sistemas eléctricos: turbinas a gas, turbinas a vapor y ciclo combinado.

Adicionalmente, AES Dominicana cuenta con tres puertos, dos para la importación de los combustibles que usa en la generación eléctrica y otro disponible para futuros desarrollos.

La Terminal de GNL de AES Andrés es actualmente el único punto de entrada de gas natural para la República Dominicana, que es usado tanto en Andrés como en DPP a través de un gasoducto, también propiedad de AES Dominicana. Por lo anterior, el puerto Los Mina, históricamente utilizado para el abastecimiento de fuel oil de dicha

central queda disponible para nuevos emprendimientos y negocios. En el 2006, se inaugura el puerto Itabo con el objetivo de ampliar las posibilidades de importación del carbón mineral utilizado como combustible de las unidades a vapor de Itabo.

Estas instalaciones colocan a AES en una posición privilegiada respecto a la competencia; al lograr importar directamente el combustible para sus plantas y ofrecen inmensas posibilidades de negocio y expansión a otros mercados.

Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano y su CapitalizaciónEn 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 reforma 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 las 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.

Informe 2006

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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 de la jurisprudencia del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo.

EL MERCADO ELÉCTRICO DURANTE EL 2006

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Resumen de Operación del Mercado Eléctrico en el 2006Durante el 2006 la producción de energía neta ascendió a 10,564.86 GWh, presentando un incremento del 8.98% respecto al 2005 cuando fue de 9,694.08 GWh. Así mismo, la demanda máxima de potencia del sistema para el 2006, alcanzó los 1,766.36 MW siendo un 4.48% mayor a la del 2005 que fuera de 1,690.55 MW.

Un hecho relevante es que durante el año no ocurrió ninguna salida total del sistema, al efectuarse mejoras significativas a la coordinación de las protecciones de líneas, subestaciones y centrales eléctricas.

Ninguna central fue desconectada del SENI y en Octubre se produjo el ingreso comercial de la Central Diesel Pimentel, ubicada en la zona norte de la isla y de 31.4 MW de capacidad instalada, propiedad del Consorcio Laesa.

Precios Spot de Energía y PotenciaA continuación se presentan los Costos Marginales de Energía y Potencia que, según la normativa vigente, son los que se utilizan para valorizar las transacciones de energía y potencia en el Mercado Spot.

El costo marginal de energía promedio para todo el año fue de 90.64 US$/ MWh, un 20.14% mayor al promedio del año 2005 de 75.44 US$/ MWh. La principal causa de este aumento, fue un efecto combinado entre un mayor abastecimiento (crecimiento de la demanda) y la permanencia en una banda alta de los precios del Fuel Oil No. 6, combustible utilizado por muchas de las centrales que marcan precio en el mercado.

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

En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del Costo Marginal Promedio de Energía así como el Costo Marginal Máximo.

Costo Marginal Promedio Mensual y CMG's Máximos 2006en Barra de Referencia - Palamara 138kV (US$/MWh)

Costos Marginales de Energía 2006en Barra de Referencia Palamara 138KV [US$ / MWh]

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

CMg Promedio Mensual 2004 62.25 65.40 60.69 63.40 57.15 75.78 70.92 71.10 70.62 64.79 76.75 58.71

2005 55.20 66.56 59.49 70.47 70.94 71.89 75.85 84.72 86.84 92.04 94.26 77.01

2006 79.57 92.79 103.30 79.95 91.13 95.93 87.85 91.33 107.09 96.58 89.42 72.70

CMg Máximo Mensual 2004 64.81 65.41 64.29 67.18 70.32 75.78 70.92 70.85 71.46 67.62 77.08 60.13

2005 61.06 68.88 69.71 75.74 83.25 87.32 88.09 88.67 92.02 99.68 97.8 90.41

2006 95.00 103.53 104.86 104.94 112.21 110.98 104.88 110.48 110.61 96.89 94.08 92.79

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, siendo éste un cargo complementario al Derecho de Uso para la retribución del sistema de transmisión. A inicios del 2006, 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.

A continuación se muestran tanto el Derecho de Conexión Unitario y los Costos Marginales de Potencia Definitivos para el 2006.

CMG's de Potencia y Derecho de Conexión Unitario 2006Barra de Referencia - Palamara 138kV (US$/MWh)

El promedio anual del costo marginal de potencia fue de 7.60 US$/ KWh – Mes, un 3.02% mayor al del 2005 que fuera de 7.38 US$/ KWh – Mes. Los valores mensuales se muestran en la siguiente tabla:

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Costos Marginales de la Potencia de Punta 2006en Barra de Referencia Palamara 138Kv [US$ / KW/ Mes]


CMg de Potencia 2004 5.55 6.80 7.76 6.83 7.18 7.79 7.95 8.18 8.27 8.01 8.01 7.45

2005 7.19 7.64 7.59 7.43 7.39 7.42 7.46 7.43 7.07 7.08 7.33 7.54

2006 7.18 7.63 7.91 7.71 7.55 7.59 7.63 7.64 7.55 7.51 7.63 7.72

Derecho de Conexión 2004 1.97 1.88 3.00 2.72 2.79 2.20 2.17 2.43 2.18 2.80 2.52 2.45

2005 1.94 2.35 2.84 2.85 2.98 2.97 2.61 2.80 2.58 2.24 2.37 2.61

2006 2.56 2.57 3.26 3.14 3.11 3.09 3.25 3.21 3.06 3.17 2.98 3.06

Balance Anual de Energía y Demanda Máxima Balance de EnergíaA continuación se presenta el balance de energía para los años 2004 - 2006, en el cual se indican las inyecciones netas de las empresas generadoras, es decir, se han descontado los consumos de los auxiliares de las centrales para obtener el aporte neto al sistema interconectado. En el caso de los retiros, se detalla lo consumido por cada distribuidora como energía en alta tensión, igual tratamiento reciben los usuarios no regulados que, para fines de esta tabla, se han agrupado independientemente de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.

Mientras AES Dominicana ve incrementar su contribución de manera sostenida desde el 2004, la mayor parte de las otras empresas de generación vieron decrecer su participación en el mercado de la energía con respecto al 2005.

Las tres distribuidoras registraron incrementos en la energía retirada del orden de un 3% para EdeEste, un 7% para EDEsur y un 9% para EdeNorte, con relación a su consumo en el 2005.

El segmento de Usuarios No Regulados creció en casi un 70%, aumentando su participación de mercado, pasando de representar un 4.7% de los retiros del sistema en el 2005 a un 7.4 % en el 2006.

Demanda Máxima Anual del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado

La 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. En el año 2006, la demanda máxima ocurrió a las 21:00 horas del día 17 de Mayo, donde se verificó un total de Inyecciones Brutas de 1,766.36 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,655.97 MW de los cuales el 94.6% fueron retirados por las distribuidoras, el 4.68% por Usuarios No Regulados y el 0.72% restante fue retirado por los Generadores y Autoproductores durante esta hora.

Inyecciones Energía Empresas Generadoras Neto % Neto % Neto % GWh %

AES Andrés 1,579.6 15.0% 980.8 10.1% 691.2 8.0% 598.9 61.1%

Empresa Generadora de Electricidad Itabo 1,523.4 14.4% 1,008.8 10.4% 937.3 10.8% 514.6 51.0%

Dominican Power Partners 94.0 0.9% 18.2 0.2% 18.0 0.2% 75.8 416.4%

Total AES Dominicana 3,197.0 30.3% 2,007.8 20.7% 1,646.5 18.9% 1,189.3 59.2%

Empresa Hidroeléctrica 1,741.7 16.5% 1,879.8 19.4% 1,571.4 18.1% -138.09 -7.3%

Productores Privados Independientes (IPPs) 1,220.0 11.5% 1,385.6 14.3% 1,767.3 20.3% -165.59 -12.0%

Empresa Generadora de Electricidad Haina 1,752.9 16.6% 1,771.3 18.3% 1,331.0 15.3% -18.42 -1.0%

Generadora Palamara-La Vega 764.6 7.2% 813.4 8.4% 814.9 9.4% -48.72 -6.0%

Seaboard - Transcontinental Capital Corp. 777.3 7.4% 792.7 8.2% 699.1 8.0% -15.34 -1.9%

Compañía de Electricidad de Puerto Plata 338.8 3.2% 283.4 2.9% 242.1 2.8% 55.44 19.6%

Monte Río Corp. 495.0 4.7% 555.2 5.7% 461.2 5.3% -60.29 -10.9%

Metaldom 184.4 1.7% 160.7 1.7% 138.6 1.6% 23.66 14.7%

Laesa 48.7 0.5% 0.0 0.0% 0.0 0.0% 48.74 0.0%

Falconbridge 44.5 0.4% 44.3 0.5% 20.4 0.2% 0.14 0.3%

Total de Inyecciones 10,564.86 100.0% 9,694.08 100.0% 8,692.50 100.0% 870.78 8.98%

Retiros de Energía

EdeSur 3,489.1 34.0% 3,266.5 34.8% 2,968.7 31.6% 297.79 7%

EdeNorte 2,967.3 28.9% 2,725.4 29.0% 2,497.4 26.6% 228.01 10%

EdeEste 3,053.3 29.7% 2,961.6 31.5% 2,706.4 28.8% 255.21 3%

Usuarios No Regulados 755.4 7.4% 446.2 4.7% 294.5 3.1% 151.69 105%

Total Consumos 10,265.2 100.0% 9,399.7 100.0% 8,467.0 100.0% 932.71 10%

Pérdidas de Energía (GWh) 299.7 2.84% 294.4 3.04% 225.5 2.33% 68.88 2.36%

2006 2005 Diferencia

BALANCE DE ENERGIA 2005 [GWh]SISTEMA ELECTRICO NACIONAL INTERCONECTADO

2004

DEMANDA MAXIMA ANUALSistema Eléctrico Nacional Interconectado

INYECCIONES DE LOS GENERADORES MW % MW % MW %

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] 1,702.57 96.39% 1,634.42 96.68% 1,638.92 97.0%

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] 1,707.95 96.69% 1,638.54 96.92% 1,643.12 97.3%

Inyecciones Brutas 1,766.36 100.00% 1,690.55 100.00% 1,689.51 100.0%

RETIROS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Empresa Distribuidora del Este [EdeEste] 466.01 28.14% 462.53 29.15% 481.11 30.3%

Empresa Distribuidora del Norte [EdeNorte] 520.61 31.44% 490.53 30.92% 522.00 32.9%

Empresa Distribuidora del Sur [EdeSur] 579.97 35.02% 545.57 34.39% 537.70 33.8%

Usuarios No Regulados [UNR’s] 77.43 4.68% 49.00 3.09% 34.98 2.2%

Generadores y Autoproductores 11.95 0.72% 38.82 2.45% 13.02 0.8%

TOTAL DE RETIROS 1,655.97 100.00% 1,586.46 100.00% 1,588.81 100.0%

Pérdidas (*) 46.60 3.61% 47.96 3.32% 50.11 2.99%

Pérdidas (*) Calculadas entre Inyecciones Netas en AT y Total de Retiros.

200617 de mayo a las 21 Hrs.

20052 de junio a las 22 Hrs.

200421 de mayo a las 21 Hrs.

BALANCES MENSUALES ENERGÍA, DEMANDA Y POTENCIA

AÑO 2006

Informe 2006

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Inyecciones Netas de Energía Empresas GeneradorasPara cada mes del año 2006, en la siguiente tabla se muestran los valores de las inyecciones netas de las empresas generadoras, es decir, descontados sus consumos propios.


AES Andrés 147.3 22.9 26.2 155.7 175.2 117.3 165.4 159.2 123.0 166.8 152.9 167.9

EGE Itabo 103.1 129.7 141.2 140.4 130.5 143.6 114.0 153.1 101.1 68.9 142.3 155.5

DPP 0.0 0.0 1.2 1.2 5.8 9.5 22.4 20.3 29.2 1.1 2.2 1.2

Total AES Dominicana 250.4 152.6 168.5 297.2 311.5 270.4 301.8 332.7 253.3 236.8 297.4 324.6

EGE Hidro 125.8 116.8 109.6 163.2 156.7 144.7 174.8 179.6 158.0 164.1 114.4 134.1

IPPs 30.2 105.3 143.8 82.7 81.8 89.4 90.5 95.6 151.9 171.2 108.9 68.6

EGE Haina 163.3 145.8 178.2 147.2 164.0 156.5 147.6 140.1 129.1 133.2 113.9 134.0

Gen Palamara - La Vega 55.7 67.7 86.3 65.1 81.1 82.1 62.0 55.3 55.2 45.4 53.8 54.8

Seaboard TCC 62.5 61.0 71.5 54.2 62.6 67.8 68.6 59.5 66.5 70.7 65.5 67.1

CEPP 27.5 22.1 33.2 19.2 33.7 34.7 28.2 25.8 37.0 27.7 26.6 23.2

Monterio 44.8 46.7 49.9 18.8 38.3 48.5 37.7 37.0 48.5 43.5 47.7 33.6

Metaldom 7.8 10.4 14.6 10.2 14.0 17.5 17.8 14.0 21.0 22.0 17.0 18.1

Laesa 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.3 17.5 19.9

Falconbridge 10.6 0.0 2.7 3.4 6.1 6.0 0.9 0.0 3.6 4.1 5.9 1.2

Totales 778.47 728.33 858.25 861.09 949.77 917.62 929.83 939.57 924.09 929.92 868.63 879.29

INYECCIONES NETAS DE ENERGÍA EMPRESAS GENERADORAS EN EL 2006[Valores en GWh]

El consumo de energía eléctrica durante el 2006 visto por cada empresa individualmente, fue suplido principalmente por EGE-Haina con un 16.6% de participación. A continuación, EGE-Hidro (16.5%), AES Andrés (15%), e Itabo (14.4%) son las empresas con mayor aporte y que supera el 10% de participación en el abastecimiento. AES Dominicana, es el grupo accionario con mayor aporte en la producción de energía en el país, alcanzado en el 2006 un 30.3% de participación a través de las inyecciones de AES Andrés, Itabo y DPP.

Retiros de Energía SENI Durante el 2006 se retiraron en conjunto un total de 10,265.17 GWh que equivale a un promedio horario de consumo para el SENI de 1,171.82 MWh / hora. El mes de menor consumo promedio diario fue Enero, y el de mayor consumo fue Septiembre. A continuación se muestra el monto total de los retiros mensuales de cada empresa distribuidora de electricidad y del total de Usuarios No Regulados.

Balance Producción de Energía Neta 2006Sistema Eléctrico Nacional Interconectado

RETIROS DE ENERGÍA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y USUARIOS NO REGULADOS [Valores en GWh]

2006

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

EDESUR 259.91 243.31 285.53 291.25 321.98 305.26 295.86 308.09 299.63 295.31 288.27 294.68 3,489.09 34.0%

EDENORTE 214.44 199.88 240.22 244.64 272.77 256.27 260.26 260.93 264.56 263.64 242.25 247.48 2,967.34 28.9%

EDEESTE 236.68 209.52 239.22 245.32 270.56 266.41 266.60 273.16 266.55 275.68 249.15 254.47 3,053.33 29.7%

UNR’s 49.43 50.21 64.73 55.01 62.22 66.81 69.57 66.67 68.38 70.89 68.68 62.82 755.41 7.4%

Total de Retiros 760.47 702.93 829.71 836.23 927.53 894.76 892.29 908.86 899.11 905.51 848.34 859.45 10,265.17 100.0%

Mercado de Usuarios No ReguladosEl mercado de Usuarios No Regulados vio en el 2006 un año de franco crecimiento. Los 755.4 GWh suministrados a este tipo de clientes, significó un aumento de 69.3% con respecto a los 446.19 GWh con que fue abastecido dicho mercado en el 2005.

Este importante incremento se debió en gran parte a que un mayor número de empresas pudieron negociar directamente con las empresas generadoras al conseguir sus autorizaciones como Usuarios No Regulados con la Superintendencia de Electricidad y también a que la entrada de AES Andrés al mercado significó un aumento de la oferta con precios competitivos a dichos clientes.

A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada empresa generadora a sus clientes durante cada mes del año.

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

AES ANDRES 4.38 4.04 4.31 4.35 5.69 5.70 7.16 7.31 14.05 15.36 15.83 17.62 105.80 14.0%

EGE HAINA, S.A. 2.10 1.85 2.12 2.02 2.05 2.23 2.25 2.34 2.31 2.36 2.25 2.43 26.32 3.5%

EGE ITABO, S.A. 0.50 0.43 0.50 0.48 0.54 0.50 0.39 0.39 0.30 0.28 0.34 0.34 4.98 0.7%

MONTE RIO 17.47 18.14 22.60 20.04 22.62 22.73 23.90 23.72 21.13 21.35 19.61 15.85 249.14 33.0%

SEABOARD TCC 24.99 25.76 35.20 28.13 31.32 35.64 35.86 32.91 30.59 31.54 30.65 26.59 369.18 48.9%

Total 49.43 50.21 64.73 55.01 62.22 66.81 69.57 66.67 68.38 70.89 68.68 62.82 755.41 100.0%

TotalRETIROS DE ENERGIA DE LOS UNR’S POR EMPRESA - AÑO 2006

[Valores en GWh]

Monte Rio4.7%

Falconbridge0.4% AES Andrés

15.0%

Itabo14.4%

DPP0.9%

Metaldom1.7%

IPPs11.5%

Laesa0.5%

EGE-Haina16.6%

GPLV7.2%

Seaboard TCC7.4%

CEPP3.2%

EGE-Hidro16.5%

Informe 2006

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Mercado Spot y Contratos La proporción de energía contratada en el mercado eléctrico dominicano durante el 2006 fue de un 93.4%. Febrero resultó ser el mes con menor proporción contratada con 89.77 % y por el contrario, Noviembre fue el mes de mayores proporciones contratadas, llegando a 96.95%. La evolución mensual de la energía retirada bajo contrato y comprada en el mercado spot se muestra en la siguiente tabla.

Mercado Spot y Contratos 2006[en GWh]

Evolución de la Demanda Máxima MensualA continuación se muestra la demanda máxima mensual del sistema, indicando el día y la hora de ocurrencia, con el detalle de los retiros de las Empresas de Distribución, así como los montos totales de los retiros de los Usuarios No Regulados y de los generadores durante dicha hora.

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

Día / Hora D17 H21 D21 H22 D21 H21 D27 H21 D17 H21 D12 H21 D5 H21 D22 H22 D14 H22 D13 H21 D3 H22 D4 H21

INYECCIONES DE LOS GENERADORES

Inyecciones Brutas 1,489.48 1,522.17 1,637.46 1,636.35 1,766.36 1,667.97 1,668.29 1,686.95 1,667.27 1,607.62 1,612.60 1,627.09

Inyecciones Netas Baja Tensión [BT] 1,441.39 1,468.54 1,580.01 1,579.18 1,707.95 1,608.67 1,617.88 1,630.07 1,615.66 1,561.99 1,565.87 1,572.95

Inyecciones Netas Alta Tensión [AT] 1,437.69 1,465.81 1,577.12 1,575.07 1,702.57 1,601.33 1,612.24 1,626.15 1,611.87 1,556.14 1,560.96 1,568.58

RETIROS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Distribuidora del Este [EDEESTE] 408.62 406.56 410.98 434.34 466.01 461.05 446.93 483.46 487.61 435.37 410.17 467.06

Distribuidora del Norte [EDENORTE] 405.96 442.87 503.64 449.16 520.61 466.58 465.36 467.53 458.65 467.07 499.02 474.89

Distribuidora del Sur [EDESUR] 507.14 497.04 521.87 562.55 579.97 543.34 530.51 526.67 521.60 506.13 503.95 489.78

OTROS RETIROS

Usuarios No Regulados [UNR’s] 72.88 70.72 81.87 73.94 77.43 85.45 93.81 87.66 94.85 96.96 92.88 90.08

Generadoras y Autoproductores 12.05 16.56 12.19 8.37 11.95 14.71 31.73 17.38 13.40 9.81 13.73 14.18

TOTAL DE RETIROS 1,406.64 1,433.74 1,530.55 1,528.36 1,655.97 1,571.12 1,568.34 1,582.70 1,576.11 1,515.34 1,519.76 1,535.99

Pérdidas [MW] 31.05 32.07 46.57 46.71 46.60 30.21 43.90 43.45 35.75 40.79 41.21 32.59

Pérdidas [%] 2.16% 2.19% 2.95% 2.97% 2.74% 1.89% 2.72% 2.67% 2.22% 2.62% 2.64% 2.08%

[BT] Inyecciones Netas en Baja Tensión[AT] Inyecciones Netas en Alta Tensión

DEMANDA MÁXIMA MENSUAL EN EL 2006[Valores en MW]

Potencia Firme Definitiva Por Empresa La normativa vigente, establece un cálculo mensual de Potencia Firme Preliminar para cada generador del cual resultan los montos de potencia que tiene derecho a vender dicho generador en ese mes en el mercado spot. Este cálculo se realiza utilizando el pronóstico de demanda máxima realizado a principios de año y con la base de datos de la disponibilidad de las centrales actualizada al mes anterior a cada cálculo de Potencia Firme mensual.

A final de año, se rehacen los cálculos utilizando la demanda máxima real así como la tasa de disponibilidad de cada central actualizada al 31 de Diciembre lo que da como resultado la Potencia Firme Definitiva de cada generador para cada mes del año; luego se comparan los valores preliminares con los definitivos y se liquidan las diferencias que hayan resultado entre los Agentes.

En la siguiente tabla, se han agrupado los valores resultantes de Potencia Firme Definitiva de las Centrales Generadoras agrupadas por empresa propietaria.

La distribución del total de Potencia Firme entre las empresas generadoras fue muy similar a lo acontecido en el 2005, las empresas que resultaron con mayor participación fueron EGE-Hidro con un 21.3% del total, seguida por EGE-Haina con un 20.1%, a continuación EGE-Itabo obtuvo un 11.8%. Luego le siguen las demás empresas generadoras con montos inferiores al 10% del total, tal como se muestra en la gráfica. Es importante destacar que la participación de AES Andrés en el mercado subió de un 3.3% a un 6% mientras que la de DPP descendió de un 3.5% a un 2%.

POTENCIA FIRME DEFINITIVA POR EMPRESA GENERADORA EN EL 2006[Valores en MW]

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

AES Andrés 102.3 102.4 102.7 102.7 104.3 105.2 103.3 102.7 103.9 103.1 98.7 98.8 102.5 6.02%

EGE Itabo 201.1 201.3 201.6 201.7 204.9 206.4 202.9 201.8 204.1 202.6 193.7 193.8 201.3 11.81%

DPP 34.4 34.5 34.5 34.5 35.1 35.4 34.7 34.6 34.9 34.7 33.2 33.2 34.5 2.02%

Total AES Dominicana 337.8 338.2 338.8 338.9 344.3 347.0 340.9 339.1 342.9 340.3 325.6 325.7 338.3 19.85%

EGE Hidro 369.2 368.3 366.7 366.4 353.7 347.2 361.6 365.9 356.7 361.2 368.6 368.4 362.8 21.29%

IPPs 163.7 163.8 164.2 164.2 166.8 168.3 165.2 164.3 166.1 164.9 157.7 157.7 163.9 9.62%

EGE Haina 342.3 342.5 342.9 342.9 346.0 347.6 344.1 343.0 345.2 343.7 335.3 335.4 342.6 20.10%

Palamara - La Vega 186.7 186.8 186.8 187.0 187.7 188.1 187.4 187.0 187.9 187.1 183.8 183.8 186.7 10.95%

Seaboard TCC 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 6.39%

CEPP 58.4 58.5 58.6 58.6 59.6 60.1 59.0 58.7 59.3 58.9 56.4 56.4 58.5 3.44%

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 5.66%

Metaldom 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 2.38%

Laesa 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.0 30.7 30.7 5.3 0.31%

Totales 1,703.9 1,703.9 1,703.9 1,703.9 1,704.1 1,704.1 1,704.0 1,703.9 1,703.9 1,704.0 1,704.0 1,704.0 1,704.0 100.00%

Promedio

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ESTADÍSTICAS SISTEMA ELÉCTRICO AÑO 2006

Participación Empresas Generadorasen Potencia Firme Definitiva del 2006

EGE-Hidro21.3%

EGE Itabo11.8%

IPPs9.6%

AES Andrés6.0%DPP

2.0%

EGE Haina20.1%

Seaboard TCC6.4%

CEPP3.4%

Monte Rio5.7%

Laesa0.3%

Metaldom2.4%

Informe 2006

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Composición del Parque de GeneraciónEl parque de generación de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte de generadores térmicos, en un 85%, ya que la componente de potencia hidroeléctrica instalada es de sólo 15%.

Durante el año 2006, se incorporó al SENI una nueva central de generación, Diesel Pimentel con 31.4 MW de capacidad instalada, no registrándose la salida comercial del sistema de ninguna unidad de generación.

AES Dominicana, a través de AES Andrés y DPP posee aproximadamente 17.5% de la capacidad instalada en la República Dominicana, y participa en la matriz de combustibles en igual porcentaje en el consumo de gas natural, al ser la única empresa en el país que genera energía eléctrica a base de este combustible. Considerando las unidades de Itabo, AES Dominicana alcanza una participación de 31.2% de la capacidad del parque instalado.

Potencia Instalada por Tipo de Tecnologíaa Diciembre 2006

Potencia Instalada por Tipo de Combustiblea Diciembre 2006

Turbina a Vapor19%

Turbina a Gas18%

Motores FUEL OIL No. 623%

CicloCombinado

25%

Turbina Hidráulica15%

Agua14.8%

Fuel Oil 636.2%

Gas Natural17.5%

Carbón9.9%

Fuel Oil 221.5%

AES DOMINICANA

AES ANDRES 319.00 319.00 10.1%

EGE-ITABO 260.00 172.50 432.50 13.7%

DOMINICAN POWER PARTNER 236.00 236.00 7.5%

EGE-HAINA 346.16 164.20 153.00 663.36 21.0%

EGE-HIDROELECTRICA 469.28 469.28 14.8%

COMPLEJO METALURGICO DOMINICANO 42.00 42.00 1.3%

SEABOARD TRANSCONTINENTAL CAPITAL 116.30 116.30 3.7%

GENERADORA PALAMARA - LA VEGA 194.50 194.50 6.1%

MONTE RIO POWER CORPORATION 100.00 100.00 3.2%

COMPAÑIA ELECTRICA DE PUERTO PLATA 76.86 76.86 2.4%

CONSORCIO LAESA 31.40 31.40 1.0%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP’S]

SMITH & ENRON CORPORATION 185.00 185.00 5.8%

COMPAÑIA ELECTRICA SAN PEDRO DE MACORIS 300.00 300.00 9.5%

606.16 572.70 804.00 714.06 469.28 3,166.20 100.0%

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGIA EN MW

TURBINAA VAPOR

EMPRESA GENERADORA TURBINAGAS

CICLOCOMBINADO

MOTORESFUEL OIL #6

HIDRO [MW] [%]

TOTAL

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Parque de Generación de la República DominicanaEn los últimos años el parque de generación ha crecido y se ha diversificado tanto en tecnología como en utilización de combustibles. En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a Diciembre 2006, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su potencia instalada.

GENERADORES INSTALADOS A DICIEMBRE 2006

EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGIA POTENCIA [MW]

EMPRESA TERMOELÉCTRICA

AES DOMINICANA AES ANDRES GAS NATURAL Ciclo Combinado 319.0LOS MINA V GAS NATURAL Turbina de Gas 118.0LOS MINA VI GAS NATURAL Turbina de Gas 118.0SubTotal 555.0 EGE HAINA, S.A. HAINA I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 54.00HAINA II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 54.00HAINA IV FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 84.90SAN PEDRO VAPOR FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 33.00PUERTO PLATA I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 27.63PUERTO PLATA II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 39.00HAINA TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 100.00BARAHONA TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 32.10BARAHONA CARBON CARBON Turbina a Vapor 53.63SAN PEDRO TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 32.10SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 Motores 153.00SubTotal 663.36EGE ITABO, S.A. ITABO I CARBON Turbina a Vapor 128.0ITABO II CARBON Turbina a Vapor 132.0HIGUAMO I FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5HIGUAMO II FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5ITABO I TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5ITABO II TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5ITABO III TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5SubTotal 432.5GENERADORA PALA - LA VEGA PALAMARA FUEL NO. 6 Motores 107.0LA VEGA FUEL NO. 6 Motores 87.5SubTotal 194.5IPP´S SMITH FUEL NO. 6 Y NO. 2 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 100.0SubTotal 485.0SEABOARD ESTRELLA DEL NORTE FUEL NO. 6 Motores 43.0ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 Motores 73.3SubTotal 116.3CEPP CEPP I FUEL NO. 6 Motores 18.7CEPP II FUEL NO. 6 Motores 58.1SubTotal 76.9MONTE RIO POWER MONTE RIO FUEL NO. 6 Motores 100.0SubTotal 100.0METALDOM METALDOM FUEL NO. 6 Motores 42.0SubTotal 42.0LAESA PIMENTEL FUEL NO. 6 Motores 31.4SubTotal 31.4Total Termica 2,696.92

GENERADORES INSTALADOS A DICIEMBRE 2006

EMPRESA HIDROELÉCTRICA

HIDROS DE EMBALSE TAVERA I AGUA Turbina Hidráulica 48.0TAVERA II AGUA Turbina Hidráulica 48.0JIGUEY I AGUA Turbina Hidráulica 49.0JIGUEY II AGUA Turbina Hidráulica 49.0AGUACATE I AGUA Turbina Hidráulica 26.0AGUACATE II AGUA Turbina Hidráulica 26.0VALDESIA I AGUA Turbina Hidráulica 27.0VALDESIA II AGUA Turbina Hidráulica 27.0RIO BLANCO I AGUA Turbina Hidráulica 12.5RIO BLANCO II AGUA Turbina Hidráulica 12.5MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 26.0MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 26.0RINCON AGUA Turbina Hidráulica 10.1SubTotal de Emsable 387.1 HIDROS DE PASADA LOPEZ ANGOSTURA AGUA Turbina Hidráulica 18.4CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 1.6CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 1.6BAIGUAQUE I AGUA Turbina Hidráulica 0.6BAIGUAQUE II AGUA Turbina Hidráulica 0.6HATILLO AGUA Turbina Hidráulica 8.0JIMENOA AGUA Turbina Hidráulica 8.4EL SALTO AGUA Turbina Hidráulica 0.7ANIANA VARGAS I AGUA Turbina Hidráulica 0.3ANIANA VARGAS II AGUA Turbina Hidráulica 0.3DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA Turbina Hidráulica 2.0DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA Turbina Hidráulica 2.0NIZAO NAJAYO AGUA Turbina Hidráulica 0.3LOS ANONES AGUA Turbina Hidráulica 0.1SABANA YEGUA AGUA Turbina Hidráulica 12.8LAS DAMAS AGUA Turbina Hidráulica 7.5SABANETA AGUA Turbina Hidráulica 6.3LOS TOROS I AGUA Turbina Hidráulica 4.9LOS TOROS II AGUA Turbina Hidráulica 4.9ROSA JULIA DE LA CRUZ AGUA Turbina Hidráulica 0.9SubTotal de Pasada 82.2Total Hidro 469.28 TOTAL GENERAL 3,166.2

Informe 2006

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El Abastecimiento de Energía durante el 2006La tecnología que predominó en la generación de energía del 2006 fueron los motores a Fuel Oil No. 6, con un 34.4% de contribución, 1.6% menor a su participación del 2005 debido al incremento en la producción de los ciclos combinados, turbina a vapor y turbina de gas. La participación de la energía hidráulica bajó a sus niveles históricos de 16.5%, siendo el año anterior un año atípico. Ni las turbinas de gas ni los motores a Fuel Oil No. 2 participaron de manera significativa en la producción de energía del 2006.

Un 45.2% de la energía abastecida en el 2006 fue producida en base al Fuel Oil No. 6, combustible que aún contando con la mayor participación del mercado, vio descender su cuota un 4.7% respecto al año 2005. A este combustible le siguen con cuotas similares: la producción a carbón mineral (16.8%), hidroeléctrica (16.5%) y gas natural que subió su participación de 10.3% a 15.8%. El Fuel Oil No. 2 siguió reduciendo su participación que venía del 2004 con un 15.8%, a un 7.5% en el 2005 y para el 2006, sólo un 5.7%.

Precios de los Combustibles para Generación EléctricaPrecios Promedios Mensuales de los Combustibles

Los combustibles usados en la generación eléctrica de la República Dominicana son el Fuel Oil No. 6, el Fuel Oil No. 2, Carbón Mineral y Gas Natural.

En el siguiente cuadro se detalla el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu. Los precios del Fuel Oil No. 6 y Fuel Oil No. 2 corresponden a los precios de referencia Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar para un carbón 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).

Participación de las Tecnologías en la Producción de Energía del 2005 y 2006

Participación de los Combustibles en la Producción de Energía del 2005 y 2006

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LOS COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICAAño 2006 - Valores en US$ / MMBtu

Gas Natural Líquido Fuel Oil No. 6 Fuel Oil No. 2 Carbón Mes Precio NYMEX Precio Gulf Coast Precio Gulf Coast Precio en Puerto Bolívar, a Futuro 3% Azufre Light Sweet Colombia

Enero 13.514 7.090 12.560 2.516

Febrero 9.323 7.187 11.843 2.607

Marzo 7.794 7.190 12.772 2.629

Abril 6.927 7.814 14.270 2.804

Mayo 7.334 7.690 14.231 2.757

Junio 6.412 7.147 13.837 2.779

Julio 6.397 7.630 14.040 2.715

Agosto 6.056 7.637 14.508 2.793

Septiembre 7.122 6.436 12.340 2.808

Octubre 5.285 6.200 11.902 2.693

Noviembre 6.455 6.099 11.895 2.734

Diciembre 7.857 6.072 12.042 2.752

Promedio Anual 7.540 7.016 13.020 2.716

Se destaca el hecho de que a diferencia de años anteriores, el precio del gas natural se mantuvo por varios meses por debajo del precio del fuel oil No. 6; cayendo desde los niveles más altos de su historia registrados a finales del 2005 y principios 2006 a una banda que se mantuvo todo el año entre 6-8 US$/MMBtu.

El precio del Fuel Oil No. 2 siguió siendo el más elevado todo el año con excepción del mes de Enero en el cual el Gas Natural lo sobrepasa y el carbón continuó su posición de combustible fósil más económico para la generación eléctrica, registrando a su vez un leve pero continuo incremento.

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Comparación de los Precios de los Combustibles Período 2005-2006

Se presenta el comportamiento de los precios de los combustibles en el mercado internacional de los años 2005 y 2006.

Comparación Precios de los Combustibles2005 - 2006

LOS ACTIVOS, PROYECTOSY NUEVOS NEGOCIOS

AES DOMINICANA EN EL 2006

Informe 2006

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Las Centrales de Generación EléctricaA continuación se describen las principales características técnicas de las unidades de generación de AES en la República Dominicana.

ITABO Gas e Higuamo• Capacity: 5 unidades de 34.5 MW• Fecha de Inicio Operación Comercial: - Itabo Gas 1A, Abril 30, 1998 - Itabo Gas 1B, Junio, 1998 - Itabo Gas 1C, Abril 31, 1998 - Higuamo 1A, Abril 04, 1998 - Higuamo 1B, Abril 4, 1998

• Contratista Principal: GE-ALSTHOM• Tipo de Combustible: Fuel Oil #2

AES Andrés• Tecnología: Ciclo Combinado • Capacidad: 319 MW• Fecha de Inicio Operación Comercial: 2 de Diciembre, 2003.• Contratista Principal: Mitsubishi and Hitachi• Turbina de Gas: Mitsubishi modelo 501F - 192 MW • Salida Térmica de la Caldera de Recuperación: 129.1 kg/cm2 steam @ 568.3° C.• Turbina de Vapor: 3 fases, 117 MW - ST• Tipo de Combustible: Gas Natural

Los Mina V y VI• Tecnología: Turbina Gas • Capacidad: 2 x 118 MW• Fecha de Inicio Operación Comercial: Mayo, 1996.• Contratista Principal: Westinghouse • Turbina de Gas: Modelo 501D5A – 118 MW• Tipo de Combustible: Gas Natural

Itabo Vapor I• Tecnología: Turbina de Vapor• Capacidad: 128 MW• Fecha de Inicio Operación Comercial: 17 de Julio, 1984.• Contratista Principal: Maquinista Terrestre y Marítima

Española/Foster Wheeler• Salida Térmica de la Caldera: 397,354 Kgr / Hr; Vapor a

538° C y 147 Bar de presión.• Tipo de Combustible: Carbón Mineral # 4 y Fuel Oil #6.

ITABO Vapor II• Tecnología: Turbina de Vapor• Capacidad: 132 MW• Fecha de Inicio Operación Comercial: 10 de Mayo, 1988. • Contratista Principal: General Electric / HITACHI

ZOSEN-STINMüLLER• Salida Térmica de la Caldera: 397,800 Kgr / Hr, Vapor

a 540° C; y 145.9 Kgr / Cm2 de presión.• Tipo de Combustible: Carbón Mineral # 4 y Fuel Oil #6.

Terminales de Recepción de CombustibleTerminal Gas Natural Líquido AES Andrés

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.

El proyecto finalizó su Commisioning el 2 de Diciembre del 2003, con una inversión total que supera los 420 Millones de Dólares, convirtiéndola en una facilidad de última generación, única en la República Dominicana.

AES Andrés incluye también el primer y único Puerto de Recepción de Gas natural Líquido (GNL) en RD, que incluye a demás un tanque con capacidad de almacenamiento para 160,000 M2.

El Puerto - Terminal de Gas Natural, forma parte importante de la estrategia a largo plazo de la empresa, y abre las puertas de RD al consumo de gas natural.

Asimismo, el puerto de AES Andrés, cuenta con capacidad para la descarga de combustibles líquidos, para lo que dispone de un sistema de tuberías de descarga de 16 Pulgadas y varios tanques de almacenamiento con capacidad superior a los 5 millones de galones de combustible.

Adicionalmente, el proyecto de AES Andrés cuenta con espacio disponible para la construcción de tanques adicionales hasta una capacidad de aproximadamente 25 millones de galones de combustibles líquidos, y existe capacidad disponible en el puerto para la instalación de sistemas adicionales de descarga de líquidos.

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Gasoducto AES Andrés - Los Mina

Desde AES Andrés hasta el complejo energético Los Mina, AES Dominicana construyó un gasoducto de 34 Km., que suple el combustible utilizado por las centrales Los Mina V & VI. El gasoducto tiene las siguientes características técnicas y de operación:

Longitud: 34 kmDiámetro de la tubería: 12 pulgadasPresión de Operación y Capacidad de Transporte:Flujo Máximo: 265 millones de scf / díaPresión Máxima: 100 barPresión Promedio: 50 bar5 Válvulas de Venteo - incluyendo una en Andres y otra en Los Mina3 Válvulas de Toma - sin contra las que se encuentran en los recintos de Andrés y Los Mina.

Puerto Internacional de Itabo

El muelle de Itabo, ubicado en el KM 18 de la carretera Sánchez, municipio Bajos de Haina, San Cristóbal, a partir del 2006 es el punto de recepción del carbón mineral utilizado en las unidades a vapor de Itabo.

El Muelle está compuesto por un Puente de acceso de 535 metros de longitud, cuatro Duques para el atraque de las naves y dos duques para su amarre, sobre el puente está ubicado el Sistema de Transporte de Sólidos con su correa.

El muelle dispone de un sistema de señalización para el atraque diurno y nocturno de las naves.

Las características que hacen atractivo el Puerto ITABO para cualquier empresa importadora o exportadora son las siguientes:

• Calado de 14 metros: Este muelle permite la recepción de naves tipo Handymax y Panamax de hasta 60,000 toneladas.

• Capacidad de descarga: El Puerto Internacional de Itabo posee una capacidad para la descarga de sólidos a una tasa de 1,600 toneladas por hora.

• Capacidad de Expansión: Posibilidad para cargar y descargar otros productos a granel.• Disponibilidad de Acopio: El Puerto Internacional de Itabo cuenta con 33,000 Mts2 disponibles para el acopio

y almacenamiento de materiales.

Sistema de Manejo de Importación de Sólidos

• Tolva móvil montada sobre rieles• Correa transportadora tubular sobre muelle de 535 m largo (PC1)• Correa transportadora a Cancha de 500 m de largo (PC2)• 2 Torres de transferencia (TT1 y TT2)• Sistema de Supresión de Polvos• Sistema Contra incendio

Puerto Los Mina

A pesar de que el parque energético de Los Mina, ubicado en la Avenida Venezuela en el sector del mismo nombre, se abastece actualmente de gas natural proveniente de AES Andrés, dispone a su vez de una terminal para la importación de combustibles líquidos.

Este parque energético cuenta con 4 tanques disponibles para el almacenamiento de combustibles con una capacidad que supera los 3 millones de galones.

Estos tanques, se conectan a un puerto ubicado en la margen oriental del Río Ozama a través de una tubería de acero al carbono de 12 pulgadas de diámetro y una longitud aproximada de 1 KM.

Este sistema de tuberías, cuenta con una estación de envío intermedia cercana a los tanques, con lo que se logra una capacidad de bombeo superior a los 50 mil galones por hora. La estación de envío posee capacidad para la carga o descarga a través de tanqueros, con una capacidad de descarga aproximada de 800 galones por minuto.

El calado del puerto, permite el atraque de cualquier barcaza de las que normalmente transportan combustibles líquidos, disponiéndose en el área del muelle de espacio suficiente para la construcción de cualquier instalación requerida para la descarga.

Proyectos y Nuevos NegociosProyecto de Optimización: Generadores Boil Off

La terminal de importación de Gas Natural Líquido de AES Andrés utiliza un tanque que está diseñado para soportar que presión interna de operación normal; así como para recibir y mantener el gas líquido a temperaturas criogénicas.

En condiciones normales, por encima de la superficie del líquido en el interior del tanque; existe vapor de gas que se ha evaporado de forma natural por diversos factores y que por la diferencia en el volumen en ambos estados del combustible, provoca un aumento de la presión en tanque. Como parte de sus características de diseño y de operación segura, el tanque dispone de una válvula de alivio de presión (flare) que libera vapor de gas natural al exterior quemándolo en un mechero antes de expulsarlo a la atmósfera.

Por lo anterior, y para optimizar la operación de la Terminal, AES Andrés instaló 4 módulos de generación independientes de generación eléctrica de 1,350 KW cada una que utilicen el vapor de GNL del tanque de almacenamiento como combustible.

Con el consumo de las unidades de generación instaladas se consigue mantener la presión del tanque de almacenamiento en los límites preestablecidos para la operación del mismo dentro de sus parámetros de seguridad y se aprovecha el gas antes venteado a la atmósfera produciendo electricidad.

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Proyecto de Venta de Gas Mayorista

En el 2006, se avanzaron los trabajos para que AES Andrés iniciara la venta mayorista de gas natural, lo que marcaría un hito histórico al abrir el acceso de este combustible a toda la industria nacional.

A través de un contrato a largo plazo con la empresa Línea Clave, el gas es entregado en las instalaciones de dicha empresa, adyacente al parque energético AES Andrés, lugar en el cual 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.

AES DOMINICANA EN EL MERCADO ELÉCTRICO 2006


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Balance de Energía AES En el siguiente cuadro se muestran las cantidades producidas de energía de las empresas AES Andrés y DPP, así como las cantidades de energía vendidas y adquiridas mediante contratos. Por último se presenta el balance spot físico de cada mes del 2006 para cada empresa.

Del cuadro anterior se destaca el importante aumento de producción en las tres empresas de AES Dominicana. El renglón de Venta de Energía Contractual está comprendido por la venta en los contratos de suministro de largo plazo (PPAs) con las empresas distribuidoras de electricidad, contratos de corto plazo con generadores, y contratos de suministro con Usuarios No Regulados.

Balance de Energía - AES Andrés (en GWh)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total 2006 Total 2005

Venta Energía Contractual 125.10 111.86 126.25 129.52 139.28 134.64 123.36 128.76 123.27 157.41 162.68 169.81 1,631.93 1384.02

Producción AES Andrés 147.27 22.85 26.18 155.66 175.17 117.29 165.40 159.24 123.02 166.80 152.87 167.88 1,579.64 980.76

Compra de Energía Contractual 11.16 20.16 22.32 - - - - - - - - - 53.64 107.91

Venta Spot / (Compra Spot) 33.34 (68.85) (77.75) 26.14 35.90 (17.35) 42.04 30.48 (0.25) 9.40 (9.81) (1.93) 1.35 (295.35)

Balance de Energía - Itabo (en GWh)


Venta Energía Contractual 133.22 136.36 143.00 146.03 161.69 154.86 153.73 163.32 155.08 155.90 145.67 150.97 1,799.82 1,697.11

Producción Itabo 103.08 129.70 141.16 140.39 130.53 143.65 113.98 153.14 101.11 68.88 142.28 155.50 1,523.39 1,000.68

Compra de Energía Contractual 10.56 - 2.67 3.38 6.09 6.01 0.95 - 3.57 4.10 14.59 10.11 62.03 426.05

Venta Spot / (Compra Spot) (19.58) (6.66) 0.83 (2.25) (25.07) (5.21) (38.80) (10.18) (50.40) (82.92) 11.20 14.64 (214.40) (270.38)

Balance de Energía - DPP (en GWh)


Venta de Energía Contractual 98.33 87.05 99.39 101.92 112.41 110.68 110.76 113.49 110.74 114.53 103.51 105.86 1,268.68 1,184.64

Producción DPP (0.00) (0.00) 1.20 1.17 5.77 9.49 22.41 20.33 29.17 1.07 2.21 1.18 93.99 17.60

Compra de Energía Contractual 98.39 87.10 98.27 100.90 106.82 101.35 88.55 93.34 81.77 113.64 101.47 104.85 1,176.46 1,069.30

Venta Spot / (Compra Spot) - - - - - - - - - - - - - (97.74)

BALANCE DE ENERGÍA AES DOMINICANA 2006

Balance de Potencia - AES Andrés (en MW)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio 2006 Promedio 2005

Venta Potencia Contractual 232.08 234.14 234.06 234.05 234.37 236.21 238.81 238.99 249.00 250.35 251.88 257.55 240.96 184.27

Potencia Firme AES Andrés 102.34 102.45 102.66 102.69 104.34 105.23 103.29 102.74 103.88 103.12 98.74 98.76 102.52 55.16

Compra de Potencia Contractual - - - - - - - - - - - - 0.00 5.00

Venta Spot / (Compra Spot) (129.73) (131.69) (131.41) (131.37) (130.03) (130.99) (135.53) (136.25) (145.12) (147.24) (153.14) (158.79) (138.44) (124.11)

Balance de Potencia - Itabo (en MW)



Potencia Firme Itabo 201.05 201.26 201.65 201.73 204.91 206.41 202.89 201.83 204.07 202.55 193.73 193.76 201.32 58.60

Compra de Potencia Contractual - - - - - - - - - - - - 0.00 140.89

Venta Spot / (Compra Spot) (99.10) (98.90) (98.50) (98.43) (95.24) (93.74) (97.26) (98.32) (96.09) (97.60) (106.42) (106.40) (98.68) (10.51)

Balance de Potencia - DPP (en MW)



Potencia Firme DPP 34.42 34.46 34.53 34.54 35.09 35.39 34.73 34.55 34.94 34.68 33.15 33.16 34.47 58.60

Compra de Potencia Contractual 175.90 175.86 175.79 175.78 175.23 174.93 175.59 175.76 175.38 175.64 177.17 177.16 175.85 140.89

Venta Spot / (Compra Spot) - - - - - - - - - - - - - (10.51)

BALANCE DE POTENCIA AES DOMINICANA

Balance de Potencia AES DominicanaSe muestra un balance mensual de compra-venta de potencia de punta durante el 2006, indicando la potencia firme asignada durante cada mes, las compras y ventas de potencia contractuales y el balance spot mensual de potencia para AES Andrés, Dominican Power Parterns e Itabo.

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Se percibe el notable crecimiento en participación de mercado de AES Andrés. De Enero a Diciembre su participación se amplió abarcando un 21% adicional del mercado (AES Andrés crece de un 9% a un 28%). A su vez, los tradicionales líderes de este mercado, Seaboard-TCC y Monte Rio Power Corporation, vieron disminuir su participación en aproximadamente 10% cada una (Seaboard decrece de un 51% a un 42% y Monte Rio de un 35% a un 25%).

GRANDES CLIENTES

Area de Mediciones y Balances

Instalación, mantenimiento y lectura medidores

Area de Facturación y

Cobros

Area de SERVICIO AL CLIENTE

Atención Requerimientos y

Satisfacción Clientes

CENTRO DE DESPACHO AES

(CDAG)Atención 24

horas - Averías y Mantenimiento

Evolución de la Participación de Mercado de UNRs

AES Andrés y el Mercado de Usuarios No ReguladosEn el 2006, AES Andrés hace una importante incursión en el mercado de los Usuarios No Regulados, respaldada con una estrategia basada en precios competitivos y servicios como valor agregado a la oferta. A su vez, AES Dominicana ha creado una estructura donde los departamentos técnicos y comerciales se unen para ofrecer un servicio completo donde el cliente vea que sus necesidades relativas a su suministro eléctrico son respondidas.

A continuación, la tabla indica la evolución de la participación de este mercado de los generadores que participan en el mismo.

EVOLUCIÓN PARTICIPACIÓN DE MERCADO POR EMPRESA - AÑO 2006(% de Participación de Mercado Energía)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total 2006

AES ANDRES 9% 8% 7% 8% 9% 9% 10% 11% 21% 22% 23% 28% 14.0%

EGE HAINA, S.A. 4% 4% 3% 4% 3% 3% 3% 4% 3% 3% 3% 4% 3.5%

EGE ITABO, S.A. 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 0% 0% 0% 1% 0.7%

MONTE RIO 35% 36% 35% 36% 36% 34% 34% 36% 31% 30% 29% 25% 33.0%

SEABOARD TCC 51% 51% 54% 51% 50% 53% 52% 49% 45% 44% 45% 42% 48.9%

Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100.0%

Estructura para la Atención al Cliente

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Retiros de Energía Mensuales por Usuario No Regulado

A continuación se muestra el total de energía retirada por cada Usuario No Regulado con que AES Dominicana mantuvo contratos durante el 2006.

RETIROS DE ENERGÍA DE LOS UNR’S DE AES DOMINICANA 2006


AES DOMINICANA

ZF Romana I 0.47 0.61 0.71 0.68 0.75 0.73 0.75 0.81 0.74 0.80 0.78 0.61

Multicentro Charles de Gaulle 0.79 0.71 0.79 0.75 0.82 0.81 0.87 0.87 0.84 0.87 0.82 0.87

Cervecería Bohemia 1.08 0.89 0.84 0.93 1.15 1.12 1.14 1.04 1.06 1.17 1.08 0.98

Aeropuertos Dominicanos Siglo XXI 2.03 1.83 1.98 1.99 2.34 2.40 2.50 2.59 2.66 2.75 2.52 2.64

Hotel Barceló Capella 0.63 0.64 0.67 0.65 0.58 0.58 0.62 0.67

Multicentro Churchill 1.25 1.34 1.22 1.25 1.24 1.31

Hamaca Beach Resort 0.77 0.85 0.80 0.71

Inversiones Costa Caribe 0.69 0.68 0.68 0.64

Caribbean Industrial Park 1.69 1.82 1.78 1.05

Plastifar 1.07 1.11 1.08 0.93

Malla & Co. 1.14 1.09 1.11 1.01

Molinos del Ozama 1.16 1.07 1.20 1.07

Grupo Ramos SFM 0.44 0.45 0.42 0.46

Soc. Ind. Dominicana 0.88 1.04 1.03

Listín Diario 0.63 0.60

Renaissance Hotel Jaragua & Casino 0.52

Aldom 0.35

Verizon Dominicana 1.76

ZF Romana Parque II 0.43

Subtotal 4.38 4.04 4.31 4.35 5.69 5.70 7.16 7.31 14.05 15.36 15.83 17.62

EMPRESA ITABO, S.A.

Quitpe 0.50 0.43 0.50 0.48 0.54 0.50 0.39 0.39 0.30 0.28 0.34 0.34

Subtotal 0.50 0.43 0.50 0.48 0.54 0.50 0.39 0.39 0.30 0.28 0.34 0.34

Servicio de Regulación de FrecuenciaLas centrales de generación de AES juegan un importante papel en la Regulación de Frecuencia del sistema eléctrico dominicano. Durante el 2006 se verificó una considerable mejoría en la prestación de este servicio auxiliar; en parte debido a la mayor permanencia en línea de las unidades de AES Andrés y DPP por disponer de un suministro casi continuo de combustible. En las gráficas se muestran los márgenes aportados por cada empresa que participa de este mercado 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.

AES Dominicana, a través de AES Andrés y DPP, fue el actor que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante 32% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

Participación Empresas Generadoras en MW Reserva Aportadospara Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) 2006

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia; AES Andrés aportó al sistema el 56% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el año. En este mercado participaron además, las centrales hidroeléctricas y en forma puntal los IPPs. Puede notarse que en algunos meses, no se alcanzó al 3% 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.

Participación Empresas Generadoras en MW Reserva Aportadospara Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) 2006

ESTADÍSTICAS OPERATIVASAES DOMINICANA AÑO 2006


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Tasa de Salidas Forzadas y/o No Programadas (EFOR)Este índice mide cuan confiable fue la unidad cuando estuvo en servicio, a través de la contabilización del tiempo que estuvo fuera debido a problemas inesperados o fallas que impidieron que se alcanzara la plena dismponibilidad.

FOH – Hrs fuera de servicio por salida forzada EFDH – Hrs equivalentes con limitación de carga por causa interna PH – Hrs del período

Consumo Específico de las Centrales (Heat Rate-HR)Este indicador representa la cantidad de unidades energéticas que necesita una unidad o central para poroducir una unidad eléctrica. A mayor consumo específico, menor eficiencia térmica.

Factor de Disponibilidad Equivalente (Equivalent Availability Factor-EAF)

Este índice establece el porcentaje de máxima generación neta que estuvo disponible para ser producida descontando todas las salidas forzadas y de mantenimiento así como los períodos en que se verificó disminución de la capacidad máxima. El índice se calcula de la siguiente forma:

Donde:

FOH – Hrs fuera de servicio por salida forzada SOH – Hrs fuera de servicio por salida programadaEFDH – Hrs equivalentes con limitación de carga por causa internaPH – Hrs del período

Estadísticas de Generación AES DominicanaA continuación se presentan los índices y tasas más frecuentes de operación de centrales eléctricas aplicadas a las unidades de generación de AES Andrés, Dominican Power Partners e Itabo.

INDICADORES TÉCNICOS UNIDADES DE GENERACIÓN AES DOMINICANA 2006


EAF

AES Andrés 99.3% 100.0% 98.1% 98.4% 100.0% 95.6% 96.3% 89.1% 77.0% 100.0% 97.4% 100.0%

Los Mina V 100.0% 100.0% 100.0% 96.1% 91.1% 100.0% 100.0% 26.1% 61.7% 100.0% 100.0% 100.0%

Los Mina VI 0.0% 0.0% 29.7% 99.6% 99.9% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Itabo 1 45.9% 80.4% 78.0% 82.5% 66.2% 78.3% 42.8% 87.0% 78.1% 67.2% 86.7% 89.2%

Itabo 2 76.3% 89.1% 85.2% 85.1% 83.8% 91.7% 86.8% 88.1% 45.5% 15.2% 82.6% 90.1%

EFOR

AES Andrés 0.7% 0.0% 8.7% 1.6% 0.0% 1.1% 3.7% 4.0% 3.3% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Mina V 0.0% 0.0% 0.0% 91.4% 0.0% 0.0% 0.0% 8.0% 44.9% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Mina VI 0.0% 0.0% 0.0% 13.8% 1.2% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Itabo 1 39.8% 5.9% 10.4% 10.3% 19.7% 14.7% 11.9% 12.3% 21.9% 22.4% 13.3% 10.8%

Itabo 2 23.7% 9.2% 12.3% 8.7% 6.3% 8.3% 13.2% 11.9% 54.5% 84.8% 17.4% 9.9%

Heat Rate [BTU/kWh]

AES Andrés 7,717.91 7,748.88 7,973.52 7,764.33 7,680.42 7,727.06 7,657.83 7,706.50 7,702.74 7,685.24 7,817.87 7,669.54

Los Mina V - - - 19,626.96 13,368.47 13,236.89 12,458.19 12,406.21 11,922.85 12,817.06 - -

Los Mina VI - - 13,164.20 13,567.96 13,483.58 13,075.25 12,604.02 12,663.60 12,440.82 - 12,634.24 13,419.37

Itabo 1 11,466.00 10,816.00 10,784.00 10,806.00 11,973.00 11,409.00 11,593.00 11,171.00 11,615.00 11,491.00 11,336.00 11,408.00

Itabo 2 10,101.00 10,981.00 10,898.00 10,590.00 11,113.00 11,082.00 11,390.00 11,128.00 11,460.00 12,574.00 11,539.00 11,954.00

EAF=(PH-(FOH+SOH+EFDH))

PH

EFOR=

HeatRate=

(FOH+EFDH)

Energía_Térmica_Consumida

Energía_Eléctrica_Generada

PH

ANEXOS

Estadísticas de Importación de CombustiblesGas Natural

Desde el inicio de sus operaciones, la Terminal de Gas Natural Líquido de AES Andrés ha recibido 17 barcos de GNL para un total de 38,7 TBtu equivalentes a 1,714,322 M3 de gas natural líquido.

No. Barco Fecha MMBTU M3 MMBTU/M3

1 METHANE ARTIC February 15, 2003 1,540,927 68,358 22.54

2 NORMAN LADY May 27, 2003 1,927,719 85,425 22.57

3 NORMAN LADY June 25, 2003 1,892,518 84,009 22.53

4 NORMAN LADY August 21, 2003 1,904,293 84,363 22.57

5 NORMAN LADY September 24, 2003 1,895,127 83,722 22.64

6 FERNANDO TAPIA November 28, 2003 2,630,563 116,503 22.58

7 BILBAO KNUTSEN April 25, 2004 2,447,610 108,476 22.56

8 BILBAO KNUTSEN August 22, 2004 2,489,194 110,152 22.60

9 BILBAO KNUTSEN March 4, 2005 1,911,026 84,857 22.52

10 HISPANIA SPIRIT April 29, 2005 3,061,961 136,184 22.48

11 BILBAO KNUTSEN August 29, 2005 2,251,585 100,195 22.47

12 BILBAO KNUTSEN December 3, 2005 2,524,747 111,044 22.74

13 BRITISH MERCHANT March 31, 2006 3,058,741 135,656 22.55

14 BRITISH MERCHANT June 17, 2006 3,017,853 134,154 22.50

15 BRITISH MERCHANT August 12, 2006 3,029,945 134,684 22.50

16 BRITISH MERCHANT October 19, 2006 1,370,808 60,790 22.55

17 BRITISH MERCHANT November 21, 2006 1,705,636 75,750 22.52

LISTADO DE RECEPCIÓN DE BARCOS 2006

Volumen Neto Razón

Entregado

Carbón

Hasta el mes de Septiembre del 2006, el combustible utilizado por Itabo para la generación de sus unidades a vapor era importado a través del muelle de Haina, cercano a las instalaciones de Itabo. La siguiente tabla solo muestra los embarques que han sido descargados a través del Puerto Itabo a partir de esa fecha:

Cantidad Combustible

NO Barco Fecha Toneladas

1 M/V BALDER - STA.MARTA September 24, 2006 35,712.76 Carbón mineral

2 M/V BALDER - RIO CORDOBA October 21, 2006 46,803.69 Carbón mineral

3 WARSAW -LA CEIBA, VENEZUELA December 17, 2006 36,199.05 Carbón mineral

4 HARMEN OLDENDORFF - PUERTO PRODECO December 20, 2006 52,923.78 Carbón mineral

LISTADO DE BUQUES EN MUELLE INTERNACIONAL DE ITABO 2006

Informe 2006

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Glosario• 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 Ingles 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)

• 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.

• 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 publico y que cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General de Electricidad.

• 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.

• 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 delas 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.

Informe 2006

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Indicadores Económicos

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

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

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

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

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

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

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

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

INDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE EEUU

Fuente: U.S. Bureau of Labor Statistics

TASA DE CAMBIO PROMEDIO MENSUAL DE LOS BANCOS COMERCIALES 2004-2006 (US$/RD$)

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

2004 48.00 50.43 46.95 44.92 47.92 48.49 45.35 41.69 37.32 32.97 30.12 29.54 41.98

2005 30.13 29.08 28.40 28.52 28.85 29.02 29.05 29.14 30.70 32.63 33.33 33.28 30.18

2006 34.65 34.20 32.65 32.17 32.59 32.81 32.79 32.72 33.03 33.54 33.59 33.17 33.16

Promedio Mensual Promedio Anual

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

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 ENERGÍA

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 DENSIDAD

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 VOLUMEN

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

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