Contenido

6Carta del Presidente de AES Dominicana

8. Los Valores de AES

Estadísticas Anuales

48. Capacidad Instalada

49. Balance Energía

49. Demanda Máxima

50. Costos Marginales de Energía

51. Precios Internacionales de Combustibles

53. Interrupciones Totales SENI

Anexos

284640 5410

20AES Dominicana

12. Antecedentes de AES Dominicana

13. Perfil de AES Dominicana

14. Centrales de Generación de AES Dominicana

16. Terminales de Recepción de Combustibles

??. Nuevas Líneas de Negocio

19. Balance de Energía

20. Balance de Potencia

Usuarios No Regulados

23. Consumo Combustible Primario

24. Importación Combustible Primario

25. Indicadores Técnicos de Operación

26. Eventos Relevantes

Mercado Eléctrico Mayorista

30. Reseña Histórica del Sector Eléctrico Dominicano

31. Generación

36. Transmisión

36. Distribución

37. Balance de Energía

38. Balance de Potencia

39. Demanda Máxima

40. Abastecimiento de Energía por Combustible

Precios Internacionales Combustibles para Generación Eléctrica

41. Costo Marginal de Energía

42. Costo Marginal de Potencia y Derecho de Conexión

43. Servicio de Regulación de Frecuencia

44. Usuarios No Regulados

45. Contract Market

“Un año de sostenibilidad y continuidad en los procesos de

mejoras y transformaciones que viene realizando AES

Dominicana en la búsqueda de la excelencia”

Marco De la Rosa

Carta del PresidenteAES Dominicana se complace en presentar su Informe Estadístico 2010, el cual incluye informa-ción sobre sus principales activos, desempeño opera-tivo, nuevas líneas de negocio y del mercado eléctri-co en su conjunto.

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

El 2010 podemos definirlo como un año de sosteni-bilidad y continuidad en los procesos de mejoras y transformaciones que viene realizando AES Dominicana en la búsqueda de la excelencia, desta-cándose notables progresos en temas tales como: Aseguramiento de Ingresos, Desempeño Operativo y Clima Organizacional.

Durante el 2010 AES Dominicana mantuvo una posi-ción de liderazgo en la industria eléctrica nacional con un aporte promedio del 39% de toda la energía que demandó el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

AES Dominicana ha sido clave en el proceso de diver-sificación de la matriz de combustibles del sector eléctrico de la República Dominicana, al introducir el gas natural para la generación de electricidad y rees-tablecer de manera eficiente la producción de elec-tricidad en base al carbón mineral, ambos combusti-bles fósiles son actualmente los más competitivos y eficientes de todos los que se utilizan en el mercado local.

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

Marco De la Rosa Presidente AES Dominicana

¿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.

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• Ponelaseguridadprimero• Actúaconintegridad• Honrasuscompromisos• Seesfuerzaporlaexcelencia• Disfrutasutrabajo

Los valores de AES

AES Dominicana

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ños de Gestión

1 AESDOMINICANA

AES

Dom

inic

ana

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 inter-nacionales propiedad de Destec, que incluyó a Dominican Power Partners (DPP) y a otras compa-ñías 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 acuer-do entre DPP y CDE, se cancela el contrato entre ambas y se establece un nuevo arreglo de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDEESTE) que incluyó un contrato de respaldo con la CDE. A partir del 1ero de Mayo del 2003 DPP opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en el mercado spot.

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

AES comienza a tener participación en AES ITABO en diciembre del 2000, cuando adquiere los activos de GENER y dentro de éstos una participación accionaria del 25%, en una alianza estra-tégica 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 sosteni-ble y producción de energía limpia, mejorando la posición estratégica del país que dependía del 90% del petróleo para suplir sus necesidades de electricidad.

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

Perfil 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 domini-cano, con modernas facilidades para la producción de energía, con tecnología de última genera-ción y con la canasta de combustibles más competitiva para la generación de energía en el mercado eléctrico nacional.

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

Como grupo empresarial, AES Dominicana combina una perspectiva global con conocimientos locales profundos y un incansable compromiso con la excelencia operativa, para ayudar a que las comunidades crezcan a través de un suministro de energía eléctrica seguro y confiable. Una muestra de ello es que cada año los negocios de AES vienen superando sus propios record histó-ricos de disponibilidad, generación y eficiencia, además de dar muestras fehacientes de transpa-rencia 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, lo que considera el principal acti-vo. Asimismo, trabajan apegados a los principios globales de ser una empresa socialmente responsable a través de la Fundación AES Dominicana donde se abordan las áreas en más preca-rias condiciones como son la educación y la salud infantil.

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

AES

Dom

inic

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AESANDRES

ITABOI

DPP

ITABOII

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

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

Capacidad Instalada: 128 MWTecnología: Turbina VaporCombustible Primario: Carbón MineralCombustible Secundario Fuel Oil 6Combustible Terciario: Fuel Oil 2Fecha Inicio Operación Comercial: 17 de julio del 1984Fabricante Turbina: Brown Bovery CompanyVelocidad Turbina: 3,600 rpmPresión Vapor: 141 kg/cm²Temperatura Vapor: 535 ºCFabricante Generador: Foster WheelerCapacidad Nominal Generador: 150.6 MVAVoltaje Nominal Generador: 13.8 kVSistema Enfriamiento Generador: HidrógenoVentajas de esta Tecnología: Provee Generación de Electricidad Económica de Base

Capacidad Instalada: 132 MWTecnología: Turbina VaporCombustible Primario: Carbón MineralCombustible Secundario Fuel Oil 6Combustible Terciario: Fuel Oil 2Fecha Inicio Operación Comercial: 10 de mayo del 1988Fabricante Turbina: General ElectricVelocidad Turbina: 3,600 rpm

Presión 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

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

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

AES

Dom

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ana

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

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

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

MuelleInternacionalAESANDRES

GasoductoAESANDRES-DPP

MuelleInternacionalAESITABO

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

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

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

Otras de las características principales del Muelle AES ITABO son:• El calado es de catorce (14) metros, lo que permite la recepción de naves tipo Handymax

(45,000 t/m) y Panamax (65,000 t/m), con eslora de hasta 270 metros.• El sistema de transporte de sólidos tiene una capacidad para descargar 1,200 toneladas por

hora (promedio).

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

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

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

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

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

AES Dominicana continúa sus 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, PLATER GAS, PROPAGAS y TROPIGAS.

AES

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Balance de EnergíaEn el siguiente cuadro se detalla el balance mensual de energía de las empresas de AES Dominicana para el 2010, incluyendo desde la producción de energía hasta la compra y venta de energía por contrato y en el mercado spot.

NegociodeVentadeGas

NaturalComprimido

NegociodeVentadeGas

NaturalLíquido

AESANDRES

BALANCEENERGÍAAESDOMINICANA2010[GWh]

AESANDRES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2010VENTASPORCONTRATOEDENORTE 22.3 17.7 30.5 29.5 30.5 10.1 10.4 10.4 34.2 35.3 34.2 35.3 300.6EDEESTE 23.4 21.3 25.1 25.3 27.3 25.7 27.1 28.4 26.2 26.9 23.8 24.2 304.8EDESUR - 3.5 30.2 28.5 29.6 12.0 12.5 12.5 32.9 34.1 32.9 32.4 261.3DPP 52.6 31.9 9.9 17.6 19.0 44.9 4.5 2.4 5.3 1.5 12.0 3.9 205.5ITABO 8.2 29.0 7.7 6.7 3.0 7.4 60.0 63.9 18.1 7.7 5.4 6.2 223.2SEABOARD 1.2 1.3 2.1 2.3 2.6 3.1 3.3 3.2 2.9 2.9 2.8 2.8 30.3UNR 32.7 37.1 41.8 39.3 42.3 41.6 44.8 45.8 48.3 49.4 49.6 43.7 516.4COMPRASPORCONTRATOITABO 0.5 - 8.1 1.9 0.7 1.7 - - 0.1 0.2 1.8 2.6 17.6VENTASPOT/(COMPRASPOT) 40.6 33.8 3.8 33.7 30.9 33.3 20.1 21.3 (0.7) 30.4 10.3 13.1 270.6PRODUCCIONANDRES 180.5 175.7 143.0 181.2 184.4 176.4 182.7 187.9 167.1 188.1 169.2 159.0 2,095.1AESITABOVENTASPORCONTRATOEDESUR 59.9 56.3 63.7 63.7 68.1 64.0 69.1 70.7 66.9 69.3 62.7 62.4 776.8EDENORTE 41.9 39.0 44.2 43.9 47.3 46.5 50.3 50.9 48.2 50.1 43.0 44.7 550.2EDEESTE 23.4 21.3 25.1 25.3 27.3 25.7 27.1 28.4 26.2 26.9 23.8 24.2 304.8CDEEE 35.3 24.3 18.8 29.4 39.8 37.2 41.1 37.8 36.5 37.9 40.3 44.2 422.5ANDRES 0.5 - 8.1 1.9 0.7 1.7 - - 0.1 0.2 1.8 2.6 17.6UNR 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 2.8COMPRASPORCONTRATOANDRES 8.2 29.0 7.7 6.7 3.0 7.4 60.0 63.9 18.1 7.7 5.4 6.2 223.2MONTERIO 9.7 20.3 6.5 12.0 16.1 18.9 19.2 23.1 21.1 9.7 6.6 5.8 169.0FALCONDO 35.3 24.3 18.8 29.4 39.8 37.1 41.1 37.8 36.5 37.9 40.3 44.2 422.4VENTASPOT/(COMPRASPOT) 28.9 30.0 22.4 14.6 9.3 3.9 (8.6) (7.6) (12.4) 9.8 8.8 9.7 108.8PRODUCCIONITABO 136.7 97.6 149.6 130.8 134.0 116.0 58.9 55.7 90.1 139.2 128.3 131.8 1,368.7

DPPVENTASPORCONTRATOEDEESTE 98.2 89.6 105.6 106.3 114.6 108.0 113.6 119.1 110.0 113.0 100.2 101.8 1,280.0COMPRASPORCONTRATOANDRES 52.6 31.9 9.9 17.6 19.0 44.9 4.5 2.4 5.3 1.5 12.0 3.9 205.5VENTASPOT/(COMPRASPOT) 0.0 0.0 16.9 11.7 7.9 2.1 10.1 11.1 11.3 15.2 15.0 22.9 124.2PRODUCCIONDPP 45.6 57.7 112.6 100.3 103.5 65.2 119.3 127.8 116.0 126.6 103.2 120.8 1,198.7

En el cuadro anterior destacamos algunos renglones importantes; compras y ventas por contra-to, compras y ventas al mercado spot y producción de energía. A continuación mencionaremos lo más relevante ocurrido en el mercado eléctrico mayorista entre AES Dominicana con algunos agentes del MEM:

En febrero se suscribió un nuevo contrato de venta a corto plazo con EDESUR y se continúa el contrato de corto plazo con EDENORTE. De igual manera, se observa un incremento en las ventas de UNRs a lo largo del año. En el 2010 AES ANDRES tuvo su máxima generación histórica anual (2,095.1 GWh).

Durante el 2010 continuó vigente el contrato de venta de energía con CDEEE para aumentar la generación en la zona norte a través de las unidades de FALCONDO, cuyas inyecciones y retiros son administrados por AES ITABO en el mercado mayorista. Además, se mantuvieron los contra-tos de respaldo con AES ANDRES y MONTERIO.

AESITABO

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Durante el 2010 continuó vigente el contrato de venta de energía entre DPP y EDESTE. Asimismo DPP mantiene un contrato de respaldo con AES ANDRES. Se observa la disminución en compras de AES ANDRES en momentos en que DPP se convierte en una planta base del SENI. En el 2010 DPP tuvo su máxima generación histórica anual a gas natural (1,198.7 GWh).

Balance de PotenciaA continuación se muestra el balance de potencia de las unidades de AES Dominicana durante el 2010, indicando la potencia firme asignada durante cada mes, la compra y venta de potencia contractual y el balance spot.

AES

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inic

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DPP

BALANCEDEPOTENCIAAESDOMINICANA2010[MW]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2010AESANDRESVenta Potencia Contractual 282.55 283.98 284.21 284.40 286.13 286.23 287.40 290.69 294.13 292.94 296.65 294.01 288.61Potencia Firme 247.72 241.35 248.75 246.67 239.75 239.40 239.58 240.15 241.77 254.02 240.43 242.85 243.54Compra Potencia Contractual - - - - - - - - - - - - -Venta Spot / (Compra Spot) (34.83) (42.63) (35.46) (37.73) (46.38) (46.83) (47.82) (50.54) (52.36) (38.92) (56.23) (51.17) (45.07)

AESITABOVenta Potencia Contractual 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15 250.15Potencia Firme 225.87 225.86 225.84 225.86 225.86 225.86 225.86 225.86 225.84 225.84 225.85 225.86 225.86Compra Potencia Contractual - - - - - - - - - - - - -Venta Spot / (Compra Spot) (24.28) (24.29) (24.31) (24.29) (24.29) (24.29) (24.29) (24.29) (24.31) (24.31) (24.30) (24.29) (24.30)

DPPVenta Potencia Contractual 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00 210.00Potencia Firme 22.58 21.99 22.67 22.48 21.84 21.81 21.83 21.88 22.02 23.27 22.48 22.76 22.30Compra Potencia Contractual (187.42) 188.01) 187.33) (187.52) (188.16) (188.19) (188.17) (188.12) (187.98) (186.73) (187.52) 187.24) (187.70)Venta Spot / (Compra Spot) - - - - - - - - - - - - -

Usuarios No ReguladosAES 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 2010 se suscribieron catorce (19) nuevos contratos con UNR: ALAMBRES DOMINICANOS, ARTICULOS DE PIEL, CARIBEAN INDUSTRIAL PARK, CESAR IGLESIAS, ENVASES ANTILLANOS, HIELOS NACIONALES, INDUVECA, LA FABRIL, LM INDUSTRIES, MULTICENTRO CHURCHILL, MULTIQUIMICA, OCEAN WORLD, PISANO, REFIDOMSA, SANITARIOS DOMINICANOS, TROQUEDOM, ZONA FRANCA LA VEGA, ZONA FRANCA SAN PEDRO DE MACORIS, ZONA FRANCA SANTIAGO, los cuales representan un consumo mensual de 21 GWh aproximadamente. Al mismo tiempo fueron renovados los contratos con AERODOM BOCA CHICA, CORAL COSTA CARIBE, CORAL HAMACA, LADOM, LISTIN DIARIO, GRUPO MALLA, MULTICENTRO CHARLES DE GAULLE, MULTIFORM, PLASTIFAR, quienes ya pertenecían al portafolio de clientes de AES ANDRES. Mientras que dos (2) UNRs dejaron de pertenecer a nues-tra cartera de clientes.

A Diciembre del 2010 la cartera de UNR del Grupo AES Dominicana estaba compuesta por 39 clientes, los cuales representan aproximadamente un 52.5% del consumo de este mercado.

A continuación se presenta una tabla con los retiros mensuales de los UNR de AES Dominicana durante el 2010.

DEMANDAENERGIAUNRAESDOMINICANA2010(GWh)

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

AESANDRESALDOM 0.26 0.25 0.32 0.30 0.16 0.03 0.03ZF MULTIMODAL CAUCEDO

1.33 1.20 1.40 1.42 1.47 1.52 1.69 1.57 1.49 1.56 1.44

ZF LAS AMERICAS 3.30 3.80 4.13 3.68 3.76 3.45 3.22 3.25 3.24 3.31 3.16 2.48BARCELÓ CAPELLA 0.57 0.54 0.61 0.62 0.66 0.65 0.69 0.58 0.50 0.45 0.50 0.55INCA - KM 22 2.23 2.37 2.30 2.35 2.77 2.31 2.72 0.94 2.46 2.73 2.55 2.91TERMO ENVASES 1.14 1.10 1.09 1.16 1.25 1.10 1.38 1.20 1.26 1.43 1.26 1.34INCA - LA ISABELA 1.41 1.48 1.65 1.26 1.26 1.56 1.48 1.31 1.38 1.45 1.48 1.11LAFZID (PIISA) 4.85 5.30 6.13 5.53 6.20 6.15 6.42 6.55 6.16 6.65 6.19 5.77ZF SAN ISIDRO 2.34 2.64 3.08 2.90 3.06 3.09 3.24 3.31 3.22 3.18 3.09 2.45MOLINOS DEL OZAMA 0.97 1.07 1.21 1.26 1.19 1.37 1.20 1.55 1.54 1.25 1.35 1.42HOTEL JARAGUA 0.90 0.93 1.07 0.99 1.00 1.00 1.02 1.07 1.03 1.04 0.91 0.90MULTIFORM 0.26 0.29 0.34 0.34 0.38 0.41 0.47 0.35 0.36 0.40 0.39 0.32LADOM 0.51 0.46 0.56 0.55 0.51 0.24 0.10 0.26 0.52 0.29 0.18 0.15PLASTIFAR 1.00 1.27 1.55 1.29 1.55 1.48 1.63 1.69 1.56 1.62 1.74 1.58MALLA & CO. 1.12 1.14 1.28 1.23 1.11 1.20 1.06 1.27 1.33 1.32 1.28 0.99HAMACA BEACH RESORT 0.75 0.73 0.78 0.73 0.77 0.81 0.90 0.88 0.69 0.70 0.65 0.66MC CHARLES 0.73 0.69 0.73 0.72 0.76 0.74 0.78 0.80 0.75 0.74 0.70 0.69INVERSIONES COSTA CARIBE

0.55 0.53 0.61 0.56 0.55 0.55 0.64 0.69 0.50 0.58 0.47 0.46

LISTÍN DIARIO 0.50 0.52 0.61 0.58 0.62 0.58 0.60 0.62 0.56 0.57 0.56 0.51CARREFOUR 0.74 0.65 0.70 0.68 0.72 0.73 0.77 0.75 0.76 0.77 0.69 0.68AERODOM 2.80 2.66 2.79 2.95 3.12 2.99 3.35 3.44 3.32 3.29 2.98 2.94ZF SPM 2.07 2.41 2.77 2.59 2.75 2.60 2.67 2.84 2.68 2.66 2.45 1.80MULTIQUIMICA 1.11 1.28 1.43 1.31 1.38 1.46 1.52 1.42 1.52 1.59 1.46 1.26TROQUEDOM 0.50 0.57 0.66 0.54 0.54 0.52 0.53 0.43 0.41 0.42 0.43 0.40LA FABRIL 0.42 0.50 0.49 0.45 0.42 0.44 0.47 0.47 0.40 0.50 0.33 0.41ENVASES ANTILLANOS 0.32 0.30 0.36 0.33 0.35 0.38 0.44 0.39 0.33 0.42 0.41 0.34HIELOS NACIONALES II 0.82 0.83 0.89 0.98 1.10 1.02 1.19 0.95 0.88 0.81 0.80INDUVECA 1.26 1.42 1.39 1.41 1.56 1.66 1.62 1.54 1.60 1.41 1.42ARTICULOS DE PIEL 0.28 0.32 0.32 0.31 0.32 0.36 0.32 0.36 0.35 0.33 0.34REFIDOMSA 0.58 0.35 0.24 0.12 0.28 0.29 0.34 0.29 0.21 0.57CESAR IGLESIAS 1.03 1.18 1.14 1.18 1.04 1.17 1.31 1.40ZF PISANO 0.99 1.02 0.98 0.99 1.04 0.72LM INDUSTRIES 0.40 0.38 0.39 0.38 0.35 0.24ALAMBRES DOMINICANOS

0.60 0.63 0.61 0.63 0.60

ZF LA VEGA 0.96 0.92 1.00 0.99 0.70SADOSA 0.57 0.59 0.63 0.54 0.54CARIBBEAN INDUSTRIAL PARK

1.38 1.39 1.25 0.75

MULTICENTRO CHURCHILL

1.25 1.22 1.11 1.08

OCEAN WORLD 0.51 0.51ZF INDUSTRIAL SANTIAGO 2.48 1.86TOTAL 32.66 37.06 41.78 39.25 42.29 41.64 44.84 45.78 48.34 49.43 49.65 43.68

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

22 23

Informe 10 A

ños de Gestión

En la siguiente gráfica se muestra la demanda promedio de los UNR de AES Dominicana durante el 2010.

Consumo Combustible PrimarioDurante el 2010 AES ANDRES y DPP consumieron un total de 30,645,743 MMBTU de gas natural y se compraron unos 32,545,257 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.

GWh

INVENTARIOYCONSUMOGASNATURAL2010[MMBTU]

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

InventarioInicial 1,635,577 2,562,130 468,849 869,956 1,159,766 1,274,443 1,893,337 1,923,696 1,787,439 1,853,156 1,723,506 1,882,209

Compra 2,938,333 - 2,914,668 2,991,779 2,873,413 2,855,883 3,000,190 2,987,169 2,931,498 3,089,249 2,956,452 3,006,623 32,545,257

ConsumoANDRES 1,386,872 1,342,327 1,089,240 1,377,089 1,401,995 1,338,371 1,397,538 1,429,847 1,281,470 1,435,875 1,320,423 1,254,591 16,055,638

ConsumoDPP 545,281 682,026 1,335,610 1,201,482 1,254,209 791,159 1,444,490 1,535,440 1,398,615 1,514,659 1,243,734 1,444,809 14,391,513

ConsumoBOG 19,394 13,748 14,741 15,780 18,694 18,480 16,406 19,036 9,148 16,677 16,651 19,836 198,592

VentaaTerceros 51,774 55,180 52,147 59,601 71,201 79,997 90,220 102,917 144,610 211,889 191,009 195,795 1,306,341

Losses 8,459 - 21,823 48,017 12,638 8,983 21,175 36,187 31,938 39,799 25,931 35,567 290,517

InventarioFinal 2,562,130 468,849 869,956 1,159,766 1,274,443 1,893,337 1,923,696 1,787,439 1,853,156 1,723,506 1,882,209 1,938,234

ENERGIAPROMEDIOMENSUALUNRAESDOMINICANA2010

GasNatural

Durante el 2010 AES ITABO, con sus dos (2) unidades térmicas a vapor, registró un consumo de 559,263 toneladas métricas de carbón y 9,932 toneladas métricas de petcoke.

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

Carbón

INVENTARIOYCONSUMOCARBÓN2010[toneladasmétricas]

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

InventarioInicial 75,677 18,331 87,196 63,032 90,627 72,176 71,854 83,423 104,269 65,745 56,311 74,623

Compra - 118,293 36,750 82,682 36,883 47,861 36,908 44,715 - 51,966 73,900 37,006 566,964

Consumo 50,620 39,452 60,915 52,818 54,258 48,184 25,338 23,869 38,523 58,091 52,396 54,799 559,263

VentaaTerceros - - - - - - - - - - - - -

Mermas 6,726 9,977 - 2,268 1,076 - - - - 3,310 3,191 7,355 33,902

InventarioFinal 18,331 87,196 63,032 90,627 72,176 71,854 83,423 104,269 65,745 56,311 74,623 49,476

SubtotalConsumo 57,346 49,428 60,915 55,086 55,334 48,184 25,338 23,869 38,523 61,401 55,587 62,154 593,165

INVENTARIOYCONSUMOPETCOKE2010[toneladasmétricas]

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

InventarioInicial 13,837 7,895 5,519 5,349 5,349 5,349 5,126 4,943 4,739 4,674 4,674 4,674

Compra -

Consumo 5,942 2,376 170 - - 222 183 204 65 - - 768 9,932

VentaaTerceros - - - - - - - - - - - - -

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

InventarioFinal 7,895 5,519 5,349 5,349 5,349 5,126 4,943 4,739 4,674 4,674 4,674 3,905

SubtotalConsumo 5,942 2,376 170 - - 222 183 204 65 - - 768 9,932

TotalConsumo 63,288 51,804 61,085 55,086 55,334 48,406 25,522 24,073 38,589 61,401 55,587 62,923 569,194

Durante el 2010 AES ITABO compró 566,964 toneladas métricas de carbón de distintos proveedores.

AES

Dom

inic

ana

5.99

ALDOM

QUITPE

REFIDOMSA

ARTICULOSDEPIEL

LMINDUSTRIES

MULTIFORM

LADOM

ENVASESANTILLANOS

LAFABRIL

TROQUEDOM

OCEANWORLD

INVERSIONESCOSTACARIBE

LISTÍNDIARIO

SADOSA

BARCELÓCAPELLA

ALAMBRESDOMINICANOS

CARREFOUR

MCCHARLES

HAMACABEACHRESORT

ZFLAVEGA

HIELOSNACIONALESII

ZFPISANO

HOTELJARAGUA

MULTICENTROCHURCHILL

CESARIGLESIAS

CARIBBEANINDUSTRIALPARK

MALLA&CO.

TERMOENVASES

MOLINOSDELOZAMA

MULTIQUIMICA

INCA-LAISABELA

ZFMULTIMODALCAUCEDO

INDUVECA

PLASTIFAR

ZFINDUSTRIALSANTIAGO

INCA-KM22

ZFSPM

ZFSANISIDRO

AERODOM

ZFLASAMERICAS

LAFZID(PIISA)

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00

3.40

2.17

2.39

2.52

2.97

3.05

0.91

0.93

0.96

0.99

1.17

1.18

1.19

1.20

1.22

1.28

1.39

1.40

1.46

1.48

1.50

0.19

0.22

0.33

0.33

0.36

0.36

0.36

0.36

0.44

0.50

0.51

0.56

0.57

0.58

0.58

0.61

0.72

0.73

0.75

24 25

Informe 10 A

ños de GestiónA

ES D

omin

ican

a

Importación de Combustible PrimarioDurante el 2010 la terminal de AES ANDRES recibió once (11) barcos, para un total de 32,545,257 MMBTU, equivalentes a 1,466,003 M3 de gas natural líquido. A continuación una tabla con el detalle.

GasNatural

Carbón

LISTADORECEPCIÓNBARCOSLNGAESANDRES2010

No. Fecha Suplidor Barco PuertoDescarga MMBTU M31 Enero 23, 2010 BPGM BRITISH TRADER AES ANDRES 2,938,333 132,357 2 Marzo 01, 2010 BPGM BRITISH MERCHANT AES ANDRES 2,914,668 131,291 3 Abril 06, 2010 BPGM BRITISH TRADER AES ANDRES 2,991,779 134,765 4 Mayo 08, 2010 BPGM LNG EBISU AES ANDRES 2,873,413 129,433 5 Junio 13, 2010 BPGM METHANE KARI ELIN AES ANDRES 2,855,883 128,643 6 Julio 16, 2010 BPGM BRITISH RUBY AES ANDRES 3,000,190 135,144 7 Agosto 15, 2010 BPGM BRITISH TRADER AES ANDRES 2,987,169 134,557 8 Septiembre 16, 2010 BPGM ARCTIC DISCOVERER AES ANDRES 2,931,498 132,049 9 Octubre 13, 2010 BPGM BRITISH EMERALD AES ANDRES 3,089,249 139,155 10 Noviembre 16, 2010 BPGM BRITISH MERCHANT AES ANDRES 2,956,452 133,174 11 Diciembre 14, 2010 BPGM BRITISH MERCHANT AES ANDRES 3,006,623 135,433

32,545,257 1,466,003

LISTADORECEPCIONBARCOSCARBONAESITABO2010

No. Fecha Suplidor Barco PuertoDescarga Toneladas MMBTU1 February 15, 2010 BULKTRADING CSL METIS ITABO 56,309 1,407,725 2 February 2, 2010 GLENCORE INTERNATIONAL CSL METIS ITABO 55,981 1,399,522 3 February 11, 2010 BULKTRADING MACONDO HAINA 6,003 150,075 4 March 25, 2010 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 36,750 918,750 5 April 6, 2010 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 36,916 922,897 6 April 20, 2010 GLENCORE INTERNATIONAL BALDER ITABO 45,766 1,144,148 7 May 15, 2010 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 36,883 922,066 8 June 10, 2010 SHELTON TRADING BALDER ITABO 47,861 1,196,527 9 July 5, 2010 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 36,908 922,699 10 August 17, 2010 BULKTRADING SHEILA ANN ITABO 44,715 1,117,865 11 October 15, 2010 GLENCORE INTERNATIONAL CSL SPIRIT ITABO 51,966 1,299,161 12 November 9, 2010 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 36,859 921,471 13 November 19, 2010 INTERAMERICAN COAL ANTWERPEN ITABO 37,041 926,022 14 December 10, 2010 GLENCORE INTERNATIONAL BARKALD ITABO 37,006 925,162

566,964 14,174,089

Durante el 2010 la empresa de AES ITABO recibió un total de catorce (14) buques de carbón, trece (13) de los cuales se recibieron por el muelle internacional de AES ITABO y uno (1) por el puerto de HAINA. Estos buques sumaron un total de 566,964 toneladas métricas. A continua-ción una tabla con el detalle.

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.

INDICADORESTECNICOSAESDOMINICANA2010

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 2010EAF[%]ANDRES 100.0% 100.0% 74.3% 100.0% 99.9% 97.2% 100.0% 99.4% 91.3% 99.3% 97.6% 89.3% 95.7%ITABO 1 84.1% 97.9% 87.2% 95.0% 82.6% 92.6% 73.1% 61.3% 31.9% 64.8% 67.7% 69.1% 75.6%ITABO 2 92.7% 82.3% 94.1% 94.2% 78.3% 70.8% 0.0% 12.7% 87.4% 97.6% 79.1% 87.6% 73.1%LOS MINA 5 0.0% 0.0% 77.4% 100.0% 100.0% 93.3% 97.8% 100.0% 96.2% 100.0% 79.1% 89.0% 77.7%LOS MINA 6 99.5% 99.0% 93.7% 100.0% 65.2% 15.1% 97.4% 99.9% 96.7% 100.0% 99.8% 100.0% 88.8%

EFOR[%]ANDRES 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.0% 0.7% 2.4% 0.6% 0.3%ITABO 1 0.5% 0.9% 4.6% 0.0% 3.1% 0.0% 0.0% 2.1% 8.8% 6.8% 1.1% 0.7% 2.4%ITABO 2 1.7% 0.0% 0.0% 0.0% 0.2% 0.0% 0.0% 0.0% 6.0% 1.5% 0.0% 0.5% 0.8%LOS MINA 5 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.0% 0.0% 0.2% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%LOS MINA 6 0.7% 0.3% 3.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.4% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.0% 0.4%

HEATRATE[BTU/kWh]ANDRES 7,681 7,646 7,616 7,598 7,596 7,582 7,647 7,607 7,658 7,640 7,799 7,917 7,665 ITABO 1 10,929 11,105 10,485 10,913 10,684 10,904 11,373 12,455 11,822 10,715 11,288 10,911 11,132 ITABO 2 10,863 11,242 10,580 10,837 10,628 10,848 13,522 11,338 10,479 12,191 10,421 11,177 LOS MINA 5 11,920 12,014 12,139 12,131 12,215 12,131 12,133 12,087 12,191 12,000 12,096 LOS MINA 6 11,934 11,781 11,804 11,917 12,020 12,101 12,059 12,006 11,993 11,895 11,878 11,908 11,941

Como se puede apreciar, el 2010 en la métrica de Factor de Disponibilidad Equivalente (EAF) fue un año particular para cada planta de generación de AES Dominicana. Para AES Andres, fue un gran año cuando podemos observar que alcanzo un índice de disponibilidad de 95.7%, mostran-do los frutos que arroja la inversión en la excelencia operacional.

EAFAESDominicana

AESANDRES ITABOI

2008 2009 20102007

LMV LMVIITABOII

%

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

26 27

Informe 10 A

ños de GestiónA

ES D

omin

ican

a

EFORAESDominicana

AESANDRES ITABOI

2008 2009 20102007

LMV LMVIITABOII

%

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Para el indicador EFOR (Tasa de Salidas Forzadas Equivalentes) AES ANDRES tuvo su menor valor anual histórico alcanzando un 0.3% al igual que las centrales de ITABO que tuvieron un valor combinado de 2.0% (destacando el desempeño en la unidad Itabo II con 0.8%)

Eventos RelevantesLos eventos operativos de mayor relevancia para las unidades de AES Dominicana para el 2010 coinciden con la salida por mantenimiento mayor de sus unidades que se presentan en la siguien-te tabla.

EVENTOSRELEVANTES2010

Unidad Descripción Desde Hasta HorasLos Mina 6 Mantenimiento Mayor Programado 22-May-2010 00:42 26-Jun-2010 01:23 841

Itabo 2 Mantenimiento Mayor Programado 27-Jun-2010 00:44 27-Aug-2010 23:00 1,486 Itabo 1 Mantenimiento Mayor Programado 19-Sep-2010 00:58 06-Oct-2010 01:45 409 Andres Mantenimiento Mayor Programado 16-Mar-2010 11:11 24-Mar-2010 03:08 184

MayoristaMercado Eléctrico

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2 Mercado Eléctrico Mayorista

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Reseña Histórica del Sector Eléctrico DominicanoEn 1997 la República Dominicana inició una reorganización y capitalización de su industria eléc-trica, 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, adminis-tración ineficiente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una estructura tarifaria que cubriera los costos, y en especial la falta de capital para invertir en la expansión del sector eléctrico.

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

Mediante los procesos de reorganización y capitalización del sector, los activos que mantenía la CDE fueron divididos en ocho compañías en que el Estado mantenía participación: CDEEE, enti-dad 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 retu-vo aproximadamente el 49% de las acciones en las compañías, mientras que aproximadamente el 1% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE.

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

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

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

En las siguientes gráficas se muestra la capacidad instalada del parque de generación por tecno-logía y por combustible. Es apreciable observar la mejora en la matriz energética del sector eléctrico Dominicano a través de los últimos 10 años. En los primeros pasteles podemos obser-var una sustitución de tecnologías menos eficientes (turbinas de gas) por tecnologías de mayor eficiencia (ciclo combinado).

CapacidadInstaladaporTecnología

(Diciembre2010)

CapacidadInstaladaporTecnología

(Diciembre2000)

Turbina Hidráulica 17.5%

Turbina Hidráulica 18.0%

Turbina de Vapor 20.1%

Turbina de Vapor 22.6%

Motores Diesel 24.3%

Motores Diesel 22.5%

Turbina de Gas 11.2%

Turbina de Gas 30.2%

Ciclo Combinado 26.9%

Ciclo Combinado 6.7%

32 33

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CapacidadInstaladaporCombustible

(Diciembre2010)

Fuel Oil 5 39.1%

Fuel Oil 6 48.9%

Fuel Oil 214.4%

Fuel Oil 233.1%

Carbón 10.5%

Carbón 0%

Gas Natural 18.5%

Agua 17.5%

Agua 18%

De igual manera es destacable observar la disminución en la dependencia de los derivados direc-tos del petróleo (fuel oil) desde un 82% en el año 2000 a 54% en el año 2010, diversificando así la canasta de combustibles y a la vez reduciendo los costos de la matriz energética.

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CapacidadInstaladaporCombustible

(Diciembre2000)

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

POTENCIAINSTALADAPOREMPRESAYTECNOLOGIA

TOTAL

EMPRESAGENERADORA TURBINAVAPOR

TURBINAGAS

CICLOCOMBINADO

MOTORESDIESEL

HIDRO [MW] [%]

AESANDRES 319.0 319.0 10.7%

AES ITABO 260.0 260.0 8.7%

DPP 236.0 236.0 7.9%

AESDOMINICANA 260.0 236.0 319.0 815.0 27.2%

HAINA 343.1 100.0 102.0 545.1 18.2%

HIDRO 523.2 523.2 17.5%

METALDOM 42.0 42.0 1.4%

SEABOARD 116.3 116.3 3.9%

GPLV 198.8 198.8 6.6%

MONTERIO 100.1 100.1 3.3%

CEPP 76.8 76.8 2.6%

LAESA 59.6 59.6 2.0%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP'S]

SAN FELIPE 185.0 185.0 6.2%

CESPM 300.0 300.0 10.0%

MAXON 30.0 30.0 1.0%

RIO SAN JUAN (CDEEE) 1.9 1.9 0.1%

TOTAL[MW] 603.1 336.0 804.0 727.5 523.2 2,993.80 100.0%

Es importante destacar que AES Dominicana, a través de las centrales AES ANDRES, AES ITABO y DPP, posee el 27.2% 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 2010, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su capacidad instalada de potencia.

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CAPACIDADINSTALADAPORUNIDADGENERADORADiciembre2010

EMPRESATERMOELÉCTRICA

EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGIA POTENCIA[MW]

AESDOMINICANAANDRES GAS NATURAL Ciclo Combinado 319.0ITABO I CARBON Turbina Vapor 128.0ITABO II CARBON 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 CARBON CARBON Turbina Vapor 53.6SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 Motores Diesel 102.0SubTotal 545.1

GENERADORAPALAMARA-LAVEGAPALAMARA 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 100.0MAXON FUEL NO. 2 Motores Diesel 30.0RIO SAN JUAN FUEL NO. 2 Motores Diesel 1.9SubTotal 516.9

SEABOARDESTRELLA DEL NORTE FUEL NO. 6 Motores Diesel 43.0ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 Motores Diesel 73.3SubTotal 116.3

CEPPCEPP I FUEL NO. 6 Motores Diesel 18.7CEPP II FUEL NO. 6 Motores Diesel 58.1SubTotal 76.8

MONTERIOPOWERMONTE RIO FUEL NO. 6 Motores Diesel 100.1SubTotal 100.1

METALDOMMETALDOM FUEL NO. 6 Motores Diesel 42.0SubTotal 42.0

LAESAPIMENTEL FUEL NO. 6 Motores Diesel 59.6SubTotal 59.6TotalTérmica 2,470.6

EMPRESAHIDROELÉCTRICA

HIDROSDEEMBALSE COMBUSTIBLE TECNOLOGIA POTENCIA[MW]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 10.1PINALITO I AGUA Turbina Hidráulica 25.0PINALITO II AGUA Turbina Hidráulica 25.0SubTotaldeEmbalse 437.1

HIDROSDEPASADALOPEZ 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 2.0ROSA JULIA DE LA CRUZ AGUA Turbina Hidráulica 0.9NIZAO 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 4.9MAGUEYAL I AGUA Turbina Hidráulica 1.5MAGUEYAL II AGUA Turbina Hidráulica 1.5LAS BARIAS AGUA Turbina Hidráulica 0.9SubTotaldePasada 86.1

TotalHidro 523.20

TOTALGENERAL 2,993.8

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

Las centrales de generación y los centros de carga de las empresas de distribución y grandes usuarios están interconectadas al SENI por las redes de transmisión. Estas redes están confor-madas por 260 km de líneas a 345 kV y 2,469 km de líneas a 138 kV, que pueden denominarse como la red troncal además de 1,679 km de línea 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 deman-da, mientras que la red sub – troncal en 69 kV interconecta centrales de generación y centros de carga de menor demanda.

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

Durante el 2010 la ETED concluyó una parte importante de la red de transmisión troncal de 345 kV. Este logro permite mejorar los niveles de tensión en la zona norte del país y además reduce pérdidas de energía en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

DistribuciónA diciembre del 2010 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 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 mane-ra periódica por el Organismo Coordinador.

Balance de EnergíaEn la siguiente tabla se presenta el balance de energía mensual durante el 2010, en el cual se indican las inyecciones netas de las empresas generadoras, los retiros de las empresas distribui-doras y usuarios no regulados que, para fines de esta tabla, se han agrupado independientemen-te de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.

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BALANCEENERGIAMERCADOELECTRICOMAYORISTA2010[GWh]

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2010AES ANDRES 180.5 175.7 143.0 181.2 184.4 176.4 182.7 187.9 167.1 188.1 169.2 159.0 2,095 AES ITABO 136.7 97.6 149.7 130.8 134.0 116.0 58.9 55.7 90.1 139.2 128.3 131.8 1,369 DPP 45.6 57.7 112.6 100.3 103.5 65.2 119.3 127.8 116.0 126.6 103.2 120.8 1,199 AESDominicana 362.8 331.0 405.3 412.3 421.9 357.5 360.8 371.4 373.3 453.9 400.8 411.6 4,663HIDRO 74.6 53.0 50.7 68.5 93.3 162.2 169.6 176.2 122.4 138.4 166.5 129.0 1,404 IPPs 93.5 60.7 100.2 114.0 124.4 84.3 99.8 87.1 89.7 58.9 10.4 13.3 936 HAINA 103.9 110.5 118.1 89.5 96.0 92.5 130.3 119.4 106.3 80.8 84.3 96.1 1,228 GPLV 81.0 91.8 90.2 89.1 86.8 84.5 81.9 90.9 94.3 85.4 78.3 74.4 1,029 SEABOARD 58.4 63.1 66.8 58.9 58.6 66.4 63.7 63.0 63.9 62.8 49.0 60.3 735 CEPP 24.0 30.1 34.6 29.9 31.0 29.8 25.7 31.9 28.7 32.0 28.8 29.9 357 MONTERIO 34.1 41.1 44.9 43.0 51.4 43.5 35.5 48.0 50.5 50.5 34.5 41.5 519 METALDOM 13.7 14.0 13.8 10.3 11.4 11.5 16.2 19.2 17.3 15.1 13.7 7.8 164 LAESA 32.6 34.5 38.2 35.1 36.9 35.4 46.7 57.0 54.1 55.4 51.0 52.1 529 FALCONDO 35.3 24.3 18.7 29.4 39.7 37.1 41.1 37.8 36.5 37.9 40.3 44.2 422 INYECCIONES 914.0 854.2 981.7 980.0 1,051.3 1,004.9 1,071.2 1,102.0 1,037.0 1,071.4 957.5 960.1 11,985EDESUR 308.4 290.1 328.0 331.8 355.6 331.1 355.9 364.3 346.1 358.8 324.7 324.0 4,019 EDENORTE 255.4 238.0 269.3 267.7 288.5 283.6 306.7 310.5 294.1 305.7 262.2 272.6 3,354 EDEESTE 256.0 233.7 275.3 277.1 298.8 281.5 296.3 310.7 286.9 294.6 261.2 265.5 3,338 UNR's 76.1 76.3 88.8 83.0 87.0 88.2 90.3 91.3 87.4 92.6 91.1 83.5 1,036 RETIROS 895.8 838.1 961.4 959.7 1,029.9 984.4 1,049.2 1,076.8 1,014.6 1,051.7 939.2 945.6 11,746PERDIDAS 18.2 16.1 20.2 20.3 21.4 20.4 22.0 25.2 22.4 19.6 18.3 14.6 239 PERDIDAS % 2.0% 1.9% 2.1% 2.1% 2.0% 2.0% 2.1% 2.3% 2.2% 1.8% 1.9% 1.5% 2.0%

Durante el 2010 la inyección total de energía eléctrica fue de 11,985 GWh. Las empresas con mayor aporte en el abastecimiento de energía eléctrica fueron AES ANDRES con un 17%, AES ITABO con un 11%, DPP con un 10%, HIDRO con 12%, HAINA con 10% y GPLV con 9%. El grupo AES Dominicana aportó el 39% de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) logrando la máxima participación histórica de la empresa. Las unidades de DPP pasaron de ser plantas de punta (utilizadas solamente para abastecer las horas de mayor demanda), a ser plantas base del SENI (requeridas a operar la mayor parte del tiempo en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado) debido a principalmente al incremento de competitividad de su combustible primario, el gas natural.

ParticipaciónAbastecimiento

Energía2010

METALDOM 1%FALCONDO 4%LEASA 4%

AES DOMINICANA 39%

IPPs 8%

GPLV 9%

CEPP 3%

HIDRO 12%

HAINA 10%

SEABOARD 6%

MONTERIO 4%

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Informe 10 A

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Balance de PotenciaEn la siguiente tabla se muestran los valores resultantes de Potencia Firme Definitiva de las empresas generadoras durante los meses del 2010.

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POTENCIAFIRMEDEFINITIVAPOREMPRESADEGENERACION2010[MW]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MW %AES ANDRES 247.7 241.4 248.8 246.7 239.8 239.4 239.6 240.2 241.8 254.0 240.4 242.8 243.5 14.0%AES ITABO 225.9 225.9 225.8 225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 225.8 225.8 225.9 225.9 225.9 12.9%DPP 22.6 22.0 22.7 22.5 21.8 21.8 21.8 21.9 22.0 23.3 22.5 22.8 22.3 1.3%AESDOMINICANA 496.2 489.2 497.3 495.0 487.5 487.1 487.3 487.9 489.6 503.1 488.8 491.5 491.7 28.2%HIDRO 358.2 369.6 356.2 360.2 372.9 373.6 373.3 372.2 369.2 364.3 372.9 365.6 367.4 21.1%IPPs* 113.0 110.1 113.5 112.5 109.3 109.2 109.3 109.5 110.3 116.1 110.6 111.7 111.3 6.4%HAINA 217.9 215.9 218.2 217.5 215.4 215.3 215.3 215.5 216.0 201.5 213.0 216.7 214.8 12.3%GPLV 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 189.9 10.9%SEABOARD 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 6.2%CEPP 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 65.2 3.7%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 5.5%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 2.3%LAESA 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 58.1 3.3%Total 1,744.3 1,743.9 1,744.2 1,744.3 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.2 1,744.4 1,744.6 1,744.2 100.0%

Las empresas generadoras que resultaron con mayor participación en la distribución total de potencia firme fueron HIDRO con un 20%, AES ANDRES con un 14%, HAINA con un 13%, AES ITABO con un 12% y GPLV con un 10%. Luego les siguen las demás empresas generadoras con montos inferiores al 10% del total. El grupo AES Dominicana tuvo una participación de un 27.9% en el mercado de potencia firme tal como se muestra en la siguiente gráfica.

METALDOM 2.3%LEASA 3.3%

AES DOMINICANA 28.2%

IPPs 6.4%

GPLV 10.9%

CEPP 3.7%

HIDRO 21.1%

HAINA 12.3%

SEABOARD 6.2%

MONTERIO 5.5%

ParticipaciónPotencia

Firme2010

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. 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 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.

DEMANDAMAXIMAMENSUAL2010[MW]

Mes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DICDía/Hora D18 H21 D17 H21 D24 H22 D30 H21 D15 H21 D29 H22 D08 H22 D25 H22 D13 H22 D11 H21 D16 H20 D24 H20INYECCIONESInyeccionesBrutas 1,636 1,620 1,792 1,777 1,767 1,763 1,740 1,795 1,782 1,787 1,764 1,727Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT]

1,578 1,565 1,733 1,719 1,712 1,716 1,696 1,751 1,731 1,731 1,708 1,674

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT]

1,573 1,561 1,728 1,714 1,706 1,711 1,691 1,745 1,726 1,728 1,702 1,670

RETIROSEmpresa Distribuidora del Este 440 449 506 468 513 457 492 481 524 494 464 499 EdeNorte Dominicana 433 458 497 492 544 464 468 520 486 499 487 525 EdeSur Dominicana 543 507 554 604 545 612 569 594 552 559 568 540 Usuarios No Regulados [UNR] 117 113 121 110 69 120 122 111 121 130 144 65 Otros Retiros 3 8 7 5 3 8 3 4 2 2 6 2

TOTALRETIROS 1,535 1,536 1,685 1,679 1,674 1,661 1,654 1,709 1,686 1,685 1,669 1,631

Pérdidas [MW] 37 25 43 35 33 50 37 35 40 43 33 38 Pérdidas [%] 2.36% 1.59% 2.50% 2.06% 1.93% 2.92% 2.19% 2.02% 2.30% 2.51% 1.96% 2.29%

En el 2010 la demanda máxima ocurrió a las 22:00 horas del día 25 de agosto, donde se verificó un total de inyecciones brutas de 1,795 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a 1,709 MW de los cuales el 93.3% fueron retirados por las distribuidoras y el 6.5% por Usuarios No Regulados y 0.2% por otros generadores.

40 41

Informe 10 A

ños de Gestión

Fuel Oil 645%

Fuel Oil 22%

Carbón14%

Gas Natural27%

Agua12%

AbastecimientoEnergíapor

Combustible2010

Abastecimiento de Energía por CombustibleEl 45% de la energía abastecida en el 2010 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%, seguido por el carbón con un 14% de participación.

Precios Internacionales Combustibles para Generación EléctricaEn 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 publi-caciones internacionales de Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el Carbón el precio es FOB Puerto Bolívar en Colombia, con poder calorífico de 11,300 Btu/lb y los precios del Gas Natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub).

Se destaca el hecho de que durante el 2010 los combustibles de Gas Natural y carbón se mantu-vieron con los precios más competitivos de los utilizados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para generación térmica.

PRECIOSINTERNACIONALESCOMBUSTIBLESPARAGENERACIONELECTRICA2010(US$/MMBTU)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicCARBON 2.49 2.39 2.41 2.75 3.13 3.19 3.25 3.15 3.15 3.38 3.65 4.34

GASNATURAL 5.13 4.81 3.87 3.92 4.34 4.62 4.92 3.82 3.87 4.04 4.18 4.41FUELOIL6 11.37 11.10 11.10 11.59 10.61 10.50 10.54 10.60 10.68 11.37 11.52 12.04FUELOIL2 14.60 14.09 14.89 15.85 14.57 14.51 14.16 14.59 14.94 16.03 16.50 17.46

Los precios del Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2 se mantuvieron como el más elevado durante todo el año. Mientras que el carbón continuó su posición de combustible fósil más económico para la gene-ración eléctrica.

En la siguiente tabla se presentan los valores de los precios de los combustibles en el mercado internacional durante el 2010 expresados en US$/MMBTU.

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

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

COSTOMARGINALENERGÍA2010[US$/MWh]

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

CMgPROM 132 154 149 137 144 134 130 140 143 134 123 126 137

CMgMAX 161 166 163 163 169 157 155 156 157 158 166 168 161

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 gene-radoras 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.

US$/M

MBTU

200

150

100

50

0ENE JULFEB AGOMAR SEPABR OCTMAY NOVJUN

CMgPROM CMgMAX

DIC

CostoMarginalEnergía2010

CARBON GASNATURAL FUELOIL6 FUELOIL2

ENE JULFEB AGOMAR SEPABR OCTMAY NOVJUN DIC

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

PreciosInternacionales

delosCombustibles

2010

Mer

cado

Elé

ctric

o M

ayor

ista

US$/M

Wh

42 43

Informe 10 A

ños de Gestión

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

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.

[US/kW

-mes]

12

10

8

6

4

2

0ENE JULFEB AGOMAR SEPABR OCTMAY NOVJUN

CMGPOTENCIA DERECHOCONEXION

DIC

CostoMarginalPotenciaYDerecho

Conexión2010

ParticipaciónRegulaciónSecundariaFrecuencia

ReservaAportada2010

[GWh]

ParticipaciónRegulaciónPrimaria

Frecuencia

ReservaAportada2010

[GWh]

Mer

cado

Elé

ctric

o M

ayor

ista

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 21% y 36% respectivamente para totalizar un 57% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio, indispen-sable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

Dentro del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AES ANDRES y DPP aportaron al sistema el 52% y el 23% respectivamente para totalizar un 75% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el 2010. Además en este mercado participaron las centrales hidroeléctricas aportando un 22% y los IPPs un 3% a través de la unidad San Felipe. Puede notarse que durante el mantenimiento mayor de la unidad AES ANDRES en marzo 2010 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. Esto debido a la poca oferta existente en el sistema para prestar este importante servicio.

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

COSTOMARGINALDEPOTENCIAYDERECHODECONEXIÓN2010[US/kW-mes]

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

CMGPotencia 7.97 7.98 7.98 8.02 7.99 8.05 8.05 8.04 8.06 8.03 8.08 8.06 8.02

DerechoConexión 2.97 2.76 3.35 3.35 3.64 3.72 3.82 4.11 3.70 3.77 3.50 3.19 3.49

60

50

40

30

20

10

0

5%Demanda

0

10

20

30

40

50

60

AESANDRES DPP HIDRO SANFELIPE FALCON HAINA

GPLV SEABOARD METALDOM MONTERIO 5%Demanda 3%Demanda

44 45

Informe 10 A

ños de GestiónM

erca

do E

léct

rico

May

orist

a

Mercado de 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 median-te contratos libres, con cualquier empresa eléctrica concesionaria facultada para la venta de energía.

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

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

Hasta el año 2010 la SIE había emitido 124 licencias para ejercer la condición de UNR. Sin embar-go, en la actualidad solo 69 usuarios están haciendo uso de su licencia en el Mercado Eléctrico Mayorista. A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada agente a sus clientes durante el 2010.

RETIROSDEENERGIADELOSUNRPOREMPRESAVENDEDORA2010(GWh)

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

AES ANDRES 32.66 37.06 41.78 39.25 42.29 41.64 44.84 45.78 48.34 49.43 49.65 43.68 516.40 49.9%HAINA - - - - - - - - - - - - - 0.0%AES ITABO 0.20 0.22 0.25 0.22 0.23 0.27 0.25 0.26 0.25 0.23 0.17 0.20 2.75 0.3%MONTERIO 0.73 0.77 0.85 0.75 0.27 0.25 0.24 0.24 0.22 0.24 0.49 - 5.05 0.5%SEABOARD 4.88 4.28 4.16 3.18 2.99 3.18 3.29 3.21 2.89 3.68 4.40 2.76 42.90 4.1%EDESUR 8.34 7.89 9.18 5.20 4.61 7.72 9.65 9.50 7.86 7.76 6.75 6.34 90.78 8.8%EDENORTE 4.69 3.68 4.18 3.83 4.06 4.13 2.83 2.77 1.24 1.25 0.67 0.66 33.99 3.3%EDEESTE 17.71 14.99 20.28 19.10 19.68 21.47 20.95 20.99 18.29 21.53 20.87 20.24 236.11 22.8%HIDRO 6.90 7.37 8.12 7.79 8.18 8.05 8.28 8.58 8.30 8.51 8.08 9.62 97.79 9.4%MERCADO SPOT - - - 3.68 4.73 1.47 - - 0.05 0.00 0.00 - 9.93 1.0%TotalRetiros 76.11 76.26 88.79 83.02 87.02 88.18 90.34 91.33 87.44 92.64 91.08 83.50 1,035.70 100.0%

De la tabla anterior podemos destacar que el consumo promedio mensual de los UNR que figu-ran en las transacciones económicas del mercado eléctrico mayorista fue de 86 GWh, lo que representó un 9% del consumo promedio mensual del SENI durante el 2010.

Además, durante el año 2010 el Mercado de UNR consumió aproximadamente 1,036 GWh de energía, de los cuales AES Dominicana aportó 516 GWh, lo que representa un promedio mensual de 43 GWh y un 50% de participación en dicho mercado para todo el 2010. Sólo en diciembre 2010 la participación de AES Dominicana en el Mercado de UNR fue de 52%.

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la participación de los agentes en el mercado de UNR durante el 2010.

EvoluciónParticipaciónMercadoUNR

2010

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 comprarla (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 2010.

VENTASDEENERGIAENELMERCADOELECTRICOMAYORISTAPOREMPRESA2010(GWh)

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

AES ANDRES 181.0 175.7 151.1 183.0 185.1 178.1 182.7 187.9 167.9 188.3 171.1 161.6 2,113.4 14.0%AES DPP 98.2 89.7 122.5 118.0 122.5 110.1 123.7 130.3 121.3 128.1 115.2 124.7 1,404.2 9.3%AES ITABO 190.0 171.3 182.6 179.0 192.8 179.3 187.8 188.0 178.2 194.5 180.6 188.0 2,212.0 14.6%HAINA 127.3 119.4 135.1 134.7 144.4 138.3 162.2 180.5 170.3 176.3 156.1 158.3 1,803.0 11.9%MONTERIO 34.1 41.1 44.9 43.0 51.4 44.9 45.6 52.4 50.5 50.5 34.5 41.5 534.4 3.5%SEABOARD 60.1 64.9 69.0 61.2 61.2 69.5 67.0 66.2 66.8 65.7 51.8 63.0 766.5 5.1%EDESUR 8.3 7.9 9.2 5.2 4.6 7.7 9.6 9.5 7.9 7.8 10.7 8.6 97.1 0.6%EDENORTE 4.7 3.7 4.2 3.8 4.1 4.1 2.8 2.8 2.3 2.7 6.4 4.9 46.6 0.3%EDEESTE 17.7 15.0 20.3 19.1 19.7 21.5 20.9 21.0 18.3 21.5 20.9 20.2 236.1 1.6%HIDRO 80.5 74.5 85.0 83.3 93.3 162.2 169.6 176.2 122.4 138.4 166.5 129.0 1,480.7 9.8%LAESA 35.0 35.0 38.2 35.1 36.9 38.0 47.3 57.0 54.1 55.4 51.0 52.1 535.2 3.5%CDEEE 168.0 122.2 160.2 184.4 192.1 236.5 263.2 253.2 203.6 187.0 170.3 163.3 2,303.8 15.3%CEPP 24.0 30.1 34.6 29.9 31.0 29.8 27.6 31.9 28.7 32.0 28.8 29.9 358.5 2.4%GPLV 81.0 91.8 90.2 89.1 86.8 84.5 89.4 91.0 94.3 89.4 79.1 80.2 1,046.8 6.9%METALDOM 13.7 14.0 13.8 10.3 11.4 11.5 16.2 19.2 17.3 15.1 13.7 7.8 164.1 1.1%TotalVendido 1,123.5 1,056.1 1,160.9 1,179.1 1,237.1 1,316.0 1,415.7 1,467.0 1,304.0 1,353.0 1,256.6 1,233.2 15,102.3 100.0%

Se puede ver la participación de AES Dominicana en el mercado de contratos de energía durante el 2010 a través de las empresas AES ANDRES (14.0%), DPP (9.3%) e ITABO (14.6%) abastecien-do un total de 37.9% de todos los contratos registrados en el mercado eléctrico mayorista. También es notoria la participación de CDEEE (15.3%) y HAINA (11.9%).

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Ene Feb Mar Abr M ay Jun Jul Ago Sep Oct N ov Dic

AES ANDRES HAINA AES ITABO

MONTE RIO SEABOARD

EDESUR EDENORTE EDEESTE MERCADO SPOT HIDRO

Estadísticas Anuales

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Informe 10 A

ños de Gestión

3 Estadísticas Anuales

Capacidad InstaladaA continuación se presenta una tabla que muestra la evolución de la capacidad instalada de generación en el SENI desde el 2000 al 2010.

Demanda MáximaA continuación se presenta una tabla con la demanda máxima real coincidente para cada año desde el 2001 hasta el 2010.

Esta

díst

icas

Anu

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EVOLUCIONCAPACIDADINSTALADASENI[MW]

AGENTE 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010CAYMAN POWER 50.0 ENERGYCORP 103.5 103.5 103.5 103.5 AES ITABO 586.0 586.0 432.5 432.5 432.5 432.5 432.5 432.5 294.5 260.0 260.0 HAINA 456.7 663.3 665.1 665.1 665.1 663.4 663.4 663.4 548.2 548.2 545.2 HIDRO 402.0 411.8 463.8 463.8 463.8 463.8 469.3 469.3 472.3 523.1 523.2 DPP 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 GPLV 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 SAN FELIPE 175.0 175.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 METALDOM 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 SEABOARD 115.0 115.0 115.0 115.0 115.0 116.3 116.3 116.3 116.3 116.3 116.3 CEPP 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 MAXON 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 LAESA 79.9 79.9 83.9 87.7 87.7 31.6 31.6 31.6 59.6 94.1 CESPM 200.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 AES ANDRES 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 MONTERIO 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.1 RIO SAN JUAN 1.9 1.9 1.9 TOTAL[MW] 2,547.5 2,913.9 2,928.2 3,351.0 3,247.5 3,159.4 3,196.5 3,196.5 2,948.2 2,992.5 3,024.2

BALANCEENERGIAMERCADOELECTRICOMAYORISTA[MW]

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010AES ITABO 2,214 1,867 1,271 1,509 955 1,048 1,525 1,576 1,508 1,487 1,369 HIDRO 916 736 877 1,190 1,572 1,883 1,745 1,466 1,369 1,442 1,404 IPPs 3,316 2,085 2,378 1,516 1,767 1,396 1,228 1,100 1,431 1,253 936 HAINA 1,974 2,241 2,985 2,196 1,331 1,774 1,757 1,663 1,335 1,106 1,228 GPLV 213 1,423 1,428 1,330 815 814 766 888 1,085 1,119 1,029 SEABOARD 416 885 890 865 699 793 778 777 796 805 735 CEPP 473 386 402 267 242 284 339 362 263 296 357 AES ANDRES 346 692 984 1,582 1,900 2,041 1,730 2,095 DPP 538 18 18 94 364 338 466 1,199 MONTERIO 595 461 556 496 448 526 524 519 METALDOM 139 161 184 193 189 150 164 LAESA 49 238 230 383 529 FALCONDO 50 54 228 416 422 INYECCIONES 9,522 9,623 10,231 10,349 8,691 9,712 10,593 11,029 11,339 11,176 11,985EDESUR 3,420 3,445 3,709 3,608 2,969 3,267 3,488 3,656 3,826 3,785 4,019 EDENORTE 2,864 2,789 3,023 3,087 2,497 2,725 2,967 3,099 3,240 3,129 3,354 EDEESTE 2,991 2,926 3,102 3,217 2,706 2,961 3,053 3,034 3,043 3,050 3,338 UNR's 5 73 68 163 315 462 768 879 976 965 1,036 OTROS 2 1 30 19 12 63 73 122 61 22 RETIROS 9,282 9,235 9,933 10,094 8,499 9,477 10,349 10,789 11,145 10,950 11,746PERDIDAS 241 389 298 255 192 235 244 240 194 226 239 PERDIDAS % 2.5% 4.0% 2.9% 2.5% 2.2% 2.4% 2.3% 2.2% 1.7% 2.0% 2.0%

Balance EnergíaLa siguiente tabla muestra los balances anuales de inyección y retiro energía de los agentes del mercado eléctrico mayorista desde el 2000 hasta el 2010.

DEMANDAMÁXIMAANUALREALCOINCIDENTE[MW]

AÑO 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MES DICIEMBRE DICIEMBRE SEPTIEMBRE MAYO JUNIO MAYO JULIO MAYO SEPTIEMBRE AGOSTO

Día / Hora D11 H21 D20 H20 D11 H21 D04 H21 D02 H22 D17 H21 D05 H21 D13 H21 D30 H22 D25 H22

INYECCIONES

Inyecciones Brutas 1,601 1,634 1,737 1,690 1,691 1,766 1,772 1,925 1,743 1,795

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] 1,553 1,578 1,691 1,643 1,639 1,708 1,724 1,861 1,689 1,751

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] 1,551 1,575 1,688 1,639 1,634 1,703 1,719 1,855 1,685 1,745

RETIROS

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

Empresa Distribuidora del Norte [EdeNorte]

478 499 545 522 491 521 502 591 477 520

Empresa Distribuidora del Sur [EdeSur] 524 535 539 538 546 580 602 604 588 594

Usuarios No Regulados [UNR] 7 8 18 35 49 77 101 93 100 111

Otros Retiros 12 17 13 13 39 12 31 10 7 6

TOTALRETIROS 1,487 1,532 1,634 1,589 1,586 1,656 1,690 1,799 1,634 1,711

Pérdidas [MW] 64 43 54 50 48 47 29 56 51 33

Pérdidas [%] 4.1% 2.7% 3.2% 3.1% 2.9% 2.7% 1.7% 3.0% 3.0% 1.9%

50 51

Informe 10 A

ños de GestiónEs

tadí

stic

as A

nual

es

A continuación se presenta una tabla con la evolución de los costos marginales de energía en el mercado spot en US$/MWh mensuales desde el 2000 hasta el 2010.

EvoluciónCostoMarginalEnergía

EvoluciónPrecios

InternacionalesCombustibles

FO2GulfCoast,DestillatesandBlendstocks,Waterborne

FO63%Sulfur,GulfCoast,

ResidualFuel

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

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

Costos Marginales de EnergíaLa siguiente gráfica muestra el comportamiento de los costos marginales de energía desde el 2000 hasta el 2010.

-

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

Jun-00 Jun-01 J un-02 Jun-03 Jun-04 Jun-05 Jun-06 Jun-07 J un-08 Jun-09 Jun-10

US$

/MW

h

COSTOMARGINALENERGÍAMERCADOSPOT[MW]

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC2000 96.91 120.62 107.70 111.27 96.64 95.98 100.25 2001 47.79 53.22 50.71 51.67 53.41 65.76 72.07 74.52 79.83 60.37 51.35 45.58 2002 44.72 42.28 47.28 59.29 60.60 63.99 58.65 65.72 65.28 63.64 66.62 62.76 2003 69.89 73.08 69.41 61.49 58.90 60.82 77.46 70.63 77.90 73.71 59.01 68.07 2004 57.60 67.20 62.24 63.93 56.55 76.92 72.86 74.24 73.18 68.57 79.58 58.74 2005 55.76 66.89 59.77 70.43 70.58 72.05 75.88 85.91 87.08 92.54 95.24 77.25 2006 79.57 92.79 103.30 79.95 91.13 95.93 87.92 91.33 107.09 96.58 89.42 72.81 2007 71.01 76.72 81.93 83.19 97.55 99.02 111.59 114.39 107.12 116.65 120.19 115.32 2008 134.21 141.28 144.31 157.78 163.76 184.58 204.88 216.24 186.00 179.44 134.27 84.52 2009 79.51 86.56 86.48 88.88 99.15 110.05 132.04 131.23 146.33 144.58 150.03 138.79 2010 131.96 154.49 148.80 137.03 143.77 134.02 130.05 140.05 143.42 134.34 122.59 125.84

-

5

10

15

20

25

30

Ene-

00

Ene-

01

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10

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/MM

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FO2 FO6 LNG CARBÓN

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/BBL

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Informe 10 A

ños de Gestión

INTERRUPCIONESTOTALESSENI2000-2010

DIA FECHA HORA CAUSAMiércoles 9-Feb-2000 16:47 Cortocircuito en una de las fases de la línea 138 kV Itabo - Los PradosSábado 25-Mar-2000 19:19 Explosión aisladores en la línea Itabo - Palamara IIDomingo 13-Aug-2000 11:55 Baja FrecuenciaDomingo 13-Aug-2000 19:22 Baja FrecuenciaViernes 25-Aug-2000 13:35 Disparo Interruptores línea 138 kV Villa Duarte - Hainamosa IISábado 2-Sep-2000 15:50 Baja FrecuenciaLunes 9-Oct-2000 7:01 Disparo autotransformador S/E Villa DuarteViernes 8-Dec-2000 8:33 Aterrizaje línea 138 kV Itabo - Haina ISábado 2-Jun-2001 14:27 Baja FrecuenciaLunes 4-Jun-2001 15:51 Disparo de todas las líneas de 138 kV S/E PalamaraJueves 28-Jun-2001 15:53 Baja TensiónJueves 28-Jun-2001 18:06 Baja FrecuenciaMartes 6-Nov-2001 6:49 Baja FrecuenciaDomingo 18-Nov-2001 16:37 Baja TensiónJueves 22-Nov-2001 12:40 Baja FrecuenciaMartes 27-Nov-2001 3:16 Baja FrecuenciaSábado 9-Mar-2002 20:06 Baja Frecuencia. Disparo CESPM I, II y IIIMartes 19-Mar-2002 11:49 Cortocircuito trifásico en la línea 138 kV Los Mina - HainamosaDomingo 24-Mar-2002 1:46 Baja Frecuencia. Disparo Estrella del MarViernes 26-Jul-2002 12:38 Baja Tensión. Disparo Itabo IISábado 4-Jan-2003 0:55 Falla transformador distribución S/E Villa DuarteMiércoles 6-Aug-2003 3:20 Causa desconocidaSábado 27-Sep-2003 13:04 Falla transitoria en línea 138 kV Embajador - Los PradosSábado 11-Oct-2003 3:03 Baja Frecuencia. Disparo AES AndresDomingo 22-Feb-2004 3:40 Disparo línea 138 kV Villa Duarte - Timbeque IIJueves 25-Mar-2004 14:05 Falla S/E Bonao IIDomingo 8-Aug-2004 14:40 Alta Frecuencia. Falla S/E 69 kV San Francisco - Pimentel y Hatillo - PimentelLunes 9-Aug-2004 14:11 Baja Frecuencia. Disparo Itabo IIMartes 10-Aug-2004 15:47 Alta FrecuenciaLunes 23-Aug-2004 14:52 En investigación por Comité Análisis de Fallas Lunes 23-Aug-2004 18:29 En investigación por Comité Análisis de Fallas Martes 7-Sep-2004 13:56 Falla transitoria en la línea 138 kV Hainamosa - AES AndresLunes 13-Sep-2004 16:13 Baja FrecuenciaMartes 21-Sep-2004 3:33 Falla en la línea 138 kV Palamara - HainamosaMiércoles 3-Aug-2005 13:15 Disparo interruptores 138 kV Jigüey - Aguacate - PizarreteJueves 18-Aug-2005 8:27 Falla en línea L1 Haina-Itabo. Rotura conector conductor a la salida de S/E HainaViernes 19-Aug-2005 10:56 Baja Frecuencia. Salida Itabo I y IISábado 20-Aug-2005 11:05 Baja Frecuencia. Salida Itabo I y IIMiércoles 7-Sep-2005 13:11 Descargas eléctricas Zona Este. Disparo CESPM I y IIMiércoles 21-Sep-2005 22:51 Descargas eléctricas Zona Norte. Falla 138 kV Bonao II - CanabacoaLunes 29-Oct-2007 0:52 Tormenta NoelMiércoles 15-Jul-2009 11:34 Baja Frecuencia. Disparo AES Andrés. No estaba activado 100% sistema baja frecuencia (Load Sharing)Miércoles 2-Sep-2009 18:03 Apertura errónea por personal ETED del línea 138 kV Interconexión AES Andrés - Planta AES Andrés

LNGNYMEXHenryHub

CARBONFOBBolivar

LNGNYMEXHenryHubvsUKNBPNG

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Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10

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/TM

La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los precios de gas natural en algunos merca-dos internacionales durante el 2010. LNG Nymex Henry Hub muestra los precios de Estados Unidos, el UK NBP NG muestra los precios en Europa y los demás precios muestran otros gran-des mercados de LNG.

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Jan-10 Feb-10 Mar-10 Apr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Aug-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dec-10

US$

/MM

BTU

Nymex LNG UK NBP NG Japan Average South Korea Average Spain Average

Interrupciones Totales SENI

Esta

díst

icas

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ales

Anexos

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Informe 10 A

ños de Gestión

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 actual-mente la Subestación de Palamara en el nivel de tensión de 138Kv.

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

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

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

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

COSTO DE DESABASTECIMIENTO O ENERGIA NO SERVIDA: Es el costo en que incurren los usuarios, al no disponer de energía y tener que obtenerla de fuentes alternativas; o bien, la pérdi-da 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, multi-plicado 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 calen-dario , 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 desti-lación. Siendo combustible más pesado de los que se puede destilar a presión atmosférica, el fuel Oil se usa como combustible para plantas de energía eléctrica, calderas y hornos.

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

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

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

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

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

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

REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA [RPF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática de su sistema ante cambios en la frecuencia del sistema.

REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA [RSF]: Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática o manual de su sistema de regulación, en forma sostenida.

REGULACIÓN DE FRECUENCIA: Acciones necesarias para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidas para el sistema. El OC establece los parámetros de regulación y las empresas generadoras son responsables de la prestación del servicio a través de sus Centros de control.

TURBINA DE VAPOR: Es una máquina que transforma la energía térmica del combustible en energía mecánica. A través de un proceso de generación de vapor producido en una caldera, de la que sale en unas condiciones de elevada temperatura y presión. La energía cinética del vapor es aprovechada por la turbina en forma mecánica y mediante esta por un generador para producir electricidad.

TURBINA DE GAS: Es una maquina compuesta por un compresor de aire comprimido, una turbi-na 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.

GlosarioA

G

B

M

C P

F

T

U

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Ane

xos

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Informe 10 A

ños de Gestión

INDICEDEPRECIOSALCONSUMIDORDEUSA2000-2010

Año Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic2000 168.8 169.8 171.2 171.3 171.5 172.4 172.8 172.8 173.7 174.0 174.1 174.0 2001 175.1 175.8 176.2 176.9 177.7 178.0 177.5 177.5 178.3 177.7 177.4 176.7 2002 177.1 177.8 178.8 179.8 179.8 179.9 180.1 180.7 181.0 181.3 181.3 180.9 2003 181.7 183.1 184.2 183.8 183.5 183.7 183.9 184.6 185.2 185.0 184.5 184.3 2004 185.2 186.2 187.4 188.0 189.1 189.7 189.4 189.5 189.9 190.9 191.0 190.3 2005 190.7 191.8 193.3 194.6 194.4 194.5 195.4 196.4 198.8 199.2 197.6 196.8 2006 198.3 198.7 199.8 201.5 202.5 202.9 203.5 203.9 202.9 201.8 201.5 201.8 2007 202.4 203.5 205.4 206.7 207.9 208.4 208.3 207.9 208.5 208.9 210.2 210.0 2008 211.1 211.7 213.5 214.8 216.6 218.8 220.0 219.1 218.8 216.6 212.4 210.2 2009 211.1 212.2 212.7 213.2 213.9 215.7 215.4 215.8 216.0 216.2 216.3 215.9 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

TasadeCambioPromedioparaComprayVentadeDolaresEstadounidenses2000-2010

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

Fuente U.S. Bureau of Labor Statistics

Fuente: Banco Central de la República Dominicana

PODERESCALORÍFICOSSUPERIORESEINFERIORESDEALGUNOSCOMBUSTIBLES

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

UNIDADESDEENERGÍA

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

UNIDADESDEDENSIDAD

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

UNIDADESDEMASA

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

UNIDADESDEMASA

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

Ane

xos