oc-seni memoria anual 2010

OC-SENI MEMORIA ANUAL | 2010

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Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de

la RepúblicaDominicana, Inc.

OC-SENIMEMORIA ANUAL

2010

Memoria Organismo.indd 1 2/7/12 11:01 AM

OC-SENI 2010 | MEMORIA ANUAL

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CONTENIDOEl Organismo Coordinador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

1.1 Creación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

1.2 Constitución Legal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.3 Visión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.4 Misión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.5 Valores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.6 Agentes integrantes del oc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

1.7 Estructura organizacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.8 Ejecutivos y empleados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Informe de Gestión 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.1 Decisiones del Consejo de Coordinación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2.2 Actividades e informes regulares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2.3 Actividades y estudios relevantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.4 Proyectos del Banco Mundial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.5 Capacitación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.6 Ejecución presupuestaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Características del SENI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323.1 Generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.2 Transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.3 Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.4 Sistema de Medición Comercial (SMC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.4.1Proyecto Habilitación Comercial Sistema de Medición Comercial . . . . . . . . 39

Operación del SENI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404.1 Generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

4.2 Restricciones de Transmisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4.3 Demanda abastecida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.4 Fallas y salidas más severas del SENI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

4.5 Indicadores de la operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

4.6.1 Indicadores de calidad de la frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

4.6.2 Indicadores de calidad de la tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60



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4.6.3 Evolución de las salidas totales del SENI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

4.6.4 Horario de abastecimiento de demanda de las distribudoras. . . . . . . . . . . . 62

4.6.5 Indicador de los eventos del SENI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

4.6.6 Indicador de indisponibilidad de generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Mercado Eléctrico Mayorista . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.1 Balance de energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

5.2 Balance defi nitivo de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

5.3 Demanda máxima anual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5.4 Tasa de cambio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

5.5 Costos marginales de energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

5.6 Costos marginales de potencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

5.7 Transacciones de energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

5.8 Transacciones de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

5.9 Pago por derecho de conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

5.10 Transferencia por derecho de conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

5.11 Servicio de regulación de frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117

5.12 Otras transacciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

5.13 Resumen de Transacciones Económicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

Estadísticas anuales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1256.1 Evolución de la capacidad instalada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126

6.2 Evolución de costos de producción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128

6.3 Evolución de la energía generada y consumida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129

6.4 Evolución de la potencia de punta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133

6.5 Evolución de las salidas totales del SENI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134

6.6 Evolución de las Transacciones Económicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135

Estados Financieros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138

Anexos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160



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TABLASTabla 1. Capacidad instalada por unidad en el 2010 [MW] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

Tabla 2. Capacidad instalada según tecnología por Agente en el 2010 [MW] . . . . . . . . . . . . . 36

Tabla 3. Capacidad instalada según combustible por Agente en el 2010 [MW] . . . . . . . . . . . 36

Tabla 4. Esquema de deslastre de carga en distribución 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

Tabla 5. Estadística de Puntos de Conexión Visitados en el año 2010. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

Tabla 6. Listas de Orden de Mérito según promedio CVD en el 2010 [RD$/MWh] . . . . . . . . . 41

Tabla 7. Generación del SENI por unidad 2010 [MWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Tabla 8. Generación del SENI por Agente 2010 [MWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Tabla 9. Salidas parciales del SENI 2010. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

Tabla 10. Eventos relevantes por tipo y zonas del SENI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Tabla 11. Balance de energía 2010 [GWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

Tabla 12. Balance de energía 2010 [%] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

Tabla 13. Balance provisional de potencia 2010 [MW] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

Tabla 14. Pronóstico Demanda Máxima y Máxima Demanda Anual Real 2010 [kW] . . . . . . . 74

Tabla 15. Costo Marginal Tope de energía en el 2010 [US$/MWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

Tabla 16. Horas en que el Costo Marginal mayoro igual al Costo Marginal Tope en el 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Tabla 17. Subsistemas en el 2010 con incidencia en las transacciones económicas . . . . . . 79

Tabla 18. Costo Marginal de Potencia de Punta en barra de referencia 2010 . . . . . . . . . . . . 80

Tabla 19. Inyecciones de energía 2010 [GWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

Tabla 20. Retiros de energía 2010 [GWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

Tabla 21. Transferencias de energía en el Mercado Spot 2010 [GWh]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

Tabla 22. Resumen de transacciones de energía 2010 [GWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

Tabla 23. Inyecciones de energía 2010 [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

Tabla 24. Retiros de energía 2010 [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

Tabla 25. Transferencias de energía en el Mercado Spot 2010 [Millones de RD$]. . . . . . . . . 93

Tabla 26. Resumen de transacciones de energía 2010 [Millones RD$]. . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

Tabla 27. Potencia Firme por unidad generadora 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

Tabla 28. Inyecciones de potencia 2010 [MW] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

Tabla 29. Retiros de potencia 2010 [MW]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99



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Tabla 30. Transferencias de potencia en el Mercado Spot 2010 [MW]. . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

Tabla 31. Resumen anual de las transacciones de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

Tabla 32. Inyecciones de potencia 2010 [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

Tabla 33. Retiros de potencia 2010 [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

Tabla 34. Transferencias de potencia en el Mercado Spot 2010 [Millones de RD$] . . . . . . . 107

Tabla 35. Resumen de transacciones de potencia 2010 [Millones RD$]. . . . . . . . . . . . . . . . 108

Tabla 36. Peaje de transmisión unitario 2010 según Resolución SIE 06-2006 . . . . . . . . . . . 109

Tabla 37. Peaje de transmisión y derecho de conexión unitario 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

Tabla 38. Pagos por derecho de conexión 2010 [Millones RD$]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110

Tabla 39. Inyecciones por derecho de conexión 2010 [Millones RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

Tabla 40. Retiros por derecho de conexión 2010 [Millones RD$]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

Tabla 41. Transferencias por derecho de conexión 2010 [Millones de RD$]. . . . . . . . . . . . . 115

Tabla 42. Resumen de transacciones de derecho de conexión 2010 [Millones RD$]. . . . . . 116

Tabla 43. Remuneración servicio de regulación de frecuencia 2010 [Millones de RD$] . . . 117

Tabla 44. Transacciones por regulación de frecuencia en el 2010 [Millones de RD$] . . . . . 119

Tabla 45. Compensaciones por Resolución SIE 06-2010 [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . 120

Tabla 46. Compensaciones por Demanda [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

Tabla 47. Compensaciones por Seguridad [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

Tabla 48. Compensaciones por Resolución SIE 06-2010 [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . 121

Tabla 49. Efecto del Costo Marginal Máximo en las Transaccionesde Energía en el 2010 [Millones de RD$] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

Tabla 50. Resúmen transacciones económicas entre agentes del MEM 2010 . . . . . . . . . . . 124

Tabla 52. Capacidad instalada del SENI por Agente 2000-2010 [MW]. . . . . . . . . . . . . . . . . . 126

Tabla 53. Capacidad instalada del SENI por Agente 2000-2010 [%] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126

Tabla 54. Generación del SENI por unidad 2010 [MWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130

Tabla 55. Generación, consumo y pérdidas de energía 2001-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

Tabla 56. Evolución del consumo y pérdidas de potencia de punta 2001-2010 . . . . . . . . . . 133

Tabla 57. Promedio mensual de la Tasa de Cambio 2001-2010 [RD$/US$] . . . . . . . . . . . . . 135



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FIGURASFigura 1. Tendencia SMC habilitados por mes para el año 2010. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

Figura 2. Listas de Orden de Mérito según promedio CVD en el 2010 [RD$/MWh] . . . . . . . . 42

Figura 3. Disponibilidad de generación y requerimiento de demanda 2010. . . . . . . . . . . . . . 42

Figura 4. Generación mensual del SENI por tecnología 2010 [MWh] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Figura 5. Generación mensual del SENI por tecnología 2010 [%] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Figura 7. Generación mensual del SENI por combustible 2010 [MWh]. . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

Figura 6. Generación anual del SENI por tecnología 2010 [%] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

Figura 8. Generación mensual del SENI por combustible 2010 [%] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Figura 9. Generación anual del SENI por combustible 2010 [%] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Figura 10. Demanda semanal abastecida y estimación de la no abastecida 2010 . . . . . . . . 49

Figura 11. Tiempo promedio con frecuencia 2010 dentro del rango 60±0.15 [Hz] . . . . . . . . . 58

Figura 12. Tiempo promedio con frecuencia 2010 dentro del rango 60±0.25 [Hz] . . . . . . . . . 58

Figura 13. Evolución de la calidad de la frecuencia 2005-2010 rango ±0.25Hz . . . . . . . . . . . 59

Figura 14. Evolución de la calidad de la frecuencia 2005-2010 rango ±0.15Hz . . . . . . . . . . . 59

Figura 15. Evolución de la calidad de la tensión en las barras piloto 138 y 69 kV en el rango ±5% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

Figura 16. Salidas totales del SENI 1988-2010. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

Figura 17. Porcentaje de desviación horaria del pronóstico de demanda rango ±5% . . . . . . 62

Figura 18. Eventos relevantes del SENI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Figura 19. Indisponibilidad de generación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Figura 20. Tasa de Cambio para las transacciones económicas 2010 [RD$/US$]. . . . . . . . . 75

Figura 22. Costo Marginal de Corto Plazo de energía en barra de referencia 2010. . . . . . . . 77

Figura 21. Costo Marginal Tope de energía Resolución SIE 04-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

Figura 23. Capacidad instalada del SENI por tecnología 2000-2010 [MW] . . . . . . . . . . . . . . 127

Figura 24. Capacidad instalada del SENI por tecnología 2000-2010 [%] . . . . . . . . . . . . . . . 127

Figura 25. Costo promedio mensual del Fuel Oil 2001-2010 [RD$/gal] . . . . . . . . . . . . . . . . 128

Figura 26. Costo promedio mensual del Carbón Mineral 2001-2010 [RD$/lb]. . . . . . . . . . . 128



8

Figura 27. Costo promedio mensual del Gas Natural 2003-2010 [RD$/MMBTU] . . . . . . . . 129

Figura 28. Composición de la energía generada por tecnología 2001-2010 [GWh] . . . . . . . 131

Figura 29. Composición porcentual de la energía generada 2001-2010. . . . . . . . . . . . . . . . 131

Figura 30. Generación, consumo y pérdidas de energía 2001-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

Figura 31. Evolución del consumo y pérdidas de potencia de punta 2001-2010 . . . . . . . . . 133

Figura 32. Salidas totales del SENI 1988-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134

Figura 33. Promedio mensual de la Tasa de Cambio 2001-2010. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

Figura 34. Costos Marginales de Potencia de Punta mensual 2001-2010 . . . . . . . . . . . . . . 137

Figura 35. Costos Marginales de Corto Plazo de energía promedio 2001-2010. . . . . . . . . . 136

Figura 36. Evolución de cada rubro de las Transacciones Económicas durante el período 2001-2010 aproximada en Millones de US$. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137



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1El Organismo Coordinador



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3 INTRODUCCIÓNPresentamos la Memoria Anual 2010 del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) que contiene una síntesis de las actividades, planes y proyectos realizados por la institución durante el año, así como las estadísticas de la operación del SENI y de las transacciones económicas entre los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

En este ejemplar se distinguen los siguientes capítulos:

1. EL ORGANISMO COORDINADOR. Presentación de la institución.

2. INFORME DE GESTIÓN 2010. Resumen de las actividades del año.

3. CARACTERÍSTICAS DEL SENI. Instalaciones que conforman el SENI.

4. OPERACIÓN DEL SENI 2010. Evolución de la producción de electricidad en el SENI en el año.

5. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA. Evolución de las transacciones económicas del MEM en el año.

6. ESTADÍSTICAS ANUALES. Síntesis del SENI y del MEM en los últimos años.

7. ESTADOS FINANCIEROS. Estados fi nancieros junto al informe de los auditores.

8. ANEXOS. Transacciones defi nitivas de potencia 2010 e información del OC-SENI, de los Agentes del MEM y del SENI.

A continuación se presentan los siguientes indicadores que permiten evaluar en perspectiva el desempeño del SENI y del MEM en el año.

1. La oferta de capacidad de generación del SENI a diciembre de 2010 fue de 2,959.6 MW, lo que signifi ca una disminución del 1.22% respecto de diciembre de 2009 (2,996.2).

2. La Demanda Máxima Anual coincidente del SENI, es decir la máxima demanda bruta media horaria registrada en las horas de punta, ocurrió en la hora 22 del 25 de agosto y fue de 1,795.18MW, es decir un 2.97% superior al registro observado en el 2009 (1,743.3MW).

3. Los Sistemas de Medición Comercial de los Agentes del MEM registraron que el aporte de energía al SENI en el 2010 fue de 12,011.6GWh, lo que equivale a un incremento de 7.5% respecto de 2009 (11,177.7GWh). Aproximadamente el 17.5% de la producción lo aportaron las unidades hidroeléctricas, 24.2% los motores a diesel, 20.2% las turbinas a vapor, 26.9% los ciclos combinados y 11.2% las turbinas a gas. El promedio anual de los Costos Marginales de Corto Plazo de energía en el nudo Palamara 138kV fue de 5038.91RD$/MWh (136.91USD/MWh). Se observa una disminución de 9.1% (14.91%) respecto del promedio anual de 5,544 RD$/MWh (160.9 USD/MWh) registrado en el 2009.

4. El Costo Marginal de Potencia de Punta promedio en 2010 fue de 295.03RD$/kW-mes y representa un incremento de 3.9% respecto del 2009 (283.74RD$/kW-mes).



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1.1 CREACIÓNEl Organismo Coordinador fue creado el 29 de octubre del 1998, mediante la Resolución N° 235 de la Secretaría de Estado de Industria y Comercio, para coordinar la operación de las instalaciones de las empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad que pertenecen al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de la República Dominicana.

Posteriormente, la Ley General de Electricidad No.125-01, promulgada el 26 de julio del año 2001, establece que las empresas eléctricas de generación, transmisión, distribución y comercialización, así como los autoproductores y cogeneradores que venden sus excedentes a través del SENI, deben coordinar la operación de sus instalaciones para prestar el mejor servicio al mínimo costo, y que para ello deben constituir e integrar un organismo que coordine la operación de los sistemas de generación, transmisión, distribución y comercialización en el SENI, denominado Organismo Coordinador (OC-SENI).

El Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad, emitido mediante Decreto N° 555-02 del 19 de julio de 2002 y modifi cado por los Decretos N° 749-02 y N° 494-07, reglamenta las funciones del OC-SENI y establece que debe estar constituido, a los fi nes de obtener personalidad jurídica propia, como una asociación sin fi nes de lucro.

5. El Derecho de Conexión Unitario promedio anual de potencia fi rme fue de 122.19 RD$/kW-mes y corresponde a una reducción del 2.9% respecto del mismo promedio en el 2009 (125.92 RD$/kW-MES).

6. En el Mercado Spot se transaron 16,316 Millones de RD$, un 24% superior al registrado en el 2009 (13,158.6 Millones de RD$), y estuvieron conformadas en un 57.1% por las transacciones económicas de Energía, 10.2% por Potencia,16.3% por Pago de Derecho de Conexión, 4.2% por Transferencias de Derecho de Conexión, 8.4% por Servicios de Regulación de Frecuencia y 3.6% por las transferencias originadas por las compensaciones a las unidades de generación establecidas en la Resolución SIE 06-2010.

Por último, deseo manifestar mi reconocimiento al personal del OC-SENI por su desempeño y compromiso, así como también extender a nombre de la institución nuestro agradecimiento al Consejo de Coordinación, a los Agentes del MEM y a las autoridades del sector por el respaldo a nuestra labor durante todos estos años.

Osvaldo Irusta ZambranaGerente General



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1.2 CONSTITUCIÓN LEGALEl 30 de abril de 2008 se realiza la Asamblea Constitutiva a partir de la cual se declaró constituido el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, de acuerdo a los términos establecidos en el Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad.

Posteriormente, la Resolución No.34 del 11 de junio de 2008 de la Procuraduría General de la República aprueba su incorporación como institución sin fi nes de lucro, de conformidad a la Ley de Regulación y Fomento de las Asociaciones Sin Fines de Lucro No.122-05 del 8 de abril de 2005.

1.3 VISIÓNSeremos en el 2015, la entidad de mayor proac-tividad, capacidad técnica y credibilidad del Sec-tor Eléctrico Dominicano comprometidos con su desarrollo sostenible.

1.4 MISIÓNSer un organismo inde-pendiente que planifi ca y coordina la operación del sistema eléctrico interco-nectado de la República Dominicana de forma se-gura, con la calidad ade-cuada y al mínimo costo; y determina las transac-ciones económicas entre los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, con-forme a la normativa.

1.5 VALORESEl OC-SENI ejerce sus funciones con apego a los siguientes valores núcleo:

• Credibilidad

• Apego a la Normativa

• Transparencia

• Responsabilidad.



15

1.6 AGENTES INTEGRANTES DEL OCAl 31 de diciembre de 2010 el OC-SENI está integrado por las siguientes empresas agrupadas en cuatro bloques que se distinguen a continuación:

BLOQUE DE GENERACIÓN

1. AES ANDRES (AES Andrés)

2. CEPP (Compañía de Electricidad de Puerto Plata, S. A.)

3. DPP (Dominican Power Partners LDC)

4. FALCONBRIDGE (Falconbridge Dominicana, C. por A.)

5. GPLV (Generadora Palamara - La Vega)

6. HAINA (Empresa Generadora de Electricidad de Haina, S. A.)

7. ITABO (Empresa Generadora de Electricidad Itabo, S. A.)

8. LAESA (Consorcio LAESA, Ltd.)

9. MAXON (Maxon Engineering Services, Inc.)

10. METALDOM (Complejo Metalúrgico Dominicano, C. por A.)

11. MONTE RIO (Monte Río Power Corporation, Ltd.)

12. SEABOARD (Transcontinental Capital Corporation (Bermuda), Ltd.)

BLOQUE DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

13. EGEHID (Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana)

BLOQUE DE TRANSMISIÓN

14. ETED (Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana)

BLOQUE DE DISTRIBUCIÓN

15. EDEESTE (Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A.)

16. EDENORTE (Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A.)



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17. EDESUR (Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S. A.)

El Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad, es-tablece que la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Esta-tales (CDEEE) es un Agente del Mercado Eléctrico Mayorista, mientras administre contratos de compra de energía suscritos con los producto-res privados independientes (IPPS) interconectados al SENI.

Al 31 de diciembre de 2010 los IPPS interconectados al SENI son los siguientes:

• CESPM (Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís)

• SAN FELIPE (Generadora San Felipe)

1.7 ESTRUCTURA ORGANIZACIONALAl 31 de diciembre de 2010, en el OC-SENI laboran 51 empleados dis-tribuidos en las 4 gerencias de la siguiente forma:

• 3 en la Gerencia General;

• 27 en la Gerencia de Operaciones;

• 7 en la Gerencia Comercial; y

• 14 en la Gerencia de Administración, Finanzas y Tecnología.



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1.8 EJECUTIVOS Y EMPLEADOS

CONSEJO DE COORDINACIÓNEs la autoridad máxima del OC-SENI y tiene la responsabilidad de ve-lar por el cumplimiento de las disposiciones y funciones que establece la normativa que regula al sector eléctrico.

El Consejo de Coordinación está conformado por:

• Un representante de la Superintendencia de Electricidad (SIE) que lo preside;

• Un representante del Bloque de Generación;

• Un representante del Bloque de Generación Hidroeléctrica;

• Un representante del Bloque de Transmisión; y

• Un representante del Bloque de Distribución.

La siguiente tabla muestra los miembros del Consejo de Coordinación en el 2010.



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Nombre Cargo Inicio Término

Francisco Méndez Representante de la SIE (Presidente) Ago-04 Continúa al 31/12/10

Rodolfo Fermín Representante suplente de la SIE Jun-05 Jul-10

Daniel Ramírez Representante suplente de la SIE Ago - 10 Continúa al 31/12/10

Nelson Carbonell Representante suplente de la SIE Jun-05 Continúa al 31/12/10

Jorge Nova(SEABOARD)

Representante delBloque de Generación Ene-10 Continúa al 31/12/10

Rodolfo Polanco(SEABOARD)

Representante suplenteBloque de Generación Ene-10 Continúa al 31/12/10

Víctor Ventura Representante EGEHID Ene-10 Continúa al 31/12/10

Ernesto Caamaño Representante suplente EGEHID Mar-03 Continúa al 31/12/10

Miscelani Franco Representante suplente EGEHID Ago-03 Continúa al 31/12/10

Julián Santana Representante ETED Ago-04 Continúa al 31/12/10

Ruddy Ramírez Representante suplente ETED Ago-04 Continúa al 31/12/10

José Meléndez Representante suplente ETED Ago-04 Continúa al 31/12/10

Mirna Lorenzo(CDEEE)

Representante delBloque de Distribución Ene-10 Continúa al 31/12/10

Gregorio Ortega(EDENORTE)

Representante suplente delBloque de Distribución Sep-09 Continúa al 31/12/10



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GERENCIA GENERALLa Gerencia General planifi ca, dirige y coordina el funcionamiento del OC y la operación de sus gerencias, y es responsable por todas las actividades técnicas y administrativas de la organización, como por el uso de sus recursos.

GERENCIA DE OPERACIONESLa Gerencia de Operaciones elabora la programación de la operación de corto, mediano y largo plazo del SENI, buscando el abastecimiento confi able y seguro a un mínimo costo económico, y supervisa la operación en tiempo real del sistema.

GERENCIA COMERCIALLa Gerencia Comercial supervisa los Sistemas de Medición Comercial y calcula las transacciones económicas entre los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN, FINANZAS Y TECNOLOGÍA

La Gerencia de Administración, Finanzas y Tecnología brinda soporte a las labores de las demás gerencias de la organización, brindando apoyo logístico, administrativo, fi nanciero y tecnológico.



20

2Informe de

Gestión 2010



21



22

2.1 DECISIONES DEL CONSEJO DE COORDINACIÓN

El Consejo de Coordinación sesionó en cuarenta y dos (42) reunio-nes ordinarias durante el 2010, y emitió cincuenta y seis (56) reso-luciones. Entre los acuerdos y resoluciones regulares destacan los siguientes:

■ Mapa Estratégico de la Organización.

■ Plan Operativo Anual 2010 y Presupuesto de Gastos.

■ Aportes Financieros.

■ Informes mensuales de Transacciones Económicas entre Agentes del MEM.

2.2 ACTIVIDADES E INFORMES REGULARES

El Organismo Coordinador desarrolla sus actividades de acuerdo a las normas del sector y a las determinaciones del Consejo de Coordinación. Los resultados de estas actividades se encuentran en los programas e informes correspondientes y que principalmente fueron enviados bajo la siguiente secuencia:

■ Antes del 15 de febrero, se envió a los Agentes y a la SIE un Informe Anual Resumido sobre las condiciones de operación del SENI y del MEM a través del año calendario 2010, acompañado de los antece-dentes de producción, demanda, hechos relevantes, transacciones económicas y precios del mercado spot.

■ Antes de los primeros nueve (9) días laborables de cada mes, se envió a los Agentes y a la Superintendencia de Electricidad (SIE)



23

las versiones preliminares de los Informes de Transacciones Econó-micas correspondientes al mes anterior.

■ Antes del 23 de cada mes, se envió a los Agentes y a la SIE los Pro-gramas de Operación de Mediano Plazo, y los Informes Defi nitivos correspondientes al mes anterior sobre i) la Operación Real del Sis-tema, ii) las Transacciones Económicas y iii) la Gestión del Organis-mo Coordinador, en el último de los cuales se presentan las ejecu-ciones presupuestarias mensuales y acumuladas, la relación de los saldos de las aportaciones pendientes para cada uno de los Agentes; los estados fi nancieros y el detalle de las actividades desarrolladas por la institución.

2.3 ACTIVIDADES Y ESTUDIOS RELEVANTES

Durante el 2010 se desarrollaron una serie de actividades orientadas al apoyo de los Agentes del MEM y de las instituciones del Estado, así como a la propia organización. Entre las actividades se pueden destacar las siguientes:

ACTIVIDADES Y ESTUDIOS RELEVANTES ■ Ejecución del proyecto de Habilitación Comercial de los Sistemas de Medición Comercial (SMC) de los agentes del MEM, alcanzado la ha-bilitación comercial de noventa y tres (93) SMC.

■ Ejecución del Proyecto VEROPE realizándose las pruebas técnicas y verifi cándose los mínimos técnicos de operación de las siguientes centrales de generación: Estrella del Norte, Palamara, Estrella del Mar, Pimentel 2, La Vega, Sultana del Este y Monte Río.



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■ Construcción de un esquema de información en detalle, en tiempo real, ante la ocurrencia de una falla o evento relevante en la operación del SENI.

■ Desarrollo del Modelo del despacho de la demanda por circuitos para la optimización de la gestión de cortes del servicio utilizando lenguaje GAMS.

■ Nuevo formato estandarizado para la captura cualitativa de la secuencia de eventos de generación y transmisión en la operación del SENI. Octu-bre 2010.

■ Implementación de indicadores de la operación que refl ejan el impacto económico en el SENI.

■ Verifi cación en tiempo real del cumplimiento de los márgenes de reser-va para la regulación Primaria y secundaria de frecuencia.

■ Emisión automatizada de los reportes de: a) Reporte preliminar de des-viaciones entre pre-despacho y post-despacho; y b) Reporte preliminar de operación del SENI del día anterior.

■ Inclusión de los análisis eléctricos por cada cambio topológico impor-tante en el análisis del Mediano Plazo.

■ Procedimiento Técnico OC-03 - Estructura del Programa de los Medido-res Q-1000.

■ Elaboración del Procedimiento para la Administración de los Formula-rios de Administración de Contratos.

■ Reacondicionamiento del Centro de Datos del OC-SENI.

■ Implementación del laboratorio de mediciones del OC-SENI.

■ Implementación Sistema Evaluación Desempeño 2010.

■ Apoyo en la realización de la logística administrativa para la realización del Seminario Mejores Prácticas Gestión Pérdidas Comerciales del CE-CACIER.

■ Realización del Programa de Capacitación de los Profesionales del Sec-tor Eléctrico Dominicano por parte de los funcionarios del OC-SENI.



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■ Aprobación del Mapa Estratégico del OC-SENI, confi rmación de la mi-sión y visión institucionales.

■ Elaboración para la aprobación del Consejo de Coordinación del Manual de Procedimientos Administrativos del OC-SENI.

■ Apoyo en la realización de la Segunda Asamblea General Ordinaria de los Asociados del OC-SENI, realizado en el mes de mayo.



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2.4 PROYECTOS DEL BANCO MUNDIAL

En el 2005 el OC-SENI fi rmó un Acuerdo Interinstitucional con la Comisión Nacional de Energía, que es el organismo del Estado ejecutor del Proyecto de Asistencia Técnica del Banco Mundial al Sector Energético de la República Dominicana, bajo el Contrato de Préstamo del Banco Mundial al Gobierno de la República Dominicana BIRF No. 7217-DO.

Al 31 de diciembre de 2009, los siguientes estudios y proyectos se encontraban en ejecución:

Sistema Integral e Integrado de Manejo y Administración de Datos.

Estudio Integral de Protecciones del SENI.

SISTEMA INTEGRAL E INTEGRADO DE MANEJO Y ADMINISTRACIÓN DE DATOS (SIIMAD/DATA WAREHOUSE)

Durante la gestión 2010, se ejecutó el proceso licitatorio para la contratación de los servicios de consultoría, fi nalizando con la adjudicación del mismo a la asociación XM (Expertos en Mercados) - MVM (Ingeniería de software) de procedencia colombiana. El contrato fue suscrito el 29 de noviembre de 2010.

■ El proceso de selección y adjudicación comprendió un periodo ex-tenso debido a que se tuvo que lograr las no objeciones correspon-dientes del organismo internacional de fi nanciamiento, tomando en cuenta además que el monto presupuestado era muy inferior al de la oferta económica de la empresa adjudicataria.

■ En diciembre de 2010, se realizó la primera misión de la empresa consultora dentro del proceso de ejecución del servicio, estimándose su culminación para el mes de junio de 2011.



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ESTUDIO INTEGRAL DE PROTECCIONES DEL SENI

■ El 6 de agosto de 2009 se procedió al inicio de las actividades del estudio, una vez realizada la suscripción del contrato correspon-diente entre la Comisión Nacional de Energía y la empresa consul-tora KEMA Consulting.

■ El objetivo de este estudio era elaborar un estudio integral de protecciones para el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), tomando en cuenta la incorporación de la línea de trans-misión a 345kV entre El Naranjo - Julio Sauri, aunque la misma operaría inicialmente en 138kV.

■ Este estudio cuenta con la participación del personal del Organis-mo Coordinador y de la Empresa de Transmisión Eléctrica Domi-nicana (ETED).

■ Este proyecto conlleva la recopilación en sitio de la información de los equipos y esquemas de protecciones, la preparación de la base de datos de protecciones y el estudio de cortocircuito del SENI con los resultados de los ajustes y coordinación de las protecciones.

■ Al 31 de diciembre de 2009, el OC-SENI había recolectado el 96% de los datos relativos a los sistemas de protección del SENI, insu-mo esencial para el desarrollo del estudio. Asimismo se desarrolló en Estados Unidos de América la primera fase de la capacitación de personal de ETED y del OC-SENI en la herramienta informática CAPE, especializada en el manejo de bases de datos de proteccio-nes eléctricas y de ejecución de estudios de ajuste y coordinación de protecciones.

■ Se realizó la entrega de las dos (2) licencias del software CAPE, una en poder del OC-SENI y otra en ETED. La fecha contractual inicialmente establecida para la culminación del estudio es el 4 de abril de 2010.



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Durante el primer trimestre de la gestión 2010, la fi rma consultora no cumplió con la prestación del servicio en las fechas señaladas en el cronograma respectivo, habiéndose inclusive cambiado el responsa-ble del estudio por parte de KEMA, sin el conocimiento de la Comisión Nacional de Energía, ETED ni del OC-SENI.

Con la participación de los representantes del organismos internacio-nal de fi nanciamiento, los días 24 y 25 de junio de 2010 se realizó una reunión en la que intervinieron las entidades involucradas y la empre-sa consultora para establecer las condiciones necesarias para la eje-cución del servicio a satisfacción de las partes, concibiéndose para el mes día 15 noviembre de 2010 la culminación del estudio que incluía además el trabajo de campo relacionado con el ajuste de los elementos de protección como resultado del estudio de coordinación respectivo.

En noviembre de 2010, la empresa consultora KEMA en reunión soste-nida en instalaciones del OC-SENI, señala que no puede proseguir con la realización del estudio en tanto no se modifi quen las condiciones contractuales referidas a la remuneración económica, aduciendo que había incurrido en gastos que sobrepasaban las estimaciones presu-puestarias que habían realizado.

El 30 de noviembre de 2010, la Comisión Nacional de Energía, con base en el informe de seguimiento a la ejecución del servicio emitido por el OC-SENI, requiere de la empresa consultora KEMA que resuelva el incumplimiento en la prestación del servicio a la brevedad posible.

Ante ésta situación el 15 de diciembre de 2010, la empresa KEMA so-licita la realización de una reunión para evaluar el estado de ejecución del estudio y resolver las diferencias. Al fi nal de la gestión no se realizó la reunión solicitada.



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2.5 CAPACITACIÓNEl programa de capacitación del 2010 comprendió la realización de 3500 horas de capacitación en las competencias técnicas, administrativas y conductuales; de los eventos de capacitación se destacan las siguientes:

■ Ejecución del Programa de Becas de Maestría de carácter local 2007, 2008 y 2009, que comprende a cinco (5) profesionales de la organización.

■ Seminario - Taller: “Validación Matemática de un Plan Estratégico y su Ejecución con Tablero de Comando”. Durante dos días en el mes de marzo, contando con la participación de los Representan-tes al Consejo de Coordinación, los gerentes del OC-SENI y Agen-tes del MEM.

■ Programa de Reentrenamiento de la totalidad de profesionales de la Gerencia de Operaciones, impartido por su Gerente, Julián Zu-luaga.

■ Primer Seminario Internacional Plantas Termoeléctricas que con-tó con la presencia de cuatro (4) profesionales del OC-SENI. Se im-partió en San José, Costa Rica y fue organizado por el CECACIER en el mes de agosto.

■ Seminario: ¿Cómo hacer un plan estratégico?: Cuatro maneras de hacer un Plan Estratégico. Participaron los gerentes de línea y encargados de división del OC-SENI, y fue impartido por el INCAE Business School en el mes de agosto.

■ Taller: “Refl exionando para el Cambio”. Participaron los emplea-dos del OC-SENI con el objetivo de verifi car y validar los valores núcleo de la organización, el cual fue alcanzado. Se realizó a través de la facilitación de la empresa consultora Link Gerencial en el mes de agosto.



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■ Taller: “Afrontando el Cambio con Responsabilidad y Entusiasmo”. Participaron los empleados del OC-SENI en su totalidad, durante se-siones específi cas, el objetivo del mismo era generar refl exión sobre las competencias conductuales de los profesionales ante el cambio, el evento se realizó en el mes de agosto,

■ 9° Seminario DigSilent-Powerfactory / ENSYS, participaron profesio-nales del OC-SENI, realizado en Lima-Perú.

■ Curso: Aspectos Regulatorios en el Sector Eléctrico, dictado por el Sr. Jaime Blandón, con la participación del personal de la Gerencia de Operaciones y Gerencia Comercial, con una carga de 8 horas du-rante el mes diciembre de 2010.

■ Curso: Introducción a los Mercados Eléctricos, dictado por el Sr. Jai-me Blandón, con la participación del personal de la Gerencia de Ope-raciones y Gerencia Comercial, con una carga de 24 horas durante el mes diciembre de 2010.

■ Curso: Administración de Mercados dictado por el Sr. Jaime Blandón, con la participación del personal de la Gerencia de Operaciones y Gerencia Comercial, con una carga de 24 horas durante el mes de diciembre de 2010.

■ Adicionalmente el personal del OC-SENI participó en acciones for-mativas puntuales, que en un número de 28 eventos de capacitación en diferentes áreas, con el propósito de mejorar las competencias técnicas y conductuales de los profesionales del OC-SENI en sus di-ferentes niveles.



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2.6 EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA

El presupuesto para el año 2010 ascendió a RD$150,771,582 tal como fuera aprobado por el Consejo de Coordinación mediante la Resolución No. OC 20-2010 de fecha 21 de mayo del 2010. De este monto se ejecutó RD$119,535,367, equivalente a un 79.28%.



32

3Características

del SENI



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3.1 GENERACIÓNLa Tabla 1 muestra la capacidad instalada de generación en el SENI al 31 de diciembre de 2010 y que alcanza 2,959.6 [MW].

3Características

del SENI



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Agente Central/Unidad Tecnología Tipo de Combustible Ubicación [MW] [%]AES ANDRES AES Andrés Ciclo Combinado Gas Natural Santo Domingo 319.0 10.8%

CDEEE Río San Juan Motores Diesel Fuel Oil No. 2 María Trinidad Sánchez 1.9 0.1%

CEPPCEPP 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Puerto Plata 18.7 0.6%CEPP 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Puerto Plata 58.1 2.0%

CESPMCESPM 1 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 San Pedro de Macorís 100.0 3.4%CESPM 2 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 San Pedro de Macorís 100.0 3.4%CESPM 3 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 San Pedro de Macorís 100.0 3.4%

DPPLos Mina 5 Turbinas a Gas Gas Natural Santo Domingo 118.0 4.0%Los Mina 6 Turbinas a Gas Gas Natural Santo Domingo 118.0 4.0%

EGEHID

Aguacate Hidroeléctrica Hidráulica Peravia 52.0 1.8%Aniana Vargas Hidroeléctrica Hidráulica Monseñor Nouel 0.6 0.0%

Baiguaque Hidroeléctrica Hidráulica Santiago 1.2 0.0%Contra Embalse Monción Hidroeléctrica Hidráulica Valverde 3.2 0.1%

Domingo Rodríguez Hidroeléctrica Hidráulica San Juan 4.0 0.1%El Salto Hidroeléctrica Hidráulica La Vega 0.7 0.0%

Hatillo Hidroeléctrica Hidráulica Sánchez Ramírez 8.0 0.3%Jigüey Hidroeléctrica Hidráulica Peravia 98.0 3.3%

Jimenoa Hidroeléctrica Hidráulica La Vega 8.4 0.3%Las Damas Hidroeléctrica Hidráulica Independencia 7.5 0.3%

López Angostura Hidroeléctrica Hidráulica Santiago 18.4 0.6%Los Anones Hidroeléctrica Hidráulica Peravia 0.1 0.0%

Los Toros Hidroeléctrica Hidráulica Azua 9.7 0.3%Magueyal Hidroeléctrica Hidráulica Azua 3.0 0.1%

Monción Hidroeléctrica Hidráulica Valverde 52.0 1.8%Nizao Najayo Hidroeléctrica Hidráulica Peravia 0.3 0.0%

Rincón Hidroeléctrica Hidráulica Monseñor Nouel 10.1 0.3%Río Blanco Hidroeléctrica Hidráulica Monseñor Nouel 25.0 0.8%

Rosa Julia de la Cruz Hidroeléctrica Hidráulica María Trinidad Sánchez 0.9 0.0%Sabana Yegua Hidroeléctrica Hidráulica Azua 12.8 0.4%

Sabaneta Hidroeléctrica Hidráulica San Juan 6.3 0.2%Tavera-Bao Hidroeléctrica Hidráulica Santiago 96.0 3.2%

Valdesia Hidroeléctrica Hidráulica Peravia 54.0 1.8%Las Barias Hidroeléctrica Hidráulica Peravia 0.9 0.0%

Pinalito Hidroeléctrica Hidráulica Monseñor Nouel 50.0 1.7%

GPLVLa Vega Motores Diesel Fuel Oil No. 6 La Vega 87.5 3.0%

Palamara Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Santo Domingo 107.0 3.6%

HAINA

Barahona Carbón Turbinas a Vapor Carbón Barahona 53.6 1.8%Haina 1 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 Santo Domingo 54.0 1.8%Haina 2 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 Santo Domingo 54.0 1.8%Haina 4 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 Santo Domingo 84.9 2.9%

Haina TG Turbinas a Gas Fuel Oil No. 2 Santo Domingo 100.0 3.4%Puerto Plata 1 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 Puerto Plata 27.6 0.9%

Puerto Plata 2 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 Puerto Plata 39.0 1.3%

San Pedro Vapor Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 San Pedro de Macorís 30.0 1.0%Sultana del Este Motores Diesel Fuel Oil No. 6 San Pedro de Macorís 102.0 3.4%

ITABOItabo 1 Turbinas a Vapor Carbón Santo Domingo 128.0 4.3%Itabo 2 Turbinas a Vapor Carbón Santo Domingo 132.0 4.5%

LAESAPimentel 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Duarte 31.6 1.1%Pimentel 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Duarte 28.0 0.9%

METALDOM Metaldom Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Santo Domingo 42.0 1.4%

MONTE RIO Monte Río Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Azua 100.1 3.4%

SAN FELIPE San Felipe Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 y No. 6 Puerto Plata 185.0 6.3%

SEABOARDEstrella del Mar Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Santo Domingo 73.3 2.5%

Estrella del Norte Motores Diesel Fuel Oil No. 6 Santo Domingo 43.0 1.5%

Total SENI 2959.6 100.0%

Tabla 1. Capacidad instalada por unidad en el 2010 [MW]



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Cabe destacar que la capacidad instalada del SENI registra un decremento de 33 MW respecto del 2009 producto de la disminución de la capacidad instalada en la Turbina de Vapor de Haina.

Tabla 3. Capacidad instalada según combustible por Agente en el 2010 [MW]

Tabla 2. Capacidad instalada según tecnología por Agente en el 2010 [MW]

Tecnología

Capacidad Agente Ciclo combinado Hidroeléctrica Motores Diesel

Turbina a Gas

Turbinas a Vapor Total SENI

[MW]

AES ANDRES 319.0 1.9 319.0CDEEE 76.9 1.9

CEPP 76.9CESPM 300.0 300.0

DPP 236.0 236.0EGEHID 523.2 523.2

GPLV 194.5 194.5HAINA 102.0 100.0 343.2 545.2ITABO 260.0 260.0

LAESA 59.6 59.6METALDOM 42.0 42.0MONTE RIO 100.1 100.1

SAN FELIPE 185.0 185.0SEABOARD 116.3 116.3

[%]

AES ANDRES 39.7% 10.8%CDEEE 0.3% 0.1%

CEPP 11.1% 2.6%CESPM 37.3% 10.1%

DPP 70.2% 8.0%EGEHID 100.0% 17.7%

GPLV 28.1% 6.6%HAINA 14.7% 29.8% 56.9% 18.4%ITABO 43.1% 8.8%

LAESA 8.6% 2.0%METALDOM 6.1% 1.4%MONTE RIO 14.4% 3.4%

SAN FELIPE 23.0% 6.3%SEABOARD 16.8% 3.9%

Total [MW] 804.0 523.2 693.3 336.0 603.2 2959.6Total [%] 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Tipo de Combustible

Capacidad Agente Carbón Fuel Oil No. 2

Fuel Oil No. 2y No. 6

Fuel Oil No. 6

Gas Natural Hidráulica Total

SENI

[MW]

AES ANDRES 319.0 319.0CDEEE 1.9 1.9

CEPP 300.0 76.9 76.9CESPM 300.0

DPP 236.0 236.0EGEHID 523.2 523.2

GPLV 194.5 194.5HAINA 53.6 391.5 545.2ITABO 260.0 100.0 260.0

LAESA 59.6 59.6METALDOM 42.0 42.0MONTE RIO 100.1 100.1

SAN FELIPE 185.0 185.0SEABOARD 116.3 116.3

[%]

AES ANDRES 57.5% 10.8%CDEEE 0.5% 0.1%

CEPP 2.6%CESPM 74.6% 10.1%

DPP 42.5% 8.0%EGEHID 100.0% 17.7%

GPLV 19.8% 6.6%HAINA 17.1% 24.9% 39.9% 18.4%ITABO 82.9% 8.8%

LAESA 6.1% 2.0%METALDOM 4.3% 1.4%MONTE RIO 10.2% 3.4%

SAN FELIPE 100.0% 6.3%SEABOARD 11.9% 3.9%

Total [MW] 313.6 401.9 185.0 980.9 555.0 523.2 2959.6Total [%] 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%



37

3.2 TRANSMISIÓNAl 31 de diciembre de 2010, la construcción de la nueva línea de transmisión entre Julio Sauri – El Naranjo presentaba el siguiente avance: a) 100% de construcción de torres (323 torres instaladas); b) 100% de tendido de conductores (128km); c) 95% de obras civiles en las subestaciones; y d) 50% de obras electromecánicas. Este proyecto incluye la construcción de 4 subestaciones de enlance, 2 con voltajes 345kV y 138kV Julio Saurio y El Naranjo. Interconectadas al SENI una vez las subestaciones de enlace estén acondicionadas.

3.3 DISTRIBUCIÓNAl 31 de diciembre del 2010, la distribución de electricidad del SENI la efectúan tres empresas de distribución: EDEESTE, EDENORTE y EDESUR.

Las redes de distribución conectadas al SENI cuentan con un esquema conjunto de deslastre de carga implantado en diversas subestaciones de distribución por medio de relés de baja frecuencia y bajo voltaje para desconectar cargas coordinada y automáticamente por etapas.Este esquema fue actualizado con estudios conducidos por el OC durante el 2005 y 2006.

La Tabla 4 resume la actualización para el 2010 con las diferentes etapas de desconexión de carga para cada distribuidora para hacer frente a situaciones de baja frecuencia del SENI.

Tabla 4. Esquema de deslastre de carga en distribución 2010

ETAPAS (Hz) EDEESTE EDENORTE EDESUR Total EDAC (MW)

59.2 28.5 28.4 33.6 90.5

59.1 25.9 27.9 23.6 77.4

59.0 26.6 23.3 70.2 120.1

58.9 113.5 33.2 50.1 196.8

58.8 25.9 45.0 25.6 96.4

58.7 17.6 36.3 53.9

Total EDAC 220.4 175.4 239.4 635.2



38

3.4 SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL (SMC)El SMC está constituido por: a) Un sistema de medición y registro de energías activa y reactiva en cada Punto de Conexión compuesto por transformadores de corriente y de voltaje y medidores de energía; b) Un sistema de comunicaciones para la recolección de la información basado en la red de telefonía conmutada pública o privada y en otras redes de transmisión de datos; y c) Un sistema de recolección de datos centralizado ubicado en el OC-SENI (SADOC).

Al 31 de diciembre del año 2010, el SENI posee trescientos setenta (370) SMC, de los cuales trescientos treinta y cinco (335) son clasifi cados Categoría I y los restantes treinta y cinco (35) Categoría II. De estos, setenta y dos (72) se encuentran instalados en puntos de conexión pertenecientes a centrales de generación, doscientos veintisiete (227) en puntos de retiro, y setenta y uno (71) pertenecen a Usuarios No Regulados (UNR).

Para el año 2010 se visitaron ciento ochenta y tres (183) SMC, destacándose como la tarea más frecuente los trabajos de habilitación comercial.

Tabla 5. Estadística de Puntos de Conexión Visitados en el año 2010

AGENTES SMC01 SMC02 SMC03 SMC04 SMC06 SMC08 SMC09 SMC10 TOTAL AGENTE

AES ANDRES 14 4 3 1 1 3 26

CDEEE 3 1 4

CEPP 2 1 3

EDESTE 25 3 5 33

EDENORTE 35 2 37

EDESUR 43 1 2 1 1 48

EGEHID 4 4

GPLV 6 6

HAINA 8 8

ITABO 0 1 1

LAESA 4 1 1 6

METALDOM 1 1

MONTERIO 0 0

SEABOARD 6 6

TOTAL VISITAS 151 1 12 3 9 3 1 3 183



39

3.4.1PROYECTO HABILITACIÓN COMERCIAL SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL

El Proyecto de Habilitación Comercial tiene el propósito de verifi car que los Sistemas de Medición Comercial (SMC) de los Agentes del MEM cumplan con los términos especifi cados en el Reglamento para la aplicación de la Ley General de Electricidad (RLGE).

Del total de SMC que se programaron que debían contar con la habilitación comercial para el año 2010 (120 SMC), se alcanzó un 77% (93 SMC habilitados). Se puede constatar que un SMC sólo podrá levantar las observaciones que le impiden alcanzar su habilitación comercial con la voluntad expresa y exclusiva de su Agente propietario, titular o responsable.

La siguiente fi gura muestra la tendencia relativa al éxito en puntos habilitados durante cada mes:

Figura 1. Tendencia SMC habilitados por mes para el año 2010

3

67

8881212

68

99912 9

6667

2

4

6

8

10

12

ENER

O

FEBR

ERO

MAR

ZO

ABRI

L

MAY

O

JUN

IO

JULI

O

AGO

STO

SEPT

IEM

BRE

OCT

UBR

E

NO

VIEM

BRE

DICI

EMBR

E

CRONOGRAMA DE TRABAJO SMC HABILITADOS

SMC01 – Habilitación SMC SMC06 - Cambios en la Programación de los Medidores

SMC02 - Aplicación Claves de Seguridad SMC07 – Retiro Equipos SMC

SMC03 - Solución Problemas de Comunicación SMC08 - Verifi cación Estado SMC

SMC04 – Cambio de Suplidor SMC09 – Aplicación de Sellos OC

SMC05 - Sincronización Horaria SMC10 – Cambio Medidor de Energía



40

4Operación

del SENI



41

4.1 GENERACIÓNLa Tabla 6 muestra una lista de orden de mérito representativo del 2010, el orden es basado en el promedio anual de los Costos Variables de Despacho (CVD) utilizados en la programación de la operación del SENI.

Orden Unidad Tecnología Combustible Promedio Anual CVD[RD$/MWh]

1 AES ANDRES Ciclo Combinado Gas Natural 1,412

2 ITABO 2 Turbina a Vapor Carbón 1,919

3 ITABO 1 Turbina a Vapor Carbón 1,938

4 BARAHONA CARBON Turbina a Vapor Carbón 2,091

5 LOS MINA 6 Turbina a Gas Gas Natural 2,231

6 LOS MINA 5 Turbina a Gas Gas Natural 2,366

7 SULTANA DEL ESTE Motores Diesel Fuel Oil No. 6 3,677

8 CEPP 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 3,758

9 ESTRELLA DEL MAR Motores Diesel Fuel Oil No. 6 3,801

10 PIMENTEL 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 3,861

11 CEPP 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 3,951

12 PIMENTEL 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 3,984

13 MONTE RIO Motores Diesel Fuel Oil No. 6 4,023

14 METALDOM Motores Diesel Fuel Oil No. 6 4,078

15 PALAMARA Motores Diesel Fuel Oil No. 6 4,108

16 ESTRELLA DEL NORTE Motores Diesel Fuel Oil No. 6 4,153

17 LA VEGA Motores Diesel Fuel Oil No. 6 4,184

18 CESPM 3 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 5,532



21 SAN FELIPE Ciclo CombinadoFuel Oil No. 2

y No. 65,693

22 HAINA 2 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 6,580


24 PUERTO PLATA 1 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 7,017

25 SAN PEDRO VAPOR Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 7,486


27 RIO SAN JUAN Motores Diesel Fuel Oil No. 2 7,765

28 PUERTO PLATA 2 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 7,861

29 HAINA TG Turbina a Gas Fuel Oil No. 2 8,394

Tabla 6. Listas de Orden de Mérito según promedio CVD en el 2010 [RD$/MWh]



42

Como aporte a la transparencia del MEM se ha iniciado el desarrollo del Proyecto de Verifi cación de Restricciones Operativas (VEROPE) encaminado a optimizar la operación de las centrales térmicas del SENI, validando los valores esenciales de operación de dichas centrales. En el año 2010 se adelantaron y aprobaron las pruebas a las unidades Pimentel 2, La Vega, Palamara, Monte Rio, SEABOARD EDM, SEABOARD EDN y Sultana del Este, reduciendo en estas unidades, sólo por concepto de mínimos técnicos de operación, la cantidad de 112MW. Esto ha permitido mejoras sustanciales en la fl exibilidad de la operación sobre todo para periodos de baja demanda.

Figura 2. Listas de Orden de Mérito según promedio CVD en el 2010 [RD$/MWh]

La Figura 2 muestra la generación disponible en el SENI, la demanda abastecida y la estimación de la demanda no suministrada durante el 2010.

Figura 3. Disponibilidad de generación y requerimiento de demanda 2010



43

Agente Unidad Tecnología Combustible Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic [MWh] [%]

AES ANDRES AES ANDRES Ciclo Combinado Gas Natural 184,623 179,976 146,421 185,028 188,932 180,102 187,632 193,821 172,663 192,600 172,723 162,463 2,146,984 17.5%

CDEEE RIO SAN JUAN Motores Diesel Fuel Oil No. 2 808 657 678 790 745 695 713 737 714 804 739 849 8,931 0.1%

CEPPCEPP 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 4,864 8,094 7,590 6,559 7,701 7,616 5,535 7,688 6,711 8,454 7,089 7,866 85,766 0.7%

CEPP 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 19,905 22,814 27,932 24,158 24,054 23,022 20,747 24,861 22,683 24,281 22,491 22,797 279,745 2.3%

CESPM

CESPM 1 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 23,795 787 0 6,662 0 0 0 1,013 32,257 0.3%

CESPM 2 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 27,644 10,767 8,997 2,100 0 590 439 1,260 51,797 0.4%

CESPM 3 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 1,936 34,502 27,368 19,535 702 0 15 980 85,037 0.7%

DPPLOS MINA 5 Turbina a Gas Gas Natural 0 0 49,949 50,906 61,589 56,963 60,010 65,055 58,644 63,356 47,771 59,290 573,532 4.7%

LOS MINA 6 Turbina a Gas Gas Natural 45,237 57,095 61,172 47,822 40,083 9,160 59,510 64,608 57,637 63,276 55,625 61,594 622,816 5.1%

EGEHID

AGUACATE Hidroeléctrica Hidráulica 0 0.0%

ANIANA VARGAS Hidroeléctrica Hidráulica 46 28 26 31 75 79 81 74 73 94 123 95 827 0.0%

BAIGUAQUE Hidroeléctrica Hidráulica 161 65 61 182 268 287 215 233 126 205 268 211 2,282 0.0%

CONTRA EMBALSE

MONCIONHidroeléctrica Hidráulica 974 891 977 1,444 1,890 1,862 1,901 1,778 1,863 1,911 1,919 1,708 19,118 0.2%

DOMINGO RODRIGUEZ Hidroeléctrica Hidráulica 1,293 602 385 287 323 871 1,420 1,624 1,642 1,497 1,295 1,550 12,789 0.1%

EL SALTO Hidroeléctrica Hidráulica 160 98 95 118 149 231 293 270 256 344 313 267 2,593 0.0%

HATILLO Hidroeléctrica Hidráulica 5,676 4,426 4,376 4,206 4,383 5,626 5,919 5,971 5,728 5,953 5,848 6,043 64,155 0.5%

JIGUEY Hidroeléctrica Hidráulica 8,468 6,207 6,109 7,058 9,057 17,050 29,869 30,453 16,306 12,670 28,996 22,399 194,642 1.6%

JIMENOA Hidroeléctrica Hidráulica 0 0 1,994 3,779 5,025 5,479 5,771 4,636 5,289 5,690 4,829 4,987 47,478 0.4%

LAS BARIAS Hidroeléctrica Hidráulica 497 265 41 38 96 354 437 473 428 396 353 402 3,780 0.0%

LAS DAMAS Hidroeléctrica Hidráulica 5,229 4,586 4,704 4,467 4,441 3,448 2,069 0 0 180 3,614 3,842 36,580 0.3%

LOPEZ ANGOSTURA Hidroeléctrica Hidráulica 1,115 2,948 2,552 4,241 6,945 12,601 10,439 11,678 9,152 11,237 7,783 7,023 87,714 0.7%

LOS ANONES Hidroeléctrica Hidráulica 0 0 0 0.0 0 2 11 20 13 1 0 26 73 0.0%

LOS TOROS Hidroeléctrica Hidráulica 4,227 2,105 1,800 2,197 2,524 2,625 3,127 3,442 3,216 3,242 2,593 4,310 35,408 0.3%

MAGUEYAL Hidroeléctrica Hidráulica 1,092 919 284 137 280 953 1,089 1,019 1,004 1,183 1,020 928 9,906 0.1%

MONCION Hidroeléctrica Hidráulica 10,305 8,604 9,310 13,392 17,644 24,260 24,412 25,732 19,928 21,550 25,826 17,651 218,612 1.8%

NIZAO NAJAYO Hidroeléctrica Hidráulica 28 19 0 3 0 2 30 36 24 8 14 44 210 0.0%

PINALITO Hidroeléctrica Hidráulica 5,495 3,956 3,703 4,747 5,747 14,976 18,519 15,470 9,033 12,245 18,000 9,727 121,617 1.0%

RINCON Hidroeléctrica Hidráulica 1,136 1,185 849 1,337 3,345 4,632 3,149 2,346 1,002 811 2,134 1,890 23,814 0.2%

RIO BLANCO Hidroeléctrica Hidráulica 6,899 4,348 4,030 8,050 10,457 14,906 16,693 15,577 11,437 13,817 16,056 9,881 132,151 1.1%

ROSA JULIA DE LA CRUZ Hidroeléctrica Hidráulica 146 38 25 48 111 198 234 234 202 185 180 157 1,757 0.0%

SABANA YEGUA Hidroeléctrica Hidráulica 5,536 2,813 2,214 2,406 1,942 2,437 3,954 6,537 7,475 8,453 8,046 8,798 60,611 0.5%

SABANETA Hidroeléctrica Hidráulica 2,296 1,244 1,076 1,041 1,144 2,037 2,915 3,509 3,793 3,978 3,690 3,431 30,153 0.2%

TAVERA Hidroeléctrica Hidráulica 11,079 7,583 7,232 10,534 17,612 47,267 25,751 36,310 20,629 27,778 22,092 16,956 250,822 2.0%

VALDESIA Hidroeléctrica Hidráulica 5,542 2,723 1,035 1,086 1,618 2,696 15,597 11,503 5,371 7,134 14,562 8,495 77,360 0.6%

GPLVLA VEGA Motores Diesel Fuel Oil No. 6 36,549 44,841 45,184 37,455 34,664 32,989 30,500 36,889 40,287 33,056 32,761 30,020 435,195 3.5%

PALAMARA Motores Diesel Fuel Oil No. 6 47,984 50,716 48,680 55,285 55,219 55,071 54,445 58,184 57,671 55,614 48,963 47,375 635,208 5.2%

HAINA

BARAHONA CARBON Turbina a Vapor Carbón 30,778 28,398 31,382 30,246 30,756 27,413 29,623 31,103 30,734 10,425 27,360 31,379 339,595 2.8%

HAINA 1 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 6,364 16,490 10,815 0 0 0 0 3,040 0 0 0 684 37,393 0.3%

HAINA 2 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0%

HAINA 4 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 0 0 0 0 0 9,268 22,015 5,420 10,952 15,175 0 2,305 65,135 0.5%

HAINA TG Turbinas a Gas Fuel Oil No. 2 0 0 0 0 3,134 500 23,930 27,477 10,943 2,330 7,065 6,898 82,277 0.7%

PUERTO PLATA 1 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0%

PUERTO PLATA 2 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 494 7,419 10,723 664 0 0 0 0 0 0 141 0 19,440 0.2%

SAN PEDRO VAPOR Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 3,821 11,768 11,710 475 17 0 454 0 442 0 685 0 29,372 0.2%

SULTANA DEL ESTE Motores Diesel Fuel Oil No. 6 65,643 52,695 59,913 61,391 64,539 59,365 57,668 56,882 58,332 56,434 52,153 59,314 704,328 5.7%

ITABO

FALCONDO Autoproductor Fuel Oil No. 6 35,235 27,188 18,856 29,544 39,124 37,593 39,683 39,683 36,508 36,817 39,789 40,153 420,174 3.4%

ITABO 1 Turbina a Vapor Carbón 69,725 67,276 79,694 65,203 76,435 72,961 66,711 57,027 26,320 59,916 62,445 65,522 769,235 6.3%

ITABO 2 Turbina a Vapor Carbón 80,520 40,630 84,079 78,394 71,118 55,620 0 7,417 72,081 92,991 79,198 83,603 745,651 6.1%

LAESAPIMENTEL 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 15,676 18,129 19,924 18,335 19,498 18,840 13,292 17,955 18,592 16,440 14,051 14,022 204,755 1.7%

PIMENTEL 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 17,880 17,499 19,388 17,810 18,502 17,630 16,129 15,913 15,594 15,769 14,562 14,782 201,457 1.6%

METALDOM METALDOM Autoproductor Fuel Oil No. 6 13,892 14,212 14,078 10,604 11,515 11,749 16,200 19,254 17,367 15,338 13,723 8,156 166,088 1.4%

MONTE RIO MONTE RIO Motores Diesel Fuel Oil No. 6 35,799 43,050 47,093 45,183 53,730 45,494 37,536 50,465 52,848 53,259 36,655 43,943 545,056 4.4%

SAN FELIPE SAN FELIPE Ciclo CombinadoFuel Oil No. 2 y

No. 695,325 62,544 51,028 70,643 91,455 58,970 102,419 90,251 92,535 59,959 10,483 10,834 796,446 6.5%

SEABOARDESTRELLA DEL MAR Motores Diesel Fuel Oil No. 6 44,004 42,564 46,370 44,484 44,639 45,077 44,418 45,257 44,621 47,191 42,533 44,822 535,981 4.4%

ESTRELLA DEL NORTE Motores Diesel Fuel Oil No. 6 15,633 22,092 22,442 15,768 15,672 23,091 21,022 19,447 20,723 17,214 7,614 16,814 217,532 1.8%

Total 948,156 891,798 1,021,354 1,013,628 1,084,564 1,042,369 1,084,786 1,117,358 1,049,593 1,081,847 966,626 969,557 12,271,636 100.0%

Tabla 7. Generación del SENI por unidad 2010 [MWh]

La Tabla 7 muestra que en el 2010 la producción de las unidades generadoras y las transferencias netas de los autoproductores al SENI fue de 12,271.64 GWh. Esta información fue suministrada por los Agentes del MEM al Centro de Supervisión del OC-SENI con detalle horario y proviene de

las lecturas instantáneas de las respectivas plantas.



44

Tabla 8. Generación del SENI por Agente 2010 [MWh]

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

[MWh]

AES ANDRES 184,623 179,976 146,421 185,028 188,932 180,102 187,632 193,821 172,663 192,600 172,723 162,463 2,146,984

CDEEE 808 657 678 790 745 695 713 737 714 804 739 849 8,931

CEPP 24,768 30,908 35,522 30,717 31,756 30,638 26,282 32,549 29,393 32,735 29,580 30,663 365,511

CESPM 0 0 53,375 46,055 36,365 28,297 702 0 0 590 454 3,253 169,091

DPP 45,237 57,095 111,120 98,728 101,672 66,123 119,520 129,663 116,281 126,631 103,396 120,884 1,196,348

EGEHID 77,399 55,651 52,878 70,826 95,076 164,880 173,893 178,926 123,990 140,559 169,556 130,819 1,434,453

GPLV 84,533 95,557 93,864 92,741 89,883 88,060 84,945 95,073 97,958 88,670 81,724 77,395 1,070,403

HAINA 107,100 116,769 124,542 92,776 98,446 96,546 133,690 123,922 111,403 84,364 87,403 100,579 1,277,540

ITABO 185,479 135,094 182,629 173,141 186,678 166,174 106,394 104,126 134,909 189,725 181,432 189,278 1,935,060

LAESA 33,556 35,628 39,313 36,145 38,000 36,471 29,420 33,867 34,186 32,209 28,612 28,805 406,212

METALDOM 13,892 14,212 14,078 10,604 11,515 11,749 16,200 19,254 17,367 15,338 13,723 8,156 166,088

MONTE RIO 35,799 43,050 47,093 45,183 53,730 45,494 37,536 50,465 52,848 53,259 36,655 43,943 545,056

SAN FELIPE 95,325 62,544 51,028 70,643 91,455 58,970 102,419 90,251 92,535 59,959 10,483 10,834 796,446

SEABOARD 59,637 64,657 68,812 60,252 60,311 68,168 65,441 64,704 65,344 64,405 50,147 61,636 753,513

[%]

AES ANDRES 19.5% 20.2% 14.3% 18.3% 17.4% 17.3% 17.3% 17.3% 16.5% 17.8% 17.9% 16.8% 17.5%

CDEEE 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1%

CEPP 2.6% 3.5% 3.5% 3.0% 2.9% 2.9% 2.4% 2.9% 2.8% 3.0% 3.1% 3.2% 3.0%

CESPM 0.0% 0.0% 5.2% 4.5% 3.4% 2.7% 0.1% 0.0% 0.0% 0.1% 0.0% 0.3% 1.4%

DPP 4.8% 6.4% 10.9% 9.7% 9.4% 6.3% 11.0% 11.6% 11.1% 11.7% 10.7% 12.5% 9.7%

EGEHID 8.2% 6.2% 5.2% 7.0% 8.8% 15.8% 16.0% 16.0% 11.8% 13.0% 17.5% 13.5% 11.7%

GPLV 8.9% 10.7% 9.2% 9.1% 8.3% 8.4% 7.8% 8.5% 9.3% 8.2% 8.5% 8.0% 8.7%

HAINA 11.3% 13.1% 12.2% 9.2% 9.1% 9.3% 12.3% 11.1% 10.6% 7.8% 9.0% 10.4% 10.4%

ITABO 19.6% 15.1% 17.9% 17.1% 17.2% 15.9% 9.8% 9.3% 12.9% 17.5% 18.8% 19.5% 15.8%

LAESA 3.5% 4.0% 3.8% 3.6% 3.5% 3.5% 2.7% 3.0% 3.3% 3.0% 3.0% 3.0% 3.3%

METALDOM 1.5% 1.6% 1.4% 1.0% 1.1% 1.1% 1.5% 1.7% 1.7% 1.4% 1.4% 0.8% 1.4%

MONTE RIO 3.8% 4.8% 4.6% 4.5% 5.0% 4.4% 3.5% 4.5% 5.0% 4.9% 3.8% 4.5% 4.4%

SAN FELIPE 10.1% 7.0% 5.0% 7.0% 8.4% 5.7% 9.4% 8.1% 8.8% 5.5% 1.1% 1.1% 6.5%

SEABOARD 6.3% 7.3% 6.7% 5.9% 5.6% 6.5% 6.0% 5.8% 6.2% 6.0% 5.2% 6.4% 6.1%

Total [MWh] 948,156 891,798 1,021,354 1,013,628 1,084,564 1,042,369 1,084,786 1,117,358 1,049,593 1,081,847 966,626 969,557 12,271,636

Total [%] 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%



45

Figura 4. Generación mensual del SENI por tecnología 2010 [MWh]

Figura 5. Generación mensual del SENI por tecnología 2010 [%]



46

Figura 7. Generación mensual del SENI por combustible 2010 [MWh]

Figura 6. Generación anual del SENI por tecnología 2010 [%]



47

Figura 8. Generación mensual del SENI por combustible 2010 [%]

Figura 9. Generación anual del SENI por combustible 2010 [%]



48

4.2 RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓNEn el 2010 se registraron restricciones en la red de transmisión que incidieron desfavorablemente en la operación segura y económica del SENI. Los análisis y estudios correspondientes realizados por el OC-SENI permitieron extender recomendaciones a los Agentes del MEM y acciones para reducir sus efectos. Se destaca el estudio de generación máxima permisible por zona, presentado a solicitud de la CDEEE, para determinar la capacidad de generación que se puede instalar en las Zonas Este y Norte identifi cando las limitaciones de la red actual y futura mediante el método de determinación de máximas transferencias o “Flowgates”.

Además se ejecutaron los proyectos establecidos en el Plan Operativo Anual del 2010, dentro de los cuales se destacan la validación de los parámetros de líneas declarados por la ETED a través del Proyecto de Estandarización de la Base de Datos del Programa Digsilent, considerando las normas CEI 61346-1 y CEI 61346-2 del Comité Nacional Electrotécnico (IEC). Esto ha permitido tener una única referencia de las líneas que componen el sistema eléctrico, lo cual admite poder soportar la representación actual y futura del mismo sin ambigüedades, independientemente de la complejidad que adquiera el sistema.

En el año 2010 dentro del Proyecto de Incorporación de Mejoras a los Procesos Largo, Mediano y Corto Plazo, se incluyó el análisis eléctrico horario ampliando su cobertura a la supervisión de la operación, permitiendo elevar la calidad de los programas de corto plazo y la realización efi caz de los redespachos de operación, al contar los Supervisores con ágiles herramientas para el análisis instantáneo, y una mejor visualización del curso de la operación en tiempo real.



49

4.3 DEMANDA ABASTECIDALa Figura 10 muestra la distribución semanal durante el 2010 de la demanda abastecida y una estimación de la demanda no abastecida.

Además, se ejecutó dentro de los proyectos del Plan Operativo Anual del 2010, el Proyecto Mejoras al Pronóstico de las Demanda de las Distribuidoras (MEPRODE), con el que se actualizó el procedimiento de gestión de la información de la demanda para los programas de operación de corto plazo y se dió seguimiento a las desviaciones entre los programas de corto plazo y el abastecimiento en tiempo real.

Figura 10. Demanda semanal abastecida y estimación de la no abastecida 2010



50

4.4 FALLAS Y SALIDASMÁS SEVERAS DEL SENIEn el 2010 se registraron eventos en distintas zonas del sistema, principalmente en instalaciones de la red de transmisión. Estos eventos fueron analizados por el Comité de Análisis de Fallas con el objeto de orientar recomendaciones en los ajustes y otras acciones dirigidas a la prevención del impacto de posibles contingencias. Producto del análisis del comportamiento del enlace Timbeque - Cesar Nicolás Pénson 138kV durante las tres salidas forzadas que dejaron fuera las dos terceras partes del SENI, se incorporó el criterio N-1 para la programación y operación del SENI, a la solicitud de la Superintendencia de Electricidad.

El OC-SENI en el Informe “Análisis de la Aplicación del Criterio N-1 en la Operación del SENI”, OC-GO-INF-06-2010 Rev.0, determinó la potencia máxima que pueden transportar todos los enlaces de las áreas Norte, Sur, Este y Santo Domingo en condiciones de estado estacionario para facilitar la supervisión y el control de la operación en tiempo real, estimando que ante contingencias N-1 se mantenga la estabilidad del SENI. En la Figura 8 se muestra un resumen de las salidas parciales más severas que ocurrieron en el SENI durante el 2010.

En el mismo desarrollo del Plan Operativo Anual del 2010, se avanzó en el Proyecto de Estandarización de la Base de Datos de Protecciones, que incluyó la adquisición de un software especializado (CAPE) para su utilización por ETED y OC-SENI, a fi n de dar seguimiento a la coordinación de todas las protecciones del SENI. Al fi nalizar del año 2010, se logró tener consolidada la base datos de todas las protecciones del SENI, para continuar con las actividades de estudio de coordinación e implementación de los ajustes en las subestaciones durante el año 2011.



51

Tabla 9. Salidas parciales del SENI 2010EVENTOS DE MAYOR RELEVANCIA OCURRIDOS EN EL 2010

(DESACOPLES ZONALES, SALIDAS DE GENERACION A GRAN ESCALA, DESACOPLES A 138 KV DE ALTO RIESGO)

No FECHA HORAZONA

AFECTADACAUSA DE LA

FALLASALIDAS ASOCIADAS

TRANSMISIÓN GENERACIÓN

1 12/01/2010 18:27 SUR- CAPITAL DESCONOCIDA

138 KV ITABO HERRERA NUEVA138 KV HERRERA NUEVA ITABO

138 KV HAINA MATADERO #1138 KV MATADERO HAINA #1

NINGUNA

2 16/1/2010 15:37 ESTE CAPITAL DESCONOCIDA

138 kV Los Mina Hainamosa #1,138 kV Los Mina Hainamosa #2,

138 kV Los Mina Villa Duarte,138 kV Los Mina Timbeque 2,

138 kV Los Mina hac ia Central Los Mina 5 y138 kV Los Mina Los Mina 6,

138 kV a los Transformadores de Distribuc ión.

NINGUNA

3 10/02/2010 19:04 SUR - CAPITAL DESCONOCIDA

138 kV Valdesia Palamara,138 kV Itabo Haina #1,138 kV Itabo Haina #2,138 kV Haina Itabo #2,

138 kV Matadero Embajador,69 kV Haina Herrera Nueva,

138 kV Matadero Haina #1

Itabo 1 c on 42 MW Metaldom de 28.88 a 10 MW

4 16/2/2010 12:27

DESACOPLES ZONAS SUR PROFUNDO SUR -CAPITAL.

REDUCCION DE CARGA ZONAS ESTE Y NORTE.

DESCONOCIDA

138 kV Hainamosa Palamara,138 kV Villa Mella Palamara,

138 kV Bonao II Palamara #1,138 kV Bonao II Palamara #2,

138 kV CNPE UASD,138 kV CNPE Timbeque II,

69 kV Bonao II Pinalito,69 kV Bonao II Rio Blanc o

Ac tuac ión Relés Baja Frec uenc ia:69 kV Pizarrete Madre Vieja,

69 kV Haina Refi neria,69 kV Romana Higuey69 kV Romana Pintao

69 kV Palamara Bayona,69 kV Palamara Inc a,

69 kV Hainamosa Invivienda,69 kV Hainamosa Dajao,

69 kV Villa Duarte Invivienda.

Aes Andres c on 280 MW, Los Mina 6 de 82.5 a 40

MW,Sultana del Este de 75.92

a 50.94 MW, Estrella del Mar de 68.43 a 48.45 MW,

Estrella del Norte de 37.3 a 11 MW Itabo 1 c on 55 MW,

Monte Rio c on 60.88 MW, Palamara c on 75.76 MW,

Haina 1 c on 32 MW,Barahona Carbón c on 44

MW, Metaldom c on 28 MW,Los Toros 1 y 2 c on 4.5 MW, Sabana Yegua c on 4.5 MW,

Magueyal 1 c on 1.5 MWFalc ondo 1 c on 36.1 MW,

Hatillo c on 8 MW,La Vega de 87.8 a 38.1 MW

5 14/3/2010 04:47 ESTE - CERCANO DESCONOCIDA

138 kV Hainamosa Boc a Chic a,138 kV del Autotransformador de Boc a

Chic a,138 kV San Pedro Boc a Chic a

NINGUNA


138 kV Matadero Embajador,138 kV Herrera Nueva Itabo Vapor,138 kV Herrera Nueva Los Prados,138 kV Itabo Vapor Herrera Nueva,138 kV Los Prados Herrera Nueva

NINGUNA



52

EVENTOS DE MAYOR RELEVANCIA OCURRIDOS EN EL 2010(DESACOPLES ZONALES, SALIDAS DE GENERACION A GRAN ESCALA, DESACOPLES A 138 KV DE ALTO RIESGO)

No FECHA HORAZONA

AFECTADACAUSA DE LA



7 16/3/2010 11:11 ESTE - CERCANO

EXPLOSION DE CAMPO DE

LINEA EN LA S/E HAINAMOSA HACIA

PALAMARA, AL PROVOCARSE

UN VORTO POR ERROR HUMANO

EN LA LINEA.

138 kV Palamara Hainamosa,138 kV Hainamosa Palamara,

138 kV Hainamosa Villa Mella,138 kV Hainamosa Los Mina 1,138 kV Hainamosa Los Mina 2,

138 kV Hainamosa Villa Duarte 1,138 kV Hainamosa Villa Duarte 2,

138 kV Hainamosa Aes Interc onexión 1,138 kV Hainamosa Aes Interc onexión 2,

138 kV Hainamosa Juan Dolio,138 kV Hainamosa Boc a Chic a,

138 kV Villa Mella Hainamosa,138 kV El Brisal Hainamosa,

138 kV Villa Duarte Hainamosa 2,138 kV Los Mina Hainamosa 1,138 kV Timbeque 2 Villa Duarte

S/E sin tensión: Hainamosa 138/69 kV, Aes Interc onexión, Juan Dolio,

Boc a Chic a, San Pedro 1, San Pedro 2, La Romana, Higuey, El Seybo

Andrés c on 270 MW, Sultana del Este c on

75.92 MW, Los Toros 1, c on 4.5 MW, Metaldom

de 28.8 a 10 MW


138 kV Itabo Vapor Los Prados,138 kV Matadero UASD,

138 kV Matadero Haina L1,138 kV Matadero Embajador

Los Toros 1 c on 4 MW

9 24/3/2010 12:42 ESTE - CERCANOFALSE SEÑAL DE

TEMPERATURA EN LA TURBINA DE GAS

NINGUNA Aes Andrés de c on 265 MW

10 01/04/2010 16:41 SUR - CAPITAL

avería en la línea 138 kV Matadero UASD. Cola de c

hic higua hac iendo c orto

circuito.

138 kV UASD Matadero,138 kV Matadero UASD y

138 kV Matadero Haina L1

Sabana Yegua c on 5 MW, Sabaneta c on 3 MW y Magueyal c on 0.2 MW

Continuación Tabla 9. Salidas parciales del SENI 2010



53


No FECHA HORAZONA

AFECTADACAUSA DE LA



11 01/04/2010 17:18 ESTE - CAPITAL

Avería de c ortocircuito en la línea Timbeque CNPE al rozar una c ola de

chichigua.Se presentó una

baja frec uenc ia en el SENI.

138 kV Palamara Hainamosa,138 kV Villa Mella Palamara,

138 kV CNPE UASD,138 kV CNPE Timbeque II y138 kV Timbeque II CNPE.

138 kV Palamara Bonao II #1,138 kV Bonao II Palamara #1 y

69 kV Puerto Plata Playa Dorada.69 kV Pizarrete Madre Vieja y

69 kV Palamara BNV

Itabo 2 c on 122 MW, Barahona Carbón c on 41

MW, Cepp2 c on 44 MW,Pimentel 2 c on 26 MW,

Cepp1 c on 10 MW, Pimentel 1 c on 29.6 MW,

La Vega c on 53 MW, Monte Rio c on 74.3 MW, Palamara c on 94 MW, Metaldom c on

28 MW,San Felipe Vapor c on 70

MW, Falc on 3 c on 30 MW,Lopez Angostura c on 5

MW, Pinalito 2 c on 16 MW, Hatillo c on 6 MW,

Rio Blanc o 2 c on 8.5 MW, Jimenoa c on 4 MW,

Los Toros 2 c on 4 MW, Contraembalse de Monc ión c on 1.3 MW, Baiguaque 1 c

on 0.15 MW,El Salto c on 0.15 y

Rosa Julia de la Cruz c on 0.1 MW

CESPM 2 c on 85 MW,Aes Andres de 230 a

140 MW, Los Mina 5 de 82.5 a 50 MW y Los Mina

6 de 82.5 a 50 MW

12 10/04/2010 17:38 ESTE - CAPITAL DESCONOCIDA138 kV Timbeque II CNPE y

138 kV CNPE Timbeque IIMonte Rio c on 68.49 MW

Itabo 2 c on 122 MW

13 14/5/2010 16:15 NORTE - CIBAO CENTRAL DESCONOCIDA

138 kV Bonao II Autotransformador69 kV Bonao II Autotrnasformador

69 kV Bonao II Pinalito69 kV Bonao II Rio Blanc o

Rio Blanc o 1 y 2 c on 9.5 MW c /u

Anianna Vargas

14 01/06/2010 12:42 SUR - CERCANO DESCONOCIDA

138 kV Jiguey Aguac ate,138 kV de Ac ople de barras en Jiguey,

138 kV Aguac ate Valdesia,138 kV Valdesia Aguac ate,

138 kV Jiguey Pizarrete,138 kV Pizarrete Jiguey.

Monte Rio c on 69.49 MW, Jiguey 2 c on 39 MW,

Los Toros 1 y 2 c on 3.5 MW

15 14/6/2010 15:23 NORTE

DISPARO TURBINA DE VAPOR. SALIDA INDESEADA DE LA

BOMBA DE AGUA DE CIRCULACION.

NINGUNA San Felipe de 170 a 57 MW




54


No FECHA HORA ZONAAFECTADA

CAUSA DE LA FALLA

SALIDAS ASOCIADASTRANSMISIÓN GENERACIÓN

16 15/6/2010 13:03 NORTE DESCONOCIDA

138 kV Puerto Plata 2 San Felipe,138 kV Puerto Plata 2 Puerto Plata 1,138 kV Puerto Plata 1 Puerto Plata 2,

138 kV San Felipe Interruptor A,138 kV San Felipe Interruptor C,

138 kV Autotransformador Puerto Plata 1.

69 kV Palamara Bayona,69 kV Pizarrete Madre Vieja

San Felipe c on 160 MW, Tavera1 c on 48 MW,

Cepp1 c on 11, Cepp2 c on 48MW, Lopez Angostura c on 18 MW,

Hatillo c on 8 MW,Monc ión 2 c on 26 MW, Rosa

Julia de la Cruz c on 0.5, Ce. Monc ión 1 y 2 c on 1.3 c /U

Anianna Vargas c on 0.3 MW

17 15/6/2010 16:11 CIBAO - CENTRAL

Se reportó elcontacto de una lona

con la línea 138 kV Canabac oa Gallera

138 kV Gallera Canabac oa,138 kV Canabac oa Bonao II # 2,

138 kV Bonao II Canabac oa,138 kV Canabac oa Gallera,

138 kV Monc ión Mao,138 kV ZF Santiago Canabac oa,138 kV Lopez Angostura Tavera,

138 Nibaje Canabac oa y138 kV Nibaje ZF Santiago.

San Felipe c on 30 MW, Tavera 1 c on 36 MW, Lopez Angostura c on 7,

Pimentel 2 26 MW,Monc ión 1 y 2 c on 25 MW c ada

una,Hatillo c on 7 MW, Rinc ón c on

9 MW,Ce. Monc ión 1 y 2 c on 1.2 y 1.3

MW, Cepp2 c on 38.8 MWCepp1 c on 16 MW

18 18/6/2010 14:04 ESTE

Falla en el sistema de combustible de

CESPM2 yFalla en un sensor

de temperatura de Los Mina 5.

NINGUNACespm2 c on 60 MW, Los

Mina 5 c on 82.5 MW

19 21/6/2010 12:01 NORDESTE DESCONOCIDA

138 kV Dies. Pimentel San Franc isc o de Mac orís,

138 kV Dies. Pimentel Nagua.S/E Sin tensión:

138 kV Dies. Pimentel,138 kV Nagua,

138 kV Sanc hez,138 kV Samaná,

69 kV Payita.

Pimentel 1 c on 27.12 MW, Pimentel 2 c on 26 MW

Rosa Julia de la Cruz c on 0.3 MW

20 05/07/2010 11:27 ESTE - PROFUNDO

ROTURA DE JUMPERS EN LA LINEA #1 138 kV

SAN PEDRO 1SANPEDRO 2, EN

LA ESTRUCTURA A LA SALIDA DE LA

S/E. SAN PEDRO 2

138 KV SAN PEDRO 2 SAN PEDRO 1 # 1

138 KV San Pedro 1 Romana # 1138 kV San Pedro 1 Romana # 2

69 kV Romana Higuey69 kV Romana Pintao

S/E sin tensión: San Pedro 1, Romana, Higuey 138, El Seybo, San

Pedro Vapor, CESPM, Mitsubishi, Hato Mayor, Higuey 69.

NINGUNA

21 06/07/2010 19:13 ESTE - CAPITALCAUSA

DESCONOCIDA

138 kV Hainamosa Villa Duarte,138 kV Los Mina Villa Duarte,138 kV Villa Duarte El Brisal,

138 kV Timbeque II Villa Duarte,69 kV Villa Duarte Los Mina,

69 kV Villa Duarte Invivienda.

Metaldom c on 24 MW, Las Barias c on 0.1 MW, Los Toros c on 3.5 MW.




55


No FECHA HORAZONA

AFECTADACAUSA DE LA



22 17/7/2010 14:34 CIBAO CENTRALCAUSA

DESCONOCIDA

69 kV Canabac oa La Vega69 kV Canabac oa Dies. La Vega,

69 kV ZF Dos Rios La Vega,69 kV La Vega ZF Dos Rios.

TAVERA 1 CON 31 MW LOPEZ ANGOSTURA CON 9 MW RINCON

CON 9.5 MW,HATILLO CON 8 MW, JIMENOA

CON 7 MW, PINALITO 1 CON 25 MW, PINALITO 2 CON 25 MW.

23 19/7/2010 05:41 ZONA NORTEDESACOPLE

PARCIAL CAUSA DESCONOCIDA

138 kV Palamara Bonao II #1,138 kV Palamara Bonao II #2,138 kV ZF Dos Rios La Vega,

69 kV La Vega ZF Dos Rios,69 kV Bonao II Hatillo,

69 kV Bonao II Pinalito.S/E Sin Tension: Zona Norte Completa

PIMENTEL 1 c on 27 MW PIMENTEL 2 c on 29 MW

PIMENTEL 3 c on 34 MW CEPP 1 c on 11 MW

CEPP 2 c on 29.1 MW FALCONDO 1 c on 60 MW HATILLO c on 8

MW JIMENOA c on 8 MWRIO SANJUAN c on 1.9 MW

PINALITO 2 c on 25 MWLOPEZ ANGOSTURA c on 14 MW

RIO BLANCO 1 c on 12.5 MW RIO BLANCO 2 c on 12.5 MW

CONTRAEMBALSE MONCION 1 c on 1.3

CONTRAEMBALSE MONCION 2 c on 1.3

BAIGUAQUE 2 c on 0.6 MWROSA JULIA DE LA CRUZ c on

0.2 MW ANIANNA VARGAS 1 c on 0.3 MW ANIANNA

VARGAS 2 c on 0.3 MW

24 08/14/2010 11:55 CIBAO CENTRAL DESCONOCIDA

138 KV PALAMARA BONAO II # 2138 KV BONAO II PALAMARA # 2

138 KV AUTOTRANSFORMADOR DE BONAO II

69 KV AUTOTRANSFORMADOR DE BONAO II

PINALITO 1 CON 25 MW PINALITO 2 CON 25 MW

FALCON 2 CON 56 MW

25 08/15/2010 12:01 SUR PROFUNDO DESCONOCIDA138 KV PIZARRETE KM. 15 DE AZUA 1138 KV KM. 15 DE AZUA PIZARRETE 1

69 KM. 15 DE AZUA SABANA YEGUA

MONTE RIO CON 69.49 MW BARAHONA CARBON CON 45 MW SABANA YEGUA CON 9.8 MW SABANETA CON 5.3 MW

MAGUEYAL CON 1.5 MWLOS TOROS 1 3.2 MW LOS

TOROS 2 2.1 MWDOMINGO RODRIGUEZ 1 CON 1.3 MW DOMINGO

RODRIGUEZ 2 CON 1.2 MW

26 08/26/2010 14:52 ESTE - CAPITAL

RECIERRE EN LA LINEA AES

ANDRES - ANDRES INTERCONEXION

138 KV ANDRES INTERCONEXION AES ANDRES

138 KV AES ANDRES ANDRES INTERCONEXION

AES ANDRES de 285 a 20 MW.




56


No FECHA HORAZONA

AFECTADACAUSA DE LA



27 09/06/2010 11:23 ESTE CERCANO

DISPARO DE LA TURBINA DE VAPOR

POR DISPARO DE LAS BOMBAS

DE AGUA DE CIRCULACION

NINGUNA AES ANDRES CON 215 MW

28 09/13/2010 08:45 SUR PROFUNDOCAUSA

DESCONOCIDA

138 KV PIZARRETE KM. 15 DE AZUA #1

138 KV KM. 15 DE AZUA PIZARRETE #1

69 KV PIZARRETE MADRE VIEJA

MONTE RIO CON 80.71 MW BARAHONA CARBON CON 44

MW SABANA YEGUA CON 5 MW SABANETA CON 5 MW

LAS BARIAS CON 0.1 MW MAGUEYAL CON 1.7 MW

DOMINGO RODRIGUEZ 1 CON 1.3 MW

DOMINGO RODRIGUEZ 2 CON 1.3 MW LOS TOROS 1 CON

4.5 MWLOS TOROS 2 CON 4.5 MW

29 09/23/2010 19:37 ZONA NORTE

AVERIA EN EL DISYUNTOR A. ALTA TEMPERATURA EN

LA PLACA INTERNA DE UNO DE LOS

AISLADORES.

138 KV SAN FELIPE DISYUNTOR A138 KV SAN FELIPE DISYUNTOR C

138 KV PUERTO PLATA 2 SAN FELIPE138 KV PUERTO PLATA 2 PUERTO

PLATA 1138/69 KV AUTOTRANSFORMADOR

DE PUERTO PLATA1

138 KV PUERTO PLATA 1 PUERTO PLATA 2

SAN FELIPE CON 143 MW CEPP1 CON 10 MW

CEPP2 CON 15 MW

30 09/26/2010 03:23 CIBAO CENTRAL

ROTURA EN LA LINEA CANABACOA

BONAO II POR LA OCURRENCIA DE UN

TORNADO ENLA ZONA. ESTE

DESACOPLE PRODUJO UNA BAJA TENSION

EN LA ZONA

138 KV BONAO II CANABACOA #1138 KV CANABACOA BONAO II # 1

138 KV PIMENTEL SAN FRNACISCO138 KV LOPEZ ANGOSTURA TAVERA

S/E SIN TENSION: PIMENTEL, NAGUA, SANCHEZ, LOPEZ ANGOSTURA.

PIMENTEL 1 CON 31 MW PIMENTEL 2 CON 29 MW

PIMENTEL 3 CON 34.5 MW HATILLO CON 8 MW

RIO BLANCO 1 CON 12.5 MW RIO BLANCO 2 CON 12.5 MW

LOPEZ ANGOSTURA CON 9 MW RIO SAN JUAN CON 1.3 MW

EL SALTO CON 0.3 MW JIMENOA CON 7 MW

ROSA JULIA DE LA CRUZ CON 0.7 MW CE. MONCION 1 CON

1.3 MWCE. MONCION 2 CON 1.3 MW

31 10/13/2010 04:58 ESTE

CAUSA DESCONOCIDA

AUN POR EL DESPACHO CADG

NINGUNA AES ANDRES CON 240 MW




57

4.5 INDICADORES DE LA OPERACIÓNEn el año 2010 se confeccionaron indicadores adicionales de la operación del SENI, que generan señales de la evolución y permiten dar seguimiento a las principales variables de control de la operación. Estos indicadores dan la pauta para el establecimiento de compromisos de mejora y gestión en los diferentes ámbitos que llevan a controlar el desempeño del SENI.

En el año 2010 se hizo la labor de análisis a lo interno del Consejo de Coordinación OC-SENI con la revisión de los indicadores de la operación y la ampliación de los mismos.

4.6.1INDICADORES DE CALIDAD DE LA FRECUENCIAEl Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad establece que la frecuencia nominal del SENI debe ser de 60 Hz, y que las condiciones técnicas para regular la frecuencia en dichos sistemas deben ser tales que ésta debe permanecer como mínimo el 99.0% del tiempo dentro del rango exigente de 59.85 y 60.15 Hz, es decir 60±0.15 Hz, y el 99.8% del tiempo en el rango 59.75 y 60.25 Hz, es decir 60±0.25 Hz.

Las siguientes fi guras muestran las estadísticas de la frecuencia del SENI durante el 2010 defi nida a partir de períodos de muestreo de diez segundos. Se observa que la frecuencia ha estado fuera de los estándares de calidad que establece la normativa.



58

Figura 11. Tiempo promedio con frecuencia 2010 dentro del rango 60±0.15 [Hz]

Figura 12. Tiempo promedio con frecuencia 2010 dentro del rango 60±0.25 [Hz]



59

Sin embargo, si se observa un periodo mayor se pueden apreciar cambios signifi cativos que se han consolidado en el año 2010 a partir del establecimiento de procedimientos especiales de coordinación de los cortes de gestión de las distribuidoras, como se observa en las Figura 13 y Figura 14.

Figura 13. Evolución de la calidad de la frecuencia 2005-2010 rango ±0.25Hz

Figura 14. Evolución de la calidad de la frecuencia 2005-2010 rango ±0.15Hz



60

4.6.2 INDICADORES DECALIDAD DE LA TENSIÓNEl Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad establece que en la operación del SENI deberá mantenerse niveles de tensión en las distintas subestaciones, dentro de un rango de más o menos cinco por ciento (± 5%) en torno a la tensión nominal.

La siguiente fi gura muestra las estadísticas de la tensión en las barras más importantes o barras piloto del SENI durante los meses de septiembre a diciembre del 2010. Se observa que la tensión ha estado fuera de los estándares de calidad que establece la normativa.

Figura 15. Evolución de la calidad de la tensión en las barras piloto 138 y 69 kV en el rango ±5%



61

4.6.3 EVOLUCIÓN DE LASSALIDAS TOTALES DEL SENIDados los proyectos desarrollados y las medidas de control adoptadas, dentro de las cuales se destaca la actualización y verifi cación del Esquema de Desconexión Automático de Carga por baja frecuencia (EDAC), en el año 2010 no se produjeron salidas totales del SENI tal como se muestra en la Figura 16.

Figura 16. Salidas totales del SENI 1988-2010.



62

4.6.4 HORARIO DE ABASTECIMIENTO DE DEMANDA DE LAS DISTRIBUDORASEn la Figura 17 se muestran los resultados de los indicadores de desviación entre la demanda pronosticada y la abastecida en tiempo real. El seguimiento de este indicador se realiza mensualmente.

Figura 17. Porcentaje de desviación horaria del pronóstico de demanda rango ±5%



63

4.6.5 INDICADOR DE LOSEVENTOS DEL SENIEn la Tabla 10 se muestran los eventos relevantes ocurridos en el SENI durante el año 2010. En octubre de 2010 se inició la operación en voltaje de 138 kV del circuito No.1 Julio Sauri – El Naranjo de la línea a 345 kV.

Tabla 10. Eventos relevantes por tipo y zonas del SENI

Tipo de evento relevantes Norte Este Sur Total

Generador 1 1 5 7

Caldera 6 3 1 10

Turbina

No identifi cada 47 9 46 102

Fallas técnicas

Falla ruptura de cable 6 1 5 12

Falla sistema de control o protección 10 13 11 34

Fallas no técnicas

Falla ruptura de poste 2 3 5

Falla debida a animales 1 1

Falla rama de árbol sobre la línea/acercamientos

Falla rama de árbol sobre la línea/acercamientos 1 1 2

Total 73 27 73 173



64

Figura 18. Eventos relevantes del SENI



65

4.6.6INDICADOR DEINDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓNEn la Figura 19 se muestra la evolución de la indisponibilidad de generación respecto de la potencia instalada, de acuerdo a las declaraciones realizadas en tiempo real. Se destaca que la indisponibilidad ha bajado, posiblemente por el cumpliendo de los pagos y acuerdos fi rmados con los generadores.

Una vez estabilizada la componente de indisponibilidad, se identifi ca que un valor real de disponibilidad de generación respecto de la Capacidad instalada del SENI de 2,959 MW.

Figura 19. Indisponibilidad de generación



66

5 Mercado Eléctrico

Mayorista



67



68

5.1 BALANCE DE ENERGÍALa Tabla 11 ilustra el balance general de energía transferido en el SENI durante el 2010. Los registros provienen de los Sistemas de Medición Comercial de los Agentes del MEM.

El total de las inyecciones de las unidades generadoras fue de 12,011.6 GWh.

El total de los retiros de energía de las propias empresas generadoras, las empresas distribuidoras y los Usuarios No Regulados (UNR) que obtuvieron su suministro directamente del Mercado Spot, fue de 11,772.9 GWh. Este balance contempla los retiros horarios netos del SENI de los Agentes FALCONBRIDGE y METALDOM.

Las pérdidas de transmisión, estimada por diferencia entre las inyecciones y retiros, fueron de 238.7 GWh y equivalen al 2.0% del total de las inyecciones.

Los retiros de energía de las empresas distribuidoras fueron de 10,710.8 GWh y equivalen al 89.2% del total de las inyecciones. Los retiros de las empresas generadoras y de los UNR fueron de 1,062.1 GWh y equivalen al 8.8% del total de las inyecciones.



69

(*) Incluye las transferencias netas de FALCONBRIDGE y METALDOM con el SENI

Tabla 11. Balance de energía 2010 [GWh]MES

[GWh] AGENTE Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

Hacia el SENI

AES ANDRES 180.5 175.7 143.0 181.2 184.4 176.4 182.7 187.9 167.3 188.1 169.3 159.1 2095.6CDEEE 93.9 61.2 100.7 114.9 125.2 85.3 100.3 87.7 90.2 59.6 11.3 14.4 944.7

CEPP 24.1 30.1 34.6 29.9 31.0 29.8 25.7 31.9 28.8 32.0 28.8 29.9 356.7DPP 45.8 57.9 112.9 100.6 103.7 65.4 119.5 128.1 116.3 126.9 103.4 121.0 1201.4

EGEHID 75.0 53.3 51.2 68.8 93.6 162.3 169.7 176.5 122.6 138.7 166.7 129.2 1407.5GPLV 81.1 91.8 90.3 89.2 86.9 84.6 82.0 91.0 94.3 85.5 78.4 74.5 1029.7

HAINA 104.3 111.0 119.0 89.9 96.3 93.5 130.5 119.9 107.2 81.9 84.9 96.9 1235.3ITABO* 172.1 122.0 168.5 160.2 173.8 153.1 100.4 93.8 126.6 177.1 168.6 176.0 1792.3LAESA 32.6 34.5 38.2 35.1 36.9 35.5 46.7 57.0 54.2 55.5 51.1 52.2 529.5

METALDOM 13.7 14.0 13.8 10.3 11.4 11.5 16.2 19.2 17.3 15.1 13.7 8.1 164.4MONTE RIO 34.2 41.2 44.9 43.0 51.4 43.6 35.6 48.0 50.5 50.6 34.6 41.5 519.0SEABOARD 58.5 63.1 66.9 59.0 58.7 66.4 63.7 63.0 63.9 62.9 49.1 60.3 735.6

EDEESTEEDENORTE

EDESURUNR

CORVI PVCABCO

CODETEL/DNPLASTICOS FLEXIBLES

TORGINOLHAMACA BEACH RESORT

INVERSIONES COSTA CARIBEALUMINIOS DOMINICANOS

Pérdida (Diferencia)

Desde el SENI

AES ANDRES 0.0 0.1 0.2 0.0 0.1 0.2 0.5CDEEE 0.4 0.4 0.6 0.9 0.8 0.9 0.5 0.6 0.5 0.7 0.8 1.1 8.3

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2DPP 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 2.7

EGEHID 0.3 0.3 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 3.1GPLV 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.0

HAINA 0.5 0.5 0.9 0.4 0.3 0.9 0.3 0.4 0.9 1.1 0.7 0.8 7.7ITABO* 0.1 0.1 0.0 0.0 0.1 0.4 0.4 0.0 0.0 1.1LAESA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.5

METALDOM 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.3MONTE RIO 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.5SEABOARD 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.5

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 3337.7EDENORTE 255.4 238.0 269.3 267.7 288.5 283.6 306.7 310.5 294.1 305.7 262.2 272.6 3354.2

EDESUR 308.4 290.1 328.0 331.8 355.6 331.1 355.9 364.3 346.1 358.8 324.7 324.0 4018.9UNR 76.1 76.3 88.8 79.3 82.3 86.7 90.3 91.3 87.4 92.6 91.1 83.5 1025.8

CORVI PVC 0.6 0.6 0.2 1.4ABCO 0.9 1.1 0.3 2.3

CODETEL/DN 1.6 1.8 0.7 4.1PLASTICOS FLEXIBLES 0.5 0.5 0.0 1.0

TORGINOL 0.8 0.3 1.1HAMACA BEACH RESORT 0.0 0.0

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.0 0.0ALUMINIOS DOMINICANOS 0.0 0.0 0.0 0.0

Pérdida (Diferencia) 18.2 16.1 20.2 20.3 21.4 20.4 22.0 25.2 22.4 19.6 18.03 14.6 238.7

Total Hacia el SENI 915.7 855.8 983.9 982.1 1053.2 1007.4 1073.1 1104.1 1039.3 1074.0 959.8 963.1 12011.6

Total Desde el SENI 915.7 855.8 983.9 982.1 1053.2 1007.4 1073.1 1104.1 1039.3 1074.0 959.8 963.1 12011.6



70

Tabla 12. Balance de energía 2010 [%]

[%] AGENTEMES

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

Hacia el SENI

AES ANDRES 19.7% 20.5% 14.5% 18.4% 17.5% 17.5% 17.0% 17.0% 16.1% 17.5% 17.6% 16.5% 17.4%CDEEE 10.3% 7.1% 10.2% 11.7% 11.9% 8.5% 9.3% 7.9% 8.7% 5.6% 1.2% 1.5% 7.9%

CEPP 2.6% 3.5% 3.5% 3.0% 2.9% 3.0% 2.4% 2.9% 2.8% 3.0% 3.0% 3.1% 3.0%DPP 5.0% 6.8% 11.5% 10.2% 9.9% 6.5% 11.1% 11.6% 11.2% 11.8% 10.8% 12.6% 10.0%

EGEHID 8.2% 6.2% 5.2% 7.0% 8.9% 16.1% 15.8% 16.0% 11.8% 12.9% 17.4% 13.4% 11.7%GPLV 8.9% 10.7% 9.2% 9.1% 8.3% 8.4% 7.6% 8.2% 9.1% 8.0% 8.2% 7.7% 8.6%

HAINA 11.4% 13.0% 12.1% 9.1% 9.1% 9.3% 12.2% 10.9% 10.3% 7.6% 8.8% 10.1% 10.3%ITABO 18.8% 14.3% 17.1% 16.3% 16.5% 15.2% 9.4% 8.5% 12.2% 16.5% 17.6% 18.3% 14.9%

LAESA 3.6% 4.0% 3.9% 3.6% 3.5% 3.5% 4.4% 5.2% 5.2% 5.2% 5.3% 5.4% 4.4%METALDOM 1.5% 1.6% 1.4% 1.1% 1.1% 1.1% 1.5% 1.7% 1.7% 1.4% 1.4% 0.8% 1.4%MONTE RIO 3.7% 4.8% 4.6% 4.4% 4.9% 4.3% 3.3% 4.4% 4.9% 4.7% 3.6% 4.3% 4.3%SEABOARD 6.4% 7.4% 6.8% 6.0% 5.6% 6.6% 5.9% 5.7% 6.2% 5.9% 5.1% 6.3% 6.1%

EDEESTEEDENORTE

EDESURUNR

CORVI PVCABCO

CODETEL/DNPLASTICOS FLEXIBLES

TORGINOLHAMACA BEACH RESORT

INVERSIONES COSTA CARIBEALUMINIOS DOMINICANOS

Pérdida (Diferencia)

Desde el SENI

AES ANDRES 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%CDEEE 0.0% 0.0% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.0% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1%

CEPP 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%DPP 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

EGEHID 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%GPLV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

HAINA 0.0% 0.1% 0.1% 0.0% 0.0% 0.1% 0.0% 0.0% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1%ITABO 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

LAESA 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%METALDOM 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%MONTE RIO 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%SEABOARD 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

EDEESTE 28.0% 27.3% 28.0% 28.2% 28.4% 27.9% 27.6% 28.1% 27.6% 27.4% 27.2% 27.6% 27.8%EDENORTE 27.9% 27.8% 27.4% 27.3% 27.4% 28.1% 28.6% 28.1% 28.3% 28.5% 27.3% 28.3% 27.9%

EDESUR 33.7% 33.9% 33.3% 33.8% 33.8% 32.9% 33.2% 33.0% 33.3% 33.4% 33.8% 33.6% 33.5%UNR 8.3% 8.9% 9.0% 8.1% 7.8% 8.6% 8.4% 8.3% 8.4% 8.6% 9.5% 9.5% 8.7%

CORVI PVC 0.1% 0.1% 0.0% 0.0%ABCO 0.1% 0.1% 0.0% 0.0%

CODETEL/DN 0.2% 0.2% 0.1% 0.0%PLASTICOS FLEXIBLES 0.1% 0.0% 0.0% 0.0%

TORGINOL 0.1% 0.0% 0.0%HAMACA BEACH RESORT 0.0% 0.0%

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.0% 0.0%ALUMINIOS DOMINICANOS 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Pérdida (Diferencia) 2.0% 1.9% 2.1% 2.1% 2.0% 2.0% 2.0% 2.3% 2.2% 1.8% 1.9% 1.5% 2.0%Total Hacia el SENI 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Total Desde el SENI 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%



71

5.2 BALANCE DEFINITIVO DE POTENCIALa Tabla 13 ilustra el balance general de potencia transferido en el SENI durante el 2010 que resulta del cálculo defi nitivo de potencia fi rme.

La inyección promedio anual de las unidades generadoras fue de 1,745.8 MW.

El promedio de los retiros de potencia de punta de las empresas generadoras, las empresas distribuidoras y de los Usuarios No Regulados (UNR) que obtuvieron su suministro directamente del Mercado Spot, fue de 1,714.2 MW.

Las pérdidas de transmisión promedio, estimada por diferencia entre las inyecciones y retiros, fueron de 34.6 MW que equivalen al 2.0% del total de las inyecciones.



72

Tabla 13. Balance defi nitivo de potencia 2010 [MW]

[MW] AGENTEMES

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

Hacia el SENI

AES ANDRES 247.7 241.4 248.8 246.7 239.8 239.4 239.6 240.2 241.8 254.0 240.4 242.8 243.5CDEEE 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

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 65.2DPP 22.9 22.3 23.0 22.8 22.2 22.2 22.2 22.2 22.4 23.6 22.8 23.1 22.7

EGEHID 358.2 369.6 356.2 360.2 372.9 373.6 373.3 372.2 369.2 364.3 372.9 365.6 367.4GPLV 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

HAINA 219.0 217.1 219.3 218.7 216.6 216.4 216.5 216.7 217.2 202.7 214.2 217.8 216.0ITABO 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

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 58.1METALDOM 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6MONTE RIO 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4 96.4SEABOARD 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


EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0UNR

ABCO 0.0CORVI PVC 0.0

CODETEL/DN 0.0PLASTICOS FLEXIBLES

0.0

TORGINOL 0.0ALUMINIOS

DOMINICANOS0.0

INVERSIONES COSTA CARIBE

0.0

HOTEL HAMACA 0.0 0.0Pérdidas (Diferencia) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Desde el SENI

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

EGEHID 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0



EDESUR 595.8 595.8 595.8 595.8 595.8 595.8 595.8 593.9 593.9 593.9 593.9 593.8 595.0UNR 107.2 107.2 107.2 102.2 102.2 105.5 107.2 110.5 110.5 110.5 113.5 113.5 108.1

ABCO 2.0 2.0 0.6 1.6CORVI PVC 0.8 0.8 0.2 0.6

CODETEL/DN 2.1 2.1 0.8 1.7PLASTICOS FLEXIBLES

0.0 0.0 0.0 0.0

TORGINOL 0.0 0.0 0.0ALUMINIOS

DOMINICANOS0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0

HOTEL HAMACA 0.0 0.0Pérdidas (Diferencia) 34.6 34.6 34.5 34.7 34.5 34.6 34.6 34.6 34.5 34.5 34.7 34.9 34.6

Total Hacia el SENI 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1745.7 1745.8 1745.8 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1746.1 1745.8Total Desde el SENI 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1745.7 1745.8 1745.8 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1746.1 1745.8



73

Continuación Tabla 13. Balance defi nitivo de potencia 2010 [%]

[%] AGENTEMES

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

Hacia el SENI

AES ANDRES 14.2% 13.8% 14.2% 14.1% 13.7% 13.7% 13.7% 13.8% 13.8% 14.6% 13.8% 13.9%CDEEE 6.5% 6.3% 6.5% 6.4% 6.3% 6.3% 6.3% 6.3% 6.3% 6.6% 6.3% 6.4%

CEPP 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7%DPP 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.4% 1.3% 1.3%

EGEHID 20.5% 21.2% 20.4% 20.6% 21.4% 21.4% 21.4% 21.3% 21.1% 20.9% 21.4% 20.9%GPLV 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9% 10.9%

HAINA 12.5% 12.4% 12.6% 12.5% 12.4% 12.4% 12.4% 12.4% 12.4% 11.6% 12.3% 12.5%ITABO 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9% 12.9%

LAESA 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3%METALDOM 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3% 2.3%MONTE RIO 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5%SEABOARD 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2%

EDEESTE 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%EDENORTE 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

EDESUR 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%UNR 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

ABCO 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%CORVI PVC 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

CODETEL/DN 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%PLASTICOS FLEXIBLES 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

TORGINOL 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%ALUMINIOS

DOMINICANOS0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

HOTEL HAMACA 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%Pérdidas (Diferencia) 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Desde el SENI

AES ANDRES 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%CDEEE 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

CEPP 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%DPP 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

EGEHID 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%GPLV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

HAINA 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1%ITABO 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

LAESA 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%METALDOM 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2%MONTE RIO 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%SEABOARD 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

EDEESTE 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6% 27.6%EDENORTE 29.8% 29.9% 29.9% 29.8% 29.9% 29.8% 29.8% 29.8% 29.8% 29.8% 29.6% 29.6%

EDESUR 34.1% 34.1% 34.1% 34.1% 34.1% 34.1% 34.1% 34.0% 34.0% 34.0% 34.0% 34.0%UNR 6.1% 6.1% 6.1% 5.9% 5.9% 6.0% 6.1% 6.3% 6.3% 6.3% 6.5% 6.5%

ABCO 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%CORVI PVC 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

CODETEL/DN 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%PLASTICOS FLEXIBLES 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

TORGINOL 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%ALUMINIOS

DOMINICANOS0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

HOTEL HAMACA 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Pérdidas (Diferencia) 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0%

Total Hacia el SENI 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%Total Desde el SENI 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%



74

5.3 DEMANDA MÁXIMA ANUALLa Tabla 14 muestra el pronóstico de demanda de potencia de punta del 2010 de acuerdo al artículo 265 del Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad. La tabla incluye las demandas máximas del SENI registradas en las horas de punta de cada mes del 2010. Los resultados indican que la máxima demanda real anual pertinente para la reliquidación de potencia fi rme se registró en la hora 22 del 25 de agosto de 2010.

La inyección neta al SENI fue de 1,744.624 MW, donde 1,711.191MW (98.1%) corresponden a retiros mientras que 33.43 MW (1.92%) son las pérdidas de potencia de punta.

Los retiros se desglosan en 1,594.930 MW (93.2%) destinado a las empresas distribuidoras y 116,261 MW (6.8%) a las demandas de potencia de punta de las empresas generadoras y UNR.

Tabla 14. Pronóstico Demanda Máxima y Máxima Demanda Anual Real 2010 [kW]

DISTRIBUIDORAS

PRONOSTICO DEMANDA

ENERO 2010

FEBRERO 2010

MARZO 2010

ABRIL 2010

MAYO 2010

JUNIO 2010

JULIO 2010

AGOSTO 2010

SEPTIEMBRE 2010

OCTUBRE 2010

NOVIEMBRE 2010

DICIEMBRE 2010

MAXIMA 2010 (kW)

Día 18 a la hora 21






Día 8 a la hora 22






EDEESTE 547,582 439,725 449,390 505,695 467,961 513,443 456,812 492,014 481,381 524,085 494,036 464,336 498,944

EDENORTE 554,780 432,971 458,021 496,911 491,974 544,049 464,440 468,049 519,666 485,913 498,763 487,037 525,281

EDESUR 561,970 543,318 507,484 554,342 603,948 544,753 612,441 569,049 593,883 552,396 559,377 567,501 539,714

SUB TOTAL 1,664,332 1,416,014 1,414,895 1,556,948 1,563,883 1,602,245 1,533,692 1,529,112 1,594,930 1,562,393 1,552,177 1,518,874 1,563,939USUARIOS NO REGULADOS

UNR 116,634 116,771 113,075 120,764 109,595 68,605 119,742 122,267 110,535 121,244 130,118 143,841 65,254OTROS RETIROS

METALDOM 7,060 2,638 7,491 6,865 5,044 2,401 7,385 2,278 3,567 2,114 1,876 6,180 1,875DPP 290 0 281 356 356 337 356 356 356 356 337 300 318

SUB TOTAL 7,350 2,638 7,771 7,220 5,400 2,738 1,533,692 1,529,112 1,594,930 1,562,393 1,552,177 6,480 1,563,939SUB TOTAL

RETIROS GENERADORES

560 955 1,747 2,198 1,443 1,200 3,283 859 1,804 2,380 3,089 1,655 1,950

TOTAL RETIROS 1,788,876 1,536,379 1,537,489 1,687,130 1,680,321 1,674,788 1,664,459 1,654,873 1,711,191 1,688,487 1,687,597 1,670,850 1,633,336INYECCION

TOTALBRUTA

1,635,816 1,619,675 1,791,936 1,776,897 1,767,285 1,762,511 1,740,415 1,795,181 1,781,972 1,786,501 1,764,398 1,726,769

NETA EN BT 1,832,712 1,578,133 1,564,842 1,733,288 1,718,579 1,711,909 1,716,431 1,696,209 1,750,982 1,730,865 1,731,180 1,708,350 1,674,249

NETA EN AT 1,827,484 1,572,588 1,560,550 1,728,080 1,714,231 1,706,441 1,711,075 1,690,969 1,744,624 1,725,757 1,727,802 1,702,488 1,669,548

PERDIDAS* 2.11% 2.30% 1.48% 2.37% 1.98% 1.85% 2.72% 2.13% 1.92% 2.16% 2.33% 1.86% 2.17%



75

5.4 TASA DE CAMBIO

33.5

34.0

34.5

35.0

35.5

36.0

36.5

37.0

37.5

38.0

01/Jan 01/Feb 01/Mar 01/Apr 01/May 01/Jun 01/Jul 01/Aug 01/Sep 01/Oct 01/Nov 01/Dec

TASA DE CAMBIO Figura 20. Tasa de Cambio para las transacciones económicas 2010 [RD$/US$]

A continuación se presenta la tasa de cambio para llevar el costo marginal tope a pesos dominicanos, según lo establece el artículo de la resolución SIE 04-2010. Esta misma tasa de cambio fué utilizada para realizar una estimación de Las transacciones económicas en dólares de Estados Unidos de América.



76

5.5 COSTOS MARGINALESDE ENERGÍALa Tabla 15 muestra la evolución en el 2010 del Costo Marginal de Corto Plazo de energía en la barra de referencia del SENI pertinente para las transacciones económicas del MEM (CMg Energía). En la fi gura incluye el Costo Marginal de Energía (CMg Preliminar) sin considerar la limitación del Costo Marginal Tope de energía que se establece en la Resolución SIE 04-2010.

Tabla 15. Costo Marginal Tope de energía en el 2010 [US$/MWh]

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

Costo Marginal Tope Base [US$/MWh] 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00

CPI Mar 2001 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20 176.20

CPI Mes i-2 216.33 215.95 216.69 216.74 217.63 218.01 218.18 217.97 218.01 218.31 218.44 218.71 217.58

A = CPI Mes i-2/CPIMar 2001 1.228 1.226 1.230 1.230 1.235 1.237 1.238 1.237 1.237 1.239 1.240 1.241 1.235

Precio Fuel Oil N°6 - Base [US$/barril] 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00 17.00

Precio Fuel Oil N°6 - Promedio [US$/barril] 69.07 71.51 69.84 69.78 72.91 66.71 66.04 66.25 66.63 67.17 71.51 72.40 69.15

Aporte CPI [US$/MWh] 27.01 26.96 27.06 27.06 27.17 27.22 27.24 27.21 27.22 27.26 27.27 27.31 27.17

Aporte Precio Fuel Oil N°6 [US$/MWh] 134.07 138.80 135.57 135.46 141.53 129.49 128.19 128.61 129.34 130.39 138.82 140.55 134.23

COSTO MARGINAL Tope [US$/MWh] 161.08 165.77 162.62 162.52 168.70 156.71 155.44 155.83 156.56 157.64 166.09 167.85 161.40

Variación CMgTope (respecto mes anterior) % 2.9% -1.9% -0.1% 3.8% -7.1% -0.8% 0.3% 0.5% 0.7% 5.4% 1.1% 0.4%

Variación CMgtope (respecto de enero) % 4.6% 2.6% 2.5% 6.4% -1.1% -1.9% -1.7% -1.2% -0.5% 4.8% 5.9% 1.9%



77

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

01/Jan 01/Feb 01/Mar 01/Apr 01/May 01/Jun 01/Jul 01/Aug 01/Sep 01/Oct 01/Nov 01/Dec

Día

COSTO MARGINAL TOPERES. SIE 04/2010

CMET [US$/MWh] CMET [RD$/MWh]

Figura 21. Costo Marginal Tope de energía Resolución SIE 04-2010

Figura 22. Costo Marginal de Corto Plazo de energía en barra de referencia 2010

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

1/1/

2010

2/1/

2010

3/1/

2010

4/1/

2010

5/1/

2010

6/1/

2010

7/1/

2010

8/1/

2010

9/1/

2010

10/1

/201

0

11/1

/201

0

12/1

/201

0

HORA

COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGÍA 2010 [RD$/MWh]

Preliminar Real



78

Donde los términos tienen el siguiente signifi cado:

CMgT: Costo Marginal de Corto Plazo de energía referido a la barra de referencia del SENI Pertinente para las transacciones económicas del MEM.

CMgMáx: Costo Marginal Tope de energía establecido en la Resolución SIE 04-2010.

CMgP: Costo Marginal de energía sin considerar la limitación del Costo Marginal Máximo de energía que establece la Resolución SIE 04-2010.

Tabla 16. Horas en que el Costo Marginal es mayor o igual al Costo Marginal Tope en el 2010

Data CMgMÁXMES Grand


# HORAS CMgT < CMgMáx 556 338 238 628 669 465 544 418 334 519 608 602 5919

Desabastecimiento 44 300 485 87 73 151 67 163 210 198 74 79 1931

CMgP > CMgMáx 144 34 21 5 2 104 133 163 176 27 38 63 910

% HORAS CMgT < CMgMáx 75% 50% 32% 87% 90% 65% 73% 56% 46% 70% 84% 81% 68%

Desabastecimiento 6% 45% 65% 12% 10% 21% 9% 22% 29% 27% 10% 11% 22%

CMgP > CMgMáx 19% 5% 3% 1% 0% 14% 18% 22% 24% 4% 5% 8% 10%

Total # HORAS 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 8760

Total % HORAS 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%



79

Tabla 17. Subsistemas en el 2010 con incidencia en las transacciones económicas

Data SUBSISTEMAMES


Promedio CMg [US$/

MWh]

Palamara 138 [kV] 131.8 154.3 148.6 137.0 143.7 133.5 129.8 139.7 143.2 134.1 122.4 125.7 136.9Norte: Bonao

2 - Canabacoa156.5 133.6 151.6

69 kV: Diesel - La Vega 135.1 135.9 144.1 126.9 148.3 119.8 136.669 kV: Autotransformador

Palamara114.4 121.0 113.5 113.2 113.0 111.6 105.0 110.7 111.6 109.9 112.9 119.6 114.3

Este: Hainamosa-Palamara

130.8 102.7 104.1 116.6 112.4

Norte: Bonao-Palamara 151.1 158.7 135.1 144.2 134.6 149.4 145.7Sur: Pizarrete-Madre Vieja 115.0 115.0

Sur: Valdesia-Palamara 121.8 121.8Este: Santo Domingo 85.8 85.8

69 kV: Zona Timbeque 148.2 148.2

Promedio CMg [RD$/MWh]

Palamara 138 [kV] 4,770 5,597 5,406 4,991 5,282 4,920 4,788 5,172 5,306 5,001 4,565 4,695 5,038Norte: Bonao

2 - Canabacoa5,666 4,945 5,511

69 kV: Diesel - La Vega 4,890 4,990 5,315 4,683 5,499 4,470 5,03169 kV: Autotransformador

Palamara4,139 4,391 4,131 4,124 4,157 4,114 3,878 4,097 4,135 4,097 4,210 4,470 4,230

Este: Hainamosa-Palamara 4,761 3,800 3,884 4,358 4,155Norte: Bonao-Palamara 5,498 5,783 4,958 5,318 4,967 5,540 5,373

Sur: Pizarrete-Madre Vieja 4,300 4,300Sur: Valdesia-Palamara 4,542 4,542

Este: Santo Domingo 3,199 3,19969 kV: Zona Timbeque 5,538 5,538

Número de Horas

Palamara 138 [kV] 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 8760Norte: Bonao

2 - Canabacoa11 3 14

69 kV: Diesel - La Vega 23 12 12 18 32 15 11269 kV: Autotransformador

Palamara29 36 23 43 40 27 37 43 14 60 91 165 608


5 3 8 1 17

Norte: Bonao-Palamara 4 8 9 11 11 30 73Sur: Pizarrete-Madre Vieja 3 3

Sur: Valdesia-Palamara 4 4Este: Santo Domingo 1 1

69 kV: Zona Timbeque 1 1

Pocentaje de Horas

Palamara 138 [kV] 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.00%Norte: Bonao

2 - Canabacoa1.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.4% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.16%

69 kV: Diesel - La Vega 3.1% 0.0% 0.0% 0.0% 1.6% 1.7% 2.4% 0.0% 4.4% 0.0% 0.0% 2.0% 1.28%69 kV: Autotransformador

Palamara3.9% 5.4% 3.1% 6.0% 5.4% 3.8% 5.0% 5.8% 1.9% 8.1% 12.6% 22.2% 6.94%


0.0% 0.0% 0.7% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.4% 0.0% 0.0% 1.1% 0.1% 0.19%

Norte: Bonao-Palamara 0.0% 0.0% 0.5% 1.1% 1.2% 1.5% 1.5% 0.0% 4.2% 0.0% 0.0% 0.0% 0.83%Sur: Pizarrete-Madre Vieja 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.4% 0.0% 0.0% 0.03%

Sur: Valdesia-Palamara 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.6% 0.0% 0.05%Este: Santo Domingo 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.0% 0.01%

69 kV: Zona Timbeque 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.01%



80

5.6 COSTOS MARGINALES DE POTENCIALa Tabla 18 muestra la evolución del Costo Marginal de Potencia de Punta de la barra de referencia en el 2010.

Donde los términos tienen el siguiente signifi cado:CMPPBRDic n-1 Precio de la Potencia de Punta del mes de Diciembre del

año anterior al que corresponde el cálculo de acuerdo a la Resolución SIE-38-2009.

CPI Mes i-1 Índice de precios al consumidor de los Estados Unidos de Amé-rica, all cities, all items del mes anterior al que corresponde el cálculo.

CPI Nov n-1 Índice de precios al consumidor de los Estados Unidos de América all cities, all items del mes de Noviembre del año anterior al que corresponde el cálculo.

A Factor de indexación por CPI:A = Mín(CPI Mes i-1/CPI Nov n-1; 1.02)D Mes i-1 Tasa de cambio promedio del dólar americano para ventas en

efectivo en el mercado extrabancario, publicada por el Banco Central, correspondiente al mes anterior al que corresponde el cálculo.

D Nov n-1 Tasa de cambio promedio del dólar americano para ventas en efectivo en el mercado extrabancario, publicada por el Banco Central, correspondiente al mes de Noviembre del año anterior al que corres-ponde el cálculo

CMPPBRMES i Precio de la Potencia de Punta del mes i para el que se realiza el cálculo:

CMPPBRMES i = A*(D Mes i-1/D Nov n-1)*CMPPBRDic n-1.

Tabla 18. Costo Marginal de Potencia de Punta en barra de referencia 2010

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

CMPPBRDic n-1 [RD$/kW-mes]

288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6 288.6

CPI Mes i-1 215.95 216.69 216.74 217.63 218.01 218.18 217.97 218.01 218.31 218.44 218.71 218.80 217.79

CPI Nov n-1 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33

A = Min(CPI Mes i-1/CPI Nov n-1; 1.02) 0.998 0.998 1.002 1.006 1.008 1.009 1.008 1.008 1.009 1.010 1.011 1.011 1.006

D Mes i-1 [RD$/US$] 36.21 36.23 36.32 36.43 36.55 36.84 36.90 36.95 37.06 37.14 37.35 37.33 36.78

D Nov n-1 [RD$/US$] 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22 36.22

CMPPBRMes i [RD$/kW-mes]

288.05 289.14 289.94 292.01 293.51 296.08 296.24 296.74 298.04 298.85 300.86 300.90 295.03

En la tabla 18, la segunda columna debe titularse UNI-DAD (actualmente tiene (RD$/KW-mes), y debajo, en lo que corresponde a CMPPBRdic n-1, debe ir (RD$/kW-mps)



81

5.7 TRANSACCIONES DE ENERGÍALa Tabla 19 presenta la energía inyectada por cada Agente del MEM. Las inyecciones provienen de la producción de las unidades generadoras del SENI y de los contratos de compra de electricidad.

Tabla 19. Inyecciones de energía 2010 [GWh]

[GWh] AGENTEMES


Inyección x Generación

AES ANDRES 180.5 175.7 143.0 181.2 184.4 176.4 182.7 187.9 167.3 188.1 169.3 159.1 2095.6

CDEEE 93.9 61.2 100.7 114.9 125.2 85.3 100.3 87.7 90.2 59.6 11.3 14.4 944.7

CEPP 24.1 30.1 34.6 29.9 31.0 29.8 25.7 31.9 28.8 32.0 28.8 29.9 356.7

DPP 45.8 57.9 112.9 100.6 103.7 65.4 119.5 128.1 116.3 126.9 103.4 121.0 1201.4

EGEHID 75.0 53.3 51.2 68.8 93.6 162.3 169.7 176.5 122.6 138.7 166.7 129.2 1407.5

GPLV 81.1 91.8 90.3 89.2 86.9 84.6 82.0 91.0 94.3 85.5 78.4 74.5 1029.7

HAINA 104.3 111.0 119.0 89.9 96.3 93.5 130.5 119.9 107.2 81.9 84.9 96.9 1235.3

ITABO 172.1 122.0 168.5 160.2 173.8 153.1 100.4 93.8 126.6 177.1 168.6 176.0 1792.3

LAESA 32.6 34.5 38.2 35.1 36.9 35.5 46.7 57.0 54.2 55.5 51.1 52.2 529.5

METALDOM 13.7 14.0 13.8 10.3 11.4 11.5 16.2 19.2 17.3 15.1 13.7 8.1 164.4

MONTE RIO 34.2 41.2 44.9 43.0 51.4 43.6 35.6 48.0 50.5 50.6 34.6 41.5 519.0

SEABOARD 58.5 63.1 66.9 59.0 58.7 66.4 63.7 63.0 63.9 62.9 49.1 60.3 735.6

EDEESTE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EDENORTE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

UNR

CORVI PVC

ABCO

CODETEL/DN

PLASTICOS FLEXIBLES

TORGINOL

HAMACA BEACH RESORT


ALUMINIOS DOMINICANOS

ETED



82


[GWh] AGENTEMES


Inyección x Contrato

AES ANDRES 0.5 0.0 8.1 1.9 0.7 1.7 0.0 0.0 0.1 0.2 1.8 2.6 17.6CDEEE 74.5 60.8 60.1 70.4 67.7 152.1 163.4 166.0 114.0 128.1 159.8 122.9 1339.8

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 52.6 31.9 9.9 17.6 19.0 44.9 4.5 2.4 5.3 1.5 12.0 3.9 205.5

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO 17.9 49.3 14.2 18.8 19.0 26.2 79.2 87.0 39.2 17.3 12.0 12.0 392.2



EDESUR 301.2 285.5 336.8 324.0 355.7 326.5 349.6 355.9 352.6 365.2 335.5 332.6 4021.2UNR 76.1 76.3 88.8 79.3 82.3 86.7 90.3 91.3 87.4 92.6 91.1 83.5 1025.8

CORVI PVCABCO

CODETEL/DNPLASTICOS FLEXIBLESTORGINOL

HAMACA BEACH RESORT



ETED

Continuación



83


[GWh] AGENTEMES


Inyección Total

AES ANDRES 181.0 175.7 151.1 183.0 185.1 178.1 182.7 187.9 167.4 188.4 171.1 161.7 2113.2CDEEE 168.4 122.0 160.8 185.3 192.9 237.4 263.7 253.7 204.2 187.8 171.1 137.3 2284.5

CEPP 24.1 30.1 34.6 29.9 31.0 29.8 25.7 31.9 28.8 32.0 28.8 29.9 356.7DPP 98.3 89.8 122.8 118.2 122.7 110.3 124.0 130.5 121.6 128.4 115.4 124.9 1407.0

EGEHID 75.0 53.3 51.2 68.8 93.6 162.3 169.7 176.5 122.6 138.7 166.7 129.2 1407.5GPLV 81.1 91.8 90.3 89.2 86.9 84.6 82.0 91.0 94.3 85.5 78.4 74.5 1029.7

HAINA 104.3 111.0 119.0 89.9 96.3 93.5 130.5 119.9 107.2 81.9 84.9 96.9 1235.3ITABO 190.0 171.3 182.6 179.0 192.8 179.4 179.5 180.8 165.9 194.5 180.6 188.0 2184.5



EDESUR 301.2 285.5 336.8 324.0 355.7 326.5 349.6 355.9 352.6 365.2 335.5 332.6 4021.2UNR 76.1 76.3 88.8 79.3 82.3 86.7 90.3 91.3 87.4 92.6 91.1 83.5 1025.8

CORVI PVCABCO


HAMACA BEACH RESORT



ETED 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Total Inyección x

Generación 915.7 855.8 983.9 982.1 1053.2 1007.4 1073.1 1104.1 1039.3 1074.0 959.8 963.1 12011.6

Total Inyección x Contrato 963.8 924.3 988.7 979.9 1056.4 1135.3 1229.7 1279.8 1181.4 1199.2 1141.3 1097.4 13177.3

Total Inyección Total 1879.5 1780.1 1972.6 1962.0 2109.6 2142.7 2302.8 2383.9 2220.7 2273.2 2101.2 2060.6 25188.9

Continuación



84

La tabla 20 presenta la energía retirada por cada Agente del MEM. Los retiros reúnen los consumos de los usuarios fi nales que son atendidos por los Agentes del MEM y por los contratos de venta de electricidad.

Tabla 20. Retiros de energía 2010 [GWh]

[GWh] AGENTEMES


Retiro x Consumo

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.2 0.0 0.1 0.2 0.5CDEEE 0.4 0.4 0.6 0.9 0.8 0.9 0.5 0.6 0.5 0.7 0.8 1.1 8.3

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2DPP 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 2.7

EGEHID 0.3 0.3 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 3.1GPLV 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.0

HAINA 0.5 0.5 0.9 0.4 0.3 0.9 0.3 0.4 0.9 1.1 0.7 0.8 7.7ITABO 0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.1 0.4 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 1.1



EDESUR 308.4 290.1 328.0 331.8 355.6 331.1 355.9 364.3 346.1 358.8 324.7 324.0 4018.9UNR 76.1 76.3 88.8 79.3 82.3 86.7 90.3 91.3 87.4 92.6 91.1 83.5 1025.8

CORVI PVC 0.6 0.6 0.2 1.4ABCO 0.9 1.1 0.3 2.3


0.5 0.5 0.0 1.0

TORGINOL 0.8 0.3 1.1HAMACA

BEACH RESORT0.0 0.0


0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0

ETED 18.2 16.1 20.2 20.3 21.4 20.4 22.0 25.2 22.4 19.6 18.3 14.6 238.7



85

Tabla 20. Retiros de energía 2010 [GWh]

[GWh] AGENTEMES


Retiro x Contrato

AES ANDRES 140.3 141.8 147.3 149.3 154.3 144.8 162.6 166.6 167.9 157.9 160.8 148.5 1842.1CDEEE 130.3 122.2 139.1 139.0 149.3 152.4 162.1 165.2 182.8 187.0 167.9 163.3 1860.4

CEPP 23.0 21.4 24.3 24.1 26.0 25.6 27.6 28.0 26.5 27.6 23.6 24.6 302.3DPP 98.2 89.6 105.6 106.3 114.6 108.0 113.6 119.1 110.0 113.0 100.2 101.8 1280.0

EGEHID 80.5 74.5 85.0 83.3 90.8 159.6 166.4 172.8 119.1 135.1 163.9 124.6 1455.5GPLV 80.9 91.3 90.0 89.0 86.8 84.5 89.4 91.0 94.1 89.4 79.1 80.2 1045.7

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 1803.0ITABO 161.1 141.3 160.2 164.4 183.4 175.4 187.8 188.0 178.2 184.7 171.8 178.4 2074.5



EDESUR 8.3 7.9 9.2 5.2 4.6 7.7 9.6 9.5 7.9 7.8 6.7 6.3 90.8UNR

CORVI PVCABCO


HAMACA BEACH RESORT



ETED

Retiro Total

AES ANDRES 140.3 141.8 147.3 149.3 154.3 144.8 162.6 166.6 168.1 158.0 160.8 148.7 1842.6CDEEE 130.7 122.6 139.7 139.9 150.1 153.3 162.5 165.8 183.4 187.8 168.8 164.3 1868.7

CEPP 23.1 21.5 24.3 24.1 26.0 25.6 27.7 28.0 26.5 27.6 23.6 24.6 302.5DPP 98.3 89.8 105.9 106.5 114.8 108.2 113.9 119.4 110.3 113.2 100.4 102.1 1282.7

EGEHID 80.8 74.8 85.4 83.6 91.1 159.7 166.6 173.0 119.3 135.4 164.1 124.8 1458.6GPLV 81.0 91.4 90.1 89.0 86.9 84.6 89.5 91.1 94.2 89.5 79.1 80.3 1046.7

HAINA 127.8 119.9 135.9 135.1 144.8 139.2 162.5 180.9 171.2 177.4 156.8 159.1 1810.7ITABO 161.1 141.3 160.2 164.4 183.5 175.5 188.2 188.4 178.2 184.7 171.8 178.4 2075.7



EDESUR 316.7 298.0 337.2 337.1 360.2 338.9 365.6 373.8 354.0 366.5 331.5 330.3 4109.7UNR 76.1 76.3 88.8 79.3 82.3 86.7 90.3 91.3 87.4 92.6 91.1 83.5 1025.8

CORVI PVC 0.6 0.6 0.2 1.4ABCO 0.9 1.1 0.3 2.3


0.5 0.5 0.0 1.0

TORGINOL 0.8 0.3 0.0 1.1HAMACA

BEACH RESORT0.0 0.0


0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0

ETED 18.2 16.1 20.2 20.3 21.4 20.4 22.0 25.2 22.4 19.6 18.3 14.6 238.7

Total Retiro x Consumo 915.7 855.8 983.9 982.1 1053.2 1007.4 1073.1 1104.1 1039.3 1074.0 959.8 963.1 12011.6

Total Retiro x Contrato 963.8 924.3 988.7 979.9 1056.4 1135.3 1229.7 1279.8 1181.4 1199.2 1141.3 1097.4 13177.3

Total Retiro Total 1879.5 1780.1 1972.6 1962.0 2109.6 2142.7 2302.8 2383.9 2220.7 2273.2 2101.2 2060.6 25188.9

Continuación



86

Tabla 21. Transferencias de energía en el Mercado Spot 2010 [GWh]

[GWh] AGENTEMES


Venta al Mercado

Spot

AES ANDRES 40.6 33.8 3.8 33.7 30.9 33.3 20.1 21.3 0.0 30.4 10.3 13.1 271.3

CDEEE 37.7 0.0 21.1 45.4 42.8 84.1 101.1 88.0 20.8 0.0 2.3 0.0 443.4

CEPP 1.0 8.7 10.3 5.7 5.0 4.3 0.0 3.9 2.2 4.5 5.2 5.3 56.2

DPP 0.0 0.0 16.9 11.7 7.9 2.1 10.1 11.1 11.3 15.2 15.0 22.9 124.2

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 2.5 2.6 3.1 3.5 3.3 3.3 2.6 4.4 25.2

GPLV 0.1 0.4 0.2 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.0 1.1

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ITABO 28.9 30.0 22.4 14.6 9.3 3.9 0.0 0.0 0.0 9.8 8.8 9.7 137.4

LAESA 0.0 0.0 12.2 9.1 10.9 0.0 0.0 5.5 21.0 21.5 19.3 20.2 119.6

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

MONTE RIO 10.8 9.7 34.8 10.4 26.5 0.0 0.0 0.0 8.8 18.8 8.3 13.9 141.9

SEABOARD 26.9 35.1 36.6 58.0 33.6 39.0 35.4 34.7 36.5 33.8 20.0 32.0 421.7

EDEESTE 0.0

EDENORTE

EDESUR

UNR

CORVI PVC

ABCO

CODETEL/DN

PLASTICOS FLEXIBLES

TORGINOL

HAMACA BEACH RESORT



ETED

La Tabla 21 presenta las transferencias de energía en el Mercado Spot como resultado del balance de inyecciones y retiros de los Agentes del MEM.



87

Tabla 21. Transferencias de energía en el Mercado Spot 2010 [GWh]

[GWh] AGENTEMES


Compra al Mercado

Spot

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 0.0 0.7

CDEEE 0.0 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 27.0 27.6

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.9

DPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EGEHID 5.8 21.5 34.2 14.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 76.3

GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7.5 0.1 0.0 4.0 0.7 5.8 18.1

HAINA 23.5 8.9 16.9 45.2 48.5 45.8 32.0 61.1 64.0 95.5 71.9 62.2 575.4

ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8.6 7.6 12.4 0.0 0.0 0.0 28.6

LAESA 2.4 0.5 0.0 0.0 0.0 2.6 0.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.2

METALDOM 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

MONTE RIO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 10.1 4.4 0.0 0.0 0.0 0.0 15.9

SEABOARD 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EDEESTE 79.5 56.6 82.2 83.7 89.6 82.3 76.5 65.9 21.7 33.3 24.4 26.2 721.8

EDENORTE 14.9 15.1 18.1 18.5 12.0 14.4 10.9 5.1 0.0 0.0 0.0 0.0 109.0

EDESUR 15.5 12.5 0.4 13.0 4.5 12.3 15.9 17.9 1.3 1.4 0.0 0.0 94.8

UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CORVI PVC 0.6 0.6 0.2 1.4

ABCO 0.9 1.1 0.3 2.3

CODETEL/DN 1.6 1.8 0.7 4.1

PLASTICOS FLEXIBLES

0.5 0.5 0.0 1.0

TORGINOL 0.8 0.3 1.1

HAMACA BEACH RESORT

0.0 0.0


0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0

ETED 18.2 16.1 20.2 20.3 21.4 20.4 22.0 25.2 22.4 19.6 18.3 14.6 238.7

Total Venta al Mercado Spot 159.7 131.8 172.2 199.2 180.7 180.8 186.0 187.2 122.6 153.8 115.2 135.8 1925.0

Total Compra al Mercado Spot 159.7 131.8 172.2 199.2 180.7 180.8 186.0 187.2 122.6 153.8 115.2 135.8 1925.0

Continuación



88

Tabla 22. Resumen de transacciones de energía 2010 [GWh]

AGENTE

[GWh]



Inyección Total

Retiro x Consumo

Retiro x Contrato

Retiro Total

Venta al Mercado

Spot

Compras al Mercado

Spot

NetoMercado

Spot

AES ANDRES 2095.6 17.6 2113.2 0.5 1842.1 1842.6 271.3 0.7 270.57

CDEEE 944.7 1339.8 2284.5 8.3 1860.4 1868.7 443.4 27.6 415.76

CEPP 356.7 0.0 356.7 0.2 302.3 302.5 56.2 1.9 54.22

DPP 1201.4 205.5 1407.0 2.7 1280.0 1282.7 124.2 0.0 124.24

EGEHID 1407.5 0.0 1407.5 3.1 1455.5 1458.6 25.2 76.3 (51.11)

GPLV 1029.7 0.0 1029.7 1.0 1045.7 1046.7 1.1 18.1 (17.02)

HAINA 1235.3 0.0 1235.3 7.7 1803.0 1810.7 0.0 575.4 (575.39)

ITABO 1792.3 392.2 2184.5 1.1 2074.5 2075.7 137.4 28.6 108.82

LAESA 529.5 0.0 529.5 0.5 415.5 416.0 119.6 6.2 113.43

METALDOM 164.4 0.0 164.4 0.3 0.0 0.3 164.1 0.0 164.08

MONTE RIO 519.0 0.0 519.0 0.5 392.5 393.0 141.9 15.9 126.04

SEABOARD 735.6 31.4 767.0 0.5 344.8 345.3 421.7 0.0 421.71

EDEESTE 0.0 2852.0 2852.0 3337.7 236.1 3573.8 0.0 721.8 (721.80)

EDENORTE 0.0 3291.8 3291.8 3354.2 34.0 3388.2 12.6 109.0 (96.36)

EDESUR 0.0 4021.2 4021.2 4018.9 90.8 4109.7 6.3 94.8 (88.54)

UNR 0.0 1025.8 1025.8 1025.8 0.0 1025.8 0.0 0.0 -CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 1.4 0.0 1.4 0.0 1.4 (1.36)

ABCO 0.0 0.0 0.0 2.3 0.0 2.3 0.0 2.3 (2.26)CODETEL/DN 0.0 0.0 0.0 4.1 0.0 4.1 0.0 4.1 (4.10)

PLASTICOS FLEXIBLES 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 1.0 0.0 1.0 (1.03)

TORGINOL 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 1.1 0.0 1.1 (1.12)

HAMACA BEACH RESORT 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 (0.03)

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 (0.02)

ALUMINIOS DOMINICANOS 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 (0.01)

ETED 0.0 0.0 238.7 238.7 0.0 238.7 (238.72)

Grand Total 12011.6 13177.3 25188.9 12011.6 13177.3 25188.9 1925.0 1925.0 -

La siguiente tabla presenta la potencia inyectada por cada Agente del MEM. Las inyecciones provienen de los aportes de potencia fi rme de las unidades generadoras y de los contratos de compra de electricidad.



89

Tabla 23. Inyecciones de energía 2010 [Millones de RD$]

[Millones de RD$] AGENTE MES TotalEne Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic


AES ANDRES 833.9 948.8 724.6 870.8 940.0 841.9 852.3 941.5 853.0 910.3 740.6 702.6 10,160.4CDEEE 448.7 333.8 562.4 592.9 675.3 427.9 476.3 461.5 474.3 290.3 56.7 70.5 4,870.5

CEPP 121.0 173.2 200.0 159.5 172.2 153.8 125.0 171.4 158.5 166.3 137.7 146.4 1,885.2DPP 211.8 324.2 612.7 502.7 545.9 324.4 573.2 664.0 617.2 634.4 467.7 568.8 6,047.0

EGEHID 347.3 301.4 280.6 354.8 498.7 807.6 780.1 896.8 648.6 692.7 753.6 600.0 6,962.3GPLV 406.2 531.5 514.0 464.8 482.0 439.1 415.3 488.5 517.2 450.0 376.7 364.2 5,449.5

HAINA 486.9 609.2 636.5 437.2 496.5 445.2 625.4 605.8 560.3 397.5 385.8 454.8 6,141.2ITABO 810.9 675.7 908.6 793.8 912.4 749.3 477.2 481.2 671.0 886.9 762.7 827.9 8,957.5

LAESA 161.5 195.5 217.1 182.1 200.7 180.1 225.5 294.3 288.5 283.9 236.7 249.3 2,715.2METALDOM 68.2 79.9 78.2 54.7 62.3 60.9 82.5 103.3 94.3 80.2 65.4 43.6 873.4MONTE RIO 162.7 219.2 235.9 212.2 266.8 212.0 177.1 240.9 256.6 251.2 162.2 193.5 2,590.4SEABOARD 289.0 356.6 367.5 303.2 317.3 332.2 316.0 334.9 346.3 322.4 233.1 289.8 3,808.4

EDEESTEEDENORTE

EDESURUNR

CORVI PVCABCO


HAMACA BEACH RESORT



ETED 37.6 35.7 29.8 28.5 25.8 19.6 29.7 17.9 26.5 30.6 18.3 40.1 340.3


AES ANDRES 2.0 0.0 44.8 7.9 3.8 7.3 0.0 0.0 0.2 0.9 8.0 13.3 88.3CDEEE 361.9 348.1 343.5 366.7 360.0 752.8 785.3 860.2 606.2 645.7 734.8 580.6 6,745.7

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 264.3 181.7 52.7 87.6 103.6 226.0 23.6 13.3 29.3 8.0 59.9 19.4 1,069.3

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO 90.2 273.3 78.0 99.2 104.1 132.0 376.6 441.4 201.3 86.1 58.5 56.8 1,997.6


EDEESTE 942.2 1,086.4 1,162.5 1,074.2 1,222.8 1,106.2 1,171.7 1,397.5 1,524.1 1,431.9 1,192.0 1,240.8 14,552.4EDENORTE 1,212.0 1,307.8 1,477.9 1,341.6 1,540.7 1,407.4 1,458.7 1,643.2 1,630.4 1,598.8 1,262.2 1,341.2 17,222.1

EDESUR 1,457.9 1,613.1 1,842.4 1,650.6 1,920.0 1,638.4 1,719.7 1,870.0 1,892.7 1,856.0 1,557.4 1,581.2 20,599.5UNR 374.6 437.0 491.8 407.5 446.0 435.1 443.6 483.5 475.2 475.3 429.9 403.9 5,303.3

CORVI PVCABCO


HAMACA BEACH RESORT



ETED



90

Tabla 23. Inyecciones de energía 2010 [Millones de RD$]

[Millones de RD$] AGENTE MES TotalEne Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Inyección Total

AES ANDRES 835.9 948.8 769.4 878.7 943.8 849.2 852.3 941.5 853.2 911.2 748.6 715.9 10,248.7CDEEE 810.6 681.9 905.9 959.6 1,035.3 1,180.7 1,261.5 1,321.7 1,080.5 936.0 791.4 651.1 11,616.2

CEPP 121.0 173.2 200.0 159.5 172.2 153.8 125.0 171.4 158.5 166.3 137.7 146.4 1,885.2DPP 476.0 505.9 665.4 590.3 649.5 550.4 596.8 677.3 646.5 642.3 527.7 588.2 7,116.3

EGEHID 347.3 301.4 280.6 354.8 498.7 807.6 780.1 896.8 648.6 692.7 753.6 600.0 6,962.3GPLV 406.2 531.5 514.0 464.8 482.0 439.1 415.3 488.5 517.2 450.0 376.7 364.2 5,449.5

HAINA 486.9 609.2 636.5 437.2 496.5 445.2 625.4 605.8 560.3 397.5 385.8 454.8 6,141.2ITABO 901.1 949.0 986.6 893.0 1,016.5 881.3 853.8 922.6 872.3 973.0 821.2 884.8 10,955.2

LAESA 161.5 195.5 217.1 182.1 200.7 180.1 225.5 294.3 288.5 283.9 236.7 249.3 2,715.2METALDOM 68.2 79.9 78.2 54.7 62.3 60.9 82.5 103.3 94.3 80.2 65.4 43.6 873.4MONTE RIO 162.7 219.2 235.9 212.2 266.8 212.0 177.1 240.9 256.6 251.2 162.2 193.5 2,590.4SEABOARD 297.3 366.8 379.9 315.1 331.7 347.7 332.3 352.0 362.1 337.4 246.3 303.3 3,971.7

EDEESTE 942.2 1,086.4 1,162.5 1,074.2 1,222.8 1,106.2 1,171.7 1,397.5 1,524.1 1,431.9 1,192.0 1,240.8 14,552.4EDENORTE 1,212.0 1,307.8 1,477.9 1,341.6 1,540.7 1,407.4 1,458.7 1,643.2 1,630.4 1,598.8 1,262.2 1,341.2 17,222.1

EDESUR 1,457.9 1,613.1 1,842.4 1,650.6 1,920.0 1,638.4 1,719.7 1,870.0 1,892.7 1,856.0 1,557.4 1,581.2 20,599.5UNR 374.6 437.0 491.8 407.5 446.0 435.1 443.6 483.5 475.2 475.3 429.9 403.9 5,303.3

CORVI PVCABCO


HAMACA BEACH RESORT




Generación 4,385.8 4,784.8 5,368.0 4,957.3 5,596.1 4,994.0 5,155.7 5,702.0 5,512.3 5,396.6 4,397.4 4,551.4 60,801.2

Total Inyección x Contrato 4,713.4 5,257.5 5,506.0 5,047.3 5,715.2 5,720.6 5,995.5 6,726.1 6,375.3 6,117.7 5,315.9 5,250.8 67,741.5

Total Inyección Total 9,099.2 10,042.3 10,874.0 10,004.6 11,311.3 10,714.6 11,151.2 12,428.2 11,887.6 11,514.3 9,713.3 9,802.2 128,542.7

Continuación



91

Tabla 24. Retiros de energía 2010 [Millones de RD$]

[Millones de RD$] AGENTE

MESTotal


Retiro x Consumo

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 1.1 0.2 0.4 0.8 2.8CDEEE 2.0 2.3 3.1 4.4 4.3 4.4 2.2 2.8 2.8 3.7 3.8 5.1 40.8

CEPP 0.2 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.7DPP 0.7 1.0 1.4 1.1 1.2 0.9 1.2 1.3 1.3 1.2 1.1 1.1 13.7

EGEHID 1.5 1.8 2.3 1.6 1.5 0.8 0.8 1.2 1.0 1.3 0.7 1.0 15.6GPLV 0.5 0.2 0.2 0.4 0.5 0.5 0.5 0.3 0.3 0.4 0.3 0.3 4.3

HAINA 2.2 2.8 4.6 2.0 1.7 4.5 1.4 2.3 5.0 5.6 3.1 3.9 39.0ITABO 0.0 0.5 0.4 0.1 0.2 0.4 2.0 2.0 0.3 0.0 0.0 0.0 5.9

LAESA 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.4 0.3 0.1 0.1 0.3 0.3 0.3 2.2METALDOM 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 1.0 1.3

MONTE RIO 0.4 0.0 0.0 0.1 0.0 0.1 0.3 0.1 0.0 0.1 0.4 0.3 1.9

SEABOARD 0.3 0.0 0.1 0.2 0.3 0.0 0.1 0.2 0.1 0.2 0.3 0.2 2.1EDEESTE 1244.6 1322.8 1503.1 1404.0 1600.1 1414.9 1453.2 1636.4 1545.4 1495.0 1211.1 1270.1 17100.8

EDENORTE 1267.3 1375.7 1561.9 1423.8 1589.3 1459.5 1498.3 1656.5 1618.5 1586.1 1234.4 1319.4 17590.7EDESUR 1491.4 1640.6 1799.1 1693.0 1924.7 1664.5 1751.6 1915.1 1860.7 1827.4 1511.5 1544.0 20623.7

UNR 374.6 437.0 491.8 407.5 446.0 435.1 443.6 483.5 475.2 475.3 429.9 403.9 5303.3CORVI PVC 3.0 3.2 0.9 7.1

ABCO 4.7 5.7 1.4 11.9CODETEL/DN 8.4 9.5 3.7 21.6

PLASTICOS FLEXIBLES

2.7 2.6 0.2 5.5

TORGINOL 4.7 1.4 6.1HAMACA BEACH

RESORT0.2 0.2


0.1 0.1


0.0 0.0 0.0 0.0

ETED

Retiro x Contrato

AES ANDRES 696.3 807.6 814.3 762.6 832.9 729.2 785.9 869.0 906.2 806.2 755.8 710.4 9476.4CDEEE 637.5 697.4 780.9 720.8 812.5 774.4 789.3 872.0 991.1 956.3 782.0 784.9 9599.2

CEPP 114.2 124.0 140.8 128.3 143.2 131.5 135.0 149.3 145.9 143.0 111.3 118.9 1585.4DPP 477.3 507.3 576.4 538.4 613.6 542.6 557.3 627.6 592.7 573.3 464.5 487.1 6558.2

EGEHID 394.0 426.6 479.8 432.4 485.3 790.4 803.7 897.8 635.6 680.6 752.9 588.6 7367.5GPLV 395.2 519.8 503.9 460.4 473.2 428.7 438.6 481.7 510.5 459.1 369.9 384.9 5425.8

HAINA 622.5 681.1 758.0 699.0 787.4 702.2 789.2 954.1 923.3 903.5 729.1 759.2 9308.6ITABO 781.8 803.6 893.5 844.4 991.2 882.2 914.9 988.3 961.7 942.6 799.0 854.0 10657.3



EDESUR 40.7 45.1 50.7 26.7 24.9 38.4 47.5 50.2 42.7 39.7 31.9 30.7 469.5UNR

CORVI PVCABCO


HAMACA BEACH RESORT



ETED



92

Tabla 24. Retiros de energía 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


Retiro Total

AES ANDRES 696.3 807.6 814.3 762.6 832.9 729.5 785.9 869.0 907.3 806.4 756.2 711.2 9479.2CDEEE 639.4 699.8 783.9 725.1 816.9 778.9 791.5 874.8 993.9 960.0 785.8 790.0 9640.0

CEPP 114.4 124.0 140.8 128.4 143.3 131.6 135.1 149.3 145.9 143.0 111.3 119.0 1586.1DPP 478.0 508.2 577.8 539.6 614.9 543.6 558.5 628.9 594.0 574.6 465.6 488.2 6571.9

EGEHID 395.5 428.3 482.1 433.9 486.9 791.1 804.5 899.0 636.7 681.8 753.6 589.6 7383.1GPLV 395.7 520.0 504.1 460.7 473.7 429.2 439.1 482.0 510.8 459.5 370.2 385.3 5430.1

HAINA 624.7 683.9 762.5 701.0 789.1 706.6 790.6 956.4 928.4 909.1 732.2 763.0 9347.6ITABO 781.8 804.1 893.9 844.6 991.4 882.6 916.9 990.4 962.0 942.6 799.0 854.0 10663.2



EDESUR 1532.2 1685.7 1849.8 1719.8 1949.7 1703.0 1799.1 1965.3 1903.4 1867.1 1543.4 1574.8 21093.2UNR 374.6 437.0 491.8 407.5 446.0 435.1 443.6 483.5 475.2 475.3 429.9 403.9 5303.3

CORVI PVC 3.0 3.2 0.9 7.1ABCO 4.7 5.7 1.4 11.9


2.7 2.6 0.2 5.5

TORGINOL 0.0 4.7 1.4 6.1HAMACA BEACH

RESORT0.2 0.2


0.1 0.1


ETEDTotal Retiro x Consumo 4385.8 4784.8 5368.0 4957.3 5596.1 4994.0 5155.7 5702.0 5512.3 5396.6 4397.4 4551.4 60801.2Total Retiro x Contrato 4713.4 5257.5 5506.0 5047.3 5715.2 5720.6 5995.5 6726.1 6375.3 6117.7 5315.9 5250.8 67741.5


Continuación

La tabla 24 presenta la energía retirada por cada agente del MEM. Los retiros reunen los consumos de los usuarios fi nales que son atendidos por los agentes del MEM y por los contratos de venta de electricidad.



93

Tabla 25. Transferencias de energía en el Mercado Spot 2010 [Millones de RD$]

[Millones de RD$] AGENTEMES


Ventas al Mercado Spot

AES ANDRES 139.6 141.2 0.0 116.2 110.8 119.7 66.4 72.6 0.0 104.9 0.0 4.7 876.0CDEEE 171.1 0.0 122.0 234.5 218.4 401.8 470.0 446.8 86.6 0.0 5.6 0.0 2157.0

CEPP 6.6 49.2 59.3 31.1 28.9 22.2 0.0 22.1 12.5 23.3 26.4 27.4 309.1DPP 0.0 0.0 87.6 50.7 34.6 6.8 38.3 48.4 52.5 67.7 62.1 100.0 548.8

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 11.9 16.5 0.0 0.0 12.0 10.9 0.0 10.4 61.6GPLV 10.5 11.5 10.0 4.1 8.3 9.9 0.0 6.5 6.4 0.0 6.6 0.0 73.7

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO 119.3 144.9 92.7 48.4 25.1 0.0 0.0 0.0 0.0 30.4 22.2 30.7 513.7



EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 14.0 6.4 20.4UNR

CORVI PVCABCO


HAMACA BEACH RESORT



ETED 37.6 35.7 29.8 28.5 25.8 19.6 29.7 17.9 26.5 30.6 18.3 40.1 340.3

Compras al Mercado Spot

AES ANDRES 0.0 0.0 44.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 54.1 0.0 7.6 0.0 106.5CDEEE 0.0 17.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 0.0 138.8 180.7

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 10.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 10.1DPP 2.0 2.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.4

EGEHID 48.2 126.9 201.5 79.1 0.0 0.0 24.4 2.3 0.0 0.0 0.0 0.0 482.4GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 23.8 0.0 0.0 9.4 0.0 21.1 54.3

HAINA 137.7 74.7 126.0 263.8 292.6 261.4 165.2 350.6 368.1 511.6 346.5 308.2 3206.4ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.2 63.1 67.7 89.7 0.0 0.0 0.0 221.7



EDESUR 74.2 72.6 7.3 69.2 29.7 64.6 79.4 95.4 10.7 11.1 0.0 0.0 514.1UNR

CORVI PVC 3.0 3.2 0.9 7.1ABCO 4.7 5.7 1.4 11.9


2.7 2.6 0.2 5.5

TORGINOL 4.7 1.4 6.1HAMACA BEACH

RESORT0.2 0.2


0.1 0.1


0.0 0.0 0.0 0.0

ETED 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Total Ventas al Mercado Spot 734.9 706.5 938.6 959.2 901.0 853.5 866.3 924.8 641.9 727.6 468.9 593.0 9316.2

Total Compras al Mercado Spot 734.9 706.5 938.6 959.2 901.0 853.5 866.3 924.8 641.9 727.6 468.9 593.0 9316.2

La tabla 25 presenta las transferencias energía en el mercado spot como resultado del balance de inyecciones y retiros de los agentes del MEM



94

Tabla 26. Resumen de transacciones de energía 2010 [Millones RD$]

AGENTE

[Millones de RD$]



Inyección Total

Retiro x Consumo

Retiro x Contrato

Retiro Total

Venta al Mercado

Spot

Compras al Mercado

Spot

Neto Mercado

SpotAES ANDRES 10160.4 88.3 10248.7 2.8 9476.4 9479.2 876.0 106.5 769.5

CDEEE 4870.5 6745.7 11616.2 40.8 9599.2 9640.0 2157.0 180.7 1,976.3

CEPP 1885.2 0.0 1885.2 0.7 1585.4 1586.1 309.1 10.1 299.0

DPP 6047.0 1069.3 7116.3 13.7 6558.2 6571.9 548.8 4.4 544.4

EGEHID 6962.3 0.0 6962.3 15.6 7367.5 7383.1 61.6 482.4 (420.8)

GPLV 5449.5 0.0 5449.5 4.3 5425.8 5430.1 73.7 54.3 19.4

HAINA 6141.2 0.0 6141.2 39.0 9308.6 9347.6 0.0 3206.4 (3,206.4)

ITABO 8957.5 1997.6 10955.2 5.9 10657.3 10663.2 513.7 221.7 291.9

LAESA 2715.2 0.0 2715.2 2.2 2126.0 2128.2 616.8 29.8 587.0

METALDOM 873.4 0.0 873.4 1.3 0.0 1.3 872.1 0.0 872.1

MONTE RIO 2590.4 0.0 2590.4 1.9 2037.3 2039.2 655.2 104.1 551.2

SEABOARD 3808.4 163.3 3971.7 2.1 1752.2 1754.3 2217.4 0.0 2,217.4

EDEESTE 14552.4 14552.4 17100.8 1193.0 18293.8 0.0 3741.4 (3,741.4)

EDENORTE 17222.1 17222.1 17590.7 185.1 17775.7 54.1 607.7 (553.7)

EDESUR 20599.5 20599.5 20623.7 469.5 21093.2 20.4 514.1 (493.7)

UNR 5303.3 5303.3 5303.3 5303.3 -

CORVI PVC 7.1 7.1 7.1 (7.1)

ABCO 11.9 11.9 11.9 (11.9)

CODETEL/DN 21.6 21.6 21.6 (21.6)

PLASTICOS FLEXIBLES 5.5 5.5 5.5 (5.5)

TORGINOL 6.1 6.1 6.1 (6.1)

HAMACA BEACH RESORT 0.2 0.2 0.2 (0.2)

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.1 0.1 0.1 (0.1)

ALUMINIOS DOMINICANOS 0.0 (0.0)

ETED 340.3 340.3 340.3 340.3

Total 60801.2 67741.5 128542.7 60801.2 67741.5 128542.7 9316.2 9316.2 -

La tabla 26 presenta el resumen anual de las transaciones de energia. Las inyecciones se consideran con signo positivo y los retiros con signo negativo. El valor resultante, positivo o negativo, constituye el saldo neto acreedor o deudor de cada agente del MEM respectivamente.



95

Tabla 27. Potencia Firme por unidad generadora 2010

AGENTE UNIDADDATA PF DEFINITIVAS 2010

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

AES ANDRES AES ANDRES 247.72 241.35 248.75 246.67 239.75 239.40 239.58 240.15 241.77 254.02 240.43 242.85 243.54

CDEEE

CESPM 1 26.43 25.75 26.53 26.32 25.58 25.54 25.56 25.62 25.80 27.16 26.02 26.32 26.05CESPM 2 1.08 1.05 1.08 1.07 1.04 1.04 1.04 1.04 1.05 1.16 1.25 1.27 1.10CESPM 3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

SAN FELIPE 85.48 83.28 85.84 85.12 82.73 82.61 82.67 82.86 83.43 87.76 83.29 84.15 84.10

CEPP CEPP 1 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16 16.16CEPP 2 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00 49.00

DPP LOS MINA 5 1.09 1.07 1.10 1.09 1.06 1.06 1.06 1.06 1.07 1.17 1.45 1.50 1.15LOS MINA 6 21.84 21.28 21.93 21.75 21.13 21.11 21.13 21.18 21.31 22.46 21.39 21.61 21.51

EGEHID

AGUACATE 1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00AGUACATE 2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

ANIANA VARGAS 1

0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.25 0.30 0.29

ANIANA VARGAS 2

0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30

BAIGUAQUE 1 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04BAIGUAQUE 2 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

CONTRA EMBALSE

MONCION 10.50 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.55

CONTRA EMBALSE

MONCION 20.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58

DOMINGO RODRIGUEZ 1

1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80

DOMINGO RODRIGUEZ 2

1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80

EL SALTO 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05EL SALTO DE

JIMENOA0.00 0.00 2.46 2.52 2.52 2.52 2.52 2.32 2.52 2.52 2.52 2.52 2.08

HATILLO 6.14 6.14 6.14 6.14 5.47 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.09JIGUEY 1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00JIGUEY 2 43.95 43.94 43.93 43.95 43.94 43.95 43.94 43.94 43.93 43.92 43.94 35.80 43.26

LAS BARIAS 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65LAS DAMAS 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 0.85 0.00 0.00 0.04 1.18 1.18 0.86

LOPEZ ANGOSTURA

1.92 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 10.67

LOS ANONES 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00LOS TOROS 1 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.70 2.98 2.96

5.8 TRANSACCIONES DE POTENCIALa tabla 27 presenta los resultados del cálculo de la potencia fi rme de las unidades generadoras del SENI.



96

Tabla 27. Potencia Firme por unidad generadora 2010

AGENTE UNIDADDATA PF DEFINITIVAS 2010

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

EGEHID

LOS TOROS 2 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92MAGUEYAL 1 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44MAGUEYAL 2 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44 1.44

MONCION 1 25.80 25.79 25.79 25.80 25.79 25.79 25.79 25.79 25.79 25.79 25.79 25.83 25.80MONCION 2 25.80 25.79 25.79 25.80 25.79 25.79 25.79 25.79 25.79 25.79 25.79 25.83 25.80

NIZAO NAJAYO 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01PINALITO 1 24.77 23.63 23.89 23.15 24.77 24.77 24.77 24.77 24.77 24.77 24.77 24.77 24.46PINALITO 2 23.89 24.77 8.35 12.91 24.77 24.77 24.77 24.77 24.77 23.67 24.77 24.77 22.24

RINCON 9.06 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 6.79 3.03 10.02 10.02 9.09RIO BLANCO 1 12.34 12.34 12.34 12.35 12.34 12.34 12.34 12.34 12.34 12.34 12.34 12.39 12.34RO BLANCO 2 12.34 12.34 12.34 12.35 12.34 12.34 12.34 12.34 12.34 12.34 12.34 12.39 12.34

ROSA JULIA DE LA CRUZ

0.51 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.54

SABANA YEGUA

9.76 9.76 9.76 9.76 9.76 9.76 9.76 9.76 9.76 9.76 9.43 9.76 9.73

SABANETA 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35TAVERA 1 47.57 47.57 47.56 47.57 47.56 47.57 47.57 47.57 47.56 47.56 47.56 47.57 47.57TAVERA 2 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63 47.63

VALDESIA 1 23.42 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.77VALDESIA 2 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89 24.89

GPLV LA VEGA 87.08 87.08 87.06 87.08 87.08 87.08 87.08 87.08 87.08 87.06 87.08 87.08 87.08PALAMARA 102.85 102.85 102.84 102.85 102.85 102.85 102.85 102.85 102.84 102.84 102.85 102.85 102.85

HAINA

BARAHONA CARBON

42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35 42.35

HAINA 1 14.43 14.06 14.49 14.37 13.96 13.94 13.95 13.99 14.08 14.81 13.99 14.13 14.18HAINA 2 0.66 0.64 0.66 0.65 0.64 0.63 0.63 0.64 0.64 0.67 0.81 0.86 0.68HAINA 4 40.81 39.77 40.98 40.64 39.51 39.45 39.48 39.57 39.83 41.92 39.63 39.97 40.13

HAINA TG 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00PUERTO PLATA 1

0.22 0.21 0.22 0.22 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.22 0.21 0.21 0.22

PUERTO PLATA 2

11.36 11.06 11.40 11.31 10.99 10.97 10.98 11.01 11.08 11.65 11.01 11.12 11.16

SAN PEDRO VAPOR

9.17 8.93 9.21 9.13 8.87 8.86 8.87 8.89 8.95 9.41 8.89 8.98 9.01

SULTANA DEL ESTE

100.03 100.03 100.02 100.03 100.02 100.03 100.03 100.03 100.02 81.65 97.28 100.20 98.28

ITABO ITABO 1 116.44 116.44 116.43 116.44 116.44 116.44 116.44 116.44 116.43 116.43 116.43 116.44 116.44ITABO 2 109.43 109.42 109.41 109.42 109.42 109.42 109.42 109.42 109.41 109.41 109.42 109.42 109.42

LAESA PIMENTEL 1 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71 30.71PIMENTEL 2 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43 27.43

METALDOM METALDOM 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57 40.57MONTE RIO MONTE RIO 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39 96.39

SEABOARD

ESTRELLA DEL MAR

71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88 71.88

ESTRELLA DEL NORTE

37.04 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03

TOTAL 1,745.81 1,745.74 1,745.71 1,745.85 1,745.72 1,745.77 1,745.76 1,745.77 1,745.68 1,745.68 1,745.88 1,746.12 1,745.79

Continuación



97

Tabla 28. Inyecciones de potencia 2010 [MW]

[MW] AGENTEMES



AES ANDRES 247.7 241.4 248.8 246.7 239.8 239.4 239.6 240.2 241.8 254.0 240.4 242.8 243.5CDEEE 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

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 65.2DPP 22.9 22.3 23.0 22.8 22.2 22.2 22.2 22.2 22.4 23.6 22.8 23.1 22.7

EGEHID 358.2 369.6 356.2 360.2 372.9 373.6 373.3 372.2 369.2 364.3 372.9 365.6 367.4GPLV 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

HAINA 219.0 217.1 219.3 218.7 216.6 216.4 216.5 216.7 217.2 202.7 214.2 217.8 216.0ITABO 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



EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0UNR

ABCOCORVI PVC


ALUMINIOS DOMINICANOSINVERSIONES

COSTA CARIBEHOTEL

HAMACAETED


AES ANDRESCDEEE 85.0 85.0 85.0 85.0 135.0 135.0 135.0 135.0 135.0 135.0 135.0 135.0 118.3

CEPPDPP 187.4 188.0 187.3 187.5 188.2 188.2 188.2 188.1 188.0 186.7 187.5 187.2 187.7

EGEHIDGPLV

HAINAITABO

LAESAMETALDOMMONTE RIOSEABOARD 0.9 0.9 0.2 0.2


EDESUR 532.5 532.5 532.5 494.5 527.6 532.5 532.5 532.5 532.5 532.5 532.5 532.5 528.9UNR 107.2 107.2 107.2 102.2 102.2 105.5 107.2 110.5 110.5 110.5 113.5 113.5 108.1

ABCOCORVI PVC



COSTA CARIBEHOTEL

HAMACAETED

La Tabla 28 presenta la potencia inyectada por cada Agente del MEM. Las in-yecciones provienen de los aportes de potencia fi rme de las unidades genera-doras y de los contratos de compra de electricidad.



98

Tabla 28. Inyecciones de potencia 2010 [MW]

[MW] AGENTEMES


Inyección Total

AES ANDRES 247.7 241.4 248.8 246.7 239.8 239.4 239.6 240.2 241.8 254.0 240.4 242.8 243.5CDEEE 198.0 195.1 198.5 197.5 244.3 244.2 244.3 244.5 245.3 251.1 245.6 246.7 229.6

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 65.2DPP 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4

EGEHID 358.2 369.6 356.2 360.2 372.9 373.6 373.3 372.2 369.2 364.3 372.9 365.6 367.4GPLV 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

HAINA 219.0 217.1 219.3 218.7 216.6 216.4 216.5 216.7 217.2 202.7 214.2 217.8 216.0ITABO 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



EDESUR 532.5 532.5 532.5 494.5 527.6 532.5 532.5 532.5 532.5 532.5 532.5 532.5 528.9UNR 107.2 107.2 107.2 102.2 102.2 105.5 107.2 110.5 110.5 110.5 113.5 113.5 108.1

ABCOCORVI PVC



COSTA CARIBEHOTEL

HAMACAETED

Total Inyección x Generación 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1745.7 1745.8 1745.8 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1746.1 1745.8

Total Inyección x Contrato 1715.6 1716.2 1708.2 1665.2 1749.0 1787.2 1813.1 1842.2 1841.9 1840.8 1844.5 1844.3 1780.7Total Inyección Total 3461.4 3461.9 3454.0 3411.1 3494.7 3533.0 3558.8 3587.9 3587.6 3586.4 3590.4 3590.4 3526.5

La Tabla 28 presenta la potencia retirada por cada Agente del MEM. Los retiros reúnen las demandas de potencia de punta de los usuarios fi nales que son aten-didos por los Agentes del MEM y por los contratos de venta de electricidad.

Continuación



99

Tabla 29. Retiros de potencia 2010 [MW]

[MW] AGENTEMES


Retiro x Consumo

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

EGEHID 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0



EDESUR 595.8 595.8 595.8 595.8 595.8 595.8 595.8 593.9 593.9 593.9 593.9 593.8 595.0UNR 107.2 107.2 107.2 102.2 102.2 105.5 107.2 110.5 110.5 110.5 113.5 113.5 108.1

ABCO 0.0 0.0 0.0 2.0 2.0 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.8 0.8 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1

CODETEL/DN 0.0 0.0 0.0 2.1 2.1 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4PLASTICOS FLEXIBLES

0.0

TORGINOL 0.0ALUMINIOS

DOMINICANOS0.0


0.0

HOTEL HAMACA

0.0

ETED 34.6 34.6 34.5 34.7 34.5 34.6 34.6 34.6 34.5 34.5 34.7 34.9 34.6

Retiro x Contrato

AES ANDRES 282.5 284.0 284.2 284.4 286.1 286.2 287.4 290.7 294.1 292.9 296.7 294.0 288.6CDEEE 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0 263.0

CEPP 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0DPP 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0

EGEHID 96.4 96.4 96.4 96.4 146.4 146.4 146.4 146.4 146.4 146.4 146.4 150.0 130.1GPLV 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0

HAINA 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 274.2 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 272.8ITABO 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2



EDESUR 7.0 7.0 7.0 2.1 2.1 5.4 7.1 7.1 5.2 4.8 4.5 4.5 5.3UNR

ABCOCORVI PVC



COSTA CARIBEHOTEL

HAMACAETED



100

Tabla 29. Retiros de potencia 2010 [MW]

[MW] AGENTEMES


Retiro Total

AES ANDRES 282.5 284.0 284.2 284.4 286.1 286.2 287.4 290.7 294.1 292.9 296.7 294.0 288.6CDEEE 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5

CEPP 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0DPP 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4 210.4

EGEHID 96.6 96.6 96.6 96.6 146.6 146.6 146.6 146.6 146.6 146.6 146.6 150.1 130.2GPLV 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0 150.0

HAINA 251.2 251.2 251.2 251.2 251.2 251.2 275.4 301.2 301.2 301.2 301.2 301.2 274.0ITABO 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2 250.2



EDESUR 602.8 602.8 602.8 597.9 597.9 601.1 602.8 600.9 599.0 598.6 598.4 598.3 600.3UNR 107.2 107.2 107.2 102.2 102.2 105.5 107.2 110.5 110.5 110.5 113.5 113.5 108.1

ABCO 2.0 2.0 0.6 1.6CORVI PVC 0.8 0.8 0.2 0.6


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA

0.0 0.0

ETED 34.6 34.6 34.5 34.7 34.5 34.6 34.6 34.6 34.5 34.5 34.7 34.9 34.6Total Retiro x Consumo 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1745.7 1745.8 1745.8 1745.8 1745.7 1745.7 1745.9 1746.1 1745.8Total Retiro x Contrato 1715.6 1716.2 1708.2 1665.2 1749.0 1787.2 1813.1 1842.2 1841.9 1840.8 1844.5 1844.3 1780.7


Continuación



101

Tabla 30. Transferencias de potencia en el Mercado Spot 2010 [MW]

[MW] AGENTEMES


Ventas al Mercado

Spot

AES ANDRESCDEEE

CEPP 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2DPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EGEHID 261.6 273.1 259.7 263.6 226.4 227.0 226.7 225.7 222.6 217.8 226.4 215.5 237.2GPLV 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9

HAINAITABO


EDEESTEEDENORTE

EDESURUNR

ABCOCORVI PVC



COSTA CARIBEHOTEL HAMACA

ETED

Compras al Mercado

Spot

AES ANDRES 34.8 42.6 35.5 37.7 46.4 46.8 47.8 50.5 52.4 38.9 56.2 51.2 45.1CDEEE 65.5 68.4 65.1 66.0 19.2 19.3 19.3 19.0 18.2 12.4 18.0 16.8 33.9

CEPPDPP

EGEHIDGPLV

HAINA 32.1 34.1 31.8 32.5 34.6 34.7 58.9 84.5 84.0 98.5 87.0 83.3 58.0ITABO 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3 24.3

LAESAMETALDOMMONTE RIOSEABOARD


EDESUR 70.3 70.3 70.3 103.4 70.3 68.6 70.3 68.4 66.5 66.1 65.9 65.8 71.4UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 2.0 2.0 0.6 1.6CORVI PVC 0.8 0.8 0.2 0.6


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA 0.0 0.0ETED 34.6 34.6 34.5 34.7 34.5 34.6 34.6 34.6 34.5 34.5 34.7 34.9 34.6

Total Ventas al Mercado Spot 497.5 509.8 503.7 545.7 476.5 442.3 442.0 440.9 437.9 432.6 440.6 430.9 466.7


La Tabla 30 presenta las transferencias de potencia en el Mercado Spot como resultado del balance de inyecciones y retiros de los Agentes del MEM.



102

Tabla 31. Resumen anual de las transacciones de potencia

AGENTE

[MW]

Inyección xGeneración


Inyección Total

Retiro x Consumo

Retiro x Contrato

Retiro Total

Ventas al Mercado

Spot

Compras al Mercado

Spot

NetoMercado

SpotAES ANDRES 243.5 243.5 288.6 288.6 45.1 (45.1)

CDEEE 111.3 118.3 229.6 0.5 263.0 263.5 33.9 (33.9)

CEPP 65.2 65.2 50.0 50.0 15.2 15.2

DPP 22.7 187.7 210.4 0.4 210.0 210.4 0.0

EGEHID 367.4 367.4 0.1 130.1 130.2 237.2 237.2

GPLV 189.9 189.9 150.0 150.0 39.9 39.9

HAINA 216.0 216.0 1.2 272.8 274.0 58.0 (58.0)

ITABO 225.9 225.9 250.2 250.2 24.3 (24.3)

LAESA 58.1 58.1 41.6 41.6 16.6 16.6

METALDOM 40.6 40.6 3.6 3.6 37.0 37.0

MONTE RIO 96.4 96.4 0.0 45.0 45.0 51.4 51.4

SEABOARD 108.9 0.2 109.1 0.0 39.6 39.6 69.5 69.5

EDEESTE 377.8 377.8 481.4 31.4 512.8 134.9 (134.9)

EDENORTE 0.0 459.6 459.6 520.0 3.1 523.2 63.5 (63.5)

EDESUR 528.9 528.9 595.0 5.3 600.3 71.4 (71.4)

UNR 108.1 108.1 108.1 108.1 0.0

ABCO 0.4 0.4 0.4 (0.4)

CORVI PVC 0.1 0.1 0.1 (0.1)

CODETEL/DN 0.4 0.4 0.4 (0.4)

PLASTICOS FLEXIBLES 0.0 0.0 0.0 (0.0)

TORGINOL 0.0 0.0 0.0 (0.0)

ALUMINIOS DOMINICANOS 0.0 0.0 0.0 (0.0)

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.0 0.0 0.0 (0.0)

HOTEL HAMACA 0.0 0.0 0.0 (0.0)

ETED 34.6 34.6 34.6 (34.6)

Promedio [MW] 1,745.8 1,780.7 3,526.5 1,745.8 1,780.7 3,526.5 466.7 466.7 0.0

La Tabla 31 presenta el resumen anual de las transacciones de potencia. Las inyecciones se consideran con signo positivo y los retiros con signo negativo. El valor resultante, positivo o negativo, constituye el saldo neto acreedor o deudor de cada Agente del MEM respectivamente.



103

Tabla 32. Inyecciones de potencia 2010 [Millones de RD$]


MESTotal



AES ANDRES 69.2 67.8 69.9 69.9 68.4 68.9 69.0 69.3 70.0 73.7 70.3 71.0 837.3CDEEE 32.3 31.5 32.6 32.5 31.7 31.9 32.0 32.1 32.5 34.2 32.9 33.2 389.4

CEPP 18.6 18.6 18.7 18.8 18.8 19.0 19.0 19.0 19.1 19.1 19.3 19.3 227.5DPP 6.6 6.5 6.7 6.7 6.5 6.6 6.6 6.6 6.7 7.1 6.9 7.0 80.6

EGEHID 100.6 103.8 100.8 102.6 106.2 107.3 107.3 107.2 106.8 105.6 108.8 106.8 1,263.9GPLV 54.5 54.5 54.7 55.1 55.3 55.7 55.8 55.9 56.2 56.4 56.6 56.6 667.2

HAINA 62.0 61.7 62.4 62.7 62.4 63.0 63.0 63.2 63.6 59.5 63.3 64.4 751.3ITABO 65.0 65.3 65.4 65.9 66.3 66.8 66.9 67.0 67.3 67.4 67.9 67.9 799.0



EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA

0.0 0.0

ETED 3.5 3.6 3.6 3.3 0.4 23.7 3.7 3.7 3.9 4.2 3.8 3.6 60.9


AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 24.7 24.7 24.8 25.0 39.7 40.1 40.1 40.2 40.4 40.5 40.7 40.8 421.7

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 55.0 55.5 55.4 55.8 56.4 56.9 56.9 57.0 57.2 57.0 57.6 57.5 678.1

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0


EDEESTE 104.2 104.7 105.0 105.7 106.4 107.3 114.6 122.6 123.2 123.6 124.4 124.3 1,366.1EDENORTE 130.2 129.9 128.7 129.5 129.8 139.7 139.8 140.1 140.9 141.1 141.9 141.8 1,633.3

EDESUR 153.8 154.4 154.8 144.8 155.3 158.1 158.2 158.5 159.2 159.7 160.7 160.8 1,878.3UNR 31.2 31.4 31.5 30.2 27.0 51.6 32.1 33.2 33.3 33.4 34.5 34.5 404.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA

0.0 0.0

ETED



104

Tabla 32. Inyecciones de potencia 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


Inyección Total

AES ANDRES 69.2 67.8 69.9 69.9 68.4 68.9 69.0 69.3 70.0 73.7 70.3 71.0 837.3CDEEE 57.1 56.2 57.4 57.5 71.5 72.0 72.1 72.3 72.9 74.7 73.6 73.9 811.1

CEPP 18.6 18.6 18.7 18.8 18.8 19.0 19.0 19.0 19.1 19.1 19.3 19.3 227.5DPP 61.7 62.0 62.1 62.5 62.9 63.5 63.5 63.6 63.9 64.1 64.5 64.5 758.7

EGEHID 100.6 103.8 100.8 102.6 106.2 107.3 107.3 107.2 106.8 105.6 108.8 106.8 1,263.9GPLV 54.5 54.5 54.7 55.1 55.3 55.7 55.8 55.9 56.2 56.4 56.6 56.6 667.2

HAINA 62.0 61.7 62.4 62.7 62.4 63.0 63.0 63.2 63.6 59.5 63.3 64.4 751.3ITABO 65.0 65.3 65.4 65.9 66.3 66.8 66.9 67.0 67.3 67.4 67.9 67.9 799.0



EDESUR 153.8 154.4 154.8 144.8 155.3 158.1 158.2 158.5 159.2 159.7 160.7 160.8 1,878.3UNR 31.2 31.4 31.5 30.2 27.0 51.6 32.1 33.2 33.3 33.4 34.5 34.5 404.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA

0.0 0.0


Generación 497.9 499.1 500.8 504.1 503.1 530.8 511.1 512.0 514.5 515.8 519.1 519.0 6,127.1

Total Inyección x Contrato 499.4 500.7 500.2 491.0 514.6 553.7 541.8 551.6 554.1 555.3 559.9 559.7 6,382.0Total Inyección Total 997.3 999.8 1,001.0 995.0 1,017.6 1,084.5 1,052.9 1,063.5 1,068.6 1,071.1 1,078.9 1,078.7 12,509.1

Continuación



105

Tabla 33. Retiros de potencia 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


Retiro x Consumo

AES ANDRES -0.0 -0.0 0.0 -0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 1.8

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.3

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 4.1ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

LAESA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0METALDOM 1.0 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 12.7MONTE RIO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0SEABOARD 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0


EDESUR 172.1 172.8 173.2 174.4 175.4 176.9 177.0 176.8 177.6 178.1 179.2 179.4 2,112.9UNR 31.2 31.4 31.5 30.2 27.0 51.6 32.1 33.2 33.3 33.4 34.5 34.5 404.0

ABCO 0.6 0.6 0.2 1.3CORVI PVC 0.2 0.2 0.1 0.5


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA 0.0 0.0ETED

Retiro x Contrato

AES ANDRES 82.9 83.7 84.0 84.6 85.6 86.4 86.8 87.9 89.3 89.3 91.0 90.1 1,041.7CDEEE 76.4 76.5 76.8 77.3 77.6 78.3 78.3 78.5 78.9 79.1 79.6 79.5 936.9

CEPP 14.5 14.5 14.6 14.7 14.7 14.8 14.8 14.9 15.0 15.0 15.1 15.1 177.6DPP 61.7 62.0 62.1 62.5 62.9 63.5 63.5 63.6 63.9 64.1 64.5 64.5 758.6

EGEHID 28.1 28.0 28.2 28.3 39.7 63.5 43.5 43.6 43.8 43.9 44.2 45.3 480.1GPLV 43.5 43.5 43.7 44.0 44.1 44.5 44.5 44.6 44.9 45.0 45.2 45.2 532.8

HAINA 72.4 72.5 72.8 73.3 73.6 74.2 81.6 89.5 90.0 90.2 90.8 90.8 971.6ITABO 72.7 72.8 73.1 73.6 73.9 74.5 74.6 74.7 75.1 75.2 75.7 75.7 891.5



EDESUR 2.0 2.0 2.0 0.6 0.6 1.6 2.1 2.1 1.5 1.4 1.3 1.3 18.6UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0




106

Tabla 33. Retiros de potencia 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


Retiro Total

AES ANDRES 82.9 83.7 84.0 84.6 85.6 86.4 86.8 87.9 89.3 89.3 91.0 90.1 1,041.7CDEEE 76.6 76.7 77.0 77.5 77.8 78.5 78.5 78.6 79.0 79.2 79.7 79.7 938.7

CEPP 14.5 14.5 14.6 14.7 14.7 14.8 14.8 14.9 15.0 15.0 15.1 15.1 177.6DPP 61.8 62.1 62.2 62.6 63.0 63.6 63.6 63.7 64.0 64.2 64.6 64.6 759.9

EGEHID 28.1 28.0 28.2 28.4 39.8 63.5 43.6 43.6 43.8 44.0 44.2 45.4 480.5GPLV 43.5 43.5 43.7 44.0 44.1 44.5 44.5 44.6 44.9 45.0 45.2 45.2 532.8

HAINA 72.8 72.9 73.1 73.6 73.9 74.6 81.9 89.9 90.3 90.5 91.1 91.1 975.7ITABO 72.7 72.8 73.1 73.6 73.9 74.5 74.6 74.7 75.1 75.2 75.7 75.7 891.5



EDESUR 174.1 174.8 175.2 175.0 176.0 178.5 179.1 178.9 179.1 179.5 180.6 180.7 2,131.5UNR 31.2 31.4 31.5 30.2 27.0 51.6 32.1 33.2 33.3 33.4 34.5 34.5 404.0

ABCO 0.6 0.6 0.2 1.3CORVI PVC 0.2 0.2 0.1 0.5


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0


Total Retiro x Consumo 497.9 499.1 500.8 504.1 503.1 530.8 511.1 512.0 514.5 515.8 519.1 519.0 6,127.1Total Retiro x Contrato 499.4 500.7 500.2 491.0 514.6 553.7 541.8 551.6 554.1 555.3 559.9 559.7 6,382.0

Total Retiro Total 997.3 999.8 1,001.0 995.0 1,017.6 1,084.5 1,052.9 1,063.5 1,068.6 1,071.1 1,078.9 1,078.7 12,509.1

Continuación



107

Tabla 34. Transferencias de potencia en el Mercado Spot 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


Ventas al Mercado

Spot

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CEPP 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 49.8DPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EGEHID 72.5 75.8 72.6 74.2 63.0 63.8 63.7 63.5 63.0 61.7 64.6 61.5 800.0GPLV 11.0 11.0 11.0 11.1 11.1 11.2 11.2 11.2 11.3 11.4 11.4 11.4 134.5

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0



EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0


Compras al Mercado

Spot

AES ANDRES 13.7 15.9 14.1 14.7 17.3 17.5 17.8 18.7 19.4 15.6 20.7 19.2 204.4CDEEE 19.5 20.5 19.6 20.0 6.3 6.4 6.4 6.3 6.2 4.5 6.1 5.8 127.6

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.2

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 10.8 11.2 10.7 10.9 11.5 11.6 18.9 26.7 26.7 31.0 27.8 26.7 224.4ITABO 7.7 7.6 7.7 7.7 7.6 7.7 7.7 7.7 7.8 7.8 7.8 7.8 92.6



EDESUR 20.3 20.4 20.4 30.3 20.7 20.4 20.9 20.4 19.9 19.8 19.9 19.9 253.2UNR

ABCO 0.6 0.6 0.2 1.3CORVI PVC 0.2 0.2 0.1 0.5


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA 0.0 0.0ETED





108

Tabla 35. Resumen de transacciones de potencia 2010 [Millones RD$]

AGENTE

[Millones de RD$]

Inyección x Genera-

ción


Inyección Total

Retiro x Consumo

Retiro x Contrato

Retiro Total

Ventas al Mercado

Spot

Compras al Mercado

Spot

Neto Mer-cado Spot

AES ANDRES 837.3 837.3 0.0 1041.7 1041.7 204.4 (204.4)

CDEEE 389.4 421.7 811.1 1.8 936.9 938.7 127.6 (127.6)

CEPP 227.5 227.5 177.6 177.6 49.8 49.8

DPP 80.6 678.1 758.7 1.3 758.6 759.9 1.2 (1.2)

EGEHID 1263.9 1263.9 0.4 463.5 463.9 800.0 800.0

GPLV 667.2 667.2 532.8 532.8 134.5 134.5

HAINA 751.3 751.3 4.1 971.6 975.7 224.4 (224.4)

ITABO 799.0 799.0 891.5 891.5 92.6 (92.6)

LAESA 204.5 204.5 147.6 147.6 57.0 57.0

METALDOM 144.3 144.3 12.7 12.7 131.6 131.6

MONTE RIO 314.1 314.1 160.4 160.4 153.8 153.8

SEABOARD 387.0 0.5 387.5 141.0 141.0 246.5 246.5

EDEESTE 1366.1 1366.1 1739.0 112.4 1851.4 485.3 (485.3)

EDENORTE 0.1 1633.3 1633.4 1847.5 11.2 1858.7 225.2 (225.2)

EDESUR 1878.3 1878.3 2112.9 18.6 2131.5 253.2 (253.2)

UNR 387.5 387.5 387.5 387.5 0.0 -ABCO 1.3 1.3 1.3 (1.3)

CORVI PVC 0.5 0.5 0.5 (0.5)

CODETEL/DN 1.5 1.5 1.5 (1.5)

PLASTICOS FLEXIBLES 0.0 0.0 (0.0)

TORGINOL 0.0 0.0 (0.0)ALUMINIOS

DOMINICANOS 0.0 0.0 (0.0)

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.0 0.0 (0.0)

HOTEL HAMACA 0.0 0.0 (0.0)

ETED 44.3 44.3 44.3 44.3

Total [Millones de RD$] 6110.5 6365.4 12475.9 6110.5 6365.4 12475.9 1617.5 1617.5 -



109

Tabla 36. Peaje de transmisión unitario 2010 según Resolución SIE 06-2006Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio

PTU DIC-2009 [¢US$/kWh] 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69 0.69

CPI Mes i-1 215.95 216.69 216.74 217.63 218.01 218.18 217.97 218.01 218.31 218.44 218.71 218.80 217.79

CPI Nov n-1 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33 216.33

A = Min(CPI Mes i-1/CPI Nov n-1; 1.02)

0.998 1.002 1.002 1.006 1.008 1.009 1.008 1.008 1.009 1.010 1.011 1.011 1.007

PTU Mes i [¢US$/kWh] 0.69 0.69 0.69 0.69 0.68 0.71 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70

D Mes i-1 [RD$/US$] 36.21 36.23 36.32 36.43 36.55 36.84 36.90 36.95 37.06 37.14 37.35 37.33 36.78

PEAJE DE TRANSMISIÓN UNITARIO

[RD$/kWh] 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26

Tabla 37. Peaje de transmisión y derecho de conexión unitario 2010

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

TOTAL RETIROS ENERGÍA [GWh] 897.5 839.7 963.7 961.8 1,031.8 987.0 1,051.2 1,078.9 1,016.9 1,054.3 941.6 948.5 11,772.9

PEAJE TOTAL [MUS$] 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0PEAJE TOTAL [MRD$] 224.4 209.9 240.9 240.4 258.0 256.6 273.3 280.5 264.4 274.1 244.8 246.6 3,014.0

DERECHO DE USO ENERGÍA [MRD$] 37.6 35.7 29.8 28.5 25.8 19.6 29.7 17.9 26.5 30.6 18.3 40.1 340.3

DERECHO DE USO POTENCIA [MRD$] 3.5 3.6 3.6 3.3 3.8 3.7 3.7 3.7 3.9 4.2 3.8 3.6 44.3

DERECHO DE CONEXIÓN [MRD$] 183.2 170.6 207.5 208.6 228.4 233.3 239.9 258.9 233.9 239.4 222.7 202.9 2,629.4

DERECHO DE USO ENERGÍA [%] 1013.5% 1034.4% 711.0% 673.0% 559.5% 414.8% 611.1% 342.2% 561.8% 632.3% 405.5% 966.3% 638.8%

DERECHO DE USO POTENCIA [%] 95.2% 104.0% 85.2% 78.0% 81.5% 78.0% 75.8% 70.4% 83.0% 86.5% 84.2% 85.8% 83.2%

DERECHO DE CONEXIÓN [%] 4932.3% 4942.3% 4946.6% 4926.6% 4945.2% 4938.0% 4939.5% 4938.0% 4950.9% 4950.9% 4922.4% 4888.5% 4935.5%

DEMANDA DE POTENCIA DE

PUNTA[MW] 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2 1,711.2

DEMANDA DE METALDOM [MW] 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6

5.9 PAGO POR DERECHODE CONEXIÓN

Donde los términos tienen el siguiente signifi cado:PTU Dic 2009 Peaje total unitario a diciembre 2009 (Resolución SIE 06-2006).CPI Mes i-1 Índice de precios al consumidor de los Estados Unidos de América all cities, all items del

mes anterior al que corresponde el cálculo.CPI Nov n-1 Índice de precios al consumidor de los Estados Unidos de América all cities, all items del

mes de noviembre del año anterior al que corresponde el cálculo.A Factor de indexación por CPI: A=Mín(CPI Mes i-1/CPI Nov n-1; 1.02)D Mes i-1 Tasa de cambio promedio del dólar americano para ventas en efectivo en el mercado extraban-

cario, publicada por el Banco Central, correspondiente al mes anterior al que corresponde el cálculo.PTU MES i Peaje total unitario del MES i para el que se realiza el cálculo.



110

Tabla 38. Pagos por derecho de conexión 2010 [Millones RD$]

PAGO x DC [Mi-llones de RD$] MES Total

AGENTE Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicAES ANDRES 26.6 24.1 30.2 30.1 32.1 32.7 33.7 36.4 33.1 35.6 31.3 28.9 374.8

CDEEE 12.1 11.0 13.8 13.7 14.6 14.9 15.4 16.6 15.1 16.3 14.4 13.3 171.2CEPP 7.0 6.5 7.9 8.0 8.7 8.9 9.2 9.9 8.9 9.1 8.5 7.7 100.3

DPP 2.5 2.2 2.8 2.8 3.0 3.0 3.1 3.4 3.1 3.3 3.0 2.7 34.9EDEESTE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EDENORTE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0EGEHID 38.4 36.9 43.3 44.0 49.9 51.0 52.4 56.4 50.6 51.1 48.6 43.5 566.2

ETED 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0GPLV 20.4 19.0 23.1 23.2 25.4 26.0 26.7 28.8 26.0 26.6 24.8 22.6 292.4

HAINA 23.5 21.7 26.7 26.7 29.0 29.6 30.4 32.9 29.7 28.4 27.9 25.9 332.3ITABO 24.2 22.6 27.4 27.6 30.2 30.9 31.7 34.2 30.9 31.7 29.4 26.8 347.8


UNRABCO

CORVI PVCCODETEL/DN

PLASTICOS FLEXIBLESTORGINOL


COSTA CARIBEHOTEL HAMACA

Total 186.9 174.1 211.7 212.9 233.0 238.1 244.8 264.1 238.6 244.2 227.2 207.1 2682.7

Tabla 37. Peaje de transmisión y derecho de conexión unitario 2010

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

DEMANDA NETA [MW] 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6 1,707.6DERECHO DE

CONEXIÓN UNITARIO

[RD$/kW-mes]

107.29 99.92 121.53 122.18 133.73 136.64 140.51 151.61 136.99 140.18 130.39 118.85 128.32

POTENCIA FIRME [MW] 1,745.8 1,745.7 1,745.7 1,745.9 1,745.7 1,745.8 1,745.8 1,745.8 1,745.7 1,745.7 1,745.9 1,746.1 1,745.8PAGO POR

DERECHO DE CONEXIÓN

[MRD$] 186.9 174.1 211.7 212.9 233.0 238.1 244.8 264.1 238.6 244.2 227.2 207.1 2,682.7

TRANSFERENCIA POR DERECHO DE CONEXIÓN (ETED)

[MRD$] 3.7 3.5 4.2 4.2 4.6 4.7 4.9 5.2 4.7 4.8 4.5 4.2 53.3

Continuación



111

Tabla 39. Inyecciones por derecho de conexión 2010 [Millones RD$]


MESTotal



AES ANDRES 26.6 24.1 30.2 30.1 32.1 32.7 33.7 36.4 33.1 35.6 31.3 28.9 374.8CDEEE 12.1 11.0 13.8 13.7 14.6 14.9 15.4 16.6 15.1 16.3 14.4 13.3 171.2

CEPP 7.0 6.5 7.9 8.0 8.7 8.9 9.2 9.9 8.9 9.1 8.5 7.7 100.3DPP 2.5 2.2 2.8 2.8 3.0 3.0 3.1 3.4 3.1 3.3 3.0 2.7 34.9

EGEHID 38.4 36.9 43.3 44.0 49.9 51.0 52.4 56.4 50.6 51.1 48.6 43.5 566.2GPLV 20.4 19.0 23.1 23.2 25.4 26.0 26.7 28.8 26.0 26.6 24.8 22.6 292.4

HAINA 23.5 21.7 26.7 26.7 29.0 29.6 30.4 32.9 29.7 28.4 27.9 25.9 332.3ITABO 24.2 22.6 27.4 27.6 30.2 30.9 31.7 34.2 30.9 31.7 29.4 26.8 347.8



EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA

0.0 0.0

ETED 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

5.10 TRANSFERENCIA POR DERECHO DE CONEXIÓN



112

Tabla 39. Inyecciones por derecho de conexión 2010 [Millones RD$]


MESTotal



AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 9.1 8.5 10.3 10.4 18.1 18.4 19.0 20.5 18.5 18.9 17.6 16.0 185.3

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 20.1 18.8 22.8 22.9 25.2 25.7 26.4 28.5 25.8 26.2 24.4 22.3 289.0

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0



EDESUR 57.1 53.2 64.7 60.4 70.6 72.8 74.8 80.7 72.9 74.6 69.4 63.3 814.6UNR 11.5 10.7 13.0 12.5 13.7 14.4 15.1 16.8 15.1 15.5 14.8 13.5 166.5

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA

0.0 0.0

ETED 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Inyección Total

AES ANDRES 26.6 24.1 30.2 30.1 32.1 32.7 33.7 36.4 33.1 35.6 31.3 28.9 374.8CDEEE 21.2 19.5 24.1 24.1 32.7 33.4 34.3 37.1 33.6 35.2 32.0 29.3 356.6

CEPP 7.0 6.5 7.9 8.0 8.7 8.9 9.2 9.9 8.9 9.1 8.5 7.7 100.3DPP 22.6 21.0 25.6 25.7 28.1 28.7 29.6 31.9 28.8 29.5 27.4 25.0 323.9

EGEHID 38.4 36.9 43.3 44.0 49.9 51.0 52.4 56.4 50.6 51.1 48.6 43.5 566.2GPLV 20.4 19.0 23.1 23.2 25.4 26.0 26.7 28.8 26.0 26.6 24.8 22.6 292.4

HAINA 23.5 21.7 26.7 26.7 29.0 29.6 30.4 32.9 29.7 28.4 27.9 25.9 332.3ITABO 24.2 22.6 27.4 27.6 30.2 30.9 31.7 34.2 30.9 31.7 29.4 26.8 347.8



EDESUR 57.1 53.2 64.7 60.4 70.6 72.8 74.8 80.7 72.9 74.6 69.4 63.3 814.6UNR 11.5 10.7 13.0 12.5 13.7 14.4 15.1 16.8 15.1 15.5 14.8 13.5 166.5

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0

HOTEL HAMACA

0.0 0.0


Generación 187.3 174.4 212.1 213.3 233.5 238.5 245.3 264.7 239.1 244.7 227.6 207.5 2,688.1

Total Inyección x Contrato 184.1 171.5 207.6 203.5 233.9 244.2 254.8 279.3 252.3 258.0 240.5 219.2 2,748.7

Total Inyección Total 371.4 345.9 419.7 416.8 467.3 482.7 500.1 544.0 491.5 502.7 468.1 426.7 5,436.9

Continuación



113

Tabla 40. Retiros por derecho de conexión 2010 [Millones RD$]


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

Retiro x Consumo

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.8

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.1 1.8ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0



EDESUR 63.9 59.5 72.4 72.8 79.7 81.4 83.7 90.0 81.4 83.3 77.4 70.6 916.1UNR 11.5 10.7 13.0 12.5 13.7 14.4 15.1 16.8 15.1 15.5 14.8 13.5 166.5

ABCO 0.2 0.3 0.1 0.6CORVI PVC 0.1 0.1 0.0 0.2


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0


Retiro x Contrato

AES ANDRES 30.3 28.4 34.5 34.7 38.3 39.1 40.4 44.1 40.3 41.1 38.7 34.9 444.8CDEEE 28.2 26.3 32.0 32.1 35.2 35.9 37.0 39.9 36.0 36.9 34.3 31.3 405.0

CEPP 5.4 5.0 6.1 6.1 6.7 6.8 7.0 7.6 6.8 7.0 6.5 5.9 77.0DPP 22.5 21.0 25.5 25.7 28.1 28.7 29.5 31.8 28.8 29.4 27.4 25.0 323.4

EGEHID 10.3 9.6 11.7 11.8 19.6 20.0 20.6 22.2 20.1 20.5 19.1 17.8 203.4GPLV 16.1 15.0 18.2 18.3 20.1 20.5 21.1 22.7 20.5 21.0 19.6 17.8 231.0

HAINA 26.8 25.0 30.4 30.5 33.4 34.2 38.5 45.5 41.1 42.1 39.1 35.7 422.2ITABO 26.8 25.0 30.4 30.6 33.5 34.2 35.1 37.9 34.3 35.1 32.6 29.7 385.2



EDESUR 0.8 0.7 0.9 0.3 0.3 0.7 1.0 1.1 0.7 0.7 0.6 0.5 8.1UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0




114

Tabla 40. Retiros por derecho de conexión 2010 [Millones RD$]



Retiro Total

AES ANDRES 30.3 28.4 34.5 34.7 38.3 39.1 40.4 44.1 40.3 41.1 38.7 34.9 444.8CDEEE 28.3 26.3 32.0 32.2 35.2 36.0 37.0 40.0 36.1 36.9 34.4 31.3 405.8

CEPP 5.4 5.0 6.1 6.1 6.7 6.8 7.0 7.6 6.8 7.0 6.5 5.9 77.0DPP 22.6 21.0 25.6 25.7 28.1 28.7 29.6 31.9 28.8 29.5 27.4 25.0 323.9

EGEHID 10.4 9.6 11.7 11.8 19.6 20.0 20.6 22.2 20.1 20.5 19.1 17.8 203.5GPLV 16.1 15.0 18.2 18.3 20.1 20.5 21.1 22.7 20.5 21.0 19.6 17.8 231.0

HAINA 26.9 25.1 30.5 30.7 33.6 34.3 38.7 45.7 41.3 42.2 39.3 35.8 424.0ITABO 26.8 25.0 30.4 30.6 33.5 34.2 35.1 37.9 34.3 35.1 32.6 29.7 385.2



EDESUR 64.7 60.2 73.3 73.0 80.0 82.1 84.7 91.1 82.1 83.9 78.0 71.1 924.2UNR 11.5 10.7 13.0 12.5 13.7 14.4 15.1 16.8 15.1 15.5 14.8 13.5 166.5

ABCO 0.2 0.3 0.1 0.6CORVI PVC 0.1 0.1 0.0 0.2


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0


Total Retiro x Consumo 187.3 174.4 212.1 213.3 233.5 238.5 245.3 264.7 239.1 244.7 227.6 207.5 2,688.1Total Retiro x Contrato 184.1 171.5 207.6 203.5 233.9 244.2 254.8 279.3 252.3 258.0 240.5 219.2 2,748.7

Total Retiro Total 371.4 345.9 419.7 416.8 467.3 482.7 500.1 544.0 491.5 502.7 468.1 426.7 5,436.9

Continuación



115

Tabla 41. Transferencias por derecho de conexión 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


Ventas al Mercado

Spot

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CEPP 1.6 1.5 1.8 1.9 2.0 2.1 2.1 2.3 2.1 2.1 2.0 1.8 23.3DPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EGEHID 28.1 27.3 31.6 32.2 30.3 31.0 31.9 34.2 30.5 30.5 29.5 25.6 362.6GPLV 4.3 4.0 4.8 4.9 5.3 5.5 5.6 6.1 5.5 5.6 5.2 4.7 61.5

HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0



EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0UNR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0


Compras al Mercado

Spot

AES ANDRES 3.7 4.3 4.3 4.6 6.2 6.4 6.7 7.7 7.2 5.5 7.3 6.1 69.9CDEEE 7.0 6.8 7.9 8.1 2.6 2.6 2.7 2.9 2.5 1.7 2.3 2.0 49.2

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

HAINA 3.4 3.4 3.9 4.0 4.6 4.7 8.3 12.8 11.5 13.8 11.3 9.9 91.7ITABO 2.6 2.4 3.0 3.0 3.2 3.3 3.4 3.7 3.3 3.4 3.2 2.9 37.4



EDESUR 7.5 7.0 8.5 12.6 9.4 9.4 9.9 10.4 9.1 9.3 8.6 7.8 109.6UNR

ABCO 0.2 0.3 0.1 0.6CORVI PVC 0.1 0.1 0.0 0.2


0.0 0.0 0.0 0.0




0.0 0.0






116

Tabla 42. Resumen de transacciones de derecho de conexión 2010 [Millones RD$]

AGENTE

[Millones de RD$]

Inyección x Genera-

ción


Inyección Total

Retiro x Consumo

Retiro x Contrato

Retiro Total

Ventas al Mercado

Spot

Compras al Mercado

SpotAES ANDRES 374.8 374.8 0 444.8 444.8 69.9

CDEEE 171.2 185.3 356.6 0.8 405.0 405.8 49.2

CEPP 100.3 100.3 77.0 77.0 23.3

DPP 34.9 289.0 323.9 0.5 323.4 323.9 0.0 0.0

EGEHID 566.2 566.2 0.2 203.4 203.5 362.6

GPLV 292.4 292.4 0.0 231.0 231.0 61.5

HAINA 332.3 332.3 1.8 422.2 424.0 91.7

ITABO 347.8 347.8 385.2 385.2 37.4

LAESA 89.5 89.5 63.7 63.7 25.8

METALDOM 62.5 62.5 5.5 0.0 5.5 57.0

MONTE RIO 148.4 148.4 0.0 70.9 70.9 77.5

SEABOARD 167.7 0.2 167.9 0.0 61.0 61.0 106.9

EDEESTE 583.9 583.9 741.2 48.3 789.5 205.6

EDENORTE 0.0 709.0 709.1 800.7 4.7 805.4 96.4

EDESUR 814.6 814.6 916.1 8.1 924.2 109.6

UNR 166.5 166.5 166.5 166.5

ABCO 0.6 0.6 0.6

CORVI PVC 0.2 0.2 0.2

CODETEL/DN 0.7 0.7 0.7

PLASTICOS FLEXIBLES 0.0 0.0 0.0

TORGINOL 0.0 0.0 0.0

ALUMINIOS DOMINICANOS 0.0 0.0 0.0

INVERSIONES COSTA CARIBE 0.0 0.0 0.0

HOTEL HAMACA 0.0 0.0 0.0

ETED 53.3 53.3 53.3

Total [Millones de RD$] 2688.1 2748.7 5436.9 2688.1 2748.7 5436.9 714.6 714.6



117

Tabla 43. Remuneración servicio de regulación de frecuencia 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


RPF Complemento

AES ANDRES 30.5 34.6 24.9 33.5 38.4 34.1 34.6 36.7 33.3 36.3 30.2 28.8 396.1CDEEE 0.3 0.3 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 0.1 0.1 0.0 0.0 1.4

CEPP 1.7 3.5 4.6 2.7 2.7 2.8 2.1 2.9 3.3 0.0 1.2 1.5 28.9DPP 18.0 27.8 39.8 46.4 56.6 32.5 55.5 60.8 58.6 63.1 37.0 46.4 542.4

EGEHID 5.4 5.0 4.4 5.8 8.8 14.0 14.0 16.1 10.6 5.4 7.3 7.6 104.4GPLV 3.9 7.8 7.6 5.4 6.2 5.2 5.3 6.8 7.1 0.0 0.6 0.5 56.4

HAINA 2.9 4.7 5.0 4.2 5.8 3.0 1.9 3.9 3.7 0.0 0.0 0.0 35.3ITABO


RPF Incentivo

AES ANDRES 3.0 2.9 2.3 3.1 3.2 3.1 3.3 3.2 2.8 3.3 3.0 2.9 36.0CDEEE 0.8 0.3 0.3 0.7 0.5 0.9 0.8 0.8 0.5 0.1 0.1 5.7

CEPP 0.5 0.6 0.7 0.6 0.6 0.6 0.5 0.6 0.5 0.0 0.4 0.5 6.0DPP 2.5 3.0 4.8 5.3 5.6 3.5 6.6 6.7 6.0 6.9 4.5 5.4 60.8

EGEHID 0.4 0.3 0.2 0.3 0.5 0.9 1.0 1.0 0.6 0.3 0.5 0.5 6.5GPLV 1.3 1.5 1.5 1.5 1.5 1.4 1.4 1.6 1.6 0.0 0.2 0.2 13.7

HAINA 0.8 0.8 1.0 1.0 1.3 0.7 0.5 0.8 0.7 0.0 0.0 7.5ITABO 0.9 0.8 0.9 0.9 0.9 0.8 0.9 0.9 0.8 0.9 0.8 0.9 10.4

LAESA 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 0.8 0.7 0.8 0.7 0.0 0.1 0.0 7.1METALDOM 0.3 0.3 0.3 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.0 0.0 0.0 2.6MONTE RIO 0.6 0.7 0.8 0.7 0.9 0.7 0.6 0.8 0.9 6.6SEABOARD 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.0 0.4 0.4 7.3

RSF Complemento

AES ANDRES 75.3 49.4 27.0 57.5 75.3 53.8 63.5 53.5 47.4 51.8 60.1 60.6 675.3CDEEE 0.5 0.6 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.0 1.3

CEPPDPP 9.8 14.1 21.6 24.5 29.4 17.3 29.2 28.9 26.7 28.0 19.1 15.3 264.0

EGEHIDGPLV

HAINAITABO


5.11 SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIALa regulación de la frecuencia del SENI se resuelve a partir de los márgenes de reserva asignados en las unidades habilitadas y disponibles para brindar este servicio. Se distinguen los márgenes de reserva para la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) y para la Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF).El pago por este servicio recae en todos los generadores, en forma proporcional a la energía generada en cada hora. La Tabla 43 muestra el desglose de la remuneración a los generadores que brindaron el servicio, en tanto que la Tabla 44 muestra las transacciones que resultan por el servicio.



118

Tabla 43. Remuneración servicio de regulación de frecuencia 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


RSF Incentivo

AES ANDRES 7.7 4.5 3.0 5.8 6.6 5.2 6.4 5.1 4.4 5.2 6.6 6.4 66.9CDEEE 1.2 0.5 0.4 0.6 0.2 0.2 0.2 0.2 0.1 0.0 0.0 3.6

CEPPDPP 1.3 1.5 2.5 2.8 2.9 1.9 3.4 3.2 2.8 3.1 2.4 1.8 29.6

EGEHID 1.3 0.9 0.8 1.2 2.0 4.6 3.7 4.4 2.6 2.2 2.3 2.1 28.2GPLV

HAINAITABO


Generación Forzada

AES ANDRESCDEEE

CEPPDPP

EGEHIDGPLV

HAINAITABO


Servicio RF

AES ANDRES 116.6 91.4 57.3 99.9 123.5 96.2 107.8 98.5 87.9 96.7 100.0 98.7 1,174.3CDEEE 2.8 1.8 0.7 1.4 0.8 1.4 1.2 1.1 0.6 0.1 0.1 12.1

CEPP 2.1 4.0 5.4 3.3 3.3 3.4 2.6 3.5 3.8 0.0 1.6 2.0 35.0DPP 31.6 46.3 68.7 79.1 94.5 55.2 94.8 99.7 94.2 101.1 62.9 68.8 896.8

EGEHID 7.0 6.2 5.4 7.4 11.4 19.5 18.7 21.5 13.8 7.9 10.1 10.3 139.1GPLV 5.2 9.4 9.1 7.0 7.7 6.6 6.7 8.3 8.6 0.0 0.8 0.7 70.1

HAINA 3.8 5.5 6.0 5.2 7.0 3.7 2.3 4.7 4.5 0.1 0.0 42.8ITABO 0.9 0.8 0.9 0.9 0.9 0.8 0.9 0.9 0.8 0.9 0.8 0.9 10.4


Total RPF Complemento 70.8 97.8 100.5 107.5 131.1 102.5 123.0 139.2 129.5 104.8 77.4 86.2 1,270.3Total RPF Incentivo 12.4 12.4 14.0 15.5 17.0 14.1 17.3 18.2 16.6 11.9 10.1 10.7 170.3

Total RSF Complemento 85.6 64.1 48.6 82.0 104.8 71.2 92.8 82.4 74.1 79.9 79.2 75.9 940.6Total RSF Incentivo 11.5 7.4 6.4 10.1 12.1 11.9 13.7 12.9 9.9 10.7 11.3 10.3 128.3

Total Generación Forzada 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Total Servicio RF 180.3 181.7 169.5 215.2 265.0 199.6 246.9 252.7 230.1 207.3 178.0 183.1 2,509.5

Continuación



119

Tabla 44. Transacciones por regulación de frecuencia en el 2010 [Millones de RD$]


MESTotal


Servicio RF

AES ANDRES 116.6 91.4 57.3 99.9 123.5 96.2 107.8 98.5 87.9 96.7 100.0 98.7 1,174.3CDEEE 2.8 1.8 0.7 1.4 0.8 1.4 1.2 1.1 0.6 0.1 0.1 12.1

CEPP 2.1 4.0 5.4 3.3 3.3 3.4 2.6 3.5 3.8 0.0 1.6 2.0 35.0DPP 31.6 46.3 68.7 79.1 94.5 55.2 94.8 99.7 94.2 101.1 62.9 68.8 896.8

EGEHID 7.0 6.2 5.4 7.4 11.4 19.5 18.7 21.5 13.8 7.9 10.1 10.3 139.1GPLV 5.2 9.4 9.1 7.0 7.7 6.6 6.7 8.3 8.6 0.0 0.8 0.7 70.1

HAINA 3.8 5.5 6.0 5.2 7.0 3.7 2.3 4.7 4.5 0.1 0.0 42.8ITABO 0.9 0.8 0.9 0.9 0.9 0.8 0.9 0.9 0.8 0.9 0.8 0.9 10.4


Pago RF

AES ANDRES 35.1 36.9 27.3 39.1 45.8 34.9 41.5 42.6 38.0 36.2 31.5 31.0 439.9CDEEE 18.6 13.0 15.8 25.4 32.3 17.4 23.4 20.7 19.5 11.8 2.2 2.3 202.3

CEPP 4.8 6.4 6.1 6.5 7.8 5.8 6.0 7.3 6.2 6.2 5.3 5.7 74.1DPP 9.2 12.2 19.3 23.0 26.5 13.4 27.2 29.1 25.6 24.4 19.6 23.1 252.6

EGEHID 14.5 11.7 8.6 15.5 23.5 31.8 38.0 40.2 27.4 26.4 31.2 24.6 293.4GPLV 16.4 19.9 15.8 19.5 22.4 17.3 19.7 21.2 21.0 16.7 14.4 14.0 218.3

HAINA 20.3 23.4 20.0 19.5 24.0 18.4 30.0 27.2 23.4 15.8 15.7 18.5 256.3ITABO 33.8 25.8 28.2 34.3 43.0 29.1 22.8 21.1 27.8 34.0 30.9 33.4 364.3


Saldo Acreedor

AES ANDRES 81.4 54.4 30.0 60.8 77.7 61.2 66.3 55.9 49.9 60.5 68.5 67.7 734.4CDEEE

CEPPDPP 22.4 34.1 49.3 56.1 68.0 41.8 67.5 70.6 68.6 76.7 43.3 45.7 644.2

EGEHIDGPLV

HAINAITABO


Saldo Deudor

AES ANDRESCDEEE -15.7 -11.2 -15.8 -24.8 -30.8 -16.6 -22.0 -19.5 -18.4 -11.1 -2.1 -2.2 -190.3

CEPP -2.7 -2.4 -0.7 -3.3 -4.5 -2.4 -3.4 -3.8 -2.4 -6.2 -3.7 -3.7 -39.2DPP `

EGEHID -7.4 -5.6 -3.2 -8.1 -12.1 -12.3 -19.4 -18.8 -13.6 -18.5 -21.0 -14.3 -154.3GPLV -11.3 -10.5 -6.6 -12.5 -14.7 -10.7 -13.0 -12.9 -12.4 -16.7 -13.6 -13.4 -148.2

HAINA -16.5 -17.8 -14.0 -14.3 -16.9 -14.8 -27.7 -22.5 -19.0 -15.8 -15.6 -18.5 -213.5ITABO -32.9 -25.0 -27.4 -33.4 -42.1 -28.3 -21.9 -20.3 -27.0 -33.1 -30.1 -32.5 -353.9

LAESA -3.2 -2.1 -0.6 -3.4 -4.4 -2.5 -7.6 -9.2 -7.6 -10.7 -9.2 -9.8 -70.2METALDOM -1.6 -1.1 -0.6 -1.1 -1.6 -1.2 -2.3 -2.6 -1.9 -3.0 -2.5 -1.4 -20.7MONTE RIO -4.3 -4.2 -3.4 -6.3 -7.9 -5.4 -5.6 -6.8 -6.4 -9.8 -6.4 -7.7 -74.3SEABOARD -8.3 -8.7 -6.9 -9.6 -10.7 -8.9 -11.0 -10.3 -9.7 -12.2 -7.7 -9.9 -114.0

Total Servicio RF 180.3 181.7 169.5 215.2 265.0 199.6 246.9 252.7 230.1 207.3 178.0 183.1 2,509.5Total Pago RF 180.3 181.7 169.5 215.2 265.0 199.6 246.9 252.7 230.1 207.3 178.0 183.1 2,509.5

Total Saldo Acreedor 103.9 88.5 79.3 116.9 145.7 103.0 133.8 126.5 118.5 137.2 111.9 113.4 1,378.6Total Saldo Deudor -103.9 -88.5 -79.3 -116.9 -145.7 -103.0 -133.8 -126.5 -118.5 -137.2 -111.9 -113.4 -1,378.6



120

Tabla 45. Compensaciones por Resolución SIE 06-2010 [Millones de RD$]

AGENTE UNIDAD MES TotalEne Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

CDEEE

RIO SAN JUAN 2.1 1.2 1.3 1.8 1.6 1.6 1.9 1.6 1.4 1.8 2.4 2.8 21.4SAN FELIPE 32.8 0.3 0.3 0.7 13.1 14.5 0.5 0.0 16.3 78.5

CESPM 1 3.8 0.1 3.9CESPM 2 0.8 0.0 0.8CESPM 3 15.0 15.0

HAINA

HAINA 1 16.5 29.4 18.8 0.0 0.0 0.0 0.0 5.4 0.0 0.0 0.0 0.1 70.2PUERTO PLATA 2

0.8 13.0 20.7 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 35.9

SAN PEDRO VAPOR

8.1 20.7 24.3 0.9 0.0 0.0 1.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 55.2

HAINA 4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15.2 41.1 6.7 10.8 24.4 0.0 3.9 102.1HAINA TG 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 76.2 78.1 23.8 4.8 22.3 19.1 224.5

Total 60.3 64.6 65.1 4.4 2.3 49.4 120.5 91.8 50.5 31.5 24.7 42.3 607.4

Tabla 46. Compensaciones por Demanda [Millones de RD$]

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

CDEEE

RIO SAN JUAN 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.2 0.0 0.0 0.0 0.5SAN FELIPE 2.8 1.2 1.6 0.0 0.0 1.5 7.1

CESPM 1 0.1 0.1CESPM 2 0.1 0.0 0.1CESPM 3 0.3 0.3

HAINA

HAINA 1 1.6 1.7 0.3 0.7 0.0 0.0 0.0 0.0 4.2PUERTO PLATA 2

0.7 0.7

SAN PEDRO VAPOR

1.9 1.3 0.1 0.1 0.2 3.6

HAINA 4 0.3 2.0 0.5 0.8 0.5 0.0 0.1 4.2HAINA TG 14.3 10.9 2.4 2.8 1.6 32.0

Total 6.3 3.7 0.4 0.1 0.0 2.0 16.7 12.3 4.8 0.5 2.9 3.3 52.8

Tabla 47. Compensaciones por Seguridad [Millones de RD$]

AGENTE UNIDADMES


CDEEE

RIO SAN JUAN 2.0 1.1 1.2 1.8 1.6 1.6 1.7 1.4 1.4 1.8 2.3 2.7 20.8SAN FELIPE 30.0 0.3 0.3 0.7 11.9 12.9 0.5 0.0 14.9 71.5

CESPM 1 3.7 0.1 3.7CESPM 2 0.7 0.0 0.7CESPM 3 14.6 14.6

HAINA

HAINA 1 15.0 27.7 18.6 4.7 0.1 66.0PUERTO PLATA 2

0.8 12.4 20.7 1.4 35.2

SAN PEDRO VAPOR

6.2 19.4 24.2 0.8 0.0 1.0 51.6

HAINA 4 15.0 39.1 6.1 10.0 23.9 3.7 97.9HAINA TG 0.0 61.9 67.3 21.4 4.8 19.5 17.5 192.4

Total 54.0 60.9 64.7 4.3 2.3 47.4 103.8 79.5 45.8 31.0 21.8 39.0 554.5

5.12 OTRAS TRANSACCIONESSe contemplan compensaciones originadas por la aplicación de normas complementarias a las incluidas en la Ley General de Electricidad y su Reglamento de Aplicación. En el 2010 está la aplicación de la Resolución SIE 06-2010 que compensar a las unidades generadoras que fueron convocadas por despacho y que poseían un Costo Variable de Producción mayor que el máximo Costo Marginal de Corto Plazo de energía. La tabla 45 muestra el monto de estas compensaciones y la su asignación a los Agentes del MEM.



121


[Millones de RD$] AGENTES


Benefi cio por

CMgMáx

AES ANDRES 0.0 3.2 3.1 7.5 13.9CDEEE 0.8 0.1 2.6 5.6 9.1

CEPP 0.2 0.2DPP 0.1 0.1 0.0 0.2

EGEHID 0.9 3.8 1.5 1.1 15.4 1.1 23.7GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1

HAINA 7.2 2.9 1.3 1.1 0.0 2.4 12.7 32.8 9.8 3.7 7.4 6.4 87.8ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 7.5 6.8 4.0 1.5 0.9 20.9

LAESA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.8 1.8METALDOM 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0MONTE RIO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 6.4 3.6 10.4SEABOARD

EDEESTE 22.4 12.2 3.9 1.7 0.6 4.2 51.1 33.1 4.3 1.4 3.4 4.3 142.6EDENORTE 5.8 4.7 0.9 0.4 0.1 0.7 5.8 2.1 0.0 20.6

EDESUR 4.6 3.8 0.1 0.1 0.0 0.8 9.5 9.2 0.9 0.3 0.9 1.0 31.3CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CODETEL/DN 0.0 0.0 0.1 0.1

PLASTICOS FLEXIBLES

0.0 0.0 0.0 0.0


BEACH RESORT0.0 0.0


0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0

Pérdida por CMgMáx

AES ANDRES 1.9 8.2 0.7 0.3 0.7 7.6 4.4 0.0 0.5 24.3CDEEE 10.9 2.9 1.0 4.5 58.9 38.8 4.0 0.8 121.8

CEPP 1.0 1.8 0.6 0.2 0.0 0.1 2.7 0.8 0.2 1.1 1.4 10.1DPP 0.8 0.3 0.1 3.3 2.5 1.0 0.6 1.0 2.5 12.0

EGEHID 0.5 0.7 1.9 2.9 2.9 2.7 11.6GPLV 4.0 0.0 0.6 0.2 0.1 1.8 3.3 0.7 2.2 1.8 14.8

HAINAITABO 3.1 1.2 1.3 0.1 0.0 0.1 5.8

LAESA 1.0 0.1 0.5 0.3 0.1 0.0 2.8 3.1 1.0 3.7 4.6 17.1METALDOM 4.3 2.9 0.7 0.2 0.1 0.6 11.2 10.3 2.5 0.7 2.5 2.8 38.9MONTE RIO 1.8 1.3 1.1 0.4 0.1 0.4 0.6 0.6 1.8 8.1SEABOARD 10.3 7.4 1.8 1.5 0.3 2.0 24.0 19.8 6.2 1.7 4.6 6.4 85.8

EDEESTEEDENORTE 0.0 0.1 0.2 0.4

EDESURCORVI PVC

ABCOCODETEL/DN

PLASTICOS FLEXIBLESTORGINOL

HAMACA BEACH RESORT



A continuación se muestra el efecto del costo marginal tope en las transacciones económicas de energía, al evaluar los benefi cios y perdidas para cada agente del MEM.



122


[Millones de RD$] AGENTES


Neto por CMgMáx

AES ANDRES -1.9 -8.2 -0.7 -0.3 0.0 -0.7 -7.6 -4.4 3.2 -0.5 3.1 7.5 -10.4CDEEE -10.9 -2.9 0.8 -1.0 0.1 -4.5 -58.9 -38.8 -4.0 -0.8 2.6 5.6 -112.7

CEPP -1.0 -1.8 -0.6 -0.2 -0.0 -0.1 0.2 -2.7 -0.8 -0.2 -1.1 -1.4 -9.9DPP 0.1 0.1 -0.8 -0.3 0.0 -0.1 -3.3 -2.5 -1.0 -0.6 -1.0 -2.5 -11.8

EGEHID 0.9 3.8 1.5 1.1 -0.5 -0.7 15.4 -1.9 -2.9 1.1 -2.9 -2.7 12.1GPLV -4.0 0.0 -0.6 -0.2 0.0 -0.1 -1.8 -3.3 -0.7 0.0 -2.2 -1.8 -14.7

HAINA 7.2 2.9 1.3 1.1 0.0 2.4 12.7 32.8 9.8 3.7 7.4 6.4 87.8ITABO -3.1 -1.2 -1.3 -0.1 0.0 0.2 7.5 6.8 4.0 -0.1 1.5 0.9 15.1

LAESA -1.0 -0.1 -0.5 -0.3 -0.1 -0.0 1.8 -2.8 -3.1 -1.0 -3.7 -4.6 -15.3METALDOM -4.3 -2.9 -0.7 -0.2 -0.1 -0.6 -11.2 -10.3 -2.5 -0.7 -2.5 -2.8 -38.9MONTE RIO -1.8 -1.3 -1.1 -0.4 -0.1 0.5 6.4 3.6 -0.4 -0.6 -0.6 -1.8 2.3SEABOARD -10.3 -7.4 -1.8 -1.5 -0.3 -2.0 -24.0 -19.8 -6.2 -1.7 -4.6 -6.4 -85.8

EDEESTE 22.4 12.2 3.9 1.7 0.6 4.2 51.1 33.1 4.3 1.4 3.4 4.3 142.6EDENORTE 5.8 4.7 0.9 0.4 0.1 0.7 5.8 2.1 0.0 -0.0 -0.1 -0.2 20.3

EDESUR 4.6 3.8 0.1 0.1 0.0 0.8 9.5 9.2 0.9 0.3 0.9 1.0 31.3CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0CODETEL/DN 0.0 0.0 0.1 0.1

PLASTICOS FLEXIBLES

0.0 0.0 0.0 0.0


BEACH RESORT0.0 0.0


0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Total Benefi cio por CMgMáx 41.0 27.5 8.3 4.6 1.0 8.9 110.4 87.6 22.3 6.5 19.0 25.7 362.9

Total Pérdida por CMgMáx 38.3 25.7 8.2 4.5 1.0 8.9 106.8 86.5 21.6 6.3 18.7 24.1 350.7

Total Neto por CMgMáx 2.7 1.8 0.2 0.0 0.0 -0.1 3.6 1.2 0.7 0.2 0.3 1.6 12.3

Continuación



123

Tabla 49. Efecto del Costo Marginal Máximo en las Transacciones de Energía en el 2010 [Millones de RD$]

[Millones de RD$] Empresa

MESTotal


Saldo Neto Acreedor

AES ANDRES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CDEEE 34.8 1.5 1.2 2.1 2.3 34.1 1.8 1.5 15.9 2.3 2.0 18.4 118.0

CEPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0DPP 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0


EDESUR 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0EGEHID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

GPLV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0HAINA 24.3 62.6 63.7 2.2 0.0 14.7 116.7 85.6 32.5 28.9 21.2 22.2 474.6ITABO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

LAESA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0METALDOM 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0MONTE RIO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0SEABOARD 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0CODETEL/DN 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

PLASTICOS FLEXIBLES

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

TORGINOL 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0HAMACA

BEACH RESORT0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0


0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Saldo Neto Deudor

AES ANDRES -2.0 -2.7 -2.8 -0.2 -0.1 -2.0 -4.4 -3.4 -2.9 -1.5 -1.6 -2.8 -26.2CDEEE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CEPP -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0DPP -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.1

EDEESTE -19.9 -19.7 -20.0 -1.4 -0.7 -15.5 -39.1 -29.1 -14.7 -9.4 -7.1 -12.3 -188.7EDENORTE -16.5 -18.2 -18.4 -1.2 -0.7 -14.0 -31.4 -23.4 -13.3 -9.0 -6.1 -11.2 -163.5

EDESUR -19.8 -22.1 -22.7 -1.5 -0.8 -16.4 -37.5 -28.8 -16.1 -10.8 -7.8 -13.7 -198.1EGEHID -0.6 -1.1 -0.6 -0.1 -0.0 -0.4 -3.2 -0.7 -0.4 -0.3 -0.2 -0.4 -7.9

GPLV -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.1HAINA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0ITABO -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.1 -1.2 -1.0 -0.9 -0.0 -0.2 -0.1 -3.5

LAESA -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.3 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.3METALDOM -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0MONTE RIO -0.0 -0.1 -0.1 -0.0 -0.0 -0.1 -1.0 -0.5 -0.0 -0.0 -0.0 -0.0 -1.8SEABOARD -0.3 -0.3 -0.3 -0.0 -0.0 -0.2 -0.3 -0.2 -0.1 -0.1 -0.1 -0.1 -2.1CORVI PVC 0.0 0.0 0.0 -0.0 -0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0

ABCO 0.0 0.0 0.0 -0.0 -0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0CODETEL/DN 0.0 0.0 0.0 -0.0 -0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.1

PLASTICOS FLEXIBLES

0.0 0.0 0.0 -0.0 -0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0

TORGINOL 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0HAMACA

BEACH RESORT0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0


0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0


0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.0 -0.0 -0.0 0.0 -0.0

Total Saldo Neto Acreedor 59.1 64.1 64.9 4.4 2.3 48.8 118.5 87.1 48.4 31.2 23.2 40.7 592.6

Total Saldo Neto Deudor -59.1 -64.1 -64.9 -4.4 -2.3 -48.8 -118.5 -87.1 -48.4 -31.2 -23.2 -40.7 -592.6



124

6Estadísticas

anualesTabla 50 Resúmen transacciones económicas entre agentes del MEM 2010

[Millones de RD$] Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalEnergía 641.9 727.6 468.9 593.0 57.1%

Potencia 141.0 144.7 143.8 156.8 137.0 127.9 127.9 127.8 127.8 126.7 129.5 126.5 1,617.5 9.9%Pago DC 186.9 174.1 211.7 212.9 233.0 238.1 244.8 264.1 238.6 244.2 227.2 207.1 2,682.7 16.5%

Transferencia DC 53.4 50.9 61.2 66.7 63.7 60.4 62.1 66.9 60.0 60.6 57.4 51.2 714.6 4.4%Frecuencia 103.9 88.5 79.3 116.9 145.7 103.0 133.8 126.5 118.5 137.2 111.9 113.4 1,378.6 8.5%

Compensación SIE06-2010 59.1 64.1 64.9 4.4 2.3 48.8 118.5 87.1 48.4 31.2 23.2 40.7 592.6 3.6%

Total 1,235.1 1,327.6 1,018.0 1,131.8 100.0%

[RD$/US$] Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PromedioTasa de Cambio

promedio 36.20 36.31 36.40 36.52 36.81 36.84 36.94 37.02 37.12 37.31 37.31 37.42 36.85

Tabla 51. Tasa de Cambio Promedio Ponderada para la Venta de Divisas de los Agentes de Cambio, publicada por el Banco Central de la República Dominicana

[Millones de US$] Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalEnergía 17.3 19.5 12.6 15.8

Potencia 3.9 4.0 4.0 4.3 3.7 3.5 3.5 3.5 3.4 3.4 3.5 3.4 43.9Pago DC 5.2 4.8 5.8 5.8 6.3 6.5 6.6 7.1 6.4 6.5 6.1 5.5 72.8

Transferencia DC 1.5 1.4 1.7 1.8 1.7 1.6 1.7 1.8 1.6 1.6 1.5 1.4 19.4Frecuencia 2.9 2.4 2.2 3.2 4.0 2.8 3.6 3.4 3.2 3.7 3.0 3.0 37.4

Compensación SIE06-2010 1.6 1.8 1.8 0.1 0.1 1.3 3.2 2.4 1.3 0.8 0.6 1.1 16.1

Total 33.3 35.6 27.3 30.3

5.13 RESUMEN DE TRANSACCIONES ECONÓMICASLas Transacciones Económicas del MEM en el 2010 estuvieron conformadas por los siguientes rubros:

■ Transacciones de energía.

■ Transacciones defi nitivas de potencia.

■ Pago por derecho de conexión.

■ Transferencia por derecho de conexión.

■ Servicio de regulación de frecuencia.

■ Otras transacciones: Resolución SIE 08-2010.



125

6Estadísticas

anuales



126

6.1 EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADALas siguientes tablas y fi guras muestran la evolución de la capacidad instalada de generación en el SENI en el período 2000-2010 1.

1 La información de este capítulo ha sido actualizada respecto de las memorias de años anteriores con el propósito de expresar las capacidades de todas las unidades generadoras en [MW].

Tabla 52. Capacidad instalada del SENI por Agente 2000-2010 [MW]Capacidad [MW] Año

Tecnología Agente 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Turbinas a Gas

DPP 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0 236.0ENERGYCORP 103.5 103.5 103.5 103.5

HAINA 164.2 164.2 164.2 164.2 164.2 164.2 164.2 164.2 100.0 100.0 100.0

ITABO 271.9 271.9 172.5 172.5 172.5 172.5 172.5 172.5 34.5

Ciclo CombinadoAES ANDRES 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0 319.0

CESPM 200.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0 300.0SAN FELIPE 175.0 175.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0 185.0

Turbinas a Vapor

HAINA 292.5 346.1 346.2 346.2 346.2 346.2 346.2 346.2 346.2 346.2 343.2ITABO 299.0 299.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0

Motores Diesel

CAYMAN POWER 50.0CDEEE 1.9 1.9 1.9

CEPP 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9GPLV 195.0 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5 194.5

HAINA 153.0 154.7 154.7 154.7 153.0 153.0 153.0 102.0 102.0 102.0LAESA 79.9 79.9 83.9 87.7 87.7 31.6 31.6 31.6 59.6 59.6

MAXON 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0METALDOM 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0SEABOARD 115.0 115.0 115.0 115.0 115.0 116.3 116.3 116.3 116.3 116.3 116.3MONTE RIO 100.1 100.1 100.1 100.1 100.1 100.1 100.1 100.1

Hidroeléctrica 402.0 411.8 463.8 463.8 463.8 463.8 469.3 469.3 472.3 523.2 523.2Total SENI [MW] 2532.9 2898.8 2928.2 3351.1 3247.6 3159.5 3166.6 3166.6 2918.2 2962.6 2959.6

Tabla 53. Capacidad instalada del SENI por Agente 2000-2010 [%]

Capacidad [MW] AñoTecnología Agente 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Turbinas a Gas

DPP 9.3% 8.1% 8.1% 7.0% 7.3% 7.5% 7.5% 7.5% 8.1% 8.0% 8.0%ENERGYCORP 4.1% 3.6% 3.5% 3.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

HAINA 6.5% 5.7% 5.6% 4.9% 5.1% 5.2% 5.2% 5.2% 3.4% 3.4% 3.4%ITABO 10.7% 9.4% 5.9% 5.1% 5.3% 5.5% 5.4% 5.4% 1.2% 0.0% 0.0%

Ciclo CombinadoAES ANDRES 0.0% 0.0% 0.0% 9.5% 9.8% 10.1% 10.1% 10.1% 10.9% 10.8% 10.8%

CESPM 0.0% 6.9% 10.2% 9.0% 9.2% 9.5% 9.5% 9.5% 10.3% 10.1% 10.1%SAN FELIPE 6.9% 6.0% 6.3% 5.5% 5.7% 5.9% 5.8% 5.8% 6.3% 6.2% 6.3%

Turbinas a Vapor HAINA 11.5% 11.9% 11.8% 10.3% 10.7% 11.0% 10.9% 10.9% 11.9% 11.7% 11.6%ITABO 11.8% 10.3% 8.9% 7.8% 8.0% 8.2% 8.2% 8.2% 8.9% 8.8% 8.8%

Motores Diesel

CAYMAN POWER 2.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%CDEEE 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.1% 0.1%

CEPP 3.0% 2.7% 2.6% 2.3% 2.4% 2.4% 2.4% 2.4% 2.6% 2.6% 2.6%GPLV 7.7% 6.7% 6.6% 5.8% 6.0% 6.2% 6.1% 6.1% 6.7% 6.6% 6.6%

HAINA 0.0% 5.3% 5.3% 4.6% 4.8% 4.8% 4.8% 4.8% 3.5% 3.4% 3.4%LAESA 3.2% 2.8% 2.9% 2.6% 2.7% 0.0% 1.0% 1.0% 1.1% 2.0% 2.0%

MAXON 1.2% 1.0% 1.0% 0.9% 0.9% 0.9% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%METALDOM 1.7% 1.4% 1.4% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.4% 1.4% 1.4%SEABOARD 4.5% 4.0% 3.9% 3.4% 3.5% 3.7% 3.7% 3.7% 4.0% 3.9% 3.9%MONTE RIO 0.0% 0.0% 0.0% 3.0% 3.1% 3.2% 3.2% 3.2% 3.4% 3.4% 3.4%

Hidroeléctrica 15.9% 14.2% 15.8% 13.8% 14.3% 14.7% 14.8% 14.8% 16.2% 17.7% 17.7%

Total SENI [%] 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%



127

Figura 23. Capacidad instalada del SENI por tecnología 2000-2010 [MW]

Figura 24. Capacidad instalada del SENI por tecnología 2000-2010 [%]



128

6.2 EVOLUCIÓN DE COSTOSDE PRODUCCIÓNLas siguientes fi guras muestran la evolución de los costos promedios de los combustibles declarados por los Agentes en la programación de la operación económica del sistema.

Figura 25. Costo promedio mensual del Fuel Oil 2001-2010 [RD$/gal]

Figura 26. Costo promedio mensual del Carbón Mineral 2001-2010 [RD$/lb]



129

6.3 EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA GENERADAY CONSUMIDALa Tabla 3 muestra que en el 2009 la producción de las unidades generadoras y las transferencias netas de los autoproductores al SENI fue de 12,271.64 GWh. Esta información fue suministrada por los Agentes del MEM al Centro de Supervisión del OC con detalle diario y proviene de los medidores operacionales de las respectivas plantas .

Figura 27. Costo promedio mensual del Gas Natural 2003-2010 [RD$/MMBTU]



130

Tabla 54. Generación del SENI por unidad 2010 [MWh]

Agente Unidad Tecnología Combus-tible

MES[MWh] [%]


AES ANDRES AES ANDRES Ciclo Combinado Gas Natural 184,623 179,976 146,421 185,028 188,932 180,102 187,632 193,821 172,663 192,600 172,723 162,463 2,146,984 17.5%

CDEEE RIO SAN JUAN Motores Diesel Fuel Oil No. 2 808 657 678 790 745 695 713 737 714 804 739 849 8,931 0.1%

CEPPCEPP 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 4,864 8,094 7,590 6,559 7,701 7,616 5,535 7,688 6,711 8,454 7,089 7,866 85,766 0.7%CEPP 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 19,905 22,814 27,932 24,158 24,054 23,022 20,747 24,861 22,683 24,281 22,491 22,797 279,745 2.3%

CESPMCESPM 1 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 23,795 787 0 6,662 0 0 0 1,013 32,257 0.3%CESPM 2 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 27,644 10,767 8,997 2,100 0 590 439 1,260 51,797 0.4%CESPM 3 Ciclo Combinado Fuel Oil No. 2 1,936 34,502 27,368 19,535 702 0 15 980 85,037 0.7%

DPPLOS MINA 5 Turbina a Gas Gas Natural 0 0 49,949 50,906 61,589 56,963 60,010 65,055 58,644 63,356 47,771 59,290 573,532 4.7%LOS MINA 6 Turbina a Gas Gas Natural 45,237 57,095 61,172 47,822 40,083 9,160 59,510 64,608 57,637 63,276 55,625 61,594 622,816 5.1%

EGEHID

AGUACATE Hidroeléctrica Hidráulica 0 0.0%ANIANA VARGAS Hidroeléctrica Hidráulica 46 28 26 31 75 79 81 74 73 94 123 95 827 0.0%

BAIGUAQUE Hidroeléctrica Hidráulica 161 65 61 182 268 287 215 233 126 205 268 211 2,282 0.0%CONTRA

EMBALSE MONCION

Hidroeléctrica Hidráulica 974 891 977 1,444 1,890 1,862 1,901 1,778 1,863 1,911 1,919 1,708 19,118 0.2%

DOMINGO RODRIGUEZ

Hidroeléctrica Hidráulica 1,293 602 385 287 323 871 1,420 1,624 1,642 1,497 1,295 1,550 12,789 0.1%

EL SALTO Hidroeléctrica Hidráulica 160 98 95 118 149 231 293 270 256 344 313 267 2,593 0.0%HATILLO Hidroeléctrica Hidráulica 5,676 4,426 4,376 4,206 4,383 5,626 5,919 5,971 5,728 5,953 5,848 6,043 64,155 0.5%

JIGUEY Hidroeléctrica Hidráulica 8,468 6,207 6,109 7,058 9,057 17,050 29,869 30,453 16,306 12,670 28,996 22,399 194,642 1.6%JIMENOA Hidroeléctrica Hidráulica 0 0 1,994 3,779 5,025 5,479 5,771 4,636 5,289 5,690 4,829 4,987 47,478 0.4%

LAS BARIAS Hidroeléctrica Hidráulica 497 265 41 38 96 354 437 473 428 396 353 402 3,780 0.0%LAS DAMAS Hidroeléctrica Hidráulica 5,229 4,586 4,704 4,467 4,441 3,448 2,069 0 0 180 3,614 3,842 36,580 0.3%

LOPEZ ANGOSTURA

Hidroeléctrica Hidráulica 1,115 2,948 2,552 4,241 6,945 12,601 10,439 11,678 9,152 11,237 7,783 7,023 87,714 0.7%

LOS ANONES Hidroeléctrica Hidráulica 0 0 0 0.0 0 2 11 20 13 1 0 26 73 0.0%LOS TOROS Hidroeléctrica Hidráulica 4,227 2,105 1,800 2,197 2,524 2,625 3,127 3,442 3,216 3,242 2,593 4,310 35,408 0.3%MAGUEYAL Hidroeléctrica Hidráulica 1,092 919 284 137 280 953 1,089 1,019 1,004 1,183 1,020 928 9,906 0.1%

MONCION Hidroeléctrica Hidráulica 10,305 8,604 9,310 13,392 17,644 24,260 24,412 25,732 19,928 21,550 25,826 17,651 218,612 1.8%NIZAO NAJAYO Hidroeléctrica Hidráulica 28 19 0 3 0 2 30 36 24 8 14 44 210 0.0%

PINALITO Hidroeléctrica Hidráulica 5,495 3,956 3,703 4,747 5,747 14,976 18,519 15,470 9,033 12,245 18,000 9,727 121,617 1.0%RINCON Hidroeléctrica Hidráulica 1,136 1,185 849 1,337 3,345 4,632 3,149 2,346 1,002 811 2,134 1,890 23,814 0.2%

RIO BLANCO Hidroeléctrica Hidráulica 6,899 4,348 4,030 8,050 10,457 14,906 16,693 15,577 11,437 13,817 16,056 9,881 132,151 1.1%ROSA JULIA DE LA CRUZ

Hidroeléctrica Hidráulica 146 38 25 48 111 198 234 234 202 185 180 157 1,757 0.0%

SABANA YEGUA Hidroeléctrica Hidráulica 5,536 2,813 2,214 2,406 1,942 2,437 3,954 6,537 7,475 8,453 8,046 8,798 60,611 0.5%SABANETA Hidroeléctrica Hidráulica 2,296 1,244 1,076 1,041 1,144 2,037 2,915 3,509 3,793 3,978 3,690 3,431 30,153 0.2%

TAVERA Hidroeléctrica Hidráulica 11,079 7,583 7,232 10,534 17,612 47,267 25,751 36,310 20,629 27,778 22,092 16,956 250,822 2.0%VALDESIA Hidroeléctrica Hidráulica 5,542 2,723 1,035 1,086 1,618 2,696 15,597 11,503 5,371 7,134 14,562 8,495 77,360 0.6%

GPLVLA VEGA Motores Diesel Fuel Oil No. 6 36,549 44,841 45,184 37,455 34,664 32,989 30,500 36,889 40,287 33,056 32,761 30,020 435,195 3.5%

PALAMARA Motores Diesel Fuel Oil No. 6 47,984 50,716 48,680 55,285 55,219 55,071 54,445 58,184 57,671 55,614 48,963 47,375 635,208 5.2%

HAINA

BARAHONA CARBON

Turbina a Vapor Carbón 30,778 28,398 31,382 30,246 30,756 27,413 29,623 31,103 30,734 10,425 27,360 31,379 339,595 2.8%

HAINA 1 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 6,364 16,490 10,815 0 0 0 0 3,040 0 0 0 684 37,393 0.3%HAINA 2 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0%HAINA 4 Turbina a Vapor Fuel Oil No. 6 0 0 0 0 0 9,268 22,015 5,420 10,952 15,175 0 2,305 65,135 0.5%

HAINA TG Turbinas a Gas Fuel Oil No. 2 0 0 0 0 3,134 500 23,930 27,477 10,943 2,330 7,065 6,898 82,277 0.7%PUERTO PLATA 1 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0%PUERTO PLATA 2 Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 494 7,419 10,723 664 0 0 0 0 0 0 141 0 19,440 0.2%

SAN PEDRO VAPOR

Turbinas a Vapor Fuel Oil No. 6 3,821 11,768 11,710 475 17 0 454 0 442 0 685 0 29,372 0.2%

SULTANA DEL ESTE

Motores Diesel Fuel Oil No. 6 65,643 52,695 59,913 61,391 64,539 59,365 57,668 56,882 58,332 56,434 52,153 59,314 704,328 5.7%

ITABOFALCONDO Autoproductor Fuel Oil No. 6 35,235 27,188 18,856 29,544 39,124 37,593 39,683 39,683 36,508 36,817 39,789 40,153 420,174 3.4%

ITABO 1 Turbina a Vapor Carbón 69,725 67,276 79,694 65,203 76,435 72,961 66,711 57,027 26,320 59,916 62,445 65,522 769,235 6.3%ITABO 2 Turbina a Vapor Carbón 80,520 40,630 84,079 78,394 71,118 55,620 0 7,417 72,081 92,991 79,198 83,603 745,651 6.1%

LAESA PIMENTEL 1 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 15,676 18,129 19,924 18,335 19,498 18,840 13,292 17,955 18,592 16,440 14,051 14,022 204,755 1.7%PIMENTEL 2 Motores Diesel Fuel Oil No. 6 17,880 17,499 19,388 17,810 18,502 17,630 16,129 15,913 15,594 15,769 14,562 14,782 201,457 1.6%

METALDOM METALDOM Autoproductor Fuel Oil No. 6 13,892 14,212 14,078 10,604 11,515 11,749 16,200 19,254 17,367 15,338 13,723 8,156 166,088 1.4%

MONTE RIO MONTE RIO Motores Diesel Fuel Oil No. 6 35,799 43,050 47,093 45,183 53,730 45,494 37,536 50,465 52,848 53,259 36,655 43,943 545,056 4.4%

SAN FELIPE SAN FELIPE Ciclo CombinadoFuel Oil No.

2 y No. 695,325 62,544 51,028 70,643 91,455 58,970 102,419 90,251 92,535 59,959 10,483 10,834 796,446 6.5%

SEABOARD

ESTRELLA DEL MAR


ESTRELLA DEL NORTE


Total 948,156 891,798 1,021,354 1,013,628 1,084,564 1,042,369 1,084,786 1,117,358 1,049,593 1,081,847 966,626 969,557 12,271,636 100.0%



131

Figura 28. Composición de la energía generada por tecnología 2001-2010 [GWh]

Figura 29. Composición porcentual de la energía generada 2001-2010



132

La Tabla 55 y la Figura 30 muestran la evolución de los retiros de energía de las empresas distribuidoras, los retiros de los UNR que contratan directamente con empresas de generación, y las pérdidas de transmisión estimadas por diferencia en el período 2001-2010. Esta información se sustenta en los registros que pro-vienen de los Sistemas de Medición Comercial de los Agentes del MEM y que se utilizan en las transacciones económicas.

Figura 30. Generación, consumo y pérdidas de energía 2001-2010

Tabla 55. Generación, consumo y pérdidas de energía 2001-2010

[GWh] Año2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Generadores 35.8 32.4 62.5 72.8 81.2 53.1 17.2UNR y consumos propios 74.5 98.7 182.1 326.9 461.5 767.7 920.0 983.3 969.3

UNR, consumos propios y generadores 74.5 98.7 217.9 359.2 524.0 840.6 1,001.2 1,036.4 986.5 1,062.1

Distribuidoras 9,159.9 9,833.9 9,912.2 8,172.5 8,952.6 9,508.6 9,788.3 10,108.8 9,963.5 10,710.8Retiros 9,234.4 9.932.6 10,094.4 8.499.4 9,476.5 10,789.5 10,789.5 11,145.2 10,950.0 11,772.9

Pérdidas 388.7 298.7 290.5 223.2 234.9 240.1 240.1 246.7 227.7 238.7Generación [MW] 9,623.1 10,231.3 10,384.9 8,722.6 9,711.5 11,029.5 11,029.5 11,391.9 11,177.7 12,011.6



133

Figura 31. Evolución del consumo y pérdidas de potencia de punta 2001-2010

6.4 EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA DE PUNTALa Tabla 56 y Figura 31 muestran los retiros de potencia de punta de las empresas distribuidoras, de los UNR que contratan directamente con empresas de generación y las pérdidas de transmisión registradas en las horas de punta anual del sistema en el período 2001-2010.

Tabla 56. Evolución del consumo y pérdidas de potencia de punta 2001-2010

[GWh] Año2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Generadores 4.65 4.65 3.50 5.30 30.37 1.82 20.13 1.17 1.16 1.80

UNR y consumos propios 12.17 15.07 27.50 42.70 57.45 87.55 111.79 101.39 106.08 114.46

UNR, consumos propios y generadores 16.82 19.72 31.00 48.00 87.82 89.37 131.91 102.56 107.24 116.26

Distribuidoras 1,459.62 1,467.36 1,602.53 1,540.82 1,498.63 1,566.59 1,558.26 1,696.64 1,526.93 1,594.93

Retiros 1,476.44 1,487.08 1,633.53 1,588.81 1,586.46 1,655.96 1,690.17 1,799.20 1,634.17 1,711.19

Pérdidas 72.47 63.69 54.45 50.11 47.96 46.61 28.59 55.94 -1,634.17 33.43

Potencia de Punta [MW] 1,548.91 1,550.77 1,687.98 1,638.92 1,634.42 1,702.57 1,718.76 1,855.14 0.00 1,744.62



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6.5 EVOLUCIÓN DE LAS SALIDAS TOTALES DEL SENIEl progreso alcanzado en el mantenimiento de la seguridad y la confi abilidad del sistema, se ha convertido en un logro de la operación del SENI. La Figura 32 muestra la estadística de salidas totales del SENI para el período 1988-2010 de acuerdo a los registros históricos disponibles. Se observa que el sistema se mantuvo operando sin colapsar en todo el año de 2010.

Figura 32. Salidas totales del SENI 1988-2010



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6.6 EVOLUCIÓN DE LAS TRANSACCIONES ECONÓMICASEn esta sección, se muestra la evolución, para el período 2001-2010, de las principales variables empleadas en el cálculo de las transacciones económicas del MEM, así como de los distintos rubros comprendidos por estas transacciones. Se advierte, tratándose de costos, precios y valorizaciones se estima conveniente expresar los pesos dominicanos (RD$) en términos de dólares norteamericanos (US$). Para hacerlo, se ha hecho una aproximación que consiste en aplicar a todas las cifras en pesos dominicanos (RD$), que corresponden a un mes determinado del período 2001-2010, una tasa de cambio (RD$/US$) única mensual exclusiva correspondiente a dicho mes. Se asume que esta tasa única corresponde al valor medio mensual de las Tasas de Cambio Promedio Ponderado para Venta de dólares norteamericanos, correspondientes a la Banca Comercial, publicada por el Banco Central para el mes de cálculo. Estas tasas de cambio, exclusivas para presentar la información de esta sección, se muestran para cada mes del período 2001-2010 en la Tabla 57 y en la Figura 11.

Tabla 57. Promedio mensual de la Tasa de Cambio 2001-2010 [RD$/US$]

Tasa RD$/US$ MES

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

2000 16.08 16.28 16.25 16.25 16.27 16.31 16.39 16.40 16.49 16.54 16.57 16.63

2001 16.74 16.94 16.90 16.86 16.85 16.85 16.84 16.84 16.87 16.91 16.92 17.02

2002 17.21 17.48 17.60 17.74 17.85 17.89 17.96 18.31 18.81 19.57 20.66 21.45

2003 22.02 24.68 23.61 24.69 26.80 30.91 34.85 34.02 32.25 35.43 40.33 37.55

2004 47.50 50.27 46.95 44.89 47.94 48.62 45.47 41.95 37.62 32.95 30.08 29.50

2005 30.29 29.26 28.56 28.66 28.95 29.12 29.11 29.23 30.87 32.79 33.51 33.44

2006 34.83 34.34 32.81 32.32 32.75 32.93 32.90 32.79 33.15 33.66 33.68 33.30

2007 33.91 33.50 32.91 32.41 32.29 32.60 33.12 33.08 33.46 33.59 33.53 33.67

2008 33.89 33.94 34.04 34.15 34.14 34.28 34.39 34.79 34.95 35.09 35.36 35.38

2009 35.50 33.68 35.79 35.94 36.06 36.02 36.07 36.10 36.13 36.16 36.71 36.71

2010 36.19 36.27 36.38 36.51 36.80 36.81 36.88 36.99 37.07 37.30 37.30 37.40



136

Figura 33. Promedio mensual de la Tasa de Cambio 2001-2010

Figura 34. Costos Marginales de Corto Plazo de energía promedio 2001-2010

La Figura 33 y la Figura 34. Costos Marginales de Corto Plazo de energía promedio 2001-2010 muestran, respectivamente, la evolución del Costo Marginal de Corto Plazo de energía promedio mensual expresado en US$/MWh y el Costo Marginal de Potencia de Punta expresado en US$/kW mes, ambos referidos a la barra de referencia del SENI.



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Figura 3. Costos Marginales de Potencia de Punta mensual 2001-2010

Figura 36. Evolución de cada rubro de las Transacciones Económicas duranteel período 2001-2010 aproximada en Millones de US$

La Figura 36 muestra la evolución de cada rubro de las Transacciones Económicas durante el período 2001-2010 aproximada en Millones de US$.



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7Estados

Financieros



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140

TABLA DE CONTENIDO

Página Dictamen de los auditores independientes ................................................................................ 1 Estados de situación financiera ................................................................................................. 3 Estados de actividad ................................................................................................................. 4 Estados de flujos de efectivo..................................................................................................... 5 Notas de los estados financieros:

1) Entidad ................................................................................................................................ 6 2) Principales políticas contables ........................................................................................... 6 3) Efectivo en caja y banco ..................................................................................................... 9 4) Aportes por cobrar ............................................................................................................ 10 5) Aportes por cobrar para proyectos especiales .................................................................. 10 6) Otras cuentas por cobrar ................................................................................................... 11 7) Propiedad, planta y equipos .............................................................................................. 11 8) Aportes restringidos por ejecutar ..................................................................................... 13 9) Retenciones y acumulaciones por pagar ........................................................................... 13 10) Fondos en administración ................................................................................................. 14 11) Aportes aprobados ............................................................................................................ 15 12) Gastos generales y administrativos .................................................................................. 16 13) Compromisos y contingencias .......................................................................................... 16 14) Presupuesto ....................................................................................................................... 17 15) Reclasificaciones .............................................................................................................. 18



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TABLA DE CONTENIDO

Página Dictamen de los auditores independientes ................................................................................ 1 Estados de situación financiera ................................................................................................. 3 Estados de actividad ................................................................................................................. 4 Estados de flujos de efectivo..................................................................................................... 5 Notas de los estados financieros:

1) Entidad ................................................................................................................................ 6 2) Principales políticas contables ........................................................................................... 6 3) Efectivo en caja y banco ..................................................................................................... 9 4) Aportes por cobrar ............................................................................................................ 10 5) Aportes por cobrar para proyectos especiales .................................................................. 10 6) Otras cuentas por cobrar ................................................................................................... 11 7) Propiedad, planta y equipos .............................................................................................. 11 8) Aportes restringidos por ejecutar ..................................................................................... 13 9) Retenciones y acumulaciones por pagar ........................................................................... 13 10) Fondos en administración ................................................................................................. 14 11) Aportes aprobados ............................................................................................................ 15 12) Gastos generales y administrativos .................................................................................. 16 13) Compromisos y contingencias .......................................................................................... 16 14) Presupuesto ....................................................................................................................... 17 15) Reclasificaciones .............................................................................................................. 18



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t…



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2010 2009A C T I V O SCorrientes:Efectivo en caja y bancos (nota 3) 61,163,738 34,534,429

Cuentas por cobrar: Aportes por cobrar (nota 4) 63,619,735 78,901,909 Aportes por cobrar para proyectos especiales (nota 5) 1,073,972 1,060,098 Otras (nota 6) 3,586,581 693,497 Total cuentas por cobrar 68,280,288 80,655,504

Gastos pagados por anticipado 2,162,296 2,234,028

Total de activos corrientes 131,606,322 117,423,961

Propiedad, planta y equipos (nota 7): Mobiliarios y equipos de oficina 4,359,988 3,463,103 Equipos de trasporte 4,006,859 4,006,859 Maquinarias y equipos eléctricos 17,234,874 15,118,924 Otros equipos 300,078 300,078 Total propiedad, planta y equipos 25,901,799 22,888,964Depreciación acumulada (20,776,829) (18,778,876) Propiedad, planta y equipos, neto 5,124,970 4,110,088

Otros activos 9,273,325 4,273,439

Total de activos 146,004,617 125,807,488

P A S I V O SCorrientes:Cuentas por pagar: Proveedores 1,542,096 1,045,579 Aportes restringidos por ejecutar (notas 5 y 8) 2,336,441 2,260,393 Otras cuentas por pagar 1,122,312 41,278 Total cuentas por pagar 5,000,849 3,347,250

Retenciones y acumulaciones por pagar (nota 9) 2,712,411 1,654,730

Total de pasivos corrientes 7,713,260 5,001,980

Fondos en administración (notas 3, 8 y 10) 12,511,777 18,553,366 Total de pasivo no corriente 12,511,777 18,553,366

ACTIVOS NETOS:Activos netos no restringidos 125,779,580 102,252,142

Total de pasivos y activos netos 146,004,617 125,807,488

Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional

Al 31 de diciembre del 2010 y 2009(Valores en RD$)

Las notas a los estados financieros son parte integral de éstos

* ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA *Interconectado de la República Dominicana, Inc.

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2010 2009Cambios en los activos netos no restringidos:Ingresos: Aportes recibidos de agentes (nota 11) 136,808,291 117,195,760 Ingresos del proyecto SMC 6,613,743 884,470 Otros ingresos 636,896 676,962 Total de ingresos 144,058,930 118,757,192

Gastos generales y administrativos (nota 12) (119,925,019) (105,857,936)

Otros gastos (606,473) (244,138)

Total de gastos (120,531,492) (106,102,074)

Aumento en los activos netos no restringidos 23,527,438 12,655,118

Activos netos no restringidos al inicio del periodo 102,252,142 89,597,024

Activos netos no restringidos al final del periodo 125,779,580 102,252,142

Interconectado de la República Dominicana, Inc.Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional

* ESTADOS DE ACTIVIDADES *Por los años terminados el 31 de diciembre del 2010 y 2009

(Valores en RD$)




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2010 2009A C T I V O SCorrientes:Efectivo en caja y bancos (nota 3) 61,163,738 34,534,429

Cuentas por cobrar: Aportes por cobrar (nota 4) 63,619,735 78,901,909 Aportes por cobrar para proyectos especiales (nota 5) 1,073,972 1,060,098 Otras (nota 6) 3,586,581 693,497 Total cuentas por cobrar 68,280,288 80,655,504

Gastos pagados por anticipado 2,162,296 2,234,028

Total de activos corrientes 131,606,322 117,423,961

Propiedad, planta y equipos (nota 7): Mobiliarios y equipos de oficina 4,359,988 3,463,103 Equipos de trasporte 4,006,859 4,006,859 Maquinarias y equipos eléctricos 17,234,874 15,118,924 Otros equipos 300,078 300,078 Total propiedad, planta y equipos 25,901,799 22,888,964Depreciación acumulada (20,776,829) (18,778,876) Propiedad, planta y equipos, neto 5,124,970 4,110,088

Otros activos 9,273,325 4,273,439

Total de activos 146,004,617 125,807,488

P A S I V O SCorrientes:Cuentas por pagar: Proveedores 1,542,096 1,045,579 Aportes restringidos por ejecutar (notas 5 y 8) 2,336,441 2,260,393 Otras cuentas por pagar 1,122,312 41,278 Total cuentas por pagar 5,000,849 3,347,250

Retenciones y acumulaciones por pagar (nota 9) 2,712,411 1,654,730

Total de pasivos corrientes 7,713,260 5,001,980

Fondos en administración (notas 3, 8 y 10) 12,511,777 18,553,366 Total de pasivo no corriente 12,511,777 18,553,366

ACTIVOS NETOS:Activos netos no restringidos 125,779,580 102,252,142

Total de pasivos y activos netos 146,004,617 125,807,488

Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional

Al 31 de diciembre del 2010 y 2009(Valores en RD$)


* ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA *Interconectado de la República Dominicana, Inc.

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2010 2009Cambios en los activos netos no restringidos:Ingresos: Aportes recibidos de agentes (nota 11) 136,808,291 117,195,760 Ingresos del proyecto SMC 6,613,743 884,470 Otros ingresos 636,896 676,962 Total de ingresos 144,058,930 118,757,192

Gastos generales y administrativos (nota 12) (119,925,019) (105,857,936)

Otros gastos (606,473) (244,138)

Total de gastos (120,531,492) (106,102,074)

Aumento en los activos netos no restringidos 23,527,438 12,655,118

Activos netos no restringidos al inicio del periodo 102,252,142 89,597,024

Activos netos no restringidos al final del periodo 125,779,580 102,252,142


* ESTADOS DE ACTIVIDADES *Por los años terminados el 31 de diciembre del 2010 y 2009

(Valores en RD$)




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2010 2009Flujos de efectivo por actividades de operación: Ingresos recibidos de agentes 149,142,229 102,721,617 Ingresos del proyecto SMC 6,613,743 884,470 Efectivo pagado a proveedores y empleados (121,011,316) (102,605,425) Otros cobros (pagos) de operaciones 1,766,309 (1,118,042)Efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación 36,510,965 (117,380)

Flujo de efectivo por actividades de inversión: Aumento en otros activos (6,868,821) (1,751,506) Retiro de activo fijo 0 135,231 Adquisición de activos fijos (3,012,835) (1,052,653)Efectivo neto usado en las actividades de inversión (9,881,656) (2,668,928)

Flujo de efectivo por actividades de financiamiento: Efecto cambiario aportes y fondos 0 3,530,010Efectivo neto provisto por las actividades de financiamiento 0 3,530,010

Aumento (disminución) neto en efectivo y equivalentes de efectivo 26,629,309 743,702

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año 34,534,429 33,790,727

Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año 61,163,738 34,534,429

Conciliación entre el aumento (disminución) en activos netos no restringidos y el efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación:

Aumento en activos netos no restringidos 23,527,438 12,655,119

Ajustes para conciliar el aumento (disminución) en activos netos no restringidos con el efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación: Depreciación y amortización 3,866,888 4,443,618 Ganancia en venta de mobiliarios y equipos 0 (59,130) Ajustes del periodo 0 347

(Aumento) disminución en cuentas por cobrar 12,333,938 (14,474,143)Aumento en gastos pagados por anticipado 71,732 (65,873)Disminución en cuentas por pagar (4,346,712) (1,132,324)Aumento (disminución) en retenciones y acumulaciones por pagar 1,057,681 (1,484,994) Total ajustes 12,983,527 (12,772,499)

Efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación 36,510,965 (117,380)

(Valores en RD$)


Por los años terminados el 31 de diciembre del 2010 y 2009* ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO *


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Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc.

Notas a los Estados Financieros Al 31 de diciembre del 2010 y 2009

(Valores en RD$)

1. Entidad

El Organismo Coordinador Del Sistema Eléctrico Nacional de la República Dominicana, Inc. es una entidad sin fines de lucro, creada mediante la resolución No 235 de la Secretaria de Estado de Industria y Comercio, de fecha 29 de octubre de 1998 y posteriormente se ratifico en el artículo 38 de la Ley General de Electricidad No. 125-01. Su función principal es realizar la coordinación de las actividades de las empresas de generación, transmisión y comercialización de energía eléctrica, así como de los auto productores y co-generadores que venden sus excedentes a través del sistema en el marco regulatorio del sub-sector eléctrico. El 30 de abril del 2008, se realizó la asamblea constitutiva a partir de la cual se declaro constituido el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana Inc., de acuerdo a los términos establecidos en el reglamento para la aplicación de la ley general de electricidad. Posteriormente, la resolución No.34 del 11 de junio de 2008, de la Procuraduría General de la República, aprueba su incorporación como institución sin fines de lucro, de conformidad a la ley de regulación y fomento de las asociaciones sin fines de lucro No 122-05 del 8 de abril del 2005. Según el Artículo No. 299, inciso d, de la ley No.11-92, las instituciones sin fines de lucro, se encuentran exentas del pago de impuesto sobre la renta corporativo. Las oficinas están ubicadas en la calle 3 No. 3, Arroyo Hondo, Santo Domingo, República Dominicana. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, la entidad cuenta para el desarrollo de sus operaciones con 51 empleados.

2. Principales políticas de contabilidad

A continuación presentamos un resumen de las principales políticas de contabilidad consideradas por la administración, como las más apropiadas en las circunstancias para presentar la situación financiera, el resultado de las operaciones y sus flujos de efectivo de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados.

a) Base de presentación

Los estados financieros adjuntos se presentan de acuerdo a los Principios de Contabilidad generalmente aceptados, por este tipo de instituciones, y los mismos han sido preparados de los libros y registros de la compañía, de forma que representen una imagen fiel de su patrimonio, posición financiera y los activos netos. Estos estados han sido preparados sobre la base del costo histórico.



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2010 2009Flujos de efectivo por actividades de operación: Ingresos recibidos de agentes 149,142,229 102,721,617 Ingresos del proyecto SMC 6,613,743 884,470 Efectivo pagado a proveedores y empleados (121,011,316) (102,605,425) Otros cobros (pagos) de operaciones 1,766,309 (1,118,042)Efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación 36,510,965 (117,380)

Flujo de efectivo por actividades de inversión: Aumento en otros activos (6,868,821) (1,751,506) Retiro de activo fijo 0 135,231 Adquisición de activos fijos (3,012,835) (1,052,653)Efectivo neto usado en las actividades de inversión (9,881,656) (2,668,928)

Flujo de efectivo por actividades de financiamiento: Efecto cambiario aportes y fondos 0 3,530,010Efectivo neto provisto por las actividades de financiamiento 0 3,530,010

Aumento (disminución) neto en efectivo y equivalentes de efectivo 26,629,309 743,702

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año 34,534,429 33,790,727

Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año 61,163,738 34,534,429

Conciliación entre el aumento (disminución) en activos netos no restringidos y el efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación:

Aumento en activos netos no restringidos 23,527,438 12,655,119

Ajustes para conciliar el aumento (disminución) en activos netos no restringidos con el efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación: Depreciación y amortización 3,866,888 4,443,618 Ganancia en venta de mobiliarios y equipos 0 (59,130) Ajustes del periodo 0 347

(Aumento) disminución en cuentas por cobrar 12,333,938 (14,474,143)Aumento en gastos pagados por anticipado 71,732 (65,873)Disminución en cuentas por pagar (4,346,712) (1,132,324)Aumento (disminución) en retenciones y acumulaciones por pagar 1,057,681 (1,484,994) Total ajustes 12,983,527 (12,772,499)

Efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de operación 36,510,965 (117,380)

(Valores en RD$)


Por los años terminados el 31 de diciembre del 2010 y 2009* ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO *


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(Valores en RD$)

1. Entidad

El Organismo Coordinador Del Sistema Eléctrico Nacional de la República Dominicana, Inc. es una entidad sin fines de lucro, creada mediante la resolución No 235 de la Secretaria de Estado de Industria y Comercio, de fecha 29 de octubre de 1998 y posteriormente se ratifico en el artículo 38 de la Ley General de Electricidad No. 125-01. Su función principal es realizar la coordinación de las actividades de las empresas de generación, transmisión y comercialización de energía eléctrica, así como de los auto productores y co-generadores que venden sus excedentes a través del sistema en el marco regulatorio del sub-sector eléctrico. El 30 de abril del 2008, se realizó la asamblea constitutiva a partir de la cual se declaro constituido el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana Inc., de acuerdo a los términos establecidos en el reglamento para la aplicación de la ley general de electricidad. Posteriormente, la resolución No.34 del 11 de junio de 2008, de la Procuraduría General de la República, aprueba su incorporación como institución sin fines de lucro, de conformidad a la ley de regulación y fomento de las asociaciones sin fines de lucro No 122-05 del 8 de abril del 2005. Según el Artículo No. 299, inciso d, de la ley No.11-92, las instituciones sin fines de lucro, se encuentran exentas del pago de impuesto sobre la renta corporativo. Las oficinas están ubicadas en la calle 3 No. 3, Arroyo Hondo, Santo Domingo, República Dominicana. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, la entidad cuenta para el desarrollo de sus operaciones con 51 empleados.

2. Principales políticas de contabilidad

A continuación presentamos un resumen de las principales políticas de contabilidad consideradas por la administración, como las más apropiadas en las circunstancias para presentar la situación financiera, el resultado de las operaciones y sus flujos de efectivo de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados.

a) Base de presentación

Los estados financieros adjuntos se presentan de acuerdo a los Principios de Contabilidad generalmente aceptados, por este tipo de instituciones, y los mismos han sido preparados de los libros y registros de la compañía, de forma que representen una imagen fiel de su patrimonio, posición financiera y los activos netos. Estos estados han sido preparados sobre la base del costo histórico.



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(Valores en RD$)

Debido a que las normas internacional de información financiera (NIIFS), no establece una normativa para la presentación y revelación de los estados financieros, la entidad ha utilizado la base de presentación estipulada en la norma financiera de contabilidad (FAS 117), sobre entidades sin fines de lucro. Las previsiones de este principio están siendo aplicadas por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Bajo estas previsiones los activos netos y los ingresos, gastos, ganancias y pérdidas, son clasificados de acuerdo a la existencia o no de restricciones impuestas por los donantes. De acuerdo con esto, los activos netos, y los cambios en ellos son clasificados como sigue:

1. Activos netos no restringidos

Son aquellos que no están sujetos a restricciones impuestas por los donantes externos. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, el Organismo tenía como activos netos no restringidos los aportes recibidos de los agentes.

2. Activos netos temporalmente restringidos Activos sujetos a estipulaciones impuestas por donantes que pueden darse o cumplirse mediante acciones a través del tiempo. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, el Organismo no tenía activos temporalmente restringidos por los donantes.

3. Activos netos permanentemente restringidos Activos sujetos a estipulaciones impuestas por los donantes externos. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, el Organismo no tenía activos permanentemente restringidos por terceros.

b) Mobiliarios y equipos y su depreciación

Los mobiliarios, equipos y mejoras están registrados al costo de adquisición. La depreciación es calculada utilizando el método de línea recta, o sea, la distribución uniforme del costo sobre el estimado de vida útil de los activos, la cual ha sido estimada en cinco (5) años.

c) Uso de estimados

La preparación de los estados financieros de conformidad con Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados, requiere que la administración haga estimados y suposiciones que afectan las cantidades reportadas de activos y pasivos y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados financieros, al igual que la cantidad de ingresos y gastos reportadas.

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(Valores en RD$)

Las áreas significativas de estimaciones y juicios críticos en las aplicaciones de las políticas contables que tienen mayor impacto en la presentación de los estados financieros se incluyen en las notas sobre propiedad, planta y equipos, compromisos. Los resultados de estas estimaciones y suposiciones podrían diferir de los montos estimados.

Tipos de activos Años vida útil Mejoras propiedad alquilada 5 años Propiedad, planta y equipos 5 años

Las estimaciones y suposiciones son revisadas continuamente y los efectos de los cambios, si algunos son reconocidos en el periodo del cambio y en periodos futuros, si éstos son afectados.

d) Reconocimiento de ingresos

Los ingresos provienen de los aportes realizados por las empresas que componen el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y componen el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana. Los ingresos son declarados mensualmente a través de las resoluciones emitidas por el Consejo de Coordinación y se reconocen por el método de lo devengado, es decir, conforme se van emitiendo dichas resoluciones.

e) Otros activos

Los activos incluyen sistemas de información (software), los cuales son amortizados durante el periodo de vigencia de sus licencias sustentadas en los contratos con los suplidores o a cinco (5) años, el que sea menor.

Las mejoras en propiedades arrendadas se amortizan en base al método de línea recta durante el periodo de vigencia del contrato o a cinco (5) años, o el que sea menor.

f) Moneda en que se expresan las cifras

Las cantidades en los estados financieros están presentadas en pesos dominicanos. Los activos y pasivos en moneda extranjera se traducen de acuerdo a la tasa de cambio autorizada por la Direccion General de Impuestos internos a la fecha de los estados financieros. Las transacciones ocurridas durante el año y los ingresos o gastos se traducen a la tasa vigente a la fecha de la transacción. La ganancia o pérdida resultante de las transacciones en moneda extranjera se incluyen como otros ingresos (gastos) en el estado de actividades. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, la tasa de cambio en el mercado, según informaciones de la Dirección General de Impuestos Internos (DGII), era de RD$37.54 y RD$36.12, respectivamente, con relación al dólar de Norteamérica.



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(Valores en RD$)

Debido a que las normas internacional de información financiera (NIIFS), no establece una normativa para la presentación y revelación de los estados financieros, la entidad ha utilizado la base de presentación estipulada en la norma financiera de contabilidad (FAS 117), sobre entidades sin fines de lucro. Las previsiones de este principio están siendo aplicadas por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Bajo estas previsiones los activos netos y los ingresos, gastos, ganancias y pérdidas, son clasificados de acuerdo a la existencia o no de restricciones impuestas por los donantes. De acuerdo con esto, los activos netos, y los cambios en ellos son clasificados como sigue:

1. Activos netos no restringidos

Son aquellos que no están sujetos a restricciones impuestas por los donantes externos. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, el Organismo tenía como activos netos no restringidos los aportes recibidos de los agentes.

2. Activos netos temporalmente restringidos Activos sujetos a estipulaciones impuestas por donantes que pueden darse o cumplirse mediante acciones a través del tiempo. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, el Organismo no tenía activos temporalmente restringidos por los donantes.

3. Activos netos permanentemente restringidos Activos sujetos a estipulaciones impuestas por los donantes externos. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, el Organismo no tenía activos permanentemente restringidos por terceros.

b) Mobiliarios y equipos y su depreciación

Los mobiliarios, equipos y mejoras están registrados al costo de adquisición. La depreciación es calculada utilizando el método de línea recta, o sea, la distribución uniforme del costo sobre el estimado de vida útil de los activos, la cual ha sido estimada en cinco (5) años.

c) Uso de estimados

La preparación de los estados financieros de conformidad con Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados, requiere que la administración haga estimados y suposiciones que afectan las cantidades reportadas de activos y pasivos y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados financieros, al igual que la cantidad de ingresos y gastos reportadas.

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(Valores en RD$)

Las áreas significativas de estimaciones y juicios críticos en las aplicaciones de las políticas contables que tienen mayor impacto en la presentación de los estados financieros se incluyen en las notas sobre propiedad, planta y equipos, compromisos. Los resultados de estas estimaciones y suposiciones podrían diferir de los montos estimados.

Tipos de activos Años vida útil Mejoras propiedad alquilada 5 años Propiedad, planta y equipos 5 años

Las estimaciones y suposiciones son revisadas continuamente y los efectos de los cambios, si algunos son reconocidos en el periodo del cambio y en periodos futuros, si éstos son afectados.

d) Reconocimiento de ingresos

Los ingresos provienen de los aportes realizados por las empresas que componen el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y componen el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana. Los ingresos son declarados mensualmente a través de las resoluciones emitidas por el Consejo de Coordinación y se reconocen por el método de lo devengado, es decir, conforme se van emitiendo dichas resoluciones.

e) Otros activos

Los activos incluyen sistemas de información (software), los cuales son amortizados durante el periodo de vigencia de sus licencias sustentadas en los contratos con los suplidores o a cinco (5) años, el que sea menor.

Las mejoras en propiedades arrendadas se amortizan en base al método de línea recta durante el periodo de vigencia del contrato o a cinco (5) años, o el que sea menor.

f) Moneda en que se expresan las cifras

Las cantidades en los estados financieros están presentadas en pesos dominicanos. Los activos y pasivos en moneda extranjera se traducen de acuerdo a la tasa de cambio autorizada por la Direccion General de Impuestos internos a la fecha de los estados financieros. Las transacciones ocurridas durante el año y los ingresos o gastos se traducen a la tasa vigente a la fecha de la transacción. La ganancia o pérdida resultante de las transacciones en moneda extranjera se incluyen como otros ingresos (gastos) en el estado de actividades. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, la tasa de cambio en el mercado, según informaciones de la Dirección General de Impuestos Internos (DGII), era de RD$37.54 y RD$36.12, respectivamente, con relación al dólar de Norteamérica.



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(Valores en RD$)

g) Poder de enmienda de los estados financieros Los estados financieros han sido preparados por la gerencia de la entidad sobre una base voluntaria, y como tal, tienen la habilidad de revisar el contenido de dichos estados luego de efectuarse su emisión.

h) Beneficios a empleados

a) Seguridad Social A partir del 1 de mayo del 2003, entro en vigencia la Ley General de Pensiones en la República Dominicana No. 87-01, que establece el Sistema Dominicano de Seguridad Social para proteger a los residentes del país. Con esta ley, se establece una contribución patronal equivalente al 70 % de la contribución total entre un 16% y 20% del sueldo bruto de cada empleado, cuando se combinen el seguro familiar de salud y el seguro por vejez.

b) Preaviso y cesantía

El Código de Trabajo de la República Dominicana prevé el pago de preaviso y auxilio cesantía a aquellos empleados que sean desahuciados. El monto de esta compensación depende del tiempo que haya trabajado y otros factores, sin considerar el plan específico que al respecto pudiera tener la compañía. Los pagos realizados por este concepto, son cargados a las operaciones en la fecha que se produzca al desahucio.

c) Regalía pascual

Las leyes locales establecen compensaciones al personal, que entre otras cosas incluyen una regalía pascual, que equivale a la doceava parte del salario devengado en el año.

3. Efectivo en caja y bancos Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta presentaba el siguiente detalle: 2010 2009

Caja chica 75,000 75,000 Depósitos en bancos comerciales (a) 61,088,738 34,459,429

Total 61,163,738 34,534,429 (a) Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta incluye valores

de US$206,085 y US$386,452, respectivamente, como valor restringido, proveniente de los aportes extraordinarios.

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(Valores en RD$)

4. Aportes por cobrar Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta presentaba el siguiente detalle: 2010 2009

Haina 754,289 2,522,391 ITABO 648,463 1,949,811 Energy Corpo 0 185,774 Palamara la Vega 662,165 1,581,978 TCC 441,807 1,044,097 DPP 741,026 311,628 AES Andres 1,149,802 2,748,326 LAESA 721,556 950,202 San Felipe 6,829,169 5,423,869 Metaldom 123,630 311,949 CEPP 204,497 507,868 CAYMAN 0 120,446 Monte Rio 352,816 913,407 Falconbridge 230,357 442,566 CESPM 2,979,834 2,411,392 EGE HID 2,035,083 3,156,251 Los Toros 45,251 112,556 ETED 637,361 3,335,955 EDE Norte 6,152,539 8,945,128 EDE-SUR 29,324,135 34,991,036 EDE ESTE 9,530,029 6,877,670 CDEEE (Rio San Juan) ___55,926 ___57,610

Total 63,619,735 78,901,909

5. Aportes por cobrar para proyectos especiales Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta corresponde a valores restringidos provenientes de los aportes adicionales que serán utilizados para proyectos especiales.



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(Valores en RD$)

g) Poder de enmienda de los estados financieros Los estados financieros han sido preparados por la gerencia de la entidad sobre una base voluntaria, y como tal, tienen la habilidad de revisar el contenido de dichos estados luego de efectuarse su emisión.

h) Beneficios a empleados

a) Seguridad Social A partir del 1 de mayo del 2003, entro en vigencia la Ley General de Pensiones en la República Dominicana No. 87-01, que establece el Sistema Dominicano de Seguridad Social para proteger a los residentes del país. Con esta ley, se establece una contribución patronal equivalente al 70 % de la contribución total entre un 16% y 20% del sueldo bruto de cada empleado, cuando se combinen el seguro familiar de salud y el seguro por vejez.

b) Preaviso y cesantía

El Código de Trabajo de la República Dominicana prevé el pago de preaviso y auxilio cesantía a aquellos empleados que sean desahuciados. El monto de esta compensación depende del tiempo que haya trabajado y otros factores, sin considerar el plan específico que al respecto pudiera tener la compañía. Los pagos realizados por este concepto, son cargados a las operaciones en la fecha que se produzca al desahucio.

c) Regalía pascual

Las leyes locales establecen compensaciones al personal, que entre otras cosas incluyen una regalía pascual, que equivale a la doceava parte del salario devengado en el año.

3. Efectivo en caja y bancos Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta presentaba el siguiente detalle: 2010 2009

Caja chica 75,000 75,000 Depósitos en bancos comerciales (a) 61,088,738 34,459,429

Total 61,163,738 34,534,429 (a) Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta incluye valores

de US$206,085 y US$386,452, respectivamente, como valor restringido, proveniente de los aportes extraordinarios.

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(Valores en RD$)

4. Aportes por cobrar Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta presentaba el siguiente detalle: 2010 2009

Haina 754,289 2,522,391 ITABO 648,463 1,949,811 Energy Corpo 0 185,774 Palamara la Vega 662,165 1,581,978 TCC 441,807 1,044,097 DPP 741,026 311,628 AES Andres 1,149,802 2,748,326 LAESA 721,556 950,202 San Felipe 6,829,169 5,423,869 Metaldom 123,630 311,949 CEPP 204,497 507,868 CAYMAN 0 120,446 Monte Rio 352,816 913,407 Falconbridge 230,357 442,566 CESPM 2,979,834 2,411,392 EGE HID 2,035,083 3,156,251 Los Toros 45,251 112,556 ETED 637,361 3,335,955 EDE Norte 6,152,539 8,945,128 EDE-SUR 29,324,135 34,991,036 EDE ESTE 9,530,029 6,877,670 CDEEE (Rio San Juan) ___55,926 ___57,610

Total 63,619,735 78,901,909

5. Aportes por cobrar para proyectos especiales Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta corresponde a valores restringidos provenientes de los aportes adicionales que serán utilizados para proyectos especiales.



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(Valores en RD$)

La entidad no contempla estos proyectos como parte de su presupuesto, por lo que dichos aportes fueron aprobados mediante resoluciones extraordinarias. Un detalle de los aportes por cobrar al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es el siguiente:

2010 2009 Nombre del proyecto USD$ RD$ USD$ RD$

Proyecto Habilitación del Sistema de Medición Comercial (HSMC) 23,014 736,575 24,151 872,341

Proyecto Herramientas y Datos 1,945 72,986 1,534 55,408 Mantenimiento y actualización

DigSilent. 1,426 53,505 1,426 51,509 Gastos ejecución contrato unique 2,238 83,972 2,238 80,840

Total 28,623 1,073,972 29,349 1,060,098 Durante los periodos 2010 y 2009, la entidad ha recuperado cartera de resoluciones correspondientes a aportaciones para presupuestos de años anteriores y proyectos en proceso de ejecución y/o pendientes de realización, tales como: reacondicionamiento del centro de datos; proyecto de protecciones; adquisiciones de activos; entre otros.

6. Otras cuentas por cobrar Al 31 de diciembre del 2010, esta cuenta incluía un valor de RD$2,336,930, correspondiente desembolsos realizados por la entidad, para la realización del seminario “ Mejores Practicas en la Gestión de pérdidas comerciales” los cuales serán rembolsados por el Comité Regional de la CIER, para Centro América y el Caribe (CECACIER).

7. Propiedad, planta y equipos

Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta presentaba el siguiente detalle:

2010 Costo al Costo al Tipo de activo 1/01/10 Adiciones 31/12/10

Mobiliarios y equipos de oficina 3,463,103 896,885 4,359,988 Equipos de transporte 4,006,859 0 4,006,859 Maquinarias y equipos eléctricos 15,118,924 2,115,951 17,234,874 Otros equipos 300,078 0 300,078

Total de activos fijos 22,888,964 3,012,835 25,901,799

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(Valores en RD$) Depreciación: Mobiliarios y equipos de oficina (3,181,400) (154,182) (3,335,582) Equipos de transporte (3,697,278) (309,581) (4,006,859) Maquinarias y equipos eléctricos (11,631,762) (1,509,215) (13,140,977) Otros equipos (268,436) (24,975) (293,411)

Total de depreciación (18,778,876) (1,997,953) (20,776,829) Total de activos, neto 4,110,088 5,124,970

2009 Costo al Costo al Tipo de activo 1/01/09 Adiciones Retiros 31/12/09

Mobiliarios y equipos de oficina 3,463,103 0 (0) 3,463,103 Equipos de transporte 4,006,859 0 (0) 4,006,859 Maquinarias y equipos eléctricos 14,672,282 940,608 (493,966) 15,118,924 Otros equipos 234,654 69,127 (3,703) 300,078

Total de activos fijos 22,376,898 1,009,735 (497,669) 22,888,964 Depreciación: Mobiliarios y equipos de oficina (3,008,245) (173,155) 0 (3,181,400) Equipos de transporte (3,387,697) (309,581) 0 (3,697,278) Maquinarias y equipos eléctricos (9,991,370) (2,060,080) 419,688 (11,631,762) Otros equipos (256,409) (15,004) 2,977 (268,436)

Total de depreciación (16,643,721) (2,557,820) 422,665 (18,778,876) Total de activos, neto 5,733,177 4,110,088

8. Aportes restringidos por ejecutar Un detalle de los aportes restringidos pendientes de ejecutar al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es el siguiente:


Evaluación y Mejora de Herramientas y Datos 61,456 2,307,052 61,456 2,219,782

Liquidación de aportes 2008 __783 __29,389 _1,124 __40,609 62,239 2,336,441 62,580 2,260,393



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(Valores en RD$)

La entidad no contempla estos proyectos como parte de su presupuesto, por lo que dichos aportes fueron aprobados mediante resoluciones extraordinarias. Un detalle de los aportes por cobrar al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es el siguiente:


Proyecto Habilitación del Sistema de Medición Comercial (HSMC) 23,014 736,575 24,151 872,341

Proyecto Herramientas y Datos 1,945 72,986 1,534 55,408 Mantenimiento y actualización

DigSilent. 1,426 53,505 1,426 51,509 Gastos ejecución contrato unique 2,238 83,972 2,238 80,840

Total 28,623 1,073,972 29,349 1,060,098 Durante los periodos 2010 y 2009, la entidad ha recuperado cartera de resoluciones correspondientes a aportaciones para presupuestos de años anteriores y proyectos en proceso de ejecución y/o pendientes de realización, tales como: reacondicionamiento del centro de datos; proyecto de protecciones; adquisiciones de activos; entre otros.

6. Otras cuentas por cobrar Al 31 de diciembre del 2010, esta cuenta incluía un valor de RD$2,336,930, correspondiente desembolsos realizados por la entidad, para la realización del seminario “ Mejores Practicas en la Gestión de pérdidas comerciales” los cuales serán rembolsados por el Comité Regional de la CIER, para Centro América y el Caribe (CECACIER).

7. Propiedad, planta y equipos

Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, esta cuenta presentaba el siguiente detalle:

2010 Costo al Costo al Tipo de activo 1/01/10 Adiciones 31/12/10

Mobiliarios y equipos de oficina 3,463,103 896,885 4,359,988 Equipos de transporte 4,006,859 0 4,006,859 Maquinarias y equipos eléctricos 15,118,924 2,115,951 17,234,874 Otros equipos 300,078 0 300,078

Total de activos fijos 22,888,964 3,012,835 25,901,799

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(Valores en RD$) Depreciación: Mobiliarios y equipos de oficina (3,181,400) (154,182) (3,335,582) Equipos de transporte (3,697,278) (309,581) (4,006,859) Maquinarias y equipos eléctricos (11,631,762) (1,509,215) (13,140,977) Otros equipos (268,436) (24,975) (293,411)

Total de depreciación (18,778,876) (1,997,953) (20,776,829) Total de activos, neto 4,110,088 5,124,970

2009 Costo al Costo al Tipo de activo 1/01/09 Adiciones Retiros 31/12/09

Mobiliarios y equipos de oficina 3,463,103 0 (0) 3,463,103 Equipos de transporte 4,006,859 0 (0) 4,006,859 Maquinarias y equipos eléctricos 14,672,282 940,608 (493,966) 15,118,924 Otros equipos 234,654 69,127 (3,703) 300,078

Total de activos fijos 22,376,898 1,009,735 (497,669) 22,888,964 Depreciación: Mobiliarios y equipos de oficina (3,008,245) (173,155) 0 (3,181,400) Equipos de transporte (3,387,697) (309,581) 0 (3,697,278) Maquinarias y equipos eléctricos (9,991,370) (2,060,080) 419,688 (11,631,762) Otros equipos (256,409) (15,004) 2,977 (268,436)

Total de depreciación (16,643,721) (2,557,820) 422,665 (18,778,876) Total de activos, neto 5,733,177 4,110,088

8. Aportes restringidos por ejecutar Un detalle de los aportes restringidos pendientes de ejecutar al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es el siguiente:


Evaluación y Mejora de Herramientas y Datos 61,456 2,307,052 61,456 2,219,782

Liquidación de aportes 2008 __783 __29,389 _1,124 __40,609 62,239 2,336,441 62,580 2,260,393



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(Valores en RD$) En fecha 29 de junio del 2005, el Consejo de Coordinación del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., aprobó mediante la Resolución No. OC-37-2005, el Proyecto “Evaluación y Mejora de Herramientas y Datos Utilizados en Coordinación con la Operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado”. Este proyecto concluyo en el 2007, y están pendientes de liquidar dichos aportes.

9. Retenciones y acumulaciones por pagar Un detalle de esta cuenta al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es como sigue:

2010 2009 Salarios y horas extras por pagar 250,208 181,121 ITBIS por pagar 117,603 101,018 Bono por desempeño por pagar 1,986,296 1,107,628 Remesas al exterior 0 18,947 Retención a terceros 318,954 50,318 Otras 39,350 195,698

Total 2,712,411 1,654,730

10. Fondos en administración Un detalle de los fondos en administración al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es el siguiente:


Habilitación Sistema de Medición Comercial (HSMC) 333,292 12,511,777 513,659 18,553,366

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(Valores en RD$)

11. Aportes aprobados Un desglose de los aportes aprobados por el Consejo de Coordinación para cubrir el presupuesto de las actividades del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., para los años 2010 y 2009, es como sigue: 2010 2009 Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S. A 23,496,032 20,420,355 Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A 19,889,674 16,282690 Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A 19,856,245 17,165,499 Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S. A 7,805,501 8,229,276 Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A 7,673,075 6,471,652 Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S. A 8,102,067 7,913,156 Generadora Palamara La Vega, S. A 6,350,370 6,044,801 AES Andrés, B. V. 12,110,755 8,813,355 Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís (CESPM) (CDEEE) 1,715,070 2,265,264 Seaboard / Transcontinental Capital Corporation (Bermuda), Ltd. 4,428,893 4,331,957 Empresa de Transmisión Eléctrica Dominica, S. A. 3,106,200 3,322,550 Generadora San Felipe LLP (CDEEE) 5,098,826 4,407,411 Monteiro Power Corporation, Ltd. 3,132,199 2,938,482 Dominican Power Partner 5,655,194 2,057,921 Complejo Metalúrgico Dominicano, C. por A. 1,013,319 937,915 Compañía de Electricidad de Puerto Plata 2,113,269 1,492,996 Consorcio Laesa, Ltd. 2,826,440 1,818,329 Hidroeléctrica Los Toros 217,769 289,822 Xstrata Níquel (Falconbridge Dominicana, C. por A.) 2,176,232 1,952,569 Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (Río San Juan) 41,161 39,760

Total 136,808,291 117,195,760



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(Valores en RD$) En fecha 29 de junio del 2005, el Consejo de Coordinación del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., aprobó mediante la Resolución No. OC-37-2005, el Proyecto “Evaluación y Mejora de Herramientas y Datos Utilizados en Coordinación con la Operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado”. Este proyecto concluyo en el 2007, y están pendientes de liquidar dichos aportes.

9. Retenciones y acumulaciones por pagar Un detalle de esta cuenta al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es como sigue:

2010 2009 Salarios y horas extras por pagar 250,208 181,121 ITBIS por pagar 117,603 101,018 Bono por desempeño por pagar 1,986,296 1,107,628 Remesas al exterior 0 18,947 Retención a terceros 318,954 50,318 Otras 39,350 195,698

Total 2,712,411 1,654,730

10. Fondos en administración Un detalle de los fondos en administración al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es el siguiente:


Habilitación Sistema de Medición Comercial (HSMC) 333,292 12,511,777 513,659 18,553,366

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(Valores en RD$)

11. Aportes aprobados Un desglose de los aportes aprobados por el Consejo de Coordinación para cubrir el presupuesto de las actividades del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., para los años 2010 y 2009, es como sigue: 2010 2009 Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S. A 23,496,032 20,420,355 Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S. A 19,889,674 16,282690 Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A 19,856,245 17,165,499 Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S. A 7,805,501 8,229,276 Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A 7,673,075 6,471,652 Empresa Generadora de Electricidad ITABO, S. A 8,102,067 7,913,156 Generadora Palamara La Vega, S. A 6,350,370 6,044,801 AES Andrés, B. V. 12,110,755 8,813,355 Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís (CESPM) (CDEEE) 1,715,070 2,265,264 Seaboard / Transcontinental Capital Corporation (Bermuda), Ltd. 4,428,893 4,331,957 Empresa de Transmisión Eléctrica Dominica, S. A. 3,106,200 3,322,550 Generadora San Felipe LLP (CDEEE) 5,098,826 4,407,411 Monteiro Power Corporation, Ltd. 3,132,199 2,938,482 Dominican Power Partner 5,655,194 2,057,921 Complejo Metalúrgico Dominicano, C. por A. 1,013,319 937,915 Compañía de Electricidad de Puerto Plata 2,113,269 1,492,996 Consorcio Laesa, Ltd. 2,826,440 1,818,329 Hidroeléctrica Los Toros 217,769 289,822 Xstrata Níquel (Falconbridge Dominicana, C. por A.) 2,176,232 1,952,569 Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (Río San Juan) 41,161 39,760

Total 136,808,291 117,195,760



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(Valores en RD$) 12. Gastos generales y administrativos

Un detalle de esta cuenta al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es como sigue:

2010 2009 Salarios 47,335,964 46,752,344 Viviendas ejecutivos 1,656,658 1,247,696 Bono por desempeño 6,741,604 5,330,644 Regalía pascual 4,425,491 3,577,984 Plan de pensiones 2,701,012 3,821,760 Seguros laborales 3,680,380 3,699,746 Prestaciones laborales 4,935,546 3,996,550 Atención a empleados 5,472,334 4,105,998 Impuestos gerentes extranjeros 2,102,489 1,868,296 Impuestos otras remuneraciones 1,094,768 833,788 Capacitación de personal 8,437,392 3,094,782 Pasajes ejecutivos según contrato 142,977 48,235 Bono vacacional 1,500,148 1,268,973 Subsidio de combustible 2,294,473 2,027,200 Contratación gerentes extranjeros 805,068 3,175,946 Otros gastos de personal 2,856,171 2,869,847 Alquiler de oficinas 5,289,583 4,924,503 Suministros 1,007,864 653,284 Gastos de representación 15,939 21,164 Libros, suscripciones y publicaciones 464,101 885,249 Combustibles 88,570 127,470 Dietas y trasporte 542,199 257,008 Energía eléctrica 1,777,972 1,574,729 Teléfonos fijos 786,405 846,107 Internet y dominio virtual 727,782 768,003 Servicios de terceros 1,917,030 1,436,110 Depreciación y amortización 3,670,375 4,417,078 Proyecto VEROPE 2,011,844 0 Proyecto SMC 3,346,196 712,611 Otros gastos generales 2,097,444 1,514,831 Total 119,925,019 105,857,936

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(Valores en RD$)

13. Compromisos y contingencias Compromisos

a) Contratos por servicios

Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, la entidad mantiene contrato con Doncella, la cual provee servicios de limpieza y mantenimiento de jardinería. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, los gastos por este concepto ascienden a RD$456,520 y RD$413,326, respectivamente.

b) Contratos de arrendamiento

Al 31 de diciembre del 2010, la entidad realizó contrato con la empresa Karisa Sport, por el arrendamiento del apartamento número 202-B, segundo piso, Edificio Torre Dianna Mary IV, de esta ciudad de Santo Domingo, para ser ocupado por el Gerente General, en donde el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., se compromete a pagar la suma de US$2,300 mensuales, renovable anualmente. Al 31 de diciembre del 2009, la entidad realizó un contrato con la Inmobiliaria ATSA, S. A. por el apartamento (Penthouse) No. 701-A, del Residencial Balcones de la Bohechio Adam-I, de esta ciudad de Santo Domingo, para ser ocupado por el Gerente Comercial, en donde el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., se compromete a pagar la suma de US$1,500 mensuales, renovable anualmente. En fecha 14 de enero del 2010, la entidad rescindió el contrato de dicho arrendamiento.

En fecha 13 de julio del 2000, la entidad realizó un contrato con el señor Rafael Barceló por el alquiler de una vivienda, la cual es utilizada para las operaciones administrativas de la misma por un monto mensual de US$10,588 más el ITBIS correspondiente, el cual será pagado a la tasa de cambio en el momento del pago, renovable anualmente.

En fecha 15 de septiembre del 2009, la entidad realizó un contrato con los señores Juan Antonio Marichal y María Del Carmen Torres Vales por el apartamento No. 502, 5to, nivel del Edificio Lidia Fernández III, ubicada en la calle 6 de la Urbanización paraíso, de esta ciudad de Santo Domingo, para ser ocupado por el Gerente de Operaciones, en donde el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., se compromete a pagar la suma de US$1,500 mensual.



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(Valores en RD$) 12. Gastos generales y administrativos

Un detalle de esta cuenta al 31 de diciembre del 2010 y 2009, es como sigue:

2010 2009 Salarios 47,335,964 46,752,344 Viviendas ejecutivos 1,656,658 1,247,696 Bono por desempeño 6,741,604 5,330,644 Regalía pascual 4,425,491 3,577,984 Plan de pensiones 2,701,012 3,821,760 Seguros laborales 3,680,380 3,699,746 Prestaciones laborales 4,935,546 3,996,550 Atención a empleados 5,472,334 4,105,998 Impuestos gerentes extranjeros 2,102,489 1,868,296 Impuestos otras remuneraciones 1,094,768 833,788 Capacitación de personal 8,437,392 3,094,782 Pasajes ejecutivos según contrato 142,977 48,235 Bono vacacional 1,500,148 1,268,973 Subsidio de combustible 2,294,473 2,027,200 Contratación gerentes extranjeros 805,068 3,175,946 Otros gastos de personal 2,856,171 2,869,847 Alquiler de oficinas 5,289,583 4,924,503 Suministros 1,007,864 653,284 Gastos de representación 15,939 21,164 Libros, suscripciones y publicaciones 464,101 885,249 Combustibles 88,570 127,470 Dietas y trasporte 542,199 257,008 Energía eléctrica 1,777,972 1,574,729 Teléfonos fijos 786,405 846,107 Internet y dominio virtual 727,782 768,003 Servicios de terceros 1,917,030 1,436,110 Depreciación y amortización 3,670,375 4,417,078 Proyecto VEROPE 2,011,844 0 Proyecto SMC 3,346,196 712,611 Otros gastos generales 2,097,444 1,514,831 Total 119,925,019 105,857,936

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(Valores en RD$)

13. Compromisos y contingencias Compromisos

a) Contratos por servicios

Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, la entidad mantiene contrato con Doncella, la cual provee servicios de limpieza y mantenimiento de jardinería. Al 31 de diciembre del 2010 y 2009, los gastos por este concepto ascienden a RD$456,520 y RD$413,326, respectivamente.

b) Contratos de arrendamiento

Al 31 de diciembre del 2010, la entidad realizó contrato con la empresa Karisa Sport, por el arrendamiento del apartamento número 202-B, segundo piso, Edificio Torre Dianna Mary IV, de esta ciudad de Santo Domingo, para ser ocupado por el Gerente General, en donde el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., se compromete a pagar la suma de US$2,300 mensuales, renovable anualmente. Al 31 de diciembre del 2009, la entidad realizó un contrato con la Inmobiliaria ATSA, S. A. por el apartamento (Penthouse) No. 701-A, del Residencial Balcones de la Bohechio Adam-I, de esta ciudad de Santo Domingo, para ser ocupado por el Gerente Comercial, en donde el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., se compromete a pagar la suma de US$1,500 mensuales, renovable anualmente. En fecha 14 de enero del 2010, la entidad rescindió el contrato de dicho arrendamiento.

En fecha 13 de julio del 2000, la entidad realizó un contrato con el señor Rafael Barceló por el alquiler de una vivienda, la cual es utilizada para las operaciones administrativas de la misma por un monto mensual de US$10,588 más el ITBIS correspondiente, el cual será pagado a la tasa de cambio en el momento del pago, renovable anualmente.

En fecha 15 de septiembre del 2009, la entidad realizó un contrato con los señores Juan Antonio Marichal y María Del Carmen Torres Vales por el apartamento No. 502, 5to, nivel del Edificio Lidia Fernández III, ubicada en la calle 6 de la Urbanización paraíso, de esta ciudad de Santo Domingo, para ser ocupado por el Gerente de Operaciones, en donde el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc., se compromete a pagar la suma de US$1,500 mensual.



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(Valores en RD$) Gastos generales: Alquiler oficina 5,293,073 5,289,583 3,491 Suministros 755,015 1,007,864 (252,848) Gastos de representación 100,170 15,939 84,231 Libros, suscripciones y publicaciones 434,897 464,101 (29,204) Combustible 457,930 88,570 369,360 Dieta y transporte 1,234,499 542,199 692,300 Energía eléctrica 1,797,298 1,777,972 19,326 Teléfono fijo 975,797 786,405 189,392 Internet y dominio virtual 1,287,862 727,782 560,080 Gastos activos fijos 1,788,954 1,339,770 449,184 Otros gastos generales 291,836 343,196 (51,360) Accesorios y equipos de protección 46,576 23,639 22,937 Costos CECACIER 540,282 589,314 (49,032)

Total gastos generales 15,004,189 12,996,334 2,007,855 Servicios de terceros 10,348,825 5,450,541 4,898,284

Total general 150,771,583 119,535,368 31,236,215

15. Reclasificaciones

Algunas partidas presentadas al 31 de diciembre del 2009, fueron reclasificadas para hacerlas comparativas con las presentadas al 31 de diciembre del 2010.



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(Valores en RD$) Gastos generales: Alquiler oficina 5,293,073 5,289,583 3,491 Suministros 755,015 1,007,864 (252,848) Gastos de representación 100,170 15,939 84,231 Libros, suscripciones y publicaciones 434,897 464,101 (29,204) Combustible 457,930 88,570 369,360 Dieta y transporte 1,234,499 542,199 692,300 Energía eléctrica 1,797,298 1,777,972 19,326 Teléfono fijo 975,797 786,405 189,392 Internet y dominio virtual 1,287,862 727,782 560,080 Gastos activos fijos 1,788,954 1,339,770 449,184 Otros gastos generales 291,836 343,196 (51,360) Accesorios y equipos de protección 46,576 23,639 22,937 Costos CECACIER 540,282 589,314 (49,032)

Total gastos generales 15,004,189 12,996,334 2,007,855 Servicios de terceros 10,348,825 5,450,541 4,898,284

Total general 150,771,583 119,535,368 31,236,215

15. Reclasificaciones

Algunas partidas presentadas al 31 de diciembre del 2009, fueron reclasificadas para hacerlas comparativas con las presentadas al 31 de diciembre del 2010.



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8Anexos

8.1 ORGANIGRAMA COMPLETO OC-SENI 2010

8.2 EMPLEADOS OC-SENI 2010

8.3 EMPRESAS ELÉCTRICAS 2010

8.4 UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL SENI 2010

8.5 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SENI 2010



161



162



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Gerencia GeneralOsvaldo IrustaGerente General

Larissa Toeya Estévez de SotoAsistente Ejecutiva

José Ramón RodríguezChofer

Gerencia de OperacionesLuis Julián ZuluagaGerente de Operaciones

Aristómenes Rosario GonzálezEncargado División Programación de Operaciones

Rubén CosteIngeniero de Programación de Operaciones

Víctor ColladoIngeniero de Programación de Operaciones

Luinys A. OgandoIngeniero de Programación de Operaciones

Alexis B. VásquezIngeniero de Programación de Operaciones

Sixfredo Alexis Martínez CadenaEncargado División de Estudios

Ivan Veras ArnóIngeniero de Protecciones

Yeulis RivasIngeniero de Estudios (hasta 22 de julio de 2010)

Tommy NovasIngeniero de Estudios

Eduardo De LeónIngeniero Estudios

Maximino HerediaEncargado División de Supervisión de Operaciones

Alexandre Pérez BeltréIngeniero Supervisor de Operaciones

Andrés ManzuetaIngeniero Supervisor de Operaciones

Carlos E. SánchezIngeniero Supervisor de Operaciones

Eduardo DelgadoIngeniero Supervisor de Operaciones

Fernelis RamírezIngeniero Supervisor de Operaciones

Gil Sandro Gómez SantosIngeniero Supervisor de Operaciones

Héctor RomeroIngeniero Supervisor de Operaciones

Hugo Marcel López JavierIngeniero Supervisor de Operaciones

Luis Manuel Ureña SánchezIngeniero Supervisor de Operaciones

Peter Agustín SantanaIngeniero Supervisor de Operaciones

Ulises Cedano GonzálezIngeniero Supervisor de Operaciones

Edward Antonio Veras DíazAnalista de Operaciones

Ercilio Morillo De Los SantosAnalista de Operaciones

Fausto Erikson Aquino VictorianoAnalista de Operaciónes

Anadys Soribel Pineda FríasAsistente Gerencia de Operaciones

Empleados



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Gerencia ComercialJaime Misraji CastroGerente Comercial. Hasta 10 de enero de 2010

Richard L. Núñez T.Encargado División de Transacciones

Augusto C. Bello R.Ingeniero de TransaccionesHasta 24 de septiembre de 2010

Máximo A. Domínguez G.Ingeniero de Transacciones

Miguel R. RosarioIngeniero de Transacciones

Ramón F. Mateo GarcíaEncargado División de Mediciones

Pedro M. Polanco S.Ingeniero de MedicionesHasta 17 de febrero de 2010

Yovanny Heredia ReyesIngeniero de Mediciones

Elvin SánchezIngeniero de Mediciones

Juan Bautista MesaIngeniero de Mediciones

Gerencia de Administración, Finanzas y TecnologíaDionilda Toribio de MontásGerente de Administración, Finanzas y Tecnología

Débora Hernández SeguraEncargada División Administración y Finanzas

Lix GracianoContadora

Johanna Durán BuenoRecepcionista (hasta 14 de mayo de 2010)

Manuel FelizRecepcionista

Maria Luisa FerreraMayordoma

Francisco EncarnaciónMensajero

Ramón Familia MeránMensajero

Andraly NG DelgadoEnc. División Tecnología de Información y ComunicacionesHasta 16 de abril de 2010

Lenin Lora UreñaEnc. División Tecnología de Información y Comunicaciones

Mario Ernesto ViñasAdministrador de Redes y Base de Datos (hasta 7 de septiembre 2010)

Elvyn VillanuevaAdministrador de Redes y Base de Datos

Rudy Ernesto Abreu GarcíaSoporte Técnico

Edwin D. Martínez BáezAnalista Programador

Ingrid Acosta De JesúsEncargada División Recursos Humanos

Emely Peña SantanaAsistente de Recursos Humanos

Vilma M. Román RamírezAsistente Administrativa

Programa de PasantíasRony Angel Montero BocioPasante Gerencia Operaciónes

Kepler Luciano LorenzoPasante Gerencia Operaciónes

Luisana Cuevas FlorentinoPasante Gerencia Administración Finanzas y Tecnología

Amaury Vasquez AbreuPasante Gerencia Comercial



165

Empresas eléctricas Actividad



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168U

bica

ción

de

las

Inst

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s de

l SEN

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170 OC-SENI2010 | MEMORIA ANUAL

Diagrama Unifi lar del SENI


oc-seni memoria anual 2010

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