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Informe Estadístico 2005 �

Santo Domingo, República Dominicana

2 AES Dominicana


Santo Domingo, República Dominicana

� AES Dominicana

Informe Estadístico 2005 5

Los Valores de AES

La Gente AES:

• Pone la seguridad primero

• Actúa con integridad

• Honra sus compromisos

• Se esfuerza por la excelencia

• Disfruta su trabajo

¿Qué entendemos en ellos?• Ponerlaseguridadprimero. Siempre ponemos primero la

seguridad - para nuestra gente, los contratistas y las comunidades.

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

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

• Esforzarseporlaexcelencia. Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel.

• Disfrutareltrabajo. Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia. Y cuando deje de ser de esa manera, cambiaremos lo que hacemos o cómo hacemos las cosas.

� AES Dominicana

Los Valores de AES

Carta del Presidente de AES Dominicana

Introducción

Antecedentes y Estructura Corporativa �2 Posición de AES Dominicana en el Mercado Eléctrico y de Combustibles �� Reseña Histórica Sector Eléctrico Dominicano ��

El Mercado Eléctrico durante el 2005

Resumen Operación del Mercado Eléctrico en el 2005 �� Precios Spot de Energía y Potencia ��

BalanceAnualdeEnergíayDemandaMáxima 18 Balance Energía 2005 �8 Demanda Máxima Anual del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado �9

Balances Mensuales de Energía, Demanda y Potencia Firme

Inyecciones Netas de Energía de las Empresas Generadoras 22 Retiros de Energía Empresas Distribuidoras y Usuarios No Regulados en el 2005 2� Mercado Spot y Contratos 2� Evolución de la Demanda Máxima Mensual 2� Potencia Firme Preliminar por Empresa 25 Potencia Firme Preliminar Generadores 2�

EstadísticasSistemaEléctrico2005 30 Composición del Parque de Generación �� Parque de Generación de la República Dominicana �2 Potencia Instalada por Empresa y Tecnología �2 El Abastecimiento de Energía durante el 2005 �� Precios de los Combustibles para Generación Eléctrica �5 Salidas Totales del Sistema Eléctrico durante el 2005 ��

Contenido


AES Dominicana en el Mercado Eléctrico en el 2005

LasCentralesdeGeneraciónylaTerminaldeGasdeAES 38 AES Andrés �8 Los Mina V & VI �9 Datos Técnicos Terminal Gas Natural Líquido �9 Balance de Energía AES Dominicana �2 Balance de Potencia AES Dominicana �2 Regulación de Frecuencia �� Tasas de Indisponibilidad en horas de punta ��

EstadísticasdeGeneraciónAESDominicanadel2005 48 Resumen Operación �8 Disponibilidad Técnica �8 Consumo Específico de las Centrales 49 Tasa de Salida Forzadas y/o No Programadas 50 Producción, Consumos y Pérdidas AES Dominicana 5�

LaTerminaldeGasNaturalLíquido 52 Relación de Barcos GNL 52

EventosRelevantesdeOperaciónCentralesAES 53

Anexos

8 AES Dominicana

AES Dominicana se complace en presentar su Informe Estadístico deOperaciones correspondiente al año 2005.

Este ejemplar contiene información sobre el mercado mayorista de electricidad en su conjunto y en detalle sobre las empresas AES Andrés y Dominican Power Partners; para este fin se ha recopilado información como son balances energéticos, precios de energía y potencia, participación de mercado de cada empresa, tecnología y tipo de combustible; así como los indicadores operativos más importantes de las unidades de generación de AES Dominicana.

Durante el 2005, el sector eléctrico en su conjunto mostró signos de recuperación luego de que en el 2004, el abastecimiento eléctrico descendiera un 16% respecto al año anterior y se verificara un rompimiento generalizado en la cadena de pagos en el sector. En este año, la demanda creció en un ��.�% con relación al 200�, alcanzando los 9,�9�.08 GWh y bajó a 5 el número de las salidas totales del Sistema, en relación a las �� registradas en el 200�.

La firma del Acuerdo de Sostenibilidad del Sector a principios de año y otros acuerdos comerciales entre empresas como Itabo y AES Andrés, hicieron posible que el suministro de electricidad del país alcanzara niveles aceptables durante este año.

AES Dominicana hizo importantes esfuerzos en este sentido, haciendo una inyección neta al sistema de 999 GWh, superior en un ��% a la generación de sus unidades en el 200�. Asimismo, el aporte de AES Andrés a la seguridad del sistema al iniciar formalmente la prestación del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia ha constituido un hito sin precedentes en el MEM, que ha añadido confiabilidad y calidad al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). En este sentido, AES Dominicana a pesar de las limitaciones en el suministro de combustible durante el año, ha aportado en promedio el 5�% de los márgenes de Regulación de Frecuencia con que el sistema contó. Como hecho sobresaliente se puede verificar que durante todo el período en el cual las unidades de AES Dominicana estuvieron generando, prácticamente no se verificó Costo de Desabastecimiento en el SENI, indicando la necesidad que tiene el sistema de que las unidades de AES permanezcan disponibles y haciendo sus importantes aportes en términos de energía y de prestación de servicios auxiliares.

Dentro de esta recuperación del sector y sus empresas, no es posible dejar de mencionar la reestructuración financiera de AES Andrés, ya que a final del año se logró colocar la primera emisión de bonos corporativos en mercados internacionales de capital por la importante suma de ��0

Carta del Presidente de AES Dominicana


millones de dólares, mediante la cual se reestructuró la situación financiera de la empresa a tasas y plazos más favorables.

El 2005 también fue un año en el cual AES Dominicana inició la construcción de relaciones de confianza en el largo plazo con nuevos clientes, como muestra de ello hemos obtenido una favorable respuesta al incursionar en el mercado de Usuarios No Regulados. A la fecha de esta publicación, los clientes Aeropuerto Internacional Las Américas, Zona Franca La Romana I, Multicentro Charles de Gaulle y Cervecería Bohemia han elegido a AES Dominicana como su suplidor de electricidad confiando en que esta empresa actuará de acuerdo a sus Valores durante la relación comercial que nos une.

Todo esto no lo hubiéramos logrado sin el valioso aporte de todo el equipo que compone AES Dominicana, que contínuamente pone en práctica y hace suyos los Valores de AES a nivel mundial, que son: Poner la seguridad primero, actuar con integridad, honrar sus compromisos, esforzarse por la excelencia y disfrutar del trabajo. Por esto, es propicio el momento para agradecer su empeño y dedicación que hicieron del 2005 un año de franca recuperación para AES en la República Dominicana.

Todavía quedan pendientes temas muy relevantes para lograr que el sector pueda ser sostenible y garantizar el suministro de energía de forma confiable y económica al país. En este año 2006 que se inicia con grandes retos para el sector, AES Dominicana espera seguir aportando soluciones junto a las autoridades del sector y demás agentes del sistema.

ManuelPérezDubúcPresidenteAESDominicana

INFORME ESTADÍSTICO DE OPERACIONESINTRODUCCIÓN

�2 AES Dominicana

INFORME ESTADÍSTICO DE OPERACIÓN 2005AES ANDRÉS Y LOS MINA V & VIAES DOMINICANA

Introducción

El presente informe tiene por objeto resumir la operación de las centrales de generación de AES Dominicana durante el 2005 en el marco del sistema eléctrico dominicano, por lo que también se presenta información sobre la evolución del mercado eléctrico mayorista en su conjunto para este año.

El nombre AES Dominicana agrupa las empresas Dominican Power Partners (DPP) y AES Andrés, 100% propiedad de AES Corporation.

En el país, AES Corporation también cuenta con inversiones en la empresa ITABO S.A., a través de su subsidiaria AES-Gener, mediante la cual posee un 25.0�% de las acciones de esta empresa.

En este informe sólo se presenta información detallada de las empresas de generación eléctrica Dominican Power Parterns y AES Andrés.

Antecedentes AES en la República Dominicana y Estructura Corporativa

AES invierte por primera vez en la República Dominicana en el �99� cuando, en el contexto de una fusión que envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec, que incluyó a DPP y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de ��8 MW cada una, que se describen más adelante en este informe.

En sus inicios DPP operó bajo el esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés) vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) desde el mes de Mayo de �99� hasta agosto del año 200�. En este mes, luego de un acuerdo entre DPP y CDE, se cancela el contrato entre ambas y se establece un nuevo arreglo de venta de electricidad entre DPP y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este que incluyó un contrato de respaldo con la CDE.

Informe Estadístico 2005 ��

A partir del �ero de mayo del 200�, Dominican Power Partners opera para suplir su contrato de venta de electricidad, vendiendo sus excedentes y comprando sus faltantes en el mercado spot.

Posición de AES Dominicana en el Mercado Eléctrico y de Combustibles

AES Andrés es la unidad generadora más grande del sistema eléctrico dominicano, y junto a las unidades de Dominican Power Partners, AES Dominicana cuenta con 555 MW instalados, lo que la coloca como la tercera empresa generadora del país en relación a la capacidad instalada.

Adicionalmente, AES Andrés es actualmente el único punto de entrada de gas natural para la República Dominicana, diversificando el suministro energético del país, al introducir el combustible fósil de menor impacto ambiental. Para este fin, AES Andrés cuenta con una terminal que incluye un puerto y un tanque para almacenar gas natural líquido así como una planta de regasificación, localizada en el extremo sur-este de la península de Punta Caucedo, Boca Chica. Desde esta locación, hasta el complejo energético Los Mina, AES construyó un gasoducto de �� Km. que suple el combustible utilizado por las centrales Los Mina V & VI.

Reseña Histórica del Sector Eléctrico en República Dominicana

En �99�, la República Dominicana inició una reorganización y capitalización de su industria eléctrica, comprendida en los segmentos de generación térmica e hidroeléctrica, transmisión y distribución. Este proceso de reorganización tuvo como causa fundamental, el solucionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia política en el sector, administración ineficiente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una estructura tarifaria que cubriera los costos, y en especial la falta de capital para invertir en la expansión del sector eléctrico.

El proceso de capitalización del sector fue iniciado formalmente el 2� de Junio de �99�, con la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados Independientes, empezándose de esta forma a basar la capacidad de generación del país en la inversión de socios privados del Estado. Durante este período, el sector permanecía regulado por una serie de resoluciones administrativas emanadas por la Secretaría de Estado de Industria y Comercio.

Mediante los procesos de reorganización y capitalización del sector, los activos que mantenía la CDE fueron divididos en ocho compañías en que el Estado mantenía participación: CDEEE,

�� AES Dominicana

entidad estatal que agrupa las empresas eléctricas estatales y vela por los intereses del Estado en materia de electricidad, tres empresas distribuidoras de electricidad: Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S.A; dos empresas de generación termoeléctrica: Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. y Empresa Generadora de Electricidad Itabo, S.A., así como dos compañías estatales: Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S.A y Empresa de Transmisión del Estado Dominicano, S.A.

En �999, las tres empresas de distribución y las dos de generación creadas fueron capitalizadas mediante la venta del 50% de sus acciones a inversores privados. El Gobierno Dominicano retuvo aproximadamente el �9% de las acciones en las compañías, mientras que aproximadamente el �% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE.

En el año 200�, se promulga la Ley General de Electricidad donde se establecen formalmente las instituciones del sector y las reglas en las cuales opera el mismo. En el mes de Julio del año 2002, se dicta el decreto No. 555-02 “Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad”, terminando así de conformar la reglamentación de este nuevo mercado eléctrico. A partir de esa fecha, la Superintendencia de Electricidad ha dictado numerosas Resoluciones que también forman parte de la jurisprudencia del sector, al ser ésta la entidad estatal que regula el mismo.

Informe Estadístico 2005 �5

EL MERCADO ELÉCTRICODURANTE EL 2005


EL MERCADO ELÉCTRICO DURANTE EL 2005

Resumen de Operación del Mercado Eléctrico en el 2005

Durante el 2005, el país empezó a recuperarse de la crisis macroeconómica que sufrió en el 2004 y que a su vez se reflejó en el Sistema Eléctrico. Si bien la producción de energía neta ascendió a 9,�9�.08 GWh, representando un incremento del ��.�% respecto al 200� cuando fue de 8,�90.2� GWh, continúa siendo menor a la producción de energía del 200�, que resultó en �0,��9.09 GWh. Así mismo, la demanda máxima de potencia del sistema para el 2005, alcanzó los �,�90.55 siendo prácticamente igual a la del 200� cuando fue de �,�89.5�MW, y permaneciendo un 2.�% por debajo de la demanda máxima del 200� que fuera de �,��.�9 MW.

Durante el año ocurrieron 5 salidas totales del sistema, � de ellas en el mes de Agosto.

Precios Spot de Energía y Potencia

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

El costo marginal de energía promedio para todo el año fue de �5.�� US$/ MWh, un ��.5% mayor al promedio del año 200� de ��.��US$/MWh. La principal causa de este aumento, fue la continua subida de los precios de los combustibles durante el 2005.

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

Costo Marginal Promedio Mensual y CMg’s Máximo 2005en Barra de Referencia - Palamara 138kv [US$MWh]


El análisis del comportamiento del costo marginal durante el 2005 indica que sólo el �.8% de las horas del año se verificó Costo de Desabastecimiento como Costo Marginal del Sistema Principal. En la siguiente tabla se indican los valores mensuales del Costo Marginal Promedio de Energía registrado en el sistema, así como el Costo Marginal Máximo establecido por la Superintendencia de Electricidad.

Es importante destacar que en aquellos períodos en que la central AES Andrés estuvo en operación, prácticamente no se registraron horas con Costo de Desabastecimiento lo que evidencia la importancia para el sistema en su conjunto de que esta central se encuentre en servicio el mayor tiempo posible.

El Costo Marginal de Potencia de Punta, es el precio al cual se valorizan las Transacciones de Potencia de Punta y es determinado según lo establecido en el artículo 2�8 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo �� de dicho Reglamento establece la forma de cálculo del Derecho de Conexión Unitario para cada mes, siendo éste un cargo complementario al Derecho de Uso para la retribución del sistema de transmisión. A inicios del 200�, la Superintendencia de Electricidad emitió la Resolución No. �08 en la que ordena recalcular el Derecho de Conexión Unitario, tomando como base las transacciones definitivas de Potencia de Punta.

Debido a esto, a la fecha del informe sólo se posee el Derecho de Conexión Unitario calculado mes a mes, al igual que la Potencia Firme de los generadores por lo que ambos datos se presentan de manera preliminar.

CMg’s de Potencia y Derecho de Conexión Unitario 2005Barra de Referencia - Palamara 138kv [US$MWh]

Costos Marginales de EnergíaEn Barra de Referencia Palamara 138Kv [US$ / MWh]

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

CMg Promedio Mensual 200� �2.25 �5.�0 �0.�9 ��.�0 5�.�5 �5.�8 �0.92 ��.�0 �0.�2 ��.�9 ��.�5 58.��

2005 55.20 ��.5� 59.�9 �0.�� 0.9� ��.89 �5.85 8�.�2 8�.8� 92.0� 9�.2� ��.0�

CMg Máximo Mensual 200� ��.8� �5.�� .29 ��.�8 �0.�2 �5.�8 �0.92 �0.85 ��.�� .�2 ��.08 �0.��

2005 ��.0� �8.88 �9.�� 5.�� 8�.25 8�.�2 88.09 88.�� 92.02 99.�8 9�.8 90.��

�8 AES Dominicana

El promedio anual del costo marginal de potencia fue de �.�8 US$/ KWh – Mes, � % menor al del 200�, que fue de �.�5 US$/ KWh - Mes. Los valores mensuales se muestran en la siguiente tabla:

Balance Anual de Energía y Demanda Máxima

BalancedeEnergía2005A continuación se presenta el balance de energía para el año 2005, en el cual se indican las inyecciones netas de las empresas generadoras, es decir, se han descontado los consumos de los auxiliares de las centrales para obtener el aporte neto al sistema interconectado. En el caso de los retiros, se detalla lo consumido por cada distribuidora como energía en alta tensión, igual tratamiento reciben los usuarios no regulados que, para fines de esta tabla, se han agrupado independientemente de la empresa generadora con que tenga contratado su suministro.

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

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

CMg de Potencia 200� 5.55 �.80 �.�� .8� �.�8 �.�9 �.95 8.�8 8.2� 8.0� 8.0� �.�5

2005 �.�9 �.�� .59 �.�� .�9 �.�2 �.�� .�� .0� �.08 �.�� .5�

Derecho de Conexión 200� �.9� �.88 �.00 2.�2 2.�9 2.20 2.�� 2.�� 2.�8 2.80 2.52 2.�5

2005 �.9� 2.�5 2.8� 2.85 2.98 2.9� 2.�� 2.80 2.58 2.2� 2.�� 2.��

InyeccionesEnergíaGeneradoras Neto % Neto % GWh %

AES Andrés 980.8 10.1% 691.2 7.1% 289.6 41.9%

Dominican Power Partners 18.2 0.2% 18.0 0.2% 0.20 1.1%

TotalAESDominicana 999.0 10.3% 709.2 7.3% 289.76 40.9%

Empresa Hidroeléctrica 1,879.8 19.4% 1,571.4 16.2% 308.41 19.6%

Productores Privados Independientes (IPPs) 1,385.6 14.3% 1,767.3 18.2% -381.74 -21.6%

Empresa Generadora de Electricidad Itabo 1,008.8 10.4% 937.3 9.7% 71.51 7.6%

Empresa Generadora de Electricidad Haina 1,771.3 18.3% 1,331.0 13.7% 440.29 33.1%

Generadora Palamara-La Vega 813.4 8.4% 814.9 8.4% -1.55 -0.2%

Seaboard - Transcontinental Capital Corp. 792.7 8.2% 699.1 7.2% 93.57 13.4%

Compañía de Electricidad de Puerto Plata 283.4 2.9% 242.1 2.5% 41.28 17.1%

Monte Río Corp. 555.2 5.7% 461.2 4.8% 94.05 20.4%

Metaldom 160.7 1.7% 138.6 1.4% 22.09 15.9%

Falconbridge 44.3 0.5% 20.4 0.2% 23.92 117.2%

TotaldeInyecciones 9,694.08 100.0% 8,692.50 100.0% 1001.58 11.5%

Retiros de Energía

EDESUR 3,266.5 34.8% 2,968.7 31.6% 297.79 10.0%

EDENORTE 2,725.4 29.0% 2,497.4 26.6% 228.01 9.1%

EDEESTE 2,961.6 31.5% 2,706.4 28.8% 255.21 9.4%

Usuarios No Regulados 446.2 4.7% 294.5 3.1% 151.69 51.5%

TotalConsumos 9,399.7 100.0% 8,467.0 100.0% 932.71 11.0%

PérdidasdeEnergía(GWh) 294.4 3.04% 225.5 2.33% 68.88 30.55%

2005 2004 Diferencia

BALANCE DE ENERGIA 2004 & 2005 [GWh]SISTEMA ELECTRICO NACIONAL INTERCONECTADO

ED

EN

OR

TE

29

.0%

ED

ES

UR

34.8

%

ED

EE

ST

E31

.5%

PE

RD

IDA

S3.

0%

UN

R’s

4.7%

AE

SD

OM

INIC

AN

A10

.3%

HID

RO

ELÉ

CT

RIC

A19

.4%

IPP

’S14

.3%

ITA

BO

10.4

%

HA

INA

18.3

%

GLP

V8.

4%

SE

AB

OA

RD

8.2%

CE

PP

2.9%

MO

NT

ER

IO5.

7%

ME

TALD

OM

1.7%

FALC

ON

BR

IDG

E0.

5%

Generación Eléctrica en la República Dominicana

2005


Demanda Máxima Anual del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado

La demanda máxima del sistema es el mayor aporte total de las unidades generadoras al sistema durante un año calendario, ocurrida dentro de las horas punta del sistema. La demanda máxima anual es un dato usado en la reliquidación de potencia, ya que el sistema retribuye sólo la cantidad máxima de potencia que fuera efectivamente registrada como demandada durante el año. En el año 2005, la demanda máxima ocurrió a las 22:00 horas del día 2 de Junio, donde se verificó un total de Inyecciones Brutas de 1,690,55 MW. El total de retiros durante esta hora ascendió a �,58�.�� MW de los cuales el 9�.��% fueron retirados por las distribuidoras, el �.09% por Usuarios No Regulados y el 2.�5% restante fue retirado por los Generadores y Autoproductores durante esta hora.

DEMANDA MAXIMA ANUAL 2004 & 2005Sistema Eléctrico Nacional Interconectado

INYECCIONESDELOSGENERADORES MW % MW % MW %

Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] 1,634.42 96.68% 1638.92 97.0% -4.50 -0.27%

Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] 1,638.54 96.92% 1643.12 97.3% -4.58 -0.28%

InyeccionesBrutas 1,690.55 100% 1689.51 100.0% 1.04 0.06%

RETIROSEMPRESASDISTRIBUIDORAS

Empresa Distribuidora del Este [EDEESTE] 462.53 29.15% 481.11 30.3% -18.58 -3.86%

Empresa Distribuidora del Norte [EDENORTE] 490.53 30.92% 522.00 32.9% -31.47 -6.03%

Empresa Distribuidora del Sur [EDESUR] 545.57 34.39% 537.70 33.8% 7.87 1.46%

UsuariosNoRegulados[UNR’s] 49.00 3.09% 34.98 2.2% 14.02 40.09%

GeneradoresyAutoproductores 38.82 2.45% 13.02 0.8% 25.80 198.15%

TOTALDERETIROS 1,586.46100.00% 1588.81 100.0% -2.35 -0.15%

Pérdidas (*) 47.96 3.32% 50.11 3.06% -2.15 -4.29%

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

20052 de JUNIO a las 22 Hrs.

200421 de MAYO a las 21 Hrs.

Diferencia

20 AES Dominicana

Informe Estadístico 2005 2�

BALANCES MENSUALES ENERGÍA, DEMANDAY POTENCIA FIRMEAÑO 2005

22 AES Dominicana

Balances Mensuales de Energía y Potencia - 2005Inyecciones Netas de Energía Empresas Generadoras

Para cada mes del año 2005, en la siguiente tabla se muestran los valores de las inyecciones netas de las empresas generadoras, es decir, descontados sus consumos propios.

El consumo de energía eléctrica durante el 2005 fue suplido principalmente por la Empresa Hidroeléctrica Dominicana con un importante aporte del �9.�9%, muy superior al promedio histórico debido a la alta pluviometría de este año. A continuación EGE-Haina y los IPPs son las siguientes empresas en orden de su aportación, con un �8.�% y ��.�% respectivamente.

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

AES Andrés 0.0 0.0 138.9 103.2 155.1 146.9 31.7 23.3 137.7 88.1 4.8 151.1 980.8 10.1% 691.2

DPP 0.0 0.0 6.9 4.6 1.6 0.0 0.9 1.6 0.0 0.0 0.0 2.5 18.2 0.2% 18.0

TotalAESDominicana 0.0 0.0 145.9 107.8 156.8 146.9 32.6 24.9 137.7 88.1 4.8 153.5 999.0 10.3% 709.2

EGE Hidro 222.6 120.0 101.1 86.7 119.7 151.6 194.4 184.9 168.7 213.3 163.6 153.1 1879.8 19.39% 1571.4

IPPs 105.0 95.9 82.3 147.3 114.5 108.8 148.5 138.5 109.1 131.9 168.6 35.0 1385.6 14.3% 1767.3

EGE Itabo 118.4 88.7 59.9 65.2 55.8 53.2 116.2 92.0 69.5 56.47 103.9 129.6 1008.8 10.4% 937.3

EGE Haina 108.2 149.9 158.0 158.4 167.9 149.7 146.0 174.2 129.1 112.5 151.1 166.2 1771.3 18.3% 1331.0

Gen Palamara - La Vega 34.4 59.2 70.7 71.8 74.2 71.8 78.4 79.8 75.5 68.3 67.6 61.6 813.4 8.4% 814.9

Seaboard TCC 65.0 61.0 65.3 66.2 65.1 64.8 68.5 73.1 69.3 67.4 68.9 58.1 792.7 8.2% 699.1

CEPP 21.1 27.7 30.1 23.0 23.9 17.9 19.4 26.9 27.1 25.5 8.1 32.7 283.4 2.9% 242.1

Monterio 36.1 51.9 51.8 51.9 50.8 49.4 41.5 51.4 47.4 45.3 54.6 23.1 555.2 5.7% 461.2

Metaldom 14.9 19.0 13.6 13.2 9.8 10.3 14.1 14.7 14.7 14.6 14.0 7.8 160.7 1.7% 138.6

Falconbridge 4.5 7.0 1.8 1.3 1.6 0.8 2.2 5.8 2.7 2.7 5.2 8.8 44.3 0.5% 20.4

Totales 730.08680.41 780.49792.83840.02825.20861.97 866.28850.88825.97810.28829.68 9,694.08 100% 8,692.50

Totales

INYECCIONES NETAS DE ENERGÍA EMPRESAS GENERADORAS EN EL 2005[Valores en GWh]

2005 2004


Retiros de Energía Empresas Distribuidoras y Usuarios No Regulados

Durante el 2005 se retiraron en conjunto un total de 9,�99.�2 GWh. El mes en que se registraron menores retiros fue Febrero con �5�.2� GWh, siendo Agosto el mes en que ocurrió la mayor demanda de energía, durante el cual se retiró 8��.8� GWh. A continuación se muestra el monto total de los retiros mensuales de cada empresa distribuidora de electricidad y de los usuarios no regulados.

Participación Empresas Generadoras en la Producción Energía durante el 2005

CEPP3%

Monte Rio6%

Metaldom2%

Falconbridge0.5%

Andrés10.1%

DPP0.2%

Hidro19.4%

IPPs14.3%

Itabo10.4%

Haina18.3%

Seaboard8.2%

Gen Pala - La Vega8.4%

Durante el 2005, AES incursionó en el mercado de Usuarios No Regulados logrando suplir a sus nuevos clientes 8.0� GWh durante el año. A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada empresa generadora a sus clientes.

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

AES ANDRES - - - - 0.82 0.70 0.61 0.56 1.29 1.40 1.40 1.28 8.07 1.8%

EGE HAINA, S.A. 6.41 6.88 7.80 8.09 8.31 8.61 8.98 8.78 9.01 8.85 8.83 8.31 98.87 22.2%

EGE ITABO, S.A. 0.44 0.45 0.46 0.48 0.45 0.41 0.48 0.48 0.50 0.47 0.45 0.51 5.59 1.3%

MONTE RIO 7.29 7.44 9.38 9.78 9.81 10.19 10.42 10.92 10.40 10.05 10.61 9.98 116.28 26.1%

SEABOARD TCC 13.53 14.10 17.05 17.12 16.77 17.83 18.46 18.32 18.98 18.45 24.31 22.47 217.38 48.7%

Total 27.67 28.88 34.70 35.47 36.16 37.73 38.96 39.06 40.18 39.23 45.61 42.55 446.19 100.0%

TotalRETIROS DE ENERGIA DE LOS UNR’S POR EMPRESA - AÑO 2005

[Valores en GWh]

RETIROS DE ENERGÍA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y USUARIOS NO REGULADOS - AÑO 2005[Valores en GWh]

Totales

2005 2004

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

EDESUR 245.65 235.15 263.10 269.80 287.60 273.69 295.32 290.36 292.29 272.02 267.57 273.95 3266.49 34.8% 2968.68

EDENORTE 214.28 183.57 217.87 220.78 235.02 237.63 247.53 248.47 228.47 238.43 223.07 230.27 2725.41 29.0% 2497.37

EDEESTE 220.17 209.64 242.85 245.34 257.56 252.88 255.71 259.97 263.63 251.58 247.29 255.01 2961.61 31.5% 2706.42

UNR’s 27.67 28.88 34.70 35.47 36.16 37.73 38.96 39.06 40.18 39.23 45.61 42.55 446.19 4.7% 294.53

Total de Retiros 707.77 657.24 758.52 771.39 816.35 801.93 837.51 837.86 824.56 801.26 783.54 801.78 9,399.71 100.0% 8,467.00

2� AES Dominicana

Mercado Spot y Contratos

La proporción de energía contratada en el mercado eléctrico dominicano durante el 2005 fue de un 92.5%. Agosto resultó ser el mes con menor proporción contratada con 89.�8 % y por el contrario, Diciembre fue el mes de mayores proporciones contratadas, llegando a 9�.08%. La evolución mensual de la energía retirada bajo contrato y comprada en el mercado spot se muestra en la siguiente tabla.

Mercado Spot y Contratos 2005[en GWh]

Evolución de la Demanda Máxima Mensual

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

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

Día / Mes 27 / 21h 28 / 22h 23 / 22h 12 / 22h 31 / 22h 2 / 22h 22 / 21h 31 / 22h 20 / 22h 7 / 22h 4 / 22h 31 / 20h

INYECCIONESDELOSGENERADORES

Inyecciones Brutas 1,358.80 1,442.90 1,474.53 1,585.90 1,649.83 1,690.55 1,615.39 1,624.93 1,604.82 1,499.78 1,536.33 1,552.20

Inyecciones Netas Baja Tensión [BT] 1,327.63 1,400.74 1,431.39 1,539.23 1,598.80 1,638.54 1,559.64 1,577.23 1,555.94 1,455.24 1,489.82 1,499.04

Inyecciones Netas Alta Tensión [AT] 1,325.34 1,398.31 1,427.69 1,535.44 1,595.07 1,634.42 1,557.23 1,573.38 1,551.90 1,451.62 1,487.01 1,495.37

RETIROSEMPRESASDISTRIBUIDORAS

Distribuidora del Este [EDEESTE] 380.16 405.30 421.02 395.58 437.82 462.53 448.30 449.68 419.99 412.38 446.76 435.37

Distribuidora del Norte [EDENORTE] 394.17 418.41 416.01 450.58 503.92 490.53 479.30 452.67 489.64 429.08 424.10 494.87

Distribuidora del Sur [EDESUR] 465.70 488.84 462.71 551.46 556.40 545.57 516.39 557.30 521.84 493.76 510.85 493.76

OTROSRETIROS

Usuarios No Regulados [UNR’s] 40.88 35.38 42.63 44.60 45.90 49.00 43.26 51.79 49.65 32.59 34.34 19.50

Generadoras y Autoproductores 10.29 11.72 54.60 38.95 7.78 38.82 37.62 13.29 16.54 13.65 13.18 6.99

TOTALDERETIROS 1291.20 1359.65 1396.98 1481.18 1551.82 1586.46 1524.87 1524.73 1497.67 1381.46 1429.22 1,450.49

Pérdidas [MW] 34.14 38.66 30.72 54.27 43.25 47.96 32.37 48.64 54.23 70.16 57.78 44.87

Pérdidas [%] 2.58% 2.76% 2.15% 3.53% 2.71% 2.93% 2.08% 3.09% 3.49% 4.83% 3.89% 3.00%

DEMANDA MÁXIMA MENSUAL EN EL 2005[Valores en MW]

9�%

9�%

95%

9�%9�%

95%95%

89%

90%90% 9�%

9�%


Potencia Firme

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

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

Potencia Firme Preliminar Por Empresa

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

POTENCIA FIRME PRELIMINAR POR EMPRESA GENERADORA EN EL 2005[Valores en MW]

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

AES Andrés 51.2 50.7 45.3 48.7 53.6 60.7 66.3 51.6 48.9 52.7 66.2 66.1 55.2 3.27%

DPP 66.3 66.0 64.5 64.8 65.0 61.2 56.8 54.3 52.7 51.3 52.1 50.0 58.8 3.48%

Total AES Dominicana 117.5 116.7 109.9 113.5 118.6 121.8 123.1 105.9 101.6 104.1 118.3 116.1 113.9 6.75%

EGE Hidro 410.1 412.1 381.3 347.3 311.0 333.8 369.9 395.6 402.0 407.2 380.5 369.2 376.7 22.32%

IPPs 182.7 179.8 185.0 192.2 200.8 193.6 184.4 182.9 175.9 156.7 160.6 165.7 180.0 10.67%

EGE Itabo 182.9 184.2 192.0 196.9 202.1 194.6 185.6 183.9 184.4 185.4 190.2 192.2 189.5 11.23%

EGE Haina 348.5 348.5 357.9 365.7 372.0 365.3 355.3 353.0 353.1 356.1 360.9 363.1 358.3 21.23%

Gen Palamara - La Vega 168.5 168.6 174.6 181.9 187.0 184.0 178.2 176.7 178.7 182.8 186.7 189.0 179.7 10.65%

Seaboard TCC 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 108.9 6.45%

CEPP 46.0 47.3 49.7 51.8 53.7 52.5 50.6 50.0 50.6 51.9 53.3 54.4 51.0 3.02%

Monterio 82.0 81.8 86.6 90.4 93.8 92.7 89.9 89.3 90.8 92.8 95.3 96.4 90.1 5.34%

Metaldom 38.2 36.8 38.9 40.1 40.6 40.4 39.9 39.6 39.9 40.6 40.6 40.6 39.7 2.35%

Totales 1,685.27 1,684.90 1,684.86 1,688.81 1,688.48 1,687.64 1,685.69 1,685.75 1,685.92 1,686.54 1,695.40 1,695.66 1,687.91 100.00%

Promedio Mensual

Participación

La distribución del total de Potencia Firme entre las empresas generadoras fue muy similar a lo acontecido en el 200�, las empresas que resultaron con mayores aportes fueron EGE-Hidro con un 22% del total, seguida por EGE-Haina con un 21%, a continuación EGE-Itabo obtuvo un 11% (cada una de estas tres empresas obtuvieron un 0.1% más de participación que en el 2004). A continuación, le siguen Generadora Palamara – La Vega con un �0.�% y el conjunto de Productores Privados Independientes con un �0.�% del total de Potencia Firme y las demás empresas presentaron montos inferiores al �0%, tal como se muestra en la gráfica.

2� AES Dominicana

Potencia Firme Preliminar de los Generadores

A continuación se presenta la potencia firme definitiva que cada generador obtuvo para cada mes del 2005.

Participación Empresas Generadoras en la Potencia Firme Preliminar del 2005

Monte Rio5.3%

Metaldom2.4%

IPPs10.7%

EGE Itabo11.2%

EGE Hidro22.3%

AES Andrés3.3%

DPP3.5%

EGE Haina21.2%

Gen Pala - La Vega9.4%

Seaboard TCC6.5%

CEPP3.0%

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

AESDOMINICANA

AES ANDRES 51.18 50.72 45.34 48.71 53.60 60.67 66.28 51.55 48.88 52.75 66.19 66.08

LOS MINA V 31.17 30.91 30.16 30.39 30.53 28.58 26.57 25.42 24.70 23.98 24.24 23.35

LOS MINA VI 35.15 35.12 34.37 34.42 34.48 32.58 30.20 28.91 27.99 27.36 27.86 26.69

SubTotal 117.49 116.75 109.88 113.52 118.60 121.84 123.06 105.88 101.57 104.09 118.30 116.11

EMPRESAHAINA,S.A.

BARAHONA TG 3.78 3.74 3.87 3.93 3.97 3.64 3.40 3.38 3.27 3.15 2.99 2.91

HAINA TG 22.24 22.07 22.24 22.48 22.67 21.51 20.09 19.47 19.12 18.66 18.75 18.33

HAINA I 22.12 22.17 22.59 23.22 23.96 23.14 21.91 21.40 21.34 21.31 21.87 22.60

HAINA II 23.57 23.51 24.00 25.07 25.74 25.02 23.86 23.82 23.91 23.83 24.47 24.44

HAINA IV 43.87 43.88 46.43 48.61 50.15 49.36 47.91 47.35 47.94 48.87 50.32 51.46

SAN PEDRO VAPOR 17.12 17.05 17.63 18.17 18.68 17.96 17.02 16.92 17.27 17.27 17.69 17.61

PUERTO PLATA II 22.98 23.04 24.08 25.15 26.09 25.23 23.94 23.78 24.13 24.30 24.96 24.94

SAN PEDRO TG 3.12 3.13 3.18 3.20 3.21 3.02 2.68 2.66 2.55 2.40 2.35 2.25

PUERTO PLATA I 11.11 11.14 11.29 11.55 11.79 11.32 10.59 10.40 10.31 10.34 10.54 10.49

MANZANILLO II 0.11 0.11 0.12 0.12 0.13 0.13 0.12 0.12

MANZANILLO III 0.89 0.89 0.94 0.86 0.90 0.88 0.85 0.85

BARAHONA CARBON 31.51 31.51 33.49 34.92 36.28 35.62 34.60 34.49 34.91 35.83 36.87 37.92

SULTANA DEL ESTE 146.05 146.30 148.06 148.46 148.46 148.46 148.33 148.33 148.34 150.14 150.14 150.13

SubTotal 348.45 348.54 357.93 365.74 372.02 365.28 355.32 352.95 353.09 356.10 360.95 363.09

POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2005 PARA CADA CENTRAL DEL PARQUE DE GENERACIÓN TÉRMICA


EMPRESAITABO,S.A.

HIGUAMO I 9.24 9.15 9.19 9.23 9.37 8.82 8.17 7.99 7.82 7.58 7.56 7.50

HIGUAMO II 10.58 10.50 10.48 10.58 10.64 10.07 9.39 9.08 8.94 8.71 8.74 8.49

ITABO I 64.98 67.69 72.15 75.48 79.18 77.59 75.26 74.74 74.88 74.68 77.09 76.94

ITABO II 59.52 58.35 61.69 62.85 63.71 61.04 58.01 58.34 59.70 61.83 63.71 66.99

ITABO I TG 12.24 12.16 12.13 12.17 12.31 11.70 10.97 10.65 10.41 10.22 10.42 10.19

ITABO II TG 13.69 13.72 13.66 13.77 13.97 13.22 12.31 11.98 11.76 11.61 11.73 11.54

ITABO III TG 12.68 12.60 12.72 12.79 12.95 12.21 11.45 11.13 10.90 10.72 10.94 10.59

SubTotal 182.92 184.18 192.02 196.88 202.12 194.64 185.55 183.91 184.40 185.35 190.19 192.24

IPP´S

SMITH 61.10 60.69 62.55 64.74 69.03 67.14 65.85 65.16 65.40 65.92 68.06 71.33

DIESEL PIMENTEL 23.95 24.01 22.54 23.54 24.53 24.07 20.41 20.27 13.07

ARROYO BARRIL 4.01 4.02 4.24 4.43 4.62 4.16 4.02 4.00 2.76

MONTECRISTI 3.56 3.57 3.77 3.94 3.59 3.53 3.41 3.39 3.15

YAMASA 1.78 1.13

DAJABON 1.11 1.12 1.18 1.23 1.28 1.26 1.22 1.21 1.04

LA ISABELA 0.67 0.67 0.71 0.74 0.77 0.76 0.73 0.73 0.55

SABANA GRANDE DE BOYA 0.89 0.57

OVIEDO 0.45 0.45 0.47 0.49 0.51 0.50 0.37 0.36 0.36

SABANA DE LA MAR 0.89 0.08

MAXON 8.02 8.04 8.49 8.86 9.24 7.56 7.32 7.27 7.38 7.58 7.82 5.45

CESPM I 31.62 31.33 32.83 34.17 35.48 34.58 33.11 33.25 34.26 34.92 35.80 37.71

CESPM II 21.60 22.42 24.59 25.57 26.39 25.53 24.59 24.55 25.45 25.86 26.30 26.82

CESPM III 23.05 21.75 23.66 24.46 25.37 24.52 23.37 22.73 22.45 22.45 22.66 24.41

SubTotal 182.70 179.84 185.02 192.17 200.82 193.60 184.41 182.90 175.89 156.72 160.64 165.73

GENERADORASEABOARD

ESTRELLA DEL NORTE 37.04 37.03 37.03 37.04 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03 37.03

ESTRELLA DEL MAR 71.89 71.88 71.87 71.89 71.87 71.87 71.86 71.86 71.88 71.88 71.88 71.88

SubTotal 108.93 108.91 108.90 108.93 108.90 108.90 108.89 108.89 108.91 108.91 108.91 108.91

GENERADORAPALAMARA-LAVEGA,S.A.

PALAMARA 92.74 92.75 95.80 100.18 102.42 101.01 97.91 97.11 98.38 100.85 102.23 102.86

LA VEGA 75.79 75.86 78.80 81.75 84.53 82.99 80.25 79.57 80.35 82.00 84.51 86.09

SubTotal 168.53 168.62 174.60 181.93 186.96 183.99 178.15 176.69 178.72 182.85 186.74 188.95

GENERADORACEPP

CEPP I 11.11 10.92 11.29 11.80 12.17 11.82 11.32 11.12 11.30 11.60 11.85 12.11

CEPP II 34.85 36.39 38.42 40.00 41.57 40.68 39.27 38.88 39.34 40.28 41.46 42.27

SubTotal 45.97 47.31 49.71 51.80 53.74 52.51 50.59 50.00 50.64 51.88 53.31 54.38

GENERADORAMONTERIO

MONTERIO 81.95 81.79 86.59 90.43 93.78 92.65 89.94 89.32 90.79 92.84 95.29 96.42

SubTotal 81.95 81.79 86.59 90.43 93.78 92.65 89.94 89.32 90.79 92.84 95.29 96.42

GENERADORAMETALDOM

METALDOM 38.20 36.85 38.90 40.12 40.58 40.41 39.88 39.58 39.88 40.59 40.58 40.58

SubTotal 38.20 36.85 38.90 40.12 40.58 40.41 39.88 39.58 39.88 40.59 40.58 40.58

TotalTérmico 1275.15 1272.78 1303.55 1341.52 1377.53 1353.82 1315.79 1290.13 1283.89 1279.33 1314.91 1326.41

28 AES Dominicana

POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2005 PARA CADA CENTRAL DEL PARQUE DE GENERACIÓN HIDRÁULICA

HIDROSDEEMBALSE

AGUACATE I 25.79 25.79 25.79 25.79 25.78 25.78 25.78 25.79 25.79 25.79 25.79 25.78

AGUACATE II 25.79 25.79 25.79 25.79 25.78 25.78 25.78 25.79 25.79 25.79 25.79 25.78

JIGUEY I 44.13 44.13 31.03 44.13 44.11 44.10 44.10 41.03 38.49 44.12 44.12 44.11

JIGUEY II 44.12 44.12 33.81 37.21 0.00 0.00 0.00 30.37 40.87 41.69 14.29 0.00

RIO BLANCO I 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.38 12.38

RIO BLANCO II 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.39 12.38 12.38

TAVERA I 47.62 47.63 47.62 35.07 36.81 47.61 47.61 47.62 47.62 47.62 47.61 47.61

TAVERA II 47.61 47.61 47.61 0.00 0.00 11.48 47.60 47.60 47.61 47.61 47.59 47.52

VALDESIA I 24.78 24.78 18.03 24.78 24.77 24.77 24.77 24.78 23.82 24.78 24.78 24.78

VALDESIA II 24.78 24.78 24.78 24.78 24.77 24.77 24.77 24.78 24.78 24.78 24.78 24.78

MONCION I 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84

MONCION II 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84

RINCON I 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02 10.02

SubTotal 371.08 371.09 340.93 304.01 268.47 290.74 326.86 354.22 361.23 368.64 341.18 326.79

HIDROSDEPASADA

LOPEZ ANGOSTURA 11.46 11.46 11.46 11.45 11.45 11.46 11.46 11.46 11.46 11.46 11.45 11.45

BAIGUAQUE I 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.01 0.02 0.04 0.04 0.04 0.02

BAIGUAQUE II 0.02 0.00 0.00 0.00 0.01 0.03 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.03

EL SALTO 0.03 0.04 0.04 0.01 0.04 0.05 0.05 0.02 0.03 0.03 0.05 0.05

LAS DAMAS 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19 1.19

NIZAO - NAJAYO 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01

SABANA YEGUA 9.75 9.75 9.02 9.75 9.74 9.74 9.74 9.74 9.39 9.75 9.75 9.75

SABANETA 2.32 2.32 2.32 2.31 2.31 2.31 2.31 2.32 2.33 2.25 2.32 2.31

LOS TOROS I 2.98 2.98 2.98 2.63 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98 2.98

LOS TOROS II 2.92 2.92 2.92 2.58 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92 2.92

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

HATILLO 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14 6.14

CONTRAEMBALSE MONCION I 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56

CONTRAEMBALSE MONCION II 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58

ANIANA VARGAS I 0.30 0.23 0.30 0.27 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30

ANIANA VARGAS II 0.30 0.28 0.30 0.30 0.30 0.30 0.28 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30

JIMENOA 0.44 2.52 2.52 2.39 2.52 2.52 2.52 2.52 2.52 0.00 0.00 1.91

DOMINGO RODRIGUEZ I 0.00 0.00 0.00 1.94 1.04 1.94 1.94 0.30 0.00 0.00 0.00 0.00

DOMINGO RODRIGUEZ II 0.00 0.00 0.00 1.12 0.35 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.67 1.94

SubTotal 39.04 41.03 40.38 43.28 42.48 43.08 43.04 41.40 40.79 38.56 39.32 42.46

TotalHidro 410.12 412.12 381.31 347.29 310.95 333.82 369.90 395.62 402.03 407.21 380.49 369.25

TOTALPOTENCIAFIRME 1,685.271,684.901,684.861,688.811,688.481,687.641,685.691,685.751,685.921,686.541,695.401,695.66


ESTADÍSTICAS SISTEMA ELÉCTRICOAÑO 2005

�0 AES Dominicana

ESTADÍSTICAS SISTEMA ELÉCTRICO 2005Composición del Parque de Generación

El parque de generación de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte de generadores térmicos, en un 8�%, ya que el componente de potencia hidroeléctrica instalada es de sólo ��%.

Durante el año 2005, no se incorporaron nuevas centrales de generación al sistema, no obstante; se verificó la salida comercial del sistema de 119.4 MW, compuesto por las centrales: Manzanillo 2 y 3 (1.7 MW) propiedad de EGE-Haina, así como también todas las centrales del Consorcio LAESA: Diesel Pimentel, Oviedo, Montecristi, Sabana de la Mar, Yamasá, Dajabón, Arroyo Barril, totalizando 8�.� MW en tecnología Motor Diesel. A su vez la CDEEE declaró la salida comercial de la central Maxon Barahona en los últimos días del mes de Diciembre.

POTENCIA INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍAA DICIEMBRE 2005

TurbinaHidráulica

14%

CicloCombinado

24%

Turbinaa Vapor

25%

Turbinade Gas17%

Motores FONo. 620%

SALIDACENTRALES2005 Propietario Fecha Salida Potencia Instalada a Dic 04 (en MW)

Central Sabana de la Mar Consorcio LAESA 3-Feb 3.8

Central Yamasa Consorcio LAESA 18-Feb 3

Central Sabana Grande de Boya Consorcio LAESA 18-Feb 1.5

Centrales Manzanillo 2 y 3 EGE-HAINA 1-Sep 1.7

Central Diesel Pimentel Consorcio LAESA 20-Sep 55

Central Arroyo Barril Consorcio LAESA 21-Sep 6.3

Central La Isabela Consorcio LAESA 23-Sep 1.5

Central Dajabón Consorcio LAESA 26-Sep 3.8

Central Montecristi Consorcio LAESA 28-Sep 12

Central Oviedo Consorcio LAESA 30-Sep 0.8

Central Maxón MAXON E.S. - IPP 22-Dec 30

PotenciaTotalDesconectadadelSENI 119.4MW


Como se muestra en las gráficas, AES Dominicana posee aproximadamente 17% de la capacidad instalada en la República Dominicana, y participa en la matriz de combustibles en igual porcentaje en el consumo de gas natural, al ser la única empresa en el país que genera energía eléctrica a base de este combustible.

AESDOMINICANA

AES ANDRES 319.00 319.00 9.6%

DOMINICAN POWER PARTNER 236.00 236.00 7.1%

EGE-HAINA 346.16 164.30 153.00 663.46 19.9%

EGE-ITABO 458.00 172.50 630.50 18.9%

EGE-HIDROELECTRICA 470.61 470.61 14.1%

COMPLEJO METALURGICO DOMINICANO 42.00 42.00 1.3%

SEABOARD TRANSCONTINENTAL CAPITAL 116.30 116.30 3.5%

GENERADORA PALAMARA - LA VEGA 194.50 194.50 5.8%

MONTE RIO POWER CORPORATION 100.00 100.00 3.0%

COMPAÑIA ELECTRICA DE PUERTO PLATA 76.86 76.86 2.3%

PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP’S] 0.0%

SMITH & ENRON CORPORATION 185.00 185.00 5.5%

COMPAÑIA ELECTRICA SAN PEDRO DE MACORIS 300.00 300.00 9.0%

TotalporTecnología 804.16 572.80 804.00 682.66 470.61 3,334.23100.0%

POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGIA EN MW

TURBINAA VAPOR

EMPRESA GENERADORA TURBINAGAS

CICLOCOMBINADO

MOTORESFUEL OIL #6

HIDRO [MW] [%]

TOTAL

POTENCIA INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLEA DICIEMBRE 2005

Agua14%

Gas Natural17%

Carbón9%

Fuel Oil No. 220%

Fuel Oil No. 640%

�2 AES Dominicana

Parque de Generación de la República Dominicana

En los últimos años el parque de generación ha crecido y se ha diversificado tanto en tecnología como en utilización de combustibles. En las tablas siguientes se presentan las centrales instaladas a diciembre 2005, especificando el combustible, la tecnología utilizada y su potencia instalada.

GENERADORES INSTALADOS A DICIEMBRE 2005

EMPRESA COMBUSTIBLE TECNOLOGIA POTENCIA[MW]

EMPRESATERMOELÉCTRICA

AESDOMINICANA AES ANDRES GAS NATURAL Ciclo Combinado 319.0LOS MINA V GAS NATURAL Turbina de Gas 118.0LOS MINA VI GAS NATURAL Turbina de Gas 118.0SubTotal 555.0 EGEHAINA,S.A. HAINA I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 54.0HAINA II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 54.0HAINA IV FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 84.9SAN PEDRO VAPOR FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 33.0PUERTO PLATA I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 27.6PUERTO PLATA II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 39.0HAINA TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 100.0BARAHONA TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 32.2BARAHONA CARBON CARBON Turbina a Vapor 53.6SAN PEDRO TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 32.1SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 Motores 153.0SubTotal 663.5EGEITABO,S.A. ITABO I CARBON Turbina a Vapor 128.0ITABO II CARBON Turbina a Vapor 132.0HIGUAMO I FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5HIGUAMO II FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5ITABO I TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5ITABO II TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5ITABO III TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5FALCONBRIDGE I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 66.0FALCONBRIDGE II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 66.0FALCONBRIDGE III FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 66.0SubTotal 630.5GENERADORAPALA-LAVEGA PALAMARA FUEL NO. 6 Motores 107.0LA VEGA FUEL NO. 6 Motores 87.5SubTotal 194.5IPP´S SMITH ENRON FUEL NO. 6 Y NO. 2 Ciclo Combinado 185.0CESPM I FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 100.0CESPM II FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 100.0CESPM III FUEL NO. 2 Ciclo Combinado 100.0SubTotal 485.0SEABOARD ESTRELLA DEL NORTE FUEL NO. 6 Motores 43.0ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 Motores 73.3SubTotal 116.3CEPP CEPP I FUEL NO. 6 Motores 18.7CEPP II FUEL NO. 6 Motores 58.1SubTotal 76.9MONTERIOPOWER MONTE RIO FUEL NO. 6 Motores 100.0SubTotal 100.0METALDOM METALDOM FUEL NO. 6 Motores 42.0SubTotal 42.0

TotalTérmica 2,863.62


GENERADORES INSTALADOS A DICIEMBRE 2005

EMPRESAHIDROELÉCTRICA

HIDROSDEEMBALSE TAVERA I AGUA Turbina Hidráulica 50.0TAVERA II AGUA Turbina Hidráulica 50.0JIGUEY I AGUA Turbina Hidráulica 49.0JIGUEY II AGUA Turbina Hidráulica 49.0AGUACATE I AGUA Turbina Hidráulica 26.0AGUACATE II AGUA Turbina Hidráulica 26.0VALDESIA I AGUA Turbina Hidráulica 25.5VALDESIA II AGUA Turbina Hidráulica 25.5RIO BLANCO I AGUA Turbina Hidráulica 12.5RIO BLANCO II AGUA Turbina Hidráulica 12.5MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 26.0MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 26.0RINCON AGUA Turbina Hidráulica 10.1SubTotal de Emsable 388.1 HIDROSDEPASADA LOPEZ ANGOSTURA AGUA Turbina Hidráulica 18.4CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 1.6CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 1.6BAIGUAQUE I AGUA Turbina Hidráulica 0.6BAIGUAQUE II AGUA Turbina Hidráulica 0.6HATILLO AGUA Turbina Hidráulica 8.5JIMENOA AGUA Turbina Hidráulica 8.8EL SALTO AGUA Turbina Hidráulica 0.7ANIANA VARGAS I AGUA Turbina Hidráulica 0.3ANIANA VARGAS II AGUA Turbina Hidráulica 0.3DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA Turbina Hidráulica 2.2DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA Turbina Hidráulica 2.2NIZAO NAJAYO AGUA Turbina Hidráulica 0.3LOS ANONES AGUA Turbina Hidráulica 0.1SABANA YEGUA AGUA Turbina Hidráulica 12.8LAS DAMAS AGUA Turbina Hidráulica 7.5SABANETA AGUA Turbina Hidráulica 6.5LOS TOROS I AGUA Turbina Hidráulica 4.8LOS TOROS II AGUA Turbina Hidráulica 4.7SubTotal de Pasada 82.5

TotalHidro 470.61 TOTALGENERAL 3,334.2


El Abastecimiento de Energía durante el 2005

La tecnología que predominó en la generación de energía del 2005 fueron los motores a Fuel Oil No. �, con un ��% de contribución, 0.8% superior a su participación del 200�. Le sigue la producción de los ciclos combinados, turbina a vapor y turbina hidráulica, en ese mismo orden. Ni las turbinas de gas ni los motores a Fuel Oil No. 2 participaron de manera representativa en la producción de energía del 2005.

Un �9.5% de la energía abastecida en el 2005 fue producida en base al Fuel Oil No. �, siendo este el combustible con mayor participación durante el año, significando una cuota 5.8% mayor a la que obtuvo en el 200�, que fuera de ��.�%. A este combustible le siguen: la producción hidroeléctrica con un importante aporte de �9.�%; el carbón mineral con un ��.�% y el gas natural que subió su participación a �0.�% desde el 8.2% que representó en el 200�, el Fuel Oil No. 2 redujo a la mitad su aporte, bajando de un �5.8% en el 200� a sólo un �.5% durante el 2005.

PARTICIPACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL 2004 Y 2005

PARTICIPACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL 2004 Y 2005

19.9% 18.8%

0.2% 0.3% 0.0% 0.3%

36.0% 35.2%

24.5%27.4%

19.4% 18.0%

49.5%

43.7%

7.5%

15.8%13.0% 14.3%

10.0% 8.2%

19.0% 18.0%


Precios de los Combustibles para Generación Eléctrica

PreciosPromediosMensualesdelosCombustibles

En República Dominicana se utilizan distintos combustibles para la generación de electricidad. Actualmente los combustibles usados en generación son el Fuel Oil No. �, el Fuel Oil No. 2, Carbón Mineral y Gas Natural.

En el siguiente cuadro se detalla el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/MMBtu. Los precios del Fuel Oil No. � y Fuel Oil No. 2 corresponden a los precios de referencia Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar para un carbón de ��,�00 Btu/lb y los precios del Gas Natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub).

Se destaca que el precio del Gas Natural se encuentra durante todo el año por encima del Fuel Oil No. � y del Carbón, siendo el precio del Fuel Oil No. 2 más elevado todo el año con excepción del mes de Noviembre en el cual el Gas Natural lo sobrepasa, llegando a cotizar su máximo histórico de ��.�� US$/MBtu para contratos NYMEX a futuro. El valor promedio del Gas Natural para el 2005 superó los 8 US$/MBtu, siendo el año en que se han registrado mayores precios desde el inicio de la cotización de este combustible en los mercados internacionales.

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LOS COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICAAño 2005 - Valores en US$ / MMBtu

GasNaturalLíquido FuelOilNo.6 FuelOilNo.2 Carbón Mes Precio NYMEX Precio Gulf Coast Precio Gulf Coast Precio en Puerto Bolívar, a Futuro 3% Azufre Light Sweet Colombia

Enero 6.970 4.126 9.136 2.994

Febrero 6.185 4.195 9.365 2.900

Marzo 6.185 4.709 10.931 2.918

Abril 6.982 5.350 10.772 2.650

Mayo 7.235 5.693 10.025 2.646

Junio 6.514 5.762 11.498 2.581

Julio 7.147 5.819 11.735 2.578

Agosto 7.504 6.095 12.982 2.547

Septiembre 9.099 6.754 14.719 2.541

Octubre 11.874 6.569 14.923 2.251

Noviembre 13.591 5.917 11.999 2.216

Diciembre 11.743 6.333 12.117 2.230

PromedioAnual 8.419 5.610 11.684 2.588


Comparación de los Precios de los Combustibles Período 2004-2005

Se presenta el comportamiento de los precios de los combustibles en el mercado internacional de los años 200� y 2005.

COMPARACIÓN PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES2004 - 2005

Salidas Totales del Sistema Eléctrico durante el 2005

En este año se verificaron 5 salidas totales del sistema eléctrico que implicaron la suspensión del suministro eléctrico en todo el sistema. A continuación se presenta un resumen, indicando la fecha y hora de ocurrencia, así como la causa probable de la salida.

No. Fecha HoradeOcurrencia Causa

1 03/8/2005 13:15 Falla en unos de los enlaces a 138 kV Pizarrete-Jigüey-Aguacate-Valdesia-Palamara.

2 18/8/2005 8:28 Falla en el enlace a 138 kV Haina-Itabo #1.

3 19/8/2005 10:46 Falla en el enlace a 138 kV Haina-Itabo #2.

4 20/8/2005 11:05 Falta de servicios de RPF, RSF y de Compensación Reactiva.

5 07/9/2005 13:11 Desconocida a la fecha.

SALIDAS TOTALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DURANTE EL 2005


LAS CENTRALES DE GENERACIÓN Y LA TERMINAL DE GAS NATURAL AES

�8 AES Dominicana

LAS CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Y LA TERMINAL DE GAS DE AESA continuación se describen las principales características técnicas de las unidades de generación de AES en la República Dominicana.

DatosTécnicosAESAndrés

Es un Ciclo Combinado de 319 MW (valor neto corregido según procedimiento de pruebas), compuesto por:• Una turbina de gas Mitsubishi modelo 50�F, con �92 MW de capacidad. • Una caldera de recuperación (HRSG) de 129.1 kg/cm2 de vapor a 568.3° C.• Una turbina de vapor de 3 fases con 117 MW de capacidad, para un vapor de 125.3kg/cm2 a

551.7°C• Operando en ciclo combinado, AES Andrés fue certificada con una potencia neta real de salida

de �09 MW.

En la foto se muestra un barco en el puerto de desembarque de gas, así como la terminal de gas natural líquido y el tanque de almacenamiento. Estas instalaciones se encuentran ubicadas en Andrés, Boca Chica, provincia Santo Domingo Este, República Dominicana.


Ubicada en la localidad de Andrés, Boca Chica, próximo a la terminal de Gas Natural Líquido, se interconecta con el sistema eléctrico nacional mediante una línea radial de 16 Km a un nivel de 138kV, que conecta la Subestación Andrés con Subestación Boca Chica Interconexión.

LosMinaV&VI

Son dos Turbinas de Gas a ciclo abierto de ��8 MW cada una, marca Westinghouse, Tipo-50�D5A. Ambas unidades están instaladas en el Parque Energético Los Mina, en la localidad del mismo nombre de la provincia Santo Domingo Este, y se interconectan con el sistema eléctrico a un nivel de voltaje de 138kV.

DatosTécnicosdelaTerminalGasNaturalLíquido

La terminal posee un puerto de desembarque, donde atracan los barcos especiales que traen el gas natural en estado líquido. Mediante esta terminal, el gas natural líquido es extraído del barco y almacenado en un tanque de 160,000 m3, para su posterior regasificación. La terminal tiene capacidad de procesar 2.�2 billones de Nm� GN/año.

En la foto se muestra la Central Los Mina, que se encuentra en Santo Domingo Este, República Dominicana.

�0 AES Dominicana


AES DOMINICANA EN EL MERCADO ELÉCTRICO EN EL AÑO 2005

�2 AES Dominicana

AES Dominicana en el Mercado Eléctrico Año 2005Balance de Energía AES

En el siguiente cuadro se muestran las cantidades producidas de energía de las empresas AES Andrés y DPP, así como las cantidades de energía vendidas y adquiridas mediante contratos. Por último se presenta el balance spot físico de cada mes del 2005 para cada empresa.

Del cuadro anterior se rescata el hecho de que en los meses en los cuales las centrales de AES Dominicana dispusieron de combustible, se suplieron los contratos de venta de energía con producción propia y en la mayoría de los casos se verificó la venta en el mercado spot de la energía excedente.

AES Dominicana, a través de la generación de AES Andrés y de DPP, aportó un �0.�% de la energía consumida durante el año, a pesar de haber tenido limitaciones en su suministro de combustible que hicieron que sólo pudiera abastecerse las unidades para aproximadamente �.5 meses del año.

Balance de Potencia AES

Se muestra un balance mensual de compra-venta de potencia durante el 2005, indicando la potencia firme asignada durante cada mes, las compras y ventas de potencia contractuales y el balance spot mensual de potencia tanto para AES Andrés como para Dominican Power Parterns.

BalancedeEnergía-AESAndrés(enGWh)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total 2005 Total 2004

Venta Energía Contractual 23.06 21.32 113.47 117.01 126.85 125.99 126.41 127.73 178.70 174.39 123.90 125.19 1384.02 687.22

Producción AES Andrés - - 138.93 103.21 155.13 146.88 31.72 23.25 137.69 88.06 4.80 151.09 980.76 691.19

Compra de Energía Contractual 22.02 19.65 - - - - 11.16 11.16 10.80 11.16 10.80 11.16 107.91 43.92

Venta Spot / (Compra Spot) (1.04) (1.66) 25.46 (13.80) 28.27 20.89 (83.53) (93.32) (30.21) (75.17) (108.30) 37.06 (295.35) 47.89

BalancedeEnergía-DPP(enGWh)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total 2005 Total 2004

Venta de Energía Contractual 88.07 83.85 97.14 98.13 103.02 101.15 102.28 103.99 105.45 100.63 98.92 102.01 1,184.64 1,086.66

Producción DPP - - 6.80 4.48 1.53 - 0.84 1.58 - - - 2.38 17.60 16.92

Compra de Energía Contractual 39.24 34.95 90.34 93.65 101.50 101.15 101.45 102.41 105.45 100.63 98.92 99.62 1,069.30 465.71

Venta Spot / (Compra Spot) (48.83) (48.91) - - - - - - - - - - (97.74) (603.98)

BALANCE DE ENERGÍA AES DOMINICANA


Regulación de Frecuencia

Las centrales de generación de AES juegan un importante papel en la Regulación de Frecuencia del sistema eléctrico dominicano. Durante el 2005, varias empresas se sumaron a la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia, que históricamente sólo era prestado por las centrales hidroeléctricas, las centrales de EGE-Itabo, y AES Andrés y DPP cuando estuvieron operando. Puede notarse como se fue incrementando la oferta hasta sobrepasar la banda mínima objetiva del �% de la demanda en el mes de diciembre.

BalancedePotencia-AESAndrés(enMW)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio 2005 Promedio 2004

Venta Potencia Contractual 81.18 80.72 195.63 195.35 197.65 201.49 205.88 208.33 211.10 211.11 210.35 212.42 184.27 109.80

Potencia Firme AES Andrés 51.18 50.72 45.34 48.71 53.60 60.67 66.28 51.55 48.88 52.75 66.19 66.08 55.16 51.77

Compra de Potencia Contractual 30.00 30.00 - - - - - - - - - - 5.00 5.00

Venta Spot / (Compra Spot) - - (150.29) (146.64) (144.06) (140.82) (139.60) (156.78) (162.22) (158.37) (144.16) (146.35) (124.11) (53.03)

BalancedePotencia-DPP(enMW)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio 2005 Promedio 2004

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

Potencia Firme DPP 66.15 65.87 64.37 64.65 64.85 61.01 56.62 54.17 52.52 51.19 51.95 49.88 58.60 66.16

Compra de Potencia Contractual 81.18 80.72 145.63 145.35 145.15 148.99 153.38 155.83 157.48 158.81 158.05 160.12 140.89 63.97

Venta Spot / (Compra Spot) (62.67) (63.41) - - - - - - - - - - (10.51) (79.88)

BALANCE DE POTENCIA AES DOMINICANA

PARTICIPACIÓN EMPRESAS GENERADORAS EN MW RESERVA APORTADOSpara Regulación Primaria de Frecuencia (RPF)

AES Dominicana fue la empresa que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante �8% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para proveer este servicio auxiliar, indispensable para mantener la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico.


A partir del mes de abril, AES Andrés pone a disposición del sistema el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia de su central, que al momento ningún otro agente se encontraba prestando. Con esta iniciativa AES Andrés aportó al sistema el ��% de los márgenes de reserva con que contó el sistema para la prestación del servicio durante el año. A partir del mes de agosto, se incorporan las centrales hidroeléctricas a prestar este servicio y puede notarse que ya para diciembre, se supera el objetivo del �% establecido en la normativa, como el mínimo que debe tener el sistema para que opere con la seguridad requerida.

Tasas de Indisponibilidad en Horas de Punta Centrales AES

Para determinar la potencia firme de las centrales térmicas se calcula la tasa de indisponibilidad de cada central durante las horas de máxima demanda (período que abarca desde las 18:00 a las 22:00). Para las centrales de AES la siguiente tabla muestra la evolución mensual de dicho cálculo.

PARTICIPACIÓN EMPRESAS GENERADORAS EN MW RESERVA APORTADOSpara Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF)

En la normativa vigente se establece que cada central posea una Base de Datos de Indisponibilidad en Horas de Punta. La Base de Datos es acumulativa, y los datos presentados para cada mes en la tabla anterior, resultan de la actualización del histórico de indisponibilidad de la central hasta el último día del respectivo mes.

La Base de Datos de Indisponibilidad incluye datos de los últimos �20 meses de operación comercial de cada central, a partir del cual el próximo valor registrado sustituye al primer valor de la estadística. Para las centrales que no cuentan con un historial de �20 meses, se contempla completar la Base de Datos con valores de indisponibilidad referencial de la estadística NERC.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Dic04 (+)/(-)

LosMinaVI 53.4% 55.3% 56.3% 57.2% 58.1% 59.0% 59.8% 60.7% 61.4% 61.6% 62.9% 63.6% 53.3% 19.5%

LosMinaV 56.3% 58.1% 58.9% 59.7% 60.6% 61.4% 62.2% 62.9% 63.6% 63.9% 65.0% 65.7% 56.1% 17.2%

AESAndrés 48.2% 51.2% 50.8% 49.9% 47.3% 44.9% 49.7% 50.8% 49.7% 46.0% 46.7% 45.9% 48.0% -4.4%

TASAS DE INDISPONIBILIDAD CENTRALES AES EN HORAS DE PUNTA - AÑO 2005Relaciónal2004


A diciembre del 2005, la central Los Mina V tenía una estadística de �� meses, Los Mina VI poseía a su vez 55 meses de historial y AES Andrés sólo contaba con 25 meses de estadística.

Las tasas de indisponibilidad en horas de punta de las centrales de AES fueron impactadas negativamente por la situación de falta de combustible en que se vieron afectadas especialmente durante el 200�, donde la falta de recursos fruto de la crisis financiera del sector impidió un abastecimiento continuo de combustible. Es por esto que los porcentajes mostrados en la tabla anterior no se corresponden con la tasas de disponibilidad técnica real de las centrales que se muestran más adelante en este informe.


ESTADÍSTICAS DE GENERACIÓNAES DOMINICANA - AÑO 2005

�8 AES Dominicana

ESTADÍSTICAS DE GENERACIÓN AES DOMINICANA

Operación y Mantenimiento AES Andrés & Los Mina V y VI

ResumenOperativo

AES Andrés estuvo en servicio 4746.43 horas (equivalente a 6.5 meses de operación), mientras que Los Mina estuvo en servicio aproximadamente 252.35 horas (equivalentes a 10.5 días de operación). Los resultados de rendimiento y disponibilidad de Andrés estuvieron afectados por la falta de combustible la mayor parte del año, además de factores internos (fallas de equipos, mantenimientos planeados) y externos (ambientales, sistema transmisión).

A continuación se presentan los índices y tasas más frecuentes de operación de centrales eléctricas aplicadas a las centrales AES Andrés y Los Mina V & VI.

Disponibilidad Técnica

Este índice considera las horas en que la unidad estuvo disponible durante un período de tiempo definido. En el gráfico se muestra la disponibilidad técnica (Equivalent Availability Factor, EAF) para cada mes del 2005. La disponibilidad equivalente del 2005 para el ciclo combinado AES Andrés durante el período que tuvo combustible fue de 89.�%. Al comparar este valor con el índice de disponibilidad de la NERC, y con el promedio de la tasa anual de la flota de ciclos combinados de AES en el mundo (AES Peer), se nota que la central AES Andrés rindió un desempeño superior a estos indicadores.

ANDRES - EAF (TÉCNICA)


La disponibilidad equivalente del 2005 para Los Mina durante el período que tuvo combustible fue de 49.7%. Si comparamos esta tasa con el índice de disponibilidad de la NERC anual y a la de la flota AES de turbinas de gas, Los Mina tuvo un desempeño notablemente menor, debido principalmente a que la unidad VI estuvo en mantenimiento programado todo el año, a la espera de repuestos.

Consumo Específico de las Centrales

El consumo específico del Ciclo Combinado AES Andrés promedio del año fue de 7.789Btu/kwh, para una potencia neta promedio de generación de 20�MW. Se puede apreciar que obtuvo un desempeño superior al promedio de la flota AES en el mundo.

LOS MINA - EAF (TÉCNICA)

El consumo específico promedio del parque energético Los Mina del año fue de 12,133 Btu/kwh, para una potencia neta promedio de generación de ��.�MW. Es preciso indicar que la unidad V estuvo en servicio solamente como apoyo durante las � descargas de barcos LNG, en valores inferiores a su plena carga, prestando servicios de regulación de frecuencia.

ANDRÉS - HR (HEAT RATE)

50 AES Dominicana

Tasa de Salida Forzadas y/o No Programadas (EFOR)

Este índice mide cuan confiable fue la unidad cuando estuvo en servicio. O bien, qué porcentaje del tiempo que estuvo generando salió de servicio debido a razones no programadas.

Para el Ciclo Combinado de Andrés el EFOR del 2005 fue 0.�%, valor muy por debajo de: el índice NERC (7.5%), la flota AES (10.4%) y el Grupo AES América Latina (3.6%). Esta mejora en la confiabilidad se debió a que Andrés solucionó una gran parte de los problemas técnicos detectados en el 2004, certificó los operadores y estuvo más tiempo en servicio.

LOS MINA - HR (HEAT RATE)

ANDRÉS - EFOR (EQUIV. FORCED OUTAGE RATE)

Para Los Mina el EFOR del 2005 fue de ��.2%, debido que el trip de la Unidad V por falla del sensor #� del sistema de Detección de Gas tuvo mucho impacto en el índice por las pocas de operación que registró en el año. No obstante, el valor es muy inferior al índice NERC (40.8%) y a la flota AES (19.4%).


Producción, Consumos y Pérdidas AES Dominicana

A continuación se detalla el esquema de producción, consumos y pérdidas que tuvo la central AES Andrés en el 2005. Se nota que las pérdidas en transmisión han sido muy considerables y han superado los consumos propios de la unidad. Con ambos factores, se tiene que un 92.02% de la energía producida en la central es efectivamente inyectada en la barra de referencia Palamara 138kV.

LOS MINA - EFOR (EQUIV. FORCED OUTAGE RATE)

Debido a su localización, las pérdidas en el sistema de transmisión registradas por DPP son muy menores a sus consumos propios ocasionando que un 9�.��% de la energía producida en la central sea efectivamente inyectada en la barra de referencia Palamara 138kV.

PRODUCCIÓN, CONSUMOS Y PÉRDIDAS AES

AESANDRÉS-BALANCEENERGÉTICO2005

Producción Bruta Consumos Propios Producción Netaen AT en Barra Andrés

Pérdidas Red AT Energía Netaen Barra Referencia

1,020.35GWh

40.62GWh

980.55GWh

40.84GWh

939.72GWh

100% 3.98% 96.02% 4.00% 92.02%

52 AES Dominicana

La generación neta anual trasladada a la barra de referencia de las centrales de AES resultó en 95�.5 GWh, compuesta por 9�9.2� GWh producidos por Andrés y ��.2� GWh producidos por DPP.

La Terminal de Gas Natural Líquido

Durante el 2005 se recibieron � barcos de GNL por un total de 9,��9,��9 MMBtu.

A la fecha se han recibido 12 barcos (desde el primer barco en febrero 2003), acumulando un total recibido de Gas Natural Líquido de 2�,5 TBtu.

PRODUCCIÓN, CONSUMOS Y PÉRDIDAS AES

DOMINICANPOWERPARTNERS-BALANCEENERGÉTICO2005

Producción Bruta Consumos Propios Producción Netaen AT en Barra Andrés

Pérdidas Red AT Energía Netaen Barra Referencia

18.20GWh

0.87GWh

17.33GWh

0.10GWh

17.23GWh

100% 4.78% 95.22% 0.55% 94.67%

No. Nombre Fecha VolumenBruto Vapor VolumenNeto Razón

Entregado Devuelto Entregado

M3 MMBtu MMBtu M3 MMBtu MMBtu/M3

1 BILBAO KNUTSEN 4-Mar-05 86,965.28 1,917,817.00 6,791.00 84,857.44 1,911,026.00 22.52

2 HISPANIA SPIRIT 29-Abr-05 137,972.12 3,073,787.00 11,826.00 136,184.25 3,061,961.00 22.48

3 BILBAO KNUTSEN 29-Ago-05 101,787.96 2,259,938.00 8,353.00 100,194.83 2,251,585.00 22.47

4 BILBAO KNUTSEN 3-Dic-05 117,526.00 2,534,652.00 9,905.00 111,044.14 2,524,747.00 22.74

TotalAcumulado2005 444,251.36 9,786,194.00 36,875.00 432,280.65 9,749,319.00 22.55

LISTADO DE RECEPCIÓN DE BARCOS 2005


Eventos Relevantes de Operación Centrales AES

A continuación se presenta el resumen de eventos relevantes de las centrales AES Andrés y Los Mina V & VI durante el 2005.

En la foto se muestra el puerto de la terminal de gas natural líquido y el tanque de almacenamiento.

Fecha Hora Central Evento Causa

1 10-Jan-05 23:50 AES Andrés Disparo de la TV Descarga Eléctrica en el tramo Andrés / Interconexión

2 25-May-05 18:30 AES Andrés Disparo de la TV Alto nivel del pozo caliente por falta de la FWP B

3 27-Jun-05 12:57 AES Andrés Disparo de la TV Falló de la tierra de la subestacion Andrés

4 1-Jul-05 11:15 AES Andrés Disparo Ciclo Disparo de la TG por falla de actuador IGV

5 9-Aug-05 13:11 AES Andrés Disparo Ciclo Disparo de la Linea Hainamosa- San Pedro

6 30-Aug-05 8:004 AES Andrés Reducción de la carga de la Unidad Salida Brusca de Frecuencia en el SENI

7 3-Sep-05 22:50 AES Andrés Reducción de la carga de la Unidad Disparo de la Linea 69 Kv, Villa Duarte - Los Minas

8 5-Sep-05 6:49 AES Andrés Reducción de la carga de la Unidad Disparo de la Linea de 138Kv, Zona Sur / Norte

9 6-Sep-05 6:49 AES Andrés Reducción de la carga de la Unidad Perdida de Control de Carga por Desviacion de Set Point

10 13-Sep-05 13:07 AES Andrés Disparo de la TV Descarga Eléctrica en el tramo Andrés / Interconexión

11 2-Oct-05 15:26 AES Andrés Fuerte Variaciones de Carga de la unidad Disparo de la Lineas San Pedro Ihacia Juan Dolio

12 5-Oct-05 2:20 AES Andrés Reducción de la carga de la Unidad Disparo de la linea de 138Kv, Hanamosa - Palamara

13 18-Nov-05 18:02 AES Andrés Falla del Transformador Auxiliar Falla del Cambiador del Voltaje (TAP’s)

14 10-Dec-05 17:40 AES Andrés Rechazo de Carga de la Unidad Falla en la Lineas de Transmisión de SENI

15 4-Mar-05 11:37 Los Mina Disparo de la Unidad LM V Falló en el sensor #3, el sistema de detencion de gas

EVENTOS RELEVANTES AES ANDRÉS Y LOS MINAS V & VI - AÑO 2005

5� AES Dominicana

Glosario

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

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

• BARRADEREFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene un factor de nodo de energía y potencia igual a uno. En el sistema interconectado dominicano la barra de referencia es actualmente la Subestación de Palamara en el nivel de tensión de ��8Kv.

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

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

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

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

• COSTOMARGINALDECORTOPLAZO: Es el costo variable necesario para producir una unidad adicional de energía considerando la demanda y el parque de generación disponible.

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

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

• DERECHODECONEXIÓN: Es la diferencia entre el costo total anual del sistema de transmisión y el derecho de uso estimado para el año. El procedimiento para determinar el derecho de uso se establece en Reglamento de la Ley General de Electricidad.

ANEXOS


• FACTORDEDISPONIBILIDADDEUNACENTRALGENERADORA: Es el cociente entre la energía que podría generar la potencia Disponible de la planta en el periodo considerado, normalmente un año, y la energía correspondiente a su potencia máxima en el mismo periodo.

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

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

• GASNATURALLIQUIDO(GNL): Es el Gas Natural procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para su transporte y almacenamiento porque al transformarlo en líquido a presión atmosférica y –��ºC el proceso de licuefacción reduce en �00 veces el volumen de gas.

• MERCADODECONTRATOS: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad basada en contratos de suministro libremente pactados.

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

• POTENCIADEPUNTA: Potencia máxima en la curva de carga anual.

• USUARIOSNOREGULADOS(UNR’s): Es aquel usuario del servicio eléctrico cuya demanda mensual sobrepasa los límites establecidos por la Superintendencia para clasificar como usuario publico y que cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General de Electricidad.

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

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

• REGULACIÓNPRIMARIADEFRECUENCIA(RPF): Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática de su sistema ante cambios en la frecuencia del sistema.

• REGULACIÓNSECUNDARIADEFRECUENCIA(RSF): Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática o manual de su sistema de regulación, en forma sostenida.

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

5� AES Dominicana

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

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

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


INDICADORES ECONÓMICOS

FACTORES DE CONVERSIÓN

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

2000 168.8 169.8 171.2 171.3 171.5 172.4 172.8 172.8 173.7 174.0 174.1 174.0 174.05

2001 175.1 175.8 176.2 176.9 177.7 178.0 177.5 177.5 178.3 177.7 177.4 176.7 177.26

2002 177.1 177.8 178.8 179.8 179.8 179.9 180.1 180.7 181.0 181.3 181.3 180.9 179.88

2003 181.7 183.1 184.2 183.8 183.5 183.7 183.9 184.6 185.2 185.0 184.5 184.3 183.96

2004 185.2 186.2 187.4 188.0 189.1 189.7 189.4 189.5 189.9 190.9 191.0 190.3 188.88

2005 190.7 191.8 193.3 194.6 194.4 194.5 195.4 196.4 198.8 199.2 197.6 196.8 195.29

INDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE EEUU

Fuente: U.S. Bureau of Labor Statistics

TASA DE CAMBIO PROMEDIO MENSUAL DE LOS BANCOS COMERCIALES 2005 (US$ / RD$)

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

2005 30.13 29.08 28.40 28.52 28.85 29.02 29.04 29.14 30.70 32.63 33.33 33.28 30.17

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

PODERES CALORÍFICOS SUPEIORES E INFERIORES DE ALGUNOS COMBUSTIBLES

PCS PCI PCS PCI PCS PCI

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

CombustiblesLíquidos

Petróleo 10,800 10,008 9,374 8,686 39,250 36,371

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

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

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

PCS PCI PCS PCI

Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3 Kcal/m3

CombustiblesGaseosos

Gas Natural Húmedo 10,454 8,240 43,770 34,500

Gas Natural Seco 9,256 8,500 38,750 35,584

PCS PCI PCS PCI

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

CombustiblesSólidos

Carbón Vegetal 7,500 6,500 30,560 27,213

Coque de Carbón Mineral 7,300 6,998 30,560 29,299

Fuente: Banco Central de la República Dominicana

58 AES Dominicana

J Cal Btu KVh

Julio J 1 0.2388 0.009478 0.000000277

Caloría Cal 4.1869 1 0.0039683 0.000001163

UnidadTérmicaBritanica Btu 1055.06 252 1 0.00029307

KiloVatioHora KVh 3600000 8598000 3412.14 1

UNIDADES DE ENERGÍA

Kg/m3 Lb/Pie3 Lb/Gl(UK) Lb/Gl(US)

KilogramoporMetroCúbico Kg/m3 1 0.062428 0.010022 0.008345

LibraporPieCúbico Lb/Pie3 16.0185 1 0.160544 0.133681

LibraporUKGalón Lb/Gl(UK) 99.7764 6.22884 1 0.83268

LibraporUSGalón Lb/Gl(US) 119.826 7.48047 1.20094 1

UNIDADES DE DENSIDAD

UNIDADES DE MASA

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

Kilogramo Kg 1 0.001 0.000984 0.001102 2.2046

Tonelada T 1000 1 0.984207 1.10231 2204.62

ToneladaLarga TL 1016 1.016 1 1.12 2240

ToneladaCorta TC 907 0.907 0.892857 1 2000

Libra Lb 0.4535 0.0004535 0.000446429 0.0005 1

UNIDADES DE VOLUMEN

cm3 M3 Pie3 Pulgada3 Gal(UK) Gal(USA) BBL Litro(Lt)

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

MetrosCúbico M3 1000000 1 35.3147 61000 219.969 264.17 6.28976 1000.028

PieCúbico Pie3 28320.589 0.028317 1 1727.556 6.2288 7.4805 0.178107 28.321

PulgadaCúbicas Pulgada3 16.387 0.00001639 0.00057863 1 0.00360465 0.00432898 0.0001031 0.0163866

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

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

Barril BBL 158984 0.158988 5.6146 9698.024 34.9726 42 1 158.984

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

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