Santo Domingo, República Dominicana

Transcripción

1 Santo Domingo, República Dominicana Informe Estadístico 2005

2 2 AES Dominicana

3 Santo Domingo, República Dominicana Informe Estadístico 2005

4 AES Dominicana

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? Poner la seguridad primero. Siempre ponemos primero la seguridad - para nuestra gente, los contratistas y las comunidades. Actuar con integridad. Somos honestos, dignos de confianza y formales. La integridad es el núcleo de todo lo que hacemos - cómo nos conducimos y cómo nos relacionamos los unos con los otros y con todas las partes interesadas. Honrar compromisos. Honramos nuestros compromisos con clientes, compañeros, comunidades, propietarios, proveedores y socios, y queremos que nuestro negocio, en general, suponga una contribución positiva a la sociedad. Esforzarse por la excelencia. Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos y para rendir al más alto nivel. Disfrutar el trabajo. Trabajamos porque el trabajo puede ser divertido, satisfactorio y excitante. Disfrutamos de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando una diferencia. Y cuando deje de ser de esa manera, cambiaremos lo que hacemos o cómo hacemos las cosas. Informe Estadístico

6 Contenido Los Valores de AES Carta del Presidente de AES Dominicana Introducción Antecedentes y Estructura Corporativa Posición de AES Dominicana en el Mercado Eléctrico y de Combustibles Reseña Histórica Sector Eléctrico Dominicano 2 El Mercado Eléctrico durante el 2005 Resumen Operación del Mercado Eléctrico en el 2005 Precios Spot de Energía y Potencia Balance Anual de Energía y Demanda Máxima 18 Balance Energía 2005 Demanda Máxima Anual del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado 8 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 Mercado Spot y Contratos 24 Evolución de la Demanda Máxima Mensual 24 Potencia Firme Preliminar por Empresa 25 Potencia Firme Preliminar Generadores 26 Estadísticas Sistema Eléctrico Composición del Parque de Generación Parque de Generación de la República Dominicana Potencia Instalada por Empresa y Tecnología El Abastecimiento de Energía durante el 2005 Precios de los Combustibles para Generación Eléctrica Salidas Totales del Sistema Eléctrico durante el AES Dominicana

7 AES Dominicana en el Mercado Eléctrico en el 2005 Las Centrales de Generación y la Terminal de Gas de AES 38 AES Andrés Los Mina V & VI Datos Técnicos Terminal Gas Natural Líquido Balance de Energía AES Dominicana Balance de Potencia AES Dominicana Regulación de Frecuencia Tasas de Indisponibilidad en horas de punta Estadísticas de Generación AES Dominicana del 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 51 La Terminal de Gas Natural Líquido 52 Relación de Barcos GNL 52 Eventos Relevantes de Operación Centrales AES Anexos Informe Estadístico 2005

8 Carta del Presidente de AES Dominicana AES Dominicana se complace en presentar su Informe Estadístico de Operaciones correspondiente al año 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 11.6% con relación al 2004, alcanzando los 9, GWh y bajó a 5 el número de las salidas totales del Sistema, en relación a las 11 registradas en el 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 41% a la generación de sus unidades en el 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 54% 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 AES Dominicana

9 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. Manuel Pérez Dubúc Presidente AES Dominicana Informe Estadístico

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11 INFORME ESTADÍSTICO DE OPERACIONES INTRODUCCIÓN

12 INFORME ESTADÍSTICO DE OPERACIÓN 2005 AES ANDRÉS Y LOS MINA V & VI AES 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 25.01% 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 1997 cuando, en el contexto de una fusión que envolvió a las empresas Destec y NGC, AES decide adquirir de NGC activos internacionales propiedad de Destec, que incluyó a DPP y a otras compañías relacionadas. DPP es propietaria de las unidades de generación Los Mina V y Los Mina VI, dos turbinas de gas de ciclo abierto de 118 MW cada una, que se describen más adelante en este informe. En sus inicios DPP operó bajo el esquema de Productor Privado Independiente (IPP por sus siglas en inglés) vendiendo toda su producción a la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) desde el mes de Mayo de 1996 hasta agosto del año 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. 12 AES Dominicana

13 A partir del 1ero de mayo del 2003, 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 34 Km. que suple el combustible utilizado por las centrales Los Mina V & VI. Reseña Histórica del Sector Eléctrico en República Dominicana En 1997, la República Dominicana inició una reorganización y capitalización de su industria eléctrica, comprendida en los segmentos de generación térmica e hidroeléctrica, transmisión y distribución. Este proceso de reorganización tuvo como causa fundamental, el solucionar los graves problemas que el sector eléctrico padecía, incluido un déficit pronunciado de capacidad efectiva de generación, un servicio eléctrico precario, la injerencia política en el sector, administración ineficiente de la empresa eléctrica estatal, la falta de una estructura tarifaria que cubriera los costos, y en especial la falta de capital para invertir en la expansión del sector eléctrico. El proceso de capitalización del sector fue iniciado formalmente el 24 de Junio de 1997, con la promulgación de la Ley de Reforma de la Empresa Pública. Anterior a la capitalización de las empresas eléctricas, toda la generación, transmisión y distribución de electricidad estaba en manos del Estado Dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Electricidad, quien por Ley era la única entidad autorizada para operar en el sector eléctrico. A mediados de los años 90s, CDE suscribió varios contratos de suministro con Productores Privados Independientes, 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, Informe Estadístico

14 entidad estatal que agrupa las empresas eléctricas estatales y vela por los intereses del Estado en materia de electricidad, tres empresas distribuidoras de electricidad: Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A., Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, S.A; dos empresas de generación termoeléctrica: Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. y Empresa Generadora de Electricidad Itabo, S.A., así como dos compañías estatales: Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, S.A y Empresa de Transmisión del Estado Dominicano, S.A. En 1999, las tres empresas de distribución y las dos de generación creadas fueron capitalizadas mediante la venta del 50% de sus acciones a inversores privados. El Gobierno Dominicano retuvo aproximadamente el 49% de las acciones en las compañías, mientras que aproximadamente el 1% de las mismas fueron transferidas a los empleados de la antigua CDE. En el año 2001, se promulga la Ley General de Electricidad donde se establecen formalmente las instituciones del sector y las reglas en las cuales opera el mismo. En el mes de Julio del año 2002, se dicta el decreto No 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. 14 AES Dominicana

15 EL MERCADO ELÉCTRICO DURANTE EL 2005 Informe Estadístico

16 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, GWh, representando un incremento del 11.6% respecto al 2004 cuando fue de 8, GWh, continúa siendo menor a la producción de energía del 2003, que resultó en 10, GWh. Así mismo, la demanda máxima de potencia del sistema para el 2005, alcanzó los 1, siendo prácticamente igual a la del 2004 cuando fue de 1,689.51MW, y permaneciendo un 2.7% por debajo de la demanda máxima del 2003 que fuera de 1, MW. Durante el año ocurrieron 5 salidas totales del sistema, 4 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 US$/ MWh, un 13.5% mayor al promedio del año 2004 de 66.46US$/MWh. La principal causa de este aumento, fue la continua subida de los precios de los combustibles durante el 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 2005 en Barra de Referencia - Palamara 138kv [US$MWh] 16 AES Dominicana

17 El análisis del comportamiento del costo marginal durante el 2005 indica que sólo el 7.8% 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. Costos Marginales de Energía En Barra de Referencia Palamara 138Kv [US$ / MWh] Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic CMg Promedio Mensual CMg Máximo Mensual 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 278 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. De igual manera, el artículo 364 de dicho Reglamento establece la forma de cálculo del Derecho de Conexión Unitario para cada mes, siendo éste un cargo complementario al Derecho de Uso para la retribución del sistema de transmisión. A inicios del 2006, la Superintendencia de Electricidad emitió la Resolución No. 108 en la que ordena recalcular el Derecho de Conexión Unitario, tomando como base las transacciones definitivas de Potencia de Punta. 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 2005 Barra de Referencia - Palamara 138kv [US$MWh] Informe Estadístico

18 El promedio anual del costo marginal de potencia fue de 7.38 US$/ KWh Mes, 1 % menor al del 2004, que fue de 7.45 US$/ KWh - Mes. Los valores mensuales se muestran en la siguiente tabla: Costos Marginales de la Potencia de Punta en Barra de Referencia Palamara 138Kv [US$ / KW/ Mes] Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic CMg de Potencia Derecho de Conexión Balance Anual de Energía y Demanda Máxima Balance de Energía 2005 A 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. BALANCE DE ENERGIA 2004 & 2005 [GWh] SISTEMA ELECTRICO NACIONAL INTERCONECTADO Diferencia Inyecciones Energía Generadoras Neto % Neto % GWh % AES Andrés % % % Dominican Power Partners % % % Total AES Dominicana % % % Empresa Hidroeléctrica 1, % 1, % % Productores Privados Independientes (IPPs) 1, % 1, % % Empresa Generadora de Electricidad Itabo 1, % % % Empresa Generadora de Electricidad Haina 1, % 1, % % Generadora Palamara-La Vega % % % Seaboard - Transcontinental Capital Corp % % % Compañía de Electricidad de Puerto Plata % % % Monte Río Corp % % % Metaldom % % % Falconbridge % % % Total de Inyecciones 9, % 8, % % Generación Eléctrica en la República Dominicana 2005 AES DOMINICANA 10.3% HIDROELÉCTRICA 19.4 % IPP S 14.3% ITABO 10.4% HAINA 18.3% GLPV 8.4% SEABOARD 8.2% CEPP 2.9% MONTERIO 5.7% METALDOM 1.7% FALCONBRIDGE 0.5% PERDIDAS 3.0% EDE SUR 34.8% EDE NORTE 29.0% EDE ESTE 31.5% UNR s 4.7% Retiros de Energía EDESUR 3, % 2, % % EDENORTE 2, % 2, % % EDEESTE 2, % 2, % % Usuarios No Regulados % % % Total Consumos 9, % 8, % % Pérdidas de Energía (GWh) % % % 18 AES Dominicana

19 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 1, MW de los cuales el 94.46% fueron retirados por las distribuidoras, el 3.09% por Usuarios No Regulados y el 2.45% restante fue retirado por los Generadores y Autoproductores durante esta hora. DEMANDA MAXIMA ANUAL 2004 & 2005 Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de JUNIO a las 22 Hrs de MAYO a las 21 Hrs. Diferencia INYECCIONES DE LOS GENERADORES MW % MW % MW % Inyecciones Netas en Alta Tensión [AT] 1, % % % Inyecciones Netas en Baja Tensión [BT] 1, % % % Inyecciones Brutas 1, % % % RETIROS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Empresa Distribuidora del Este [EDEESTE] % % % Empresa Distribuidora del Norte [EDENORTE] % % % Empresa Distribuidora del Sur [EDESUR] % % % Usuarios No Regulados [UNR s] % % % Generadores y Autoproductores % % % TOTAL DE RETIROS 1, % % % Pérdidas (*) % % % Pérdidas (*) Calculadas entre Inyecciones Netas en AT y Total de Retiros. Informe Estadístico

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21 BALANCES MENSUALES ENERGÍA, DEMANDA Y POTENCIA FIRME AÑO 2005 Informe Estadístico

22 Balances Mensuales de Energía y Potencia Inyecciones 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. INYECCIONES NETAS DE ENERGÍA EMPRESAS GENERADORAS EN EL 2005 [Valores en GWh] Totales Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic GWh % GWh AES Andrés % DPP % 18.0 Total AES Dominicana % EGE Hidro % IPPs % EGE Itabo % EGE Haina % Gen Palamara - La Vega % Seaboard TCC % CEPP % Monterio % Metaldom % Falconbridge % 20.4 Totales , % 8, El consumo de energía eléctrica durante el 2005 fue suplido principalmente por la Empresa Hidroeléctrica Dominicana con un importante aporte del 19.39%, 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 18.3% y 14.3% respectivamente. 22 AES Dominicana

23 Participación Empresas Generadoras en la Producción Energía durante el 2005 Gen Pala - La Vega 8.4% Seaboard 8.2% CEPP 3% Monte Rio 6% Metaldom 2% Falconbridge 0.5% Andrés 10.1% DPP 0.2% Hidro 19.4% Haina 18.3% Itabo 10.4% IPPs 14.3% Retiros de Energía Empresas Distribuidoras y Usuarios No Regulados Durante el 2005 se retiraron en conjunto un total de 9, GWh. El mes en que se registraron menores retiros fue Febrero con GWh, siendo Agosto el mes en que ocurrió la mayor demanda de energía, durante el cual se retiró GWh. A continuación se muestra el monto total de los retiros mensuales de cada empresa distribuidora de electricidad y de los usuarios no regulados. RETIROS DE ENERGÍA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y USUARIOS NO REGULADOS - AÑO 2005 [Valores en GWh] Totales Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic GWh % GWh EDESUR % EDENORTE % EDEESTE % UNR s % Total de Retiros , % 8, Durante el 2005, AES incursionó en el mercado de Usuarios No Regulados logrando suplir a sus nuevos clientes 8.07 GWh durante el año. A continuación se muestra la cantidad mensual de energía que suplió cada empresa generadora a sus clientes. RETIROS DE ENERGIA DE LOS UNR S POR EMPRESA - AÑO 2005 [Valores en GWh] Total Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic GWh % AES ANDRES % EGE HAINA, S.A % EGE ITABO, S.A % MONTE RIO % SEABOARD TCC % Total % Informe Estadístico

24 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 % y por el contrario, Diciembre fue el mes de mayores proporciones contratadas, llegando a 96.08%. 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] 96% 96% 95% 95% 95% 93% 93% 94% 90% 90% 91% 89% 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. DEMANDA MÁXIMA MENSUAL EN EL 2005 [Valores en MW] 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 INYECCIONES DE LOS GENERADORES Inyecciones Brutas 1, , , , , , , , , , , , Inyecciones Netas Baja Tensión [BT] 1, , , , , , , , , , , , Inyecciones Netas Alta Tensión [AT] 1, , , , , , , , , , , , RETIROS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Distribuidora del Este [EDEESTE] Distribuidora del Norte [EDENORTE] Distribuidora del Sur [EDESUR] OTROS RETIROS Usuarios No Regulados [UNR s] Generadoras y Autoproductores TOTAL DE RETIROS , Pérdidas [MW] 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% 24 AES Dominicana

25 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 % DPP % Total AES Dominicana % EGE Hidro % IPPs % EGE Itabo % EGE Haina % Gen Palamara - La Vega % Seaboard TCC % CEPP % Monterio % Metaldom % Totales 1, , , , , , , , , , , , , % Promedio Mensual Participación La distribución del total de Potencia Firme entre las empresas generadoras fue muy similar a lo acontecido en el 2004, 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 10.6% y el conjunto de Productores Privados Independientes con un 10.6% del total de Potencia Firme y las demás empresas presentaron montos inferiores al 10%, tal como se muestra en la gráfica. Informe Estadístico

26 Participación Empresas Generadoras en la Potencia Firme Preliminar del 2005 CEPP 3.0% Monte Rio 5.3% Metaldom 2.4% IPPs 10.7% Seaboard TCC 6.5% EGE Itabo 11.2% Gen Pala - La Vega 9.4% EGE Haina 21.2% DPP 3.5% AES Andrés 3.3% EGE Hidro 22.3% Potencia Firme Preliminar de los Generadores A continuación se presenta la potencia firme definitiva que cada generador obtuvo para cada mes del POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2005 PARA CADA CENTRAL DEL PARQUE DE GENERACIÓN TÉRMICA NOMBRE DE UNIDADES Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AES DOMINICANA AES ANDRES LOS MINA V LOS MINA VI SubTotal EMPRESA HAINA, S.A. BARAHONA TG HAINA TG HAINA I HAINA II HAINA IV SAN PEDRO VAPOR PUERTO PLATA II SAN PEDRO TG PUERTO PLATA I MANZANILLO II MANZANILLO III BARAHONA CARBON SULTANA DEL ESTE SubTotal AES Dominicana

27 EMPRESA ITABO, S.A. HIGUAMO I HIGUAMO II ITABO I ITABO II ITABO I TG ITABO II TG ITABO III TG SubTotal IPP S SMITH DIESEL PIMENTEL ARROYO BARRIL MONTECRISTI YAMASA DAJABON LA ISABELA SABANA GRANDE DE BOYA OVIEDO SABANA DE LA MAR MAXON CESPM I CESPM II CESPM III SubTotal GENERADORA SEABOARD ESTRELLA DEL NORTE ESTRELLA DEL MAR SubTotal GENERADORA PALAMARA - LA VEGA, S.A. PALAMARA LA VEGA SubTotal GENERADORA CEPP CEPP I CEPP II SubTotal GENERADORA MONTE RIO MONTERIO SubTotal GENERADORA METALDOM METALDOM SubTotal Total Térmico Informe Estadístico

28 POTENCIA FIRME PRELIMINAR 2005 PARA CADA CENTRAL DEL PARQUE DE GENERACIÓN HIDRÁULICA HIDROS DE EMBALSE AGUACATE I AGUACATE II JIGUEY I JIGUEY II RIO BLANCO I RIO BLANCO II TAVERA I TAVERA II VALDESIA I VALDESIA II MONCION I MONCION II RINCON I SubTotal HIDROS DE PASADA LOPEZ ANGOSTURA BAIGUAQUE I BAIGUAQUE II EL SALTO LAS DAMAS NIZAO - NAJAYO SABANA YEGUA SABANETA LOS TOROS I LOS TOROS II LOS ANONES HATILLO CONTRAEMBALSE MONCION I CONTRAEMBALSE MONCION II ANIANA VARGAS I ANIANA VARGAS II JIMENOA DOMINGO RODRIGUEZ I DOMINGO RODRIGUEZ II SubTotal Total Hidro TOTAL POTENCIA FIRME 1, , , , , , , , , , , , AES Dominicana

29 ESTADÍSTICAS SISTEMA ELÉCTRICO AÑO 2005 Informe Estadístico

30 ESTADÍSTICAS SISTEMA ELÉCTRICO 2005 Composición del Parque de Generación El parque de generación de la República Dominicana está compuesto en su mayor parte de generadores térmicos, en un 86%, ya que el componente de potencia hidroeléctrica instalada es de sólo 14%. Durante el año 2005, no se incorporaron nuevas centrales de generación al sistema, no obstante; se verificó la salida comercial del sistema de 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 87.7 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. SALIDA CENTRALES 2005 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 Potencia Total Desconectada del SENI MW POTENCIA INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA A DICIEMBRE 2005 Turbina Hidráulica 14% Turbina a Vapor 25% Ciclo Combinado 24% Motores FO No. 6 20% Turbina de Gas 17% 30 AES Dominicana

31 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. POTENCIA INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE A DICIEMBRE 2005 Gas Natural 17% Agua 14% Carbón 9% Fuel Oil No. 2 20% Fuel Oil No. 6 40% POTENCIA INSTALADA POR EMPRESA Y TECNOLOGIA EN MW TOTAL EMPRESA GENERADORA TURBINA A VAPOR TURBINA GAS CICLO COMBINADO MOTORES FUEL OIL #6 HIDRO [MW] [%] AES DOMINICANA AES ANDRES % DOMINICAN POWER PARTNER % EGE-HAINA % EGE-ITABO % EGE-HIDROELECTRICA % COMPLEJO METALURGICO DOMINICANO % SEABOARD TRANSCONTINENTAL CAPITAL % GENERADORA PALAMARA - LA VEGA % MONTE RIO POWER CORPORATION % COMPAÑIA ELECTRICA DE PUERTO PLATA % PRODUCTORES PRIVADOS INDEPENDIENTES [IPP S] 0.0% SMITH & ENRON CORPORATION % COMPAÑIA ELECTRICA SAN PEDRO DE MACORIS % Total por Tecnología , % Informe Estadístico

32 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] EMPRESA TERMOELÉCTRICA AES DOMINICANA AES ANDRES GAS NATURAL Ciclo Combinado LOS MINA V GAS NATURAL Turbina de Gas LOS MINA VI GAS NATURAL Turbina de Gas SubTotal EGE HAINA, S.A. HAINA I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 54.0 HAINA II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 54.0 HAINA IV FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 84.9 SAN PEDRO VAPOR FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 33.0 PUERTO PLATA I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 27.6 PUERTO PLATA II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 39.0 HAINA TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas BARAHONA TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 32.2 BARAHONA CARBON CARBON Turbina a Vapor 53.6 SAN PEDRO TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 32.1 SULTANA DEL ESTE FUEL NO. 6 Motores SubTotal EGE ITABO, S.A. ITABO I CARBON Turbina a Vapor ITABO II CARBON Turbina a Vapor HIGUAMO I FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5 HIGUAMO II FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5 ITABO I TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5 ITABO II TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5 ITABO III TG FUEL NO. 2 Turbina de Gas 34.5 FALCONBRIDGE I FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 66.0 FALCONBRIDGE II FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 66.0 FALCONBRIDGE III FUEL NO. 6 Turbina a Vapor 66.0 SubTotal GENERADORA PALA - LA VEGA PALAMARA FUEL NO. 6 Motores LA VEGA FUEL NO. 6 Motores 87.5 SubTotal IPP S SMITH ENRON FUEL NO. 6 Y NO. 2 Ciclo Combinado CESPM I FUEL NO. 2 Ciclo Combinado CESPM II FUEL NO. 2 Ciclo Combinado CESPM III FUEL NO. 2 Ciclo Combinado SubTotal SEABOARD ESTRELLA DEL NORTE FUEL NO. 6 Motores 43.0 ESTRELLA DEL MAR FUEL NO. 6 Motores 73.3 SubTotal CEPP CEPP I FUEL NO. 6 Motores 18.7 CEPP II FUEL NO. 6 Motores 58.1 SubTotal 76.9 MONTE RIO POWER MONTE RIO FUEL NO. 6 Motores SubTotal METALDOM METALDOM FUEL NO. 6 Motores 42.0 SubTotal 42.0 Total Térmica 2, AES Dominicana

33 GENERADORES INSTALADOS A DICIEMBRE 2005 HIDROS DE EMBALSE EMPRESA HIDROELÉCTRICA TAVERA I AGUA Turbina Hidráulica 50.0 TAVERA II AGUA Turbina Hidráulica 50.0 JIGUEY I AGUA Turbina Hidráulica 49.0 JIGUEY II AGUA Turbina Hidráulica 49.0 AGUACATE I AGUA Turbina Hidráulica 26.0 AGUACATE II AGUA Turbina Hidráulica 26.0 VALDESIA I AGUA Turbina Hidráulica 25.5 VALDESIA II AGUA Turbina Hidráulica 25.5 RIO BLANCO I AGUA Turbina Hidráulica 12.5 RIO BLANCO II AGUA Turbina Hidráulica 12.5 MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 26.0 MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 26.0 RINCON AGUA Turbina Hidráulica 10.1 SubTotal de Emsable HIDROS DE PASADA LOPEZ ANGOSTURA AGUA Turbina Hidráulica 18.4 CONTRA EMBALSE MONCION I AGUA Turbina Hidráulica 1.6 CONTRA EMBALSE MONCION II AGUA Turbina Hidráulica 1.6 BAIGUAQUE I AGUA Turbina Hidráulica 0.6 BAIGUAQUE II AGUA Turbina Hidráulica 0.6 HATILLO AGUA Turbina Hidráulica 8.5 JIMENOA AGUA Turbina Hidráulica 8.8 EL SALTO AGUA Turbina Hidráulica 0.7 ANIANA VARGAS I AGUA Turbina Hidráulica 0.3 ANIANA VARGAS II AGUA Turbina Hidráulica 0.3 DOMINGO RODRIGUEZ I AGUA Turbina Hidráulica 2.2 DOMINGO RODRIGUEZ II AGUA Turbina Hidráulica 2.2 NIZAO NAJAYO AGUA Turbina Hidráulica 0.3 LOS ANONES AGUA Turbina Hidráulica 0.1 SABANA YEGUA AGUA Turbina Hidráulica 12.8 LAS DAMAS AGUA Turbina Hidráulica 7.5 SABANETA AGUA Turbina Hidráulica 6.5 LOS TOROS I AGUA Turbina Hidráulica 4.8 LOS TOROS II AGUA Turbina Hidráulica 4.7 SubTotal de Pasada 82.5 Total Hidro TOTAL GENERAL 3,334.2 Informe Estadístico

34 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. 6, con un 36% de contribución, 0.8% superior a su participación del 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 PARTICIPACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL 2004 Y % 35.2% 19.9% 18.8% 24.5% 27.4% 19.4% 18.0% 0.2% 0.3% 0.0% 0.3% PARTICIPACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL 2004 Y % 43.7% 7.5% 15.8% 13.0% 14.3% 10.0% 8.2% 19.0% 18.0% Un 49.5% de la energía abastecida en el 2005 fue producida en base al Fuel Oil No. 6, siendo este el combustible con mayor participación durante el año, significando una cuota 5.8% mayor a la que obtuvo en el 2004, que fuera de 43.7%. A este combustible le siguen: la producción hidroeléctrica con un importante aporte de 19.4%; el carbón mineral con un 13.3% y el gas natural que subió su participación a 10.3% desde el 8.2% que representó en el 2004, el Fuel Oil No. 2 redujo a la mitad su aporte, bajando de un 15.8% en el 2004 a sólo un 7.5% durante el AES Dominicana

35 Precios de los Combustibles para Generación Eléctrica Precios Promedios Mensuales de los Combustibles En República Dominicana se utilizan distintos combustibles para la generación de electricidad. Actualmente los combustibles usados en generación son el Fuel Oil No. 6, el Fuel Oil No. 2, Carbón Mineral y Gas Natural. En el siguiente cuadro se detalla el precio promedio mensual para cada combustible, expresado en US$/ MMBtu. Los precios del Fuel Oil No. 6 y Fuel Oil No. 2 corresponden a los precios de referencia Platts en el puerto US Gulf Coast. Para el carbón el precio es FOB Puerto Bolívar para un carbón de 11,300 Btu/lb y los precios del Gas Natural se refieren al promedio mensual de la cotización para el próximo mes de contratos a futuro NYMEX (Henry Hub). PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LOS COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA Año Valores en US$ / MMBtu Gas Natural Líquido Fuel Oil No. 6 Fuel Oil No. 2 Carbón Mes Precio NYMEX Precio Gulf Coast Precio Gulf Coast Precio en Puerto Bolívar, a Futuro 3% Azufre Light Sweet Colombia Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio Anual Se destaca que el precio del Gas Natural se encuentra durante todo el año por encima del Fuel Oil No. 6 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. Informe Estadístico

36 Comparación de los Precios de los Combustibles Período Se presenta el comportamiento de los precios de los combustibles en el mercado internacional de los años 2004 y COMPARACIÓN PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES 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. SALIDAS TOTALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DURANTE EL 2005 No. Fecha Hora de Ocurrencia Causa 1 03/8/ :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 # /8/ :46 Falla en el enlace a 138 kv Haina-Itabo # /8/ :05 Falta de servicios de RPF, RSF y de Compensación Reactiva. 5 07/9/ :11 Desconocida a la fecha. 36 AES Dominicana

37 LAS CENTRALES DE GENERACIÓN Y LA TERMINAL DE GAS NATURAL AES Informe Estadístico

38 LAS CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Y LA TERMINAL DE GAS DE AES A continuación se describen las principales características técnicas de las unidades de generación de AES en la República Dominicana. Datos Técnicos AES Andrés Es un Ciclo Combinado de 319 MW (valor neto corregido según procedimiento de pruebas), compuesto por: Una turbina de gas Mitsubishi modelo 501F, con 192 MW de capacidad. Una caldera de recuperación (HRSG) de kg/cm2 de vapor a C. Una turbina de vapor de 3 fases con 117 MW de capacidad, para un vapor de 125.3kg/cm2 a C Operando en ciclo combinado, AES Andrés fue certificada con una potencia neta real de salida de 309 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. 38 AES Dominicana

39 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. En la foto se muestra la Central Los Mina, que se encuentra en Santo Domingo Este, República Dominicana. Los Mina V & VI Son dos Turbinas de Gas a ciclo abierto de 118 MW cada una, marca Westinghouse, Tipo-501D5A. 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. Datos Técnicos de la Terminal Gas Natural Líquido 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 2.32 billones de Nm3 GN/año. Informe Estadístico

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41 AES DOMINICANA EN EL MERCADO ELÉCTRICO EN EL AÑO 2005 Informe Estadístico

42 AES Dominicana en el Mercado Eléctrico Año 2005 Balance de Energía AES En el siguiente cuadro se muestran las cantidades producidas de energía de las empresas AES Andrés y DPP, así como las cantidades de energía vendidas y adquiridas mediante contratos. Por último se presenta el balance spot físico de cada mes del 2005 para cada empresa. BALANCE DE ENERGÍA AES DOMINICANA Balance de Energía - AES Andrés (en GWh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total 2005 Total 2004 Venta Energía Contractual Producción AES Andrés Compra de Energía Contractual Venta Spot / (Compra Spot) (1.04) (1.66) (13.80) (83.53) (93.32) (30.21) (75.17) (108.30) (295.35) Balance de Energía - DPP (en GWh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total 2005 Total 2004 Venta de Energía Contractual , , Producción DPP Compra de Energía Contractual , Venta Spot / (Compra Spot) (48.83) (48.91) (97.74) (603.98) 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 10.3% 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 6.5 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. 42 AES Dominicana

43 BALANCE DE POTENCIA AES DOMINICANA Balance de Potencia - AES Andrés (en MW) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio 2005 Promedio 2004 Venta Potencia Contractual Potencia Firme AES Andrés Compra de Potencia Contractual 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) Balance de Potencia - DPP (en MW) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio 2005 Promedio 2004 Venta Potencia Contractual Potencia Firme DPP Compra de Potencia Contractual Venta Spot / (Compra Spot) (62.67) (63.41) (10.51) (79.88) 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 3% de la demanda en el mes de diciembre. PARTICIPACIÓN EMPRESAS GENERADORAS EN MW RESERVA APORTADOS para Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) AES Dominicana fue la empresa que más aportó a la Regulación Primaria de Frecuencia, con un importante 38% 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. Informe Estadístico

44 PARTICIPACIÓN EMPRESAS GENERADORAS EN MW RESERVA APORTADOS para Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) 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 74% 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 3% 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. TASAS DE INDISPONIBILIDAD CENTRALES AES EN HORAS DE PUNTA - AÑO 2005 Relación al 2004 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Dic 04 (+) / (-) Los Mina VI 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% Los Mina V 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% AES Andrés 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% 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 120 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 120 meses, se contempla completar la Base de Datos con valores de indisponibilidad referencial de la estadística NERC. 44 AES Dominicana

45 A diciembre del 2005, la central Los Mina V tenía una estadística de 66 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 2004, 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. Informe Estadístico

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47 ESTADÍSTICAS DE GENERACIÓN AES DOMINICANA - AÑO 2005 Informe Estadístico

48 ESTADÍSTICAS DE GENERACIÓN AES DOMINICANA Operación y Mantenimiento AES Andrés & Los Mina V y VI Resumen Operativo AES Andrés estuvo en servicio horas (equivalente a 6.5 meses de operación), mientras que Los Mina estuvo en servicio aproximadamente 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 La disponibilidad equivalente del 2005 para el ciclo combinado AES Andrés durante el período que tuvo combustible fue de 89.4%. 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) 48 AES Dominicana

49 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. LOS MINA - EAF (TÉCNICA) 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 207MW. Se puede apreciar que obtuvo un desempeño superior al promedio de la flota AES en el mundo. ANDRÉS - HR (HEAT RATE) 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 66.1MW. Es preciso indicar que la unidad V estuvo en servicio solamente como apoyo durante las 4 descargas de barcos LNG, en valores inferiores a su plena carga, prestando servicios de regulación de frecuencia. Informe Estadístico

50 LOS MINA - HR (HEAT RATE) 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 0.6%, 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. ANDRÉS - EFOR (EQUIV. FORCED OUTAGE RATE) Para Los Mina el EFOR del 2005 fue de 16.2%, debido que el trip de la Unidad V por falla del sensor #3 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%). 50 AES Dominicana

51 LOS MINA - EFOR (EQUIV. FORCED OUTAGE RATE) 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 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. PRODUCCIÓN, CONSUMOS Y PÉRDIDAS AES AES ANDRÉS - BALANCE ENERGÉTICO 2005 Producción Bruta Consumos Propios Producción Neta en AT en Barra Andrés Pérdidas Red AT Energía Neta en Barra Referencia 1, GWh GWh GWh GWh GWh 100% 3.98% 96.02% 4.00% 92.02% Debido a su localización, las pérdidas en el sistema de transmisión registradas por DPP son muy menores a sus consumos propios ocasionando que un 94.67% de la energía producida en la central sea efectivamente inyectada en la barra de referencia Palamara 138kV. Informe Estadístico

52 PRODUCCIÓN, CONSUMOS Y PÉRDIDAS AES DOMINICAN POWER PARTNERS - BALANCE ENERGÉTICO 2005 Producción Bruta Consumos Propios Producción Neta en AT en Barra Andrés Pérdidas Red AT Energía Neta en Barra Referencia GWh 0.87 GWh GWh 0.10 GWh GWh 100% 4.78% 95.22% 0.55% 94.67% La generación neta anual trasladada a la barra de referencia de las centrales de AES resultó en GWh, compuesta por GWh producidos por Andrés y GWh producidos por DPP. La Terminal de Gas Natural Líquido Durante el 2005 se recibieron 4 barcos de GNL por un total de 9,749,319 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 26,5 TBtu. LISTADO DE RECEPCIÓN DE BARCOS 2005 No. Nombre Fecha Volumen Bruto Vapor Volumen Neto Razón Entregado Devuelto Entregado M3 MMBtu MMBtu M3 MMBtu MMBtu/M3 1 BILBAO KNUTSEN 4-Mar-05 86, ,917, , , ,911, HISPANIA SPIRIT 29-Abr , ,073, , , ,061, BILBAO KNUTSEN 29-Ago , ,259, , , ,251, BILBAO KNUTSEN 3-Dic , ,534, , , ,524, Total Acumulado , ,786, , , ,749, AES Dominicana

53 En la foto se muestra el puerto de la terminal de gas natural líquido y el tanque de almacenamiento. 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 EVENTOS RELEVANTES AES ANDRÉS Y LOS MINAS V & VI - AÑO 2005 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 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 Nov-05 18:02 AES Andrés Falla del Transformador Auxiliar Falla del Cambiador del Voltaje (TAP s) 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 Informe Estadístico