ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA

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1 ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENERO_2015 DICIEMBRE_2015 OC-GO-14-IOMP V1 Para: Preparado por: Agentes del MEM y la SIE Organismo Coordinador del SENI V1 Preparado por: Revisado por: Aprobado por: Fecha Luinys Ogando Analistas de Estudios Andrés Manzueta Encargado Área Estudios Julián Zuluaga Gerente de Operaciones

2 1. INTRODUCCIÓN INSUMOS DE LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO DATOS DE LA DEMANDA DATOS DE LA GENERACIÓN COMPARACIÓN COSTOS VARIABLES DE DESPACHO TASA DE INDISPONIBILIDAD Y DISPONIBILIDAD PROMEDIO CENTRALES GENERADORAS SEGUIMIENTO AL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR NUEVAS OBRAS ENTRANTES EN EL PERIODO DE ESTUDIO RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES RESULTADOS DEL ANÁLISIS ENERGÉTICO RESUMEN DE PRODUCCIÓN ESPERADA COSTOS MARGINALES ESPERADOS COMPARACIÓN ENERGÍA PROGRAMADA Y LA ENERGÍA REAL ABASTECIDA DEL SENI EXPECTATIVAS DEL PROGRAMA DE MEDIANO PLAZO PROPUESTAS DE MEJORAS REALIZADAS EN LOS PROGRAMAS DE MEDIANO PLAZO DEL ANÁLISIS ELÉCTRICO MANDATO DE LA RESOLUCIÓN SIE MEM CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS ENERGÉTICO DEL ANÁLISIS ELÉCTRICO RECOMENDACIONES GENERALES DEL ANÁLISIS ENERGÉTICO DEL ANÁLISIS ELÉCTRICO DEL REGLAMENTO DE ELECTRICIDAD ANEXOS PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 2 de 38

3 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Demanda esperada del SENI para todo el periodo de estudio... 5 Figura 2. Comparación Costo variable de Despacho Figura 3. Generación de Energía por Tipo de Combustible en %...13 Figura 4. Generación de Energía por Tecnología...14 Figura 5. Generación de Energía por Empres as en %...15 Figura 6. Evolución del déficit, demanda y la energía generada esperados...16 Figura 7. Evolución del déficit y el costo operativo esperado...17 Figura 8. Evolución de los costos marginales esperados Figura 9. Energía Programada Ajustada Mensual vs. Energía Abastecida...21 Figura 10. Comparación CMG promedio real vs pronosticados...22 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Demanda esperada por bloques... 4 Tabla 2. Rendimientos y costos de combustibles Tabla 3. Tasas de indisponibilidad y disponibilidad promedio Unidades térmicas... 8 Tabla 4. Tasas de indisponibilidad y disponibilidad promedio Unidades Hidroeléctricas Tabla 5. Cumplimiento al Programa de Mantenimientos mayores de generación Tabla 6. Nuevos proyectos de Transmisión Tabla 7. Concesiones provisionales otorgadas por la CNE Tabla 8. Generación (por tipo de combustible) de Energía...13 Tabla 9. Generación de Energía por Tecnología...14 Tabla 10. Generación (por empresas) de Energía...15 Tabla 11. Producción esperada por centrales de generación térmicas [GWh]...17 Tabla 12. Producción esperada por centrales de generación hidroeléctricas [GWh]...19 Tabla 13. Costos marginales esperados por bloque de demanda [RD$/MWh]...20 Tabla 14. Propuestas hechas por el OC en los PMP del Tabla 15. Resultado de la simulación del despacho probable de generación Tabla 16. Cumplimiento al Programa de Mantenimientos mayores de generación PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 3 de 38

4 1. Introducción En cumplimiento a los artículos 176, 186, 192, 193 y 194 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, el OC-SENI ha elaborado el Programa de Operación de Mediano Plazo en el período comprendido entre Enero de 2015 y Diciembre de Los resultados del presente informe incluyen primordialmente: El balance energético demanda-generación esperado. La producción mensual esperada de cada unidad / central de generación. Los costos operativos esperados y los costos marginales resultantes. El análisis eléctrico del comportamiento esperado del SENI. 2. Insumos de la Programación de Mediano Plazo 2.1 Datos de la Demanda La proyección de la demanda es ajustada mensualmente utilizando la Base de Datos de Tiempo Real del OC, tomando los datos de demanda de los meses transcurridos del presente año y los datos de demanda de los meses de los años anteriores. Con dichas informaciones y aplicando el método de pronóstico Box-Jenkins, es proyectada la demanda esperada para los meses que comprende este informe de Mediano Plazo. Demanda esperada, expresada en 5 bloques horarios, se muestra en la Tabla 1 y gráficamente en la Figura 1: Tabla 1. Demanda esperada por bloques. AÑO MES POTENCIA (MW) ENERGÍA DEMANDA BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 (GWh) MÁXIMA 2015 ENERO 2,030 2,030 1,803 1,672 1,487 1,266 1, FEBRERO 2,007 2,007 1,788 1,684 1,545 1,293 1, MARZO 2,180 2,180 1,885 1,765 1,605 1,337 1, ABRIL 2,070 2,070 1,853 1,740 1,617 1,445 1, MAYO 2,068 2,068 1,908 1,789 1,654 1,468 1, JUNIO 2,174 2,174 1,998 1,869 1,733 1,517 1, JULIO 2,222 2,222 1,999 1,893 1,747 1,514 1, AGOSTO 2,227 2,227 2,026 1,895 1,749 1,534 1, SEPTIEMBRE 2,186 2,186 1,998 1,897 1,741 1,485 1, OCTUBRE 2,209 2,209 2,051 1,941 1,770 1,507 1, NOVIEMBRE 2,109 2,109 1,943 1,829 1,688 1,429 1, DICIEMBRE 2,235 2,235 1,931 1,776 1,617 1,360 1,261 Total (GWh): 15,139.5 Demanda Máxima (MW): 2,235 Energía Promedio (GWh): 1,262 Potencia Máxima Promedio (MW): 2,143 PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 4 de 38

5 MW 2,300 ENERGÍA (GWh) GWH 1,500 2,250 2,200 2,150 2,180 2,174 2,222 2,227 2,186 2,209 2,235 1,400 1,300 1,200 2,100 2,050 2,000 2,030 2,007 1,243 2,070 2,068 1,280 1,210 1,293 1,344 1,353 1,294 1,364 2,109 1,252 1,261 1,100 1, ,950 1, ,900 1, ,850 ENERO MARZO MAYO JULIO SEPTIEMBRE NOVIEMBRE Figura 1. Demanda esperada del SENI para todo el periodo de estudio Datos de la Generación El costo variable de producción considerado en esta programación de mediano plazo se obtuvo del promedio mensual de las declaraciones de precios de combustibles de los Agentes del MEM desde el 01 de octubre 2014 hasta el 31 de diciembre 2014, se usó el Factor de Nodo Calculado para la Semana de Programación del 03-Ene_09-Ene-15, y la tasas de Cambio de venta del dólar de Entidades Financieras correspondiente al 07 de enero del Sobre la base de los datos declarados por los agentes generadores y los cálculos de indisponibilidad de las unidades de generación en tiempo real de los años 2014 y 2015, se muestra en la Tabla 2, los costos variables de producción y de despacho esperados de las centrales generadoras, organizados en orden de mérito para este periodo de estudio. Tabla 2. Rendimientos y costos de combustibles. No. Unidad Consumo Específico kgr/kwh Costo Variable Combustible RD$/MWh Costo Variable No Combustible RD$/MWh Costo Variable de Producción RD$/MWh Costo Variable de Despacho RD$/MWh 1 G3ITABO G3AANDRE PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 5 de 38

6 No. Unidad Consumo Específico kgr/kwh Costo Variable Combustible RD$/MWh Costo Variable No Combustible RD$/MWh Costo Variable de Producción RD$/MWh Costo Variable de Despacho RD$/MWh 3 G3ITABO G3LMINA G3LMINA G3BARAHC G3METALD G3QUISQ G3PIMEN G3PIMEN G3PIMEN G3SESTE G3CEPP G3QUISQ G3CEPP G3PALAMA G3MRIO G3LVEGA G3EM2CGN G3LOPPLA G3BERSAL G3IKM G3SFELIP G3CESPM G3CESPM G3CESPM G3HAINA G3RSJUAN G3PPLAT G3HAINA G3HAINA G3PPLAT G3HAINAG G3SLORE G3SPEDRV Comparación Costos Variables de Despacho La Figura 2 compara los Costos Variables de Despacho de las centrales termoeléctricas del SENI de los meses Noviembre 2014 a Enero de PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 6 de 38

7 G3ITABO2 G3AANDRE G3ITABO1 G3LMINA6 G3LMINA5 G3BARAHC G3METALD G3QUISQ2 G3PIMEN3 G3PIMEN2 G3SESTE G3PIMEN1 G3CEPP2 G3QUISQ1 G3CEPP1 G3PALAMA G3MRIO G3LVEGA G3EM2CGN G3LOPPLA G3BERSAL G3IKM22 G3SFELIP G3CESPM2 G3CESPM1 G3CESPM3 G3HAINA2 G3PPLAT1 G3RSJUAN G3HAINA4 G3HAINA1 G3PPLAT2 G3HAINAG G3SLORE1 G3SPEDRV ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA Comparación Costos Variables de Despacho (RD$ / MWh) Costo Variable de Despacho Noviembre RD$/MWh Costo Variable de Despacho Diciembre RD$/MWh Costo Variable de Despacho Enero RD$/MWh Figura 2. Comparación Costo variable de Despacho. 2.4 Tasa de Indisponibilidad y Disponibilidad Promedio Centrales Generadoras La Tabla 3 muestra la Tasa de Indisponibilidad (%) y Disponibilidad promedio (MW), desde Enero del 2013 a Diciembre de 2014, de las unidades de generación térmica 1. La Tabla 4 muestra la Tasa de Indisponibilidad (%) y Disponibilidad promedio (MW), desde Enero del 2013 a Diciembre de 2014, de las unidades de generación Hidráulicas 1. El bloque horario considerado fue (de 19:00 a 22:00). 1 1 Tomado de la Base de Datos de la Operación en Tiempo Real del OC. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 7 de 38

8 Tabla 3. Tasas de indisponibilidad y disponibilidad promedio Unidades térmicas. Disponibilidad Promedio unidades Térmicas de Enero Diciembre 2014 Unidades Disponibilidad Promedio Tasa de Indisponibilidad Tasa de Disponibilidad AES ANDRES % 96% QUISQUEYA % 98% SAN FELIPE % 69% ITABO % 93% QUISQUEYA % 98% ITABO % 90% LOS MINA % 91% LOS MINA % 93% PALAMARA % 99% MONTE RIO % 100% CESPM % 55% CESPM % 60% LA VEGA % 100% CESPM % 37% ESTRELLA DEL MAR 2 CGN % 86% SULTANA DEL ESTE % 98% HAINA TG % 73% ESTRELLA DEL MAR % 84% PIMENTEL % 100% HAINA % 71% BARAHONA CARBON % 95% CEPP % 100% HAINA % 16% PIMENTEL % 100% METALDOM % 100% PIMENTEL % 100% LOS ORIGENES % 99% CEPP % 100% INCA KM % 99% SAN LORENZO % 5% RIO SAN JUAN % 99% HAINA % 0% PUERTO PLATA % 0% PUERTO PLATA % 0% SAN PEDRO VAPOR % 0% PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 8 de 38

9 Tabla 4. Tasas de indisponibilidad y disponibilidad promedio Unidades Hidro eléctricas. Disponibilidad Promedio unidades Hidroeléctricas de Enero Diciembre 2014 Unidades Disponibilidad Promedio Tasa de Indisponibilidad TAVERA % JIGUEY % JIGUEY % TAVERA % PALOMINO % PALOMINO % AGUACATE % AGUACATE % PINALITO % PINALITO % VALDESIA % VALDESIA % MONCION % MONCION % LOS COCOS % RIO BLANCO % RIO BLANCO % LOPEZ ANGOSTURA % RINCON % HATILLO % LAS DAMAS % JIMENOA % SABANA YEGUA % JUANCHO LOS COCOS % SABANETA % LOS TOROS % LOS TOROS % MAGUEYAL % MAGUEYAL % QUILVIO CABRERA % DOMINGO RODRIGUEZ % DOMINGO RODRIGUEZ % CONTRA EMBALSE MONCION % CONTRA EMBALSE MONCION % LAS BARIAS % EL SALTO % ROSA JULIA DE LA CRUZ % BAIGUAQUE % BAIGUAQUE % ANIANA VARGAS % ANIANA VARGAS % NIZAO NAJAYO % LOS ANONES % PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 9 de 38

10 2.5 Seguimiento al Programa de Mantenimiento Mayor 2015 A continuación se muestra un resumen del cumplimiento del Programa Definitivo de Mantenimiento Mayor 2015: Tabla 5. Cumplimiento al Programa de Mantenimientos mayores de generación MM PROGRAMADOS MM EJECUTADOS 2015 CENTRAL INICIO PMM 2015 TERMINO PMM 2015 DURACIÓN INICIO MM FINALIZACION MM DESV. (DIAS) OBSERVACIONES / IMPACTO EL SENI LOS MINA 6 04/01/ /01/ /01/ /01/ Mediante la comunic ación VPC-274/2014, del 29 d e diciembre de 2014, se notifica el inicio d el manten imiento mayor el día 5 de en ero 2015 por 8 días. Según solicitud mesa d e ayuda OC - SENI (ID- 4442). AGUACATE 1 13/01/ /01/ AGUACATE 2 13/01/ /01/ AES ANDRES 16/01/ /02/ SAN FELIPE 20/01/ /01/ BARAHONA CARBON 08/02/ /03/ ITABO 1 13/02/ /02/ SABANETA 11/03/ /03/ JIGUEY 2 17/03/ /03/ HAINA TG 01/04/ /04/ HAINA 4 06/04/ /05/ JIGUEY 1 09/04/ /04/ ITABO 2 13/04/ /05/ MONCION 2 16/04/ /04/ SABANA YEGUA 19/04/ /04/ MONCION 1 16/05/ /06/ HAINA 1 06/06/ /07/ LOS MINA 5 22/05/ /06/ MONCION 2 09/06/ /07/ RIO BLANCO 1 01/07/ /07/ RIO BLANCO 2 24/07/ /08/ PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 10 de 38

11 MM PROGRAMADOS MM EJECUTADOS 2015 CENTRAL INICIO PMM 2015 TERMINO PMM 2015 DURACIÓN INICIO MM FINALIZACION MM DESV. OBSERVACIONES / IMPACTO EL SENI RIO BLANCO 2 02/08/ /08/ RIO BLANCO 1 17/08/ /09/ EL SALTO 18/08/ /09/ LAS DAMAS 07/09/ /09/ CESPM 2 16/09/ /10/ CESPM 3 29/09/ /11/ SAN PEDRO VAPOR PUERTO PLATA 2 01/10/ /10/ /10/ /11/ TAVERA 2 17/11/ /12/ Nuevas Obras Entrantes en el Periodo de Estudio Las integraciones de nuevos proyectos al SENI en el periodo de estudio, dan como resultado el siguiente conjunto de proyectos: Nuevos Proyectos y Proyectos en ejecución de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED). Tabla 6. Nuevos proyectos de Transmisión. Proyectos Avance (%) Fecha Probable de Entrada S/E Santiago Rodríguez y ampliación Navarrete 138 kv 95% - Línea 138 kv Julio Sauri - Paraíso 66% - Línea 69 kv Puerto Plata - Playa Dorada 35% - Línea 69 kv Imbert - Luperón 50% Mar Línea 69 kv Cerinca - Palamara 35% Mar kv Subestación San Cristóbal Norte (se conectará Valdesia - Palamara) 40% Mar Línea 138 kv Nagua - Río San Juan 8% Dic Línea 138 kv San Pedro Macorís - Hato Mayor (se instalará una Subestación) 16% Jul Línea 69 kv Línea Palamara - INCA 76% Ene PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 11 de 38

12 Concesiones provisionales otorgadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) Tabla 7. Concesiones provisional es otorgadas por la CNE. FECHA RESOLUCION TIPO DE CONCESION EMPRESA POTENCIA (MVA) TIPO DE ENERGIA UBICACIÓN AÑO MES DIA 2014 FEB 24 CNE-CP CONCESIÓN PROVISIONAL SOLAR POWER NARANJO S.R.L 20 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA EL NARANJO, PROVINCIA SANTIAGO DE LOS CABALLEROS 2014 FEB 24 CNE-CP CONCESIÓN PROVISIONAL GREEN POWER ZWOLF,UG 20 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA MONTE CRISTI 2014 FEB 24 CNE-CP CONCESIÓN PROVISIONAL LIGHTYEAR CORPORATIVE SOLUTIONS S.R.L 50 ENERGIA EOLICA ENRIQUILLO, PROVINCIA BARAHONA 2014 AGOS 8 CNE-CP CONCESIÓN PROVISIONAL MAIMON POWER GROUP, S.A.S. 50 ENERGIA EOLICA PUERTO PLATA 2014 AGOS 26 CNE-CP CONCESIÓN PROVISIONAL CONSORCIO ENERGETICO PUNTA CANA MACAO S.A (CEPM) 7.2 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA BAVARO, LA ALTAGRACIA 2014 AGOS 11 CNE-CP CONCESIÓN PROVISIONAL LEVITALS GRUPO INVERSOR, L.T. 20 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA AZUA TOTAL PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 12 de 38

13 3. Resultados de las Simulaciones 3.1 Resultados del Análisis Energético Generación (por tipo de combustible) de Energía HIDROELÉCTRICA 10.75% OFERTA DE ENERGÍA POR COMBUSTIBLE EÓLICA 0.17% PETRÓLEO CARBÓN 14.33% PETRÓLEO 48.12% GAS CARBÓN HIDROELÉC TRICA EÓLICA GAS 26.64% Figura 3. Generación de Energía por Tipo de Combustible en % Tabla 8. Generación (por tipo de combustible ) de Energía TIPO DE COMBUSTIBLE TOTAL PERIODO DE ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ESTUDIO PETRÓLEO GAS CARBÓN HIDROELÉCTRICA EÓLICA TOTAL 1,169 1,065 1,238 1,203 1,276 1,288 1,336 1,346 1,289 1,351 1,250 1, PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 13 de 38

14 Generación de Energía por Tecnología MOTOR COMBUSTIÓN IN TERNA TURBINA DE GAS 9.05% EÓLICA 0.17% CICLO COMBINADO TURBINA DE VAPOR HIDROELÉCTRICA 10.75% HIDROELÉCTRICA TURBINA DE VAPOR 14.57% MOTOR COMBUSTIÓN INTERNA 48.51% TURBINA DE GAS EÓLICA CICLO COMBINADO 16.95% Figura 4. Generación de Energía por Tecnología Tabla 9. Generación de Energía por Tecnología TOTAL TIPO DE TEGNOLOGIA PERIODO DE ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ESTUDIO MOTOR COMBUSTIÓN INTERNA CICLO COMBINADO TURBINA DE VAPOR HIDROELÉCTRICA TURBINA DE GAS EÓLICA TOTAL 1,169 1,065 1,238 1,203 1,276 1,288 1,336 1,346 1,289 1,351 1,250 1, PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 14 de 38

15 Generación de Energía por Empresas GENERACION DE ENERGIA ESPERADA POR EMPRESA LOS ORIGENES POWER PLANT 0.6% CEPP 2.5% SEABOARD 3.9% SAN FELIPE 1.7% LAESA 4.9% METALDOM 1.3% CESPM 1.5% MONTE RÍO 1.1% CDEEE 0.0% HAINA 23.5% PVDC 5.4% GPLV 11.2% AES ANDRES Y DPP 17.4% EGEHID 11.0% ITABO 14.0% Figura 5. Generación de Energía por Empresas en %. Tabla 10. Generación (por empresas ) de Energía TOTAL EMPRESAS PERIODO DE ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ESTUDIO HAINA ,337 AES ANDRES Y DPP ,336 ITABO ,830 EGEHID ,618 GPLV ,518 PVDC SEABOARD LAESA CEPP SAN FELIPE METALDOM CESPM LOS ORIGENES POWER PLANT MONTE RÍO CDEEE TOTAL ,065 PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 15 de 38

16 Análisis y Evaluación del Escenario Operativo Evolución del déficit esperado, demanda y la energía generada esperada La Figura 6 muestra la demanda proyectada, energía y déficit esperado para todo el periodo de estudio. GWH 14.0 DEMANDA PROYECTADA ENERGIA GENERADA DEFICIT ESPERADO GWH , , , , , , , , , , , , ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Figura 6. Evolución del déficit, demanda y la energía generada esperados PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 16 de 38

17 Evolución del déficit y el costo operativo esperado La Figura 7 muestra la probabilidad de déficit esperado, el costo operático proyectada para todo el periodo de estudio. MILLONES $RD COSTO OPERATIVO MILLONES DE $RD GWH 4, ,700 4,600 4,716 4,708 4, , ,400 4,300 4,200 4, , ,231 4, ,246 4, , , ,117 4, ,000 3, ,800 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Figura 7. Evolución del déficit y el costo operativo esperado 3.2 Resumen de Producción esperada La Tabla 11, resume la Producción esperada, por Centrales de Generación térmica, para el periodo de estudio, Enero_2015 a Diciembre_2015. Tabla 11. Producción esperada por centrales de generación térmicas [GWh] CENTRALES / UNIDADES TOTAL PERIODO DE ESTUDIO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC G3AANDRE G3BARAHC G3CEPP G3CEPP PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 17 de 38

18 CENTRALES / UNIDADES TOTAL PERIODO DE ESTUDIO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC G3CESPM G3CESPM G3CESPM G3EM2CGN G3HAINA G3HAINA2 G3HAINA G3HAINAG G3IKM G3ITABO G3ITABO G3LMINA G3LMINA G3LOPPLA G3LVEGA G3METALD G3MRIO G3PALAMA G3PIMEN G3PIMEN G3PIMEN G3PPLAT1 G3PPLAT2 G3QUISQ G3SESTE G3SFELIP G3SLORE1 G3SPEDRV G3QUISQ G3RSJUAN G3BERSAL La Tabla 12, resume la Producción esperada, por Centrales de Generación hidráulica y eólicas, para el periodo de estudio, Enero_2015 a Diciembre _2015. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 18 de 38

19 CENTRALES / UNIDADES Tabla 12. Producción esperada por centrales de generación hidroeléctricas [GWh] TOTAL PERIODO DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DE ESTUDIO G3TAVER G3JIGUE G3JIGUE G3TAVER G3PALOM G3PALOM G3AGUAC G3AGUAC G3PINAL G3PINAL G3VALDE G3MONCI G3MONCI G3VALDE G3LCOCO G3RBLAN G3RBLAN G3LANGOS G3RINCON G3HATILL G3LDAMAS G3SYEGUA G3JIMENO G3JLOSCO G3SABANE G3LTORO G3LTORO G3MAGUE G3MAGUE G3QCABRE G3DRODR G3DRODR G3CEMON G3CEMON G3LBARIA G3ESALTO G3RJCRUZ G3BAIGU G3BAIGU G3AVARG1 G3AVARG2 G3NNAJAY G3LANONE PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 19 de 38

20 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA 3.3 Costos Marginales Esperados La evolución de los costos marginales esperados para el periodo de estudio, se muestran en la Tabla 13 y en la Figura 8: Costos marginales esperados por bloque de demanda [RD$/MWh] Tabla 13. Costos marginales esperados por bloque de demanda [RD$/MWh] CMG BLOQUES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC CMG 1 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 CMG 2 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,678 5,661 5,670 CMG 3 5,669 5,678 5,661 5,662 5,659 5,669 5,670 5,670 5,678 5,678 5,637 5,670 CMG 4 5,608 5,678 5,615 5,603 5,599 5,619 5,652 5,634 5,643 5,643 5,571 5,606 CMG 5 5,376 5,580 5,333 5,462 5,453 5,451 5,493 5,479 5,419 5,429 5,342 5,311 CMG PROM 5,602 5,659 5,593 5,612 5,609 5,616 5,633 5,626 5,619 5,621 5,572 5,587 RD$/MWh 5800 CMG 1 CMG 2 CMG 3 CMG 4 CMG 5 CMG PROM Figura 8. Evolución de los costos marginales esperados. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 20 de 38

21 Es importante precisar que el comportamiento de los costos marginales obedece a los escenarios operativos descritos con anterioridad (evolución de la demanda, entrada de nuevas instalaciones y disponibilidad de generación). 3.4 Comparación Energía Programada y la Energía Real Abastecida del SENI. La Figura 9, compara la energía pronosticada en Diciembre de 2014 y la abastecida real la desviación producida, y también se muestra la energía pronosticada para Enero ENERGIA PROGRAMADA ENERGIA ABASTECIDA % DESVIACION 10% % % % 4% 2% 800 0% % -4% -6% -8% 0-10% Figura 9. Energía Programada Ajustada Mensual vs. Energía Abastecida PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 21 de 38

22 Comparación Costo Marginales Promedios PMP y Real La Figura 10, compara los costos marginales promedios pronosticados en el PMP Enero_2015, y los costos marginales promedios reales de Enero a Diciembre de 2014 y se muestra su diferencia. GWh CMG PROMEDIO REAL 2014 CMG PROMEDIO PMP ENERO 2015 % DESVIACION CMG PROMEDIO % 50% 40% % 31.91% 30% % 12.13% 14.68% 20.62% 14.69% 20% 10% % % -10% -20% % % % -30% -40% Figura 10. Comparación CMG promedio real vs pronosticados. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 22 de 38

23 3.5 Expectativas del Programa de Mediano Plazo Las expectativas esperadas en el Programa de Mediano Plazo de Enero_2015 a Diciembre _2015, son las siguientes: Enero 2015: Mantenimiento LOS MINA por 8 días Mantenimiento Mayor AES ANDRÉS por 30 días. Mantenimiento Mayor SAN FELIPE por 12 días. Mantenimiento Mayor AGUACATE 1 por 11 días. Mantenimiento Mayor AGUACATE 2 por 11 días. Febrero 2015: Mantenimiento Mayor BARAHONA CARBON por 31 días. Mantenimiento Mayor ITABO 1 por 12 días. Marzo 2015: Mantenimiento Mayor JIGUEY 2 por 7 días. Mantenimiento Mayor SABANETA por 16 días. Abril 2015: Mantenimiento Mayor HAINA GAS por 20 días. Mantenimiento Mayor ITABO 2 por 23 días. Mantenimiento Mayor JIGUEY 1 por 8 días. Mantenimiento Mayor HAINA 4 por 35 días. Mantenimiento Mayor MONCION 2 por 8 días. Mantenimiento Mayor SABANA YEGUA por 11 días Mayo 2015: Mantenimiento Mayor MONCION 1 por 22 días. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 23 de 38

24 Junio 2015: Julio 2015: Mantenimiento Mayor LOS MINA 5 por 11 días. Mantenimiento Mayor CESPM 1 por 15 días. Mantenimiento Mayor HAINA 1 por 35 días. Mantenimiento Mayor PINALITO 1 por 4 días. Mantenimiento Mayor PINALITO 2 por 4 días. Septiembre 2015: Mantenimiento Mayor CESPM 2 por 40 días. Mantenimiento Mayor CESPM 3 por 40 días. Octubre 2015: Mantenimiento Mayor SAN PEDRO VAPOR por 30 días. Mantenimiento Mayor PUERTO PLATA 2 por 30 días. Noviembre 2015: Mantenimiento Mayor TAVERA 2 por 23 días. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 24 de 38

25 4. Propuestas de mejoras realizadas en los Programas de Mediano Plazo del Tabla 14. Propuestas hechas por el OC en los PMP del 2014 PROPUESTAS DE MEJORAS REALIZADAS POR EL ORGANISMO COORDINADOR EN EL PROGRAMA DE MEDIANO PLAZO 2014 No Mes Nombre Propuesto en el Impacto Técnico / PMP Seguridad Impacto económico Aumento de los niveles de confiabilidad y la operación óptima del SENI, mayor flexibilidad en la operación de la zona debido a que con una falla en una de las 1 ENE barras el SENI solo perderá Operación de la Doble Barra una parte de las en la S/E Palamara 138 kv: Ene_Dic 2014 instalaciones. Con la Distribución óptima de los distribución de barras elementos. propuestas por este estudio, se garantiza que ante la salida de cualquiera de ellas cada una de las zonas conectadas a Itabo, se mantendrá conectada a través de la barra sana. 2 FEB 3 MAR Metodología para la Asignación de las Consignas de Tensión para los Generadores. Impacto en el SENI del cambio de topología en la zona DE PUERTO PLATA 138 KV. Feb_ 2014 Ene_ 2015 Mar_ 2014 Feb_ 2015 Aumento de los niveles de calidad y confiabilidad del SENI. Los esquemas de protección de las líneas San Felipe Puerto Plata 2, no permiten obtener una coordinación adecuada de las protecciones, independientemente de si existe o no, la conexión en T planteada por ETED. Para fallas en cualquiera de estas líneas podríamos tener tiempos altos de despejes de fallas y disparos indeseados en El Naranjo y Navarrete 2. Mediante la simulación del despacho económico semanal del SENI, se verificó que el cambio de topología en la zona de Puerto Plata 138 kv desde el punto de vista económico tiene un impacto positivo en cuanto a la reducción del costo total de operación del SENI, debido a que se incrementa la capacidad de flujo de potencia desde esta zona. Los resultados de los casos analizados fueron los siguientes: para el escenario sin el cambio en la zona de Puerto Plata 138 kv, el costo total esperado de operación del sistema resultaría en el monto millones de pesos, mientras que el caso con el cambio de topología arroja un costo total esperado para la operación del sistema de millones de pesos para la semana. La diferencia en los costos totales entre estos escenarios resultó en 4.3 millones de pesos debido mayormente al cambio de la topología mencionada, se muestra un posible ahorro por un aumento de la capacidad máxima de transferencia debida a la aplicación del criterio N-1. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 25 de 38

26 PROPUESTAS DE MEJORAS REALIZADAS POR EL ORGANISMO COORDINADOR EN EL PROGRAMA DE MEDIANO PLAZO 2014 Propuesto en el Impacto Técnico / No Mes Nombre Impacto económico PMP Seguridad 4 ABR Impacto en el SENI del cambio de topología en la zona DE PUERTO PLATA 138 KV Abr_ 2014 Mar_ 2015 Ver mes de marzo Ver mes de marzo 5 MAY Estudio de posicionamiento de taps de los autotransformadores del SENI May_ 2014 Jun_ 2015 Se presentan para su consideración a la ETED, las posiciones de los Taps de los autotransformadores 138 kv/ 69 kv y 345/138 kv que definen los mejores niveles de voltaje del SENI, ante la implementación de la regulación de tensión según la Normativa. 6 JUN 1. Estudio de Posicionamiento de TAPS de Los Autotransformadores del SENI. 2. Impacto en los costos totales de producción con de la entrada de nuevas centrales a oferentes de Regulación Secundaria de Frecuencia. 3. Impacto en las valorizaciones del servicio de regulación secundaria (RSF) con nuevas centrales oferentes del servicio. Jun_ 2014 May_ Se obtuvieron, las posiciones de taps de los autotransformadores 138 kv/69 kv y 345/138 kv que definen los mejores niveles de voltaje del SENI, ante la implementación de la regulación de tensión según la Normativa. 1. Mejoría en la calidad del servicio y reducción en pérdidas de energía en el SENI. 2. El despacho con las nuevas centrales incorporadas al SENI a ofrecer el servicio de RSF, proyecta una reducción significativa en el costo de despacho. 3. Se estima una reducción del costo del servicio de RSF en el orden del 48%. 7 JUL Estudio de Compensación Reactiva de las Cargas del SENI. Jul_ 2014 Jun_ 2015 Para que las cargas del SENI cumplan en el 100% del tiempo con un FP de 0.9, es necesario instalar un total de 83.2 MVAR, distribuidos en estas. Se estima una reducción de un 100%, en el saldo deudor de la demanda del SENI. 8 AGO Estudio de Compensación Reactiva Estática de las Cargas del SENI. Ago_ 2014 Jul_ 2015 Los bancos de capacitores se pueden instalar permanentemente inyectando al SENI, ya que no provocan sobre tensiones en las diferentes PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 26 de 38

27 PROPUESTAS DE MEJORAS REALIZADAS POR EL ORGANISMO COORDINADOR EN EL PROGRAMA DE MEDIANO PLAZO 2014 Propuesto en el Impacto Técnico / No Mes Nombre Impacto económico PMP Seguridad subestaciones del mismo. Se enumeran y/o detallan 9 SEP Sector eléctrico: Barreras para el desarrollo de las energías renovables en República Dominicana (PUCMM EOI) Sep _ 2014 Ago_ 2015 las soluciones principales barreras que para el desarrollo de las energías renovables en República Dominicana. 10 OCT 1. Impacto de la desconexión del autotransformador Barahona Carbón para mantenimiento programado. 2. Habilitación de Nuevas Centrales para la prestación del Servicio de RPF en el SENI. Oct _ 2014 Sep _ Se observan perfiles de voltaje muy bajos para los escenarios de demanda simulados. 2. Considerando la configuración topológica de la zona sur profundo, este mantenimiento podría comprometer la calidad y confiabilidad del suministro de energía en esa zona. 1. Una posible opción técnica que permitiría la realización de mantenimiento sería la instalación de un autotransformador móvil en el periodo de mantenimiento. 11 NOV 1. Resumen Restricciones Operativas Sistema de Transmisión SENI Resumen Estudio de Cortocircuito del SENI 2015 Nov_ 2014 Oct _ Análisis Eléctrico Análisis eléctrico del SENI considerando la salida esperada de enero a febrero 2015 por el mantenimiento mayor de las unidades (AES ANDRES, ITABO 1 y BARAHONA CARBON). Consideraciones: Se realizaron simulaciones para diferentes escenarios de generación, de acuerdo a la demanda mínima, media y máxima pronosticada para este programa de mediano plazo. Los escenarios de generación fueron obtenidos mediantes sorteos de Montecarlo, utilizado los índices de disponibilidad de cada una de las unidades de generación del SENI. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 27 de 38

28 Se simularon 8 escenarios de operación para cada nivel de demanda del SENI. Resultados de las Simulaciones de Flujo de Carga: En las tablas siguientes se muestran los resultados de despacho, voltaje y cargabilidad esperada de los equipos para los escenarios considerados. Unidad/HR. Tabla 15. Resultado de la simulación del despacho prob able de generación. A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X DEMANDA BAJA DEMANDA MEDIA DEMANDA MAXIMA QUILVIO CABRERA JUANCHO LOS COCOS LOS COCOS ITABO AES ANDRES ITABO LOS MINA LOS MINA BARAHONA CARBON METALDOM QUISQUEYA PIMENTEL PIMENTEL PIMENTEL SULTANA DEL ESTE CEPP QUISQUEYA CEPP PALAMARA MONTE RIO LA VEGA ESTRELLA DEL MAR LOS ORIGENES INCA KM EL BERSAL SAN FELIPE CESPM CESPM CESPM HAINA RIO SAN JUAN PUERTO PLATA HAINA HAINA PUERTO PLATA HAINA TG TAVERA JIGUEY AGUACATE RIO BLANCO MONCION LOPEZ ANGOSTURA CONTRA EMBALSE MONCION BAIGUAQUE HATILLO JIMENOA EL SALTO NIZAO NAJAYO LOS ANONES SABANA YEGUA SABANETA LAS DAMAS LOS TOROS PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 28 de 38

29 ANIANA VARGAS ANIANA VARGAS DOMINGO RODRIGUEZ DOMINGO RODRIGUEZ ROSA JULIA DE LA CRUZ MAGUEYAL LAS BARIAS PINALITO PALOMINO Se verifica la alta probabilidad de déficit de generación en caso de no encontrarse disponibles las centrales CESPM 1, 2 y 3 así las centrales como Haina 4, Haina 1 y Haina TG, sumado a esto estaría también la limitada generación hidráulica que hay actualmente debido a la baja disponibilidad de agua. Voltajes promedios esperados VOTAJE PROMEDIOS ESPERADO EN BARRAS 138kV VILLA MELLA LA GALLERA 1.06 NIBAJE 138 METROPOLITANO 138 HERRERA 138 UASD 138 PARAISO ZF SANTIAGO 138 KV ZF SANTIAGO 138 KV Piedra Blanca 138 KV LA ROMANA 138 LOS PRADOS EL SEIBO EMBAJADOR HIGUEY 138 VILLA DUARTE 138 VILLA DUARTE 138 EL BRISAL CESAR NICOLAS PENSON TIMBEQUE BOCA CHICA 138 V min permisible V max permisible DMIN DMED DMAX PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 29 de 38

30 VOTAJE PROMEDIOS EN BARRAS 69kV TAP ACUEDUCT SOSUA PLAYA DORADA ACUEDUCT INAPA SOSUA SABANETA DE YASICA PUERTO PLATA 69 B COMPAÑIA SOSUA ELECTRICA D PUERTO PLATA 69 QUITPE KQ DOMINICANA TAP SODOCAL SODOCAL CABARETE GRUPO MALLA SOL DE PLATA HIELO ALASKA MADRE VIEJA TAP PETROQUIMICA TAP RIERBA RIERBA TAP MALLA GRUPO PETROQUIMICA MERCASID KILOMETRO 10.5 TAP CARREFOUR ARROYO HONDO B ARROYO HONDO V min permisible V max permisible DMIN DMED DMAX Se verifica baja tensión en barras 69kV de zona norte y en la zona del sur profundo producto de la salida para mantenimiento mayor de Barahona carbón. También en la zona de arroyo hondo y áreas aledañas. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 30 de 38

31 Cargabilidad promedio de los equipos en % Cargabilidad promedio en transformadores % de Carga % de Carga % de Carga % de Carga % de Carga Transformador_SAN FELIPE 138 KV Trafo P. Blanca Transformador_HAINA 138/ Transformador_HATILLO TRAFO HERRERA Transformador_PALAMAR A 138 TRAFO INCA Transformador_LAS DAMAS Transformador_ITABO 2 Se verifica posible sobrecarga del transformador de Piedra Blanca, Herrera 138, Inca mayormente en demanda máxima, por inyecciones al SENI. En el caso del transformador de Piedra Blanca la posible sobrecarga está presente en todos los escenarios de demanda. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 31 de 38

32 6. Mandato de la Resolución SIE MEM El acápite tercero del artículo 3, de la resolución SIE MEM establece El OC deberá incorporar en el informe de Programación de la Operación de Mediano Plazo, a contar del informe del mes de octubre 2013, una sección en la cual se presenten todos los casos o situaciones de restricciones en el SENI que puedan surgir dentro del periodo en cuestión con soluciones programables que sean ejecutables en el plazo de un (1) año calendario o más. En el periodo de estudio correspondiente se presentaron las siguientes restricciones: La restricción por consideración del criterio N-1 (flowgate) que resulta activado en un 8% de los casos analizados, es el correspondiente a las líneas Km 15 de Azua - Pizarrete L1 Y L2. Para este caso, las obras planteadas en el plan de expansión de la ETED (Línea 138 kv Pizarrete Km 15 de Azua, 2 circuitos, 2 conductores por fase y Línea 138 kv 15 de Azua-SJM, 2 circuitos, 1 conductor por fase) tienden a resolver las situaciones detectadas. El transformador 230/138 kv de la subestación Piedra Blanca de 250 MVA presenta niveles de sobrecarga de hasta un 141% cuando las centrales Quisqueya 1 y 2 están despachadas a 225 MW c/u y la carga de PVDC se encuentra en 120 MW; esta situación limitará el despacho de las unidades Quisqueya 1 y 2 en un mínimo de 110 MW. El plan de expansión de la ETED, incluye para el año 2014 la subestación Bonao 3-345/230/138 kv, la cual será enlazada a la red 230 kv de PVDC. Para el periodo de estudio esta restricción representa un sobrecosto de 484 millones de pesos. El transformador de 70 MVA de Guanito y las líneas a 69 kv adyacentes, presentan sobrecargas y es necesario limitar el despacho de las unidades de Palomino. El plan de expansión de la ETED incluye para el año 2014 la construcción de la línea Km 15 de Azua San Juan con 2 circuitos y 1 conductor por fase. El transformador de 45 MVA de Barahona Carbón presenta sobrecarga, cuando sube la generación del parque eólico Los Cocos ante el disparo de la línea Cruce de Cabral Km 15 de Azua. En este caso el transformador de Barahona Carbón se dispararía y como consecuencia el SENI perderá a Los Cocos y Barahona Carbón. Como medida de corto plazo puede ser considerada la implementación de un esquema complementario. En esencia una posibilidad de lógica sería la que se explica a continuación: Si por el disparo de la línea Cruce Cabral Km 15 de Azua se sobrecarga el transformador hasta niveles de riesgo, el esquema complementario debe reducir la generación de la central Los Cocos de manera que el autotransformador reduzca su porcentaje de carga. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO ENE_2015 DIC_ 2015 OC-GO-14-IOMP V1 32 de 38