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ENE / JUN2019
SANTO DOMINGO,REPÚBLICA DOMINICANA
» 12% DE ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SEMESTRE ENERO - JUNIO 2019. (P-10)» CASI UN MES DE APAGONES PARA LOS CLIENTES DE EDEESTE. (P-26-27)
CONTINÚAN INCREMENTANDO
RENOVABLESAPORTE A LA MATRIZ
CONSEJO EDITORIAL MANUEL CABRAL F.AMAURY VÁSQUEZ
ROCÍO ARAUJOJULISSA MONTILLA
COLABORACIÓN MEDIÁTICOS CONSULTORES, S.R.L.
E&S: DISEÑO, DIAGRAMACIÓN E INFOGRAFÍAS
JUNTA DIRECTIVA ADIEROBERTO HERRERA, PRESIDENTE ADIE. GERENTE GENERAL CESPM
EDWIN DE LOS SANTOS, PRESIDENTE AES DOMINICANAANTONIO RAMIREZ, GERENTE GENERAL GENERADORA SAN FELIPE
LUIS MEJÍA BRACHE, GERENTE GENERAL EGE HAINADIANA CAMPOS, GERENTE DE NEGOCIOS PALAMARA LA VEGA
ARMANDO RODRIGUEZ, GERENTE GENERAL SEABOARDCARLOS VANEGAS, DIRECTOR DE FINANZAS GERDAU METALDOM
MIGUEL ROBERTO CAMINO, PRESIDENTE CONSORCIO LAESAJUANA BARCELÓ, PRESIDENTA BARRICK PUEBLO VIEJOMANUEL CABRAL F., VICEPRESIDENTE EJECUTIVO ADIE
POR UNA INDUSTRIA ELÉCTRICA MÁS EFICIENTE
EN LA ASOCIACIÓN DOMINICANA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA (ADIE), DESDE 2009, PROMOVEMOS EL DESARROLLO, LA EXPANSIÓN Y EL FORTALECIMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO DENTRO DE UN MARCO ÉTICO DE JUSTA COMPETITIVIDAD.
ANALIZAMOS CONSTANTEMENTE LOS PROBLEMAS QUE AFECTAN LAS ACTIVIDADES DE LOS ACTORES DEL MERCADO ELÉCTRICO DOMINICANO PARA APORTAR SOLUCIONES Y VELAR POR LA ADOPCIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE LAS MEJORES PRÁCTICAS.
PASAR ADELANTE Y CONSTRUIR UN FUTURO SÓLIDO EN EL SECTOR ELÉCTRICO DOMINICANO ES UN OBJETIVO QUE AMERITA DE UN ESFUERZO CONJUNTO ENTRE TODOS LOS QUE NOS SENTIMOS COMPROMETIDOS CON EL DESARROLLO SOSTENIBLE DE NUESTRO PAÍS.
ES POR ELLO, QUE EN ADIE ABRIMOS NUESTRAS PUERTAS A TODOS LOS INTERESADOS EN EL PORVENIR DEL PAÍS EN MATERIA ELÉCTRICA PARA COMPARTIR INFORMACIÓN ÚTIL, APORTAR IDEAS Y PARTICIPAR ACTIVAMENTE EN LAS DISCUSIONES SOBRE LAS POLÍTICAS QUE IMPACTAN NUESTRO SISTEMA ELÉCTRICO.
INFORME
ENERO / JUNIO
2019
1 INTRODUCCIÓN P.4
2 PRINCIPALES INDICADORES DEL SECTOR ELÉCTRICO P.6
2.1 RENOVABLES CONTINÚAN INCREMENTO EN LA MATRIZ DE GENERACIÓN P.8
2.2 OFERTA DE ENERGÍA QUE ESTUVO DISPONIBLE SUPERÓ EN 12% LA DEMANDA ABASTECIDA DEL SISTEMA P.10
2.3 COSTO MARGINAL DE ENERGÍA HISTÓRICO EN EL MERCADO SPOTP.11
2.4 APORTE DE GENERADORES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO (SENI) ENERO-JUNIO 2019 P.14
2.5 INYECCIÓN DE ENERGÍA AL SENI POR TODAS LAS EMPRESAS DEL SISTEMA P.16
2.6 LAS EMPRESAS MIEMBROS DE LA ADIE INYECTARON EL 86% DE LA ENERGÍA EN EL PERÍODO ENERO-JUNIO 2019 P.17
2.7 MATRIZ ENERGÉTICA INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE P.18
2.8 ENERGÍA (GWH) GENERADA MENSUALMENTE POR TODAS LAS CENTRALES DE GENERACIÓN INTERCONECTADAS AL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO (SENI) PRIMER SEMESTRE 2019 P.20
2.9 MERCADO SPOT Y PRECIO MONÓMICO DE GENERACIÓN P.24
2.10 PRECIO MEDIO DE COMPRA VENTA DE ENERGÍA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN CENTAVOS DE DÓLAR POR KWH P.25
2.11 CASI UN MES DE APAGONES PARA LOS CLIENTES DE EDEESTE DURANTE PRIMER SEMESTRE 2019 P.26
2.12 COMPRA DE ENERGÍA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (EDESUR, EDEESTE Y EDENORTE) P.28
2.13 RESUMEN DE LA DEUDA DE LA CDEEE Y EDE A GENERADORAS MIEMBROS DE ADIE EN MILLONES DE DÓLARES P.30
2.14 EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN MANTIENEN NIVELES IMPORTANTES DE PÉRDIDAS P.32
2 CONCLUSIONES P.34
INFORME ENE/JUN 2019P4
Introducción
Al mes de junio 2019, el parque de genera-ción de la República Dominicana presen-ta una matriz diversificada compuesta por diversas tecnologías como ciclos combinados, motores de combustión in-
terna, turbinas de vapor, turbinas de gas, hidroeléctri-cas, eólicas y centrales solar fotovoltaica. Las fuentes primarias que proporcionan la energía para la genera-ción e inyección de electricidad al Sistema Eléctrico Na-cional Interconectado (SENI) son carbón, gas natural, sol, viento, agua, biomasa y derivados del petróleo.
Durante los primeros seis meses del año, la capacidad instalada total del Sistema Eléctrico Nacional Inter-conectado fue de unos 4,341.3 MW. De estos, unos
3,289.1 MW son de origen térmico representando un 75.8% del total general, 318.3 MW son provenientes de centrales eólicas para un 7.3%, 88 MW provenien-tes de centrales solar fotovoltaica representando un 2%, 30 MW con base en biomasa para un 0.7% y final-mente, 616 MW son de origen hídrico representando un 14.2% de la capacidad total instalada.
En el primer semestre de 2019 entraron en operación unos tres parques eólicos en la zona norte y sur del país, todos desarrollados por empresas privadas. Son estos, el parque eólico Agua Clara, ubicado en Monte Cristi, el cuál inyectó energía al SENI por primera vez el día 27 de febrero de 2019. También inició sus opera-ciones el Proyecto Eólico Matafongo, en la provincia
1
INFORME ENE/JUN 2019 P5
Peravia, el cual hizo su primera inyección de energía al SENI el viernes 17 de mayo.
Finalmente, el Parque Eólico del Caribe (PECASA) el cual se encuentra ubicado en Monte Cristi y comen-zó a inyectar energía al SENI el día 9 de mayo de 2019. Para atender la demanda solicitada por Distribuido-ras y Usuarios No Regulados (UNR) de este primer semestre de 2019, en el SENI se generaron 8,243.82 GWh. Esta energía se produjo con siete fuentes pri-marias: sol (1%), biomasa (1.3%), viento (4.6%), agua (6.1%), carbón (16.1%), gas natural (29.3%) y deriva-dos del petróleo (41.6%).
En cuanto a las pérdidas de las empresas de distri-bución, estas se mantienen cercanas al 30%. Esto quiere decir que alrededor de un 30% de la energía que es comprada por estas empresas no llega a re-gistrarse en una factura. Mayormente, esas pérdidas se producen por una ineficiente gestión comercial.
El precio promedio al que las Distribuidoras adqui-rieron la energía que sirvieron fue de 13.9 centavos de dólar por cada kilovatio-hora, mientras que lo vendieron a un precio promedio de 15.64 centavos de dólar por cada kilovatio-hora, obteniendo un margen de venta de 1.74 centavos de dólar.
2Principales indicadores del
sectoreléctrico
PARQUE EÓLICO LARIMAR
INFORME ENE/JUN 2019P8 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Renovables continúan incremento en la matriz de generación
2.1
República Dominicana posee una de las ma-trices de generación eléctrica más diversi-ficadas en compara-
ción con otras de Centroamérica y El Caribe.
Fruto de las inversiones que si-guieron al proceso de capitaliza-
ción, en 4 años se redujo de mane-ra progresiva el protagonismo de los combustibles fósiles dando entrada a otras fuentes y quedan-do una matriz de generación de la siguiente manera: 72% derivados del petróleo; 4% gas natural; 12%, carbón y 12% hidroeléctricas solo en 4 años.
Hoy, casi 20 años después de la capitalización, la energía abasteci-da en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) ha seguido diversificándose como lo demues-tran los porcentajes de las fuentes primarias con las que se está pro-duciendo la electricidad: gas natural 29.3%, carbón 16.1%, derivados de petróleo 41.6%, agua 6.1%, biomasa 1.3%, viento 4.6% y sol 1.0%.
ILUSTRACIÓN 1. MATRIZ DE GENERACIÓN AÑO 2000
88%Derivados
del petróleo
9%Agua
3%Carbón
ILUSTRACIÓN 2. MATRIZ DE GENERACIÓN EN PRIMER SEMESTRE 2019
41.6%Derivados
del petróleo
29.3%Gas
natural
15.38%Carbón
6.1%Agua
4.6%Viento
1.0%Sol
1.3%Biomasa
INFORME ENE/JUN 2019 P9PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
TABLA I. MATRIZ DE GENERACIÓN PRIMER SEMESTRE 2019
Fuente Primaria De Energía Energía (Gwh)AGUA 500.80VIENTO 378.62SOL 78.56BIOMASA 109.00GAS NATURAL 2,416.25CARBÓN 1,327.19DERIVADOS DEL PETRÓLEO 3,433.41TOTAL 8,243.82
República Dominicanaposee una de las matrices
de generacióneléctrica más diversifica-
das en comparacióncon otras de Centroamérica
y El Caribe.
INFORME ENE/JUN 2019P10
Oferta de energía que estuvo disponible superó en 12% la demanda abastecida del sistema
2.2
En múltiples ocasiones hemos planteado que existe suficiente ener-gía disponible para abastecer la demanda
de las distribuidoras de electricidad. En el primer semestre del 2019, la energía disponible superó en un 12% a la demanda abastecida la cual se
En los primeros seis meses del año 2019 la energía que las empresas generadoras estuvieron dispues-tas a producir fue de 9,205.65 GWh quedando por encima de la demanda abastecida en un 12%. En otras pa-labras, las empresas generadoras de electricidad estaban dispuesta a generar un 12% más de energía de la que se le solicitó, pero esta no fue adquirida por las distribuidoras.
l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
refiere a la electricidad que es con-sumida en el sistema. Para este pe-riodo, la electricidad consumida fue de 8,243.82 GWh quedando una re-serva acumulada de 961.83 GWh. La reserva es la oferta de energía que está disponible y no es requerida por el sistema.
ILUSTRACIÓN 3. DISPONIBILIDAD, DEMANDA ABASTECIDA Y RESERVA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO (SENI)
Demanda abastecida (GWh) Total reserva (GWh)Disponibilidad total del sistema (GWh)
ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO
1,5191,363
1,550 1,530 1,635 1,610
1,302 1,2201,373 1,374 1,492 1,482
216 143177 156 143 127
INFORME ENE/JUN 2019 P11
Costo marginal de energía histórico en el mercado spot
2.3
Los costos marginales son uno de los princi-pales indicadores del mercado eléctrico y de su condición de adap-
tación entre oferta y demanda. Este costo marginal de generación (CMG), en términos simples refleja el costo de suministrar una unidad adicional de energía (1 MWh).
El costo marginal de generación depende en gran manera de tres factores fundamentales: el costo del combustible que se utilice para generar esta unidad adicional de energía, las inversiones en el par-que de generación y la operación del sistema eléctrico.
Por ello, es uno de los indicadores importantes para la toma de deci-siones de los actores del sector, pues su análisis y proyección fu-tura revelan las oportunidades del negocio de generación.
Desde 1999 se ha trabajado de manera constante para ampliar la oferta del sector generación y di-versificar la matriz considerable-mente, evolucionando en un par-que cada vez más eficiente. Hoy,
dos décadas después, el sector privado ha instalado más de 2,900 MW de nueva potencia y repoten-ciación con amplia diversificación en los combustibles y tecnologías de generación.
Es por ello que estas inversiones han influido de manera positiva en la reducción del costo de genera-ción. Si observamos la evolución de este costo podemos distinguir las variaciones en cada ciclo de in-versión producto de una serie de factores como la estabilidad nor-mativa, los incentivos correspon-dientes a la instalación de nueva generación a través de otorga-miento de concesiones y contra-tos, y finalmente al cumplimiento de la regla de juego del Mercado Eléctrico Mayorista. Esto, sin lu-gar a duda, ha sido clave para el desarrollo de un parque de gene-ración óptimo en línea con la políti-ca energética del país.
El gráfico y la tabla presentada a continuación describen los costos internacionales del petróleo y la evolución del costo marginal de generación del mercado spot des-de el año 2000 a la fecha.
PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
INFORME ENE/JUN 2019P12 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
ILUSTRACIÓN 4. COSTO MARGINAL DE ENERGÍA EN EL MERCADO SPOT PROMEDIO MENSUAL Y PRECIO DEL PETRÓLEO WTI
Precio petróleo WTI (USD/BbI)
Costo marginal de energía en el Mercado Spot (centavos de dólar/KWh)
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
18.00
20.00
16.00
14.00
12.00
10.00
8.00
6.00
4.00
2.00
ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO
11.112.4
13.7 13.5 14.3 14.0
51.3854.95
58.15
63.8660.83
54.66
TABLA II. COSTO MARGINAL DE ENERGÍA EN EL MERCADO SPOT (CENTAVOS DE DÓLAR/KWH)
Mes 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Ene - 4.89 4.51 6.98 6.23 5.46 7.93 7.10 13.41 7.95 13.18 14.07 17.85 19.44 13.50 10.58 5.75 9.92 9.57 11.11Feb - 4.86 4.30 6.86 6.55 6.61 9.17 7.65 14.08 8.65 15.43 14.79 19.30 20.53 14.71 9.57 5.47 9.80 8.95 12.41Mar - 5.17 4.87 6.94 6.07 5.94 10.22 8.13 14.43 8.64 14.86 17.89 20.35 20.92 14.82 10.08 6.05 9.34 10.79 13.67Abr - 5.26 6.12 6.14 6.34 7.05 7.96 8.30 15.76 8.88 13.70 19.56 19.47 21.01 16.51 9.98 7.01 8.43 10.79 13.47May - 5.43 6.04 5.87 5.72 7.08 9.12 9.72 16.35 9.90 14.37 21.06 19.80 19.87 15.64 10.81 7.17 8.44 12.04 14.29Jun 9.69 6.68 6.37 5.52 7.59 7.19 9.57 9.96 18.47 10.99 13.37 19.78 20.28 17.96 17.06 11.26 8.38 9.07 13.64 14.05Jul 10.33 7.33 5.82 7.46 7.07 7.59 8.76 11.14 20.48 13.19 13.00 20.68 20.21 17.98 18.81 11.26 9.53 8.94 13.79 Ago 10.77 7.57 6.49 7.27 7.11 8.50 9.12 11.45 21.66 13.10 13.97 20.14 18.36 19.96 17.17 9.99 7.66 8.93 13.27 Sep 11.13 8.11 6.51 7.62 7.06 8.81 10.76 10.69 18.57 14.61 14.32 18.56 20.43 19.34 17.02 8.54 8.15 8.81 14.51 Oct 9.83 6.13 6.32 7.27 6.48 9.39 9.66 11.68 17.92 14.44 13.41 19.87 20.56 16.49 17.17 8.71 7.65 9.36 14.03 Nov 9.60 5.22 6.63 6.97 7.67 10.21 8.91 11.98 13.42 14.98 12.24 18.79 19.74 15.79 14.53 7.42 7.40 9.37 15.43 Dic 10.03 4.56 6.26 6.73 6.23 7.72 7.27 11.53 8.43 13.86 12.57 17.89 18.39 13.79 10.77 6.54 7.33 10.32 12.79 Prom 5.9 5.9 5.9 6.8 6.7 7.6 9.0 9.9 16.1 11.6 13.7 18.6 19.6 18.6 15.6 9.6 7.3 9.2 12.5 13.2
Precio Petróleo Wti (Usd/Bbl)
30.4 26.0 26.2 31.1 141.5 56.8 66.3 69.0 99.9 62.0 79.5 95.0 94.2 98.0 92.8 48.8 43.5 52.6 64.94 57.31
INFORME ENE/JUN 2019 P13PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
Las inversioneshan influido de manera positiva en lareducción del costo de generación.
CENTRAL ELÉCTRICA QUISQUEYA
INFORME ENE/JUN 2019P14 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Aporte de generadores del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) ENERO-JUNIO 2019
2.4
El Organismo Coordi-nador (OC-SENI) in-forma los detalles y el aporte energético de cada central de
generación en cumplimiento con la Ley General de Electricidad y normas complementarias. El des-pacho es ejecutado por el Centro de Control de Energía (CCE). En la siguiente tabla se describe el aporte de las centrales de gene-ración al sistema durante el pe-riodo de enero – junio 2019.
INFORME ENE/JUN 2019 P15PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
TABLA III. CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SENI
EMPRESA
POTENCIA INSTALADA (MWCENTRAL
ENERGÍA GENERADA ENERO-JUNIO 2019 (GWH)
TECNOLOGÍA
FUENTE PRIMARIA DE ENERGÍA
AES ANDRÉS AES ANDRÉS CICLO COMBINADO GAS NATURAL 319 881.43SAN FELIPE SAN FELIPE CICLO COMBINADO FUEL # 6 Y #2 185 -CESPM CESPM 3 CICLO COMBINADO FUEL # 2 100 137.02 CESPM 2 CICLO COMBINADO FUEL # 2 100 203.20 CESPM 1 CICLO COMBINADO FUEL # 2 100 215.60CDEEE PUNTA CATALINA 1 TURBINA DE VAPOR CARBÓN 376 239.31 CENTRAL RIO SAN JUAN MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 2 1.9 -CEPP CEPP 1 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 18.7 28.97 CEPP 2 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 58.1 101.77DPP PARQUE ENERGÉTICO CICLO COMBINADO GAS NATURAL 359.3 1,104.41 LOS MINAEGEHID HIDROELÉCTRICAS HIDROELÉCTRICA AGUA 616 500.80GPLV LA VEGA MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 92 295.47 PALAMARA MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 107 314.48EGEHAINA BARAHONA TURBINA DE VAPOR CARBÓN 45.6 206.26 SAN PEDRO VAPOR TURBINA DE VAPOR FUEL # 6 33 - SULTANA DEL ESTE MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 67.6 195.23 QUISQUEYA 2 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 225.3 715.77 HAINA TG TURBINA DE GAS FUEL # 2 103 61.85 PARQUE EÓLICO EÓLICO VIENTO 85.25 118.44 LOS COCOS Y QUILVIO CABRERA PARQUE EÓLICO EÓLICO VIENTO 49.5 102.96 LARIMAR I PARQUE EÓLICO EÓLICO VIENTO 49.5 74.53 LARIMAR II PALENQUE MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 25.6 48.77ITABO ITABO 1 TURBINA DE VAPOR CARBÓN 128 444.96 ITABO 2 TURBINA DE VAPOR CARBÓN 132 436.67 SAN LORENZO 1 TURBINA DE GAS FUEL # 2 34 -LAESA PIMENTEL 1 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 31.6 86.65 PIMENTEL 2 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 28 73.32 PIMENTEL 3 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 51.6 150.16SAN PEDRO SAN PEDRO TURBINA DE VAPOR BIOMASA 30 109.00BIO-ENERGY BIO-ENERGYMONTECRISTI MONTECRISTI SOLAR SOLAR FOTOVOLTAICA SOL 58 53.31SOLARELECTRONIC JRC MONTE PLATA SOLAR SOLAR FOTOVOLTAICA SOL 30 25.25METALDOM METALDOM MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 42 78.61MONTE RÍO BERSAL MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 25 38.41 INCA KM 22 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 15 25.14SEABOARD ESTRELLA DEL MAR 2 CICLO COMBINADO GAS NATURAL 108 430.41LEAR MONTE RÍO MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 100.1 241.18INVESTMENTSPVDC QUISQUEYA 1 MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 225.3 252.37IC POWER DR PARQUE EÓLICO EÓLICO VIENTO 50 54.29 AGUA CLARAPECASA PARQUE EÓLICO EÓLICO VIENTO 50 18.02 GUANILLOGRUPO EÓLICO PARQUE EÓLICO EÓLICO VIENTO 34 10.39DOMINICANO MATAFONGOLOS ORÍGENES LOS ORÍGENES MOTOR DE COMBUSTIÓN FUEL # 6 60.69 169.42 POWER PLANT TOTAL 4,350.6 8,243.82
INFORME ENE/JUN 2019P16 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Inyección de energía al SENI por todas las empresas del sistema
2.5
Las empresas de genera-ción pueden poseer una o más centrales que inyectan energía al Sis-tema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI). Cada central tiene características específicas que influirán en la cantidad de energía que esta produce.
TABLA IV. ENERGÍA GENERADA POR EMPRESA EN GWH
EMPRESA GENERACIÓN ENERO-JUNIO 2019
(GWh)AES DOMINICANA 2,867.47 SAN FELIPE - CESPM 555.83 CDEEE 239.31 CEPP 130.74 EGEHID 500.80 GPLV 609.95 EGE HAINA 1,523.80 LAESA 310.13 METALDOM 78.61 IC POWER DR 54.29 PECASA 18.02 GRUPO EOLICO DOMINICANO 10.39 MONTE RÍO 63.55 SEABOARD 430.41 PVDC 252.37 LOS ORÍGENES 169.42 LEAR INVESTMENTS 241.18 MONTECRISTI SOLAR 53.31 ELECTRONIC JRC 25.25 SAN PEDRO BIO-ENERGY 109.00 TOTAL 8,243.82
ILUSTRACIÓN 5. ENERGÍA GENERADA POR EMPRESA EN PORCENTAJE (%)
1.3%San Pedro Bio-Energy
2.1% Los Orígenes
2.9% Lear Investments
2.9% CDEEE
3.1% PDVC
3.8% Laesa
5.2% Seaboard
0.3% Electronic JRC0.2% San Felipe
0.1% Grupo Eólico
Dominicano
0.8% Monte Río
1% Metaldom
0.6% Montecristi Solar
0.7% IC POWER DR
1.6% CEPP
34.8%AES Dominicana
18.5%EGE Haina7.4%
GPLV
6.7% CESPM
6.1%EGEHID
INFORME ENE/JUN 2019 P17PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
Las empresas miembros de la ADIE inyectaron el 78% de la energía ENERO-JUNIO 2019
2.6
El grupo de empresas generadoras de elec-tricidad socias de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica
generó en el período enero a junio el 78% de la electricidad que consu-mió el país y un 91% si excluimos a la empresa hidroeléctrica que es de propiedad estatal.
Las gráficas detallan cómo cada empresa de generación asociada a la ADIE inyectó energía al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), para alcanzar 7,082.44 GWh en el período enero-junio 2019.
ILUSTRACIÓN 6. ENERGIA GENERADA POR LOS MIEMBROS DE ADIE EN GWH
500 1000 1500 2000 2500 30000
AES DOMINICANA
EGE HAINA
SEABOARD
PVCC
LOS ORÍGENES
ELECTRONIC JRC
CESPM
LAESA
LEAR INVESTMENTS
METALDOM
PECASA
ILUSTRACIÓN 7. ENERGÍA GENERADA EMPRESAS GENERADORAS INTERCONECTADAS AL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
6% EGEHID
3% CDEEE
7% GPLV
1% Monte Río
1% IC Power DR
1% San Pedro Bio-Energy
1% Montecristi Solar
2% CEPP
78%Asociadosa la ADIE
22%Otros
INFORME ENE/JUN 2019P18
Matriz energética instalada por tipo de combustible
2.7
C apacidad instalada total del Sistema Eléctrico Nacional In-terconectado al mes de junio 2019 es de
unos 4,341.3 MW. De estos, unos 3,289.1 MW son de origen conven-cional representando un 75.8% del total general, 318.3 MW son provenientes de centrales eólicas para un 7.3%, 88 MW solar foto-
voltaica que representa un 2.0%, 30 MW provienen de biomasa re-presentando un 0.7% y finalmen-te, 616 MW son de origen hídrico siendo esto un 14.2% de la capaci-dad total instalada.
La siguiente tabla y gráfico descri-ben la potencia instalada interco-nectada al sistema eléctrico nacio-nal por tipo de combustible:
FUENTE PRIMARIA POTENCIADE ENERGÍA (MW)AGUA 616.0VIENTO 318.3SOL 88.0BIOMASA 30.0GAS NATURAL 669.0GAS NATURAL Y FUEL #6 108.0CARBÓN 681.6DERIVADOS DEL PETRÓLEO 1830.5TOTAL 4,341.3
TABLA V. CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE PRIMARIA DE ENERGÍA
l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
ILUSTRACIÓN 8. CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE PRIMARIA DE ENERGÍA
7% Viento
3% Gas natural y Fuel #6
1% Biomasa2% Sol
5%FUEL # 6 Y #2
48%Derivados
del petróleo
16%Carbón
15%Gas natural
14%Hidráulica
28%Fuel # 6
12%Fuel # 2
INFORME ENE/JUN 2019 P19PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
Capacidad instalada totaldel Sistema Eléctrico
Nacional Interconectadoal mes de junio
2019 es de unos 4,341.3.
INFORME ENE/JUN 2019P20 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Energía (GWh) generada por todas las centrales de generación interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) PRIMER SEMESTRE 2019
2.8
PARQUE EÓLICO LOS COCOS
INFORME ENE/JUN 2019 P21PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
TABLA VI. ENERGÍA PRODUCIDA ENERO - JUNIO 2019(GWH), 1GWH = 1,000,000 KWH
EMPRESA CENTRAL ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. TOTALAES ANDRÉS AES ANDRES 166.65 151.76 171.02 89.01 136.02 166.97 881.43SAN FELIPE SAN FELIPE - - - - - - -CESPM CESPM 3 11.76 44.04 47.43 27.10 - 6.69 137.02 CESPM 2 14.44 16.57 50.76 34.74 39.51 47.18 203.20 CESPM 1 13.98 26.72 46.38 42.16 42.40 43.97 215.60CDEEE PUNTA CATALINA 1 - 0.01 10.49 83.68 145.13 - 239.31 CENTRAL RÍO SAN JUAN - - - - - - -CEPP CEPP 1 4.81 2.65 2.96 5.22 7.31 6.02 28.97 CEPP 2 15.06 18.28 17.23 16.06 17.11 18.02 101.77DPP LOS MINA 5 61.27 59.68 79.12 75.46 76.41 71.41 423.35 LOS MINA 6 75.90 70.95 74.73 75.37 76.48 70.77 444.19 LOS MINA 7 67.68 0.75 - 23.40 76.08 68.95 236.87EGEHID HIDROELÉCTRICAS 100.49 80.78 75.72 68.59 72.09 103.14 500.80GPLV LA VEGA 49.07 38.43 50.02 48.88 55.45 53.61 295.47 PALAMARA 63.09 50.27 54.88 47.17 49.96 49.11 314.48EGEHAINA BARAHONA 36.01 32.73 35.21 35.27 35.03 32.00 206.26 SAN PEDRO VAPOR - - - - - - - SULTANA DEL ESTE 27.11 31.57 32.98 31.08 35.48 37.02 195.23 QUISQUEYA 2 123.20 112.60 120.04 112.67 120.99 126.28 715.77 HAINA TG 0.19 0.30 13.07 15.26 24.57 8.45 61.85 PARQUE EÓLICO LOS COCOS 20.98 22.66 15.15 20.28 17.15 22.20 118.44 Y QUILVIO CABRERA PARQUE EÓLICO LARIMAR I 17.07 17.80 13.63 18.27 16.16 20.03 102.96 PARQUE EÓLICO LARIMAR II 12.22 14.21 9.47 12.77 11.32 14.54 74.53 PALENQUE 4.72 7.29 9.14 7.33 9.19 11.11 48.77ITABO ITABO 1 85.68 76.69 47.03 79.98 77.98 77.61 444.96 ITABO 2 77.78 74.11 84.03 81.28 37.26 82.21 436.67 SAN LORENZO 1 - - - - - - -LAESA PIMENTEL 1 13.67 13.34 14.49 13.96 15.31 15.88 86.65 PIMENTEL 2 11.30 11.02 11.23 12.12 13.45 14.20 73.32 PIMENTEL 3 27.99 19.72 26.32 26.13 24.57 25.42 150.16SAN PEDRO SAN PEDRO BIO-ENERGY 19.39 17.71 19.66 18.94 14.35 18.94 109.00BIO-ENERGYMONTECRISTI SOLAR MONTECRISTI SOLAR 8.31 7.76 9.35 9.64 9.02 9.23 53.31ELECTRONIC JRC MONTE PLATA SOLAR 3.89 3.79 4.40 4.42 4.28 4.47 25.25METALDOM METALDOM 13.48 8.75 10.72 12.66 16.05 16.95 78.61MONTE RIO BERSAL 5.06 5.17 6.18 5.84 8.05 8.11 38.41 INCA KM 22 3.23 3.14 4.63 3.34 5.41 5.41 25.14SEABOARD ESTRELLA DEL MAR 2 68.62 68.50 72.66 74.88 71.55 74.19 430.41LEAR INVESTMENTS MONTE RÍO 24.68 44.26 42.30 44.27 45.38 40.30 241.18PVDC QUISQUEYA 1 31.34 38.57 51.80 50.08 38.88 41.70 252.37IC POWER DR PARQUE EÓLICO AGUA CLARA - 0.09 8.12 17.39 13.13 15.58 54.29PECASA PARQUE EÓLICO GUANILLO - - - - 3.84 14.17 18.02GRUPO EOLICO PARQUE EOLICO MATAFONGO - - - - 0.64 9.75 10.39DOMINICANOLOS ORÍGENES LOS ORÍGENES POWER PLANT 22.34 27.59 30.39 28.98 29.32 30.82 169.42
1,302.44 1,220.27 1,372.74 1,373.65 1,492.28 1,482.45 8,243.82
INFORME ENE/JUN 2019P22 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
INFORME ENE/JUN 2019 P23PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
Las empresas distribui-doras participaron en
el mercado spot en una proporción de
52% en compra de energía y 67% de potencia.
INFORME ENE/JUN 2019P24 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Mercado spot y precio monómico de generaciónEMPRESAS DISTRIBUIDORAS PARTICIPARON EN EL MERCADO SPOT EN UNA PROPORCIÓN DE 52% EN COMPRA DE ENERGÍA Y 67% EN DE POTENCIA
2.9
El precio monómico promedio de gene-ración en el mercado spot para el periodo enero-junio 2019 fue
14.8 centavos de dólares por kilo-vatio hora. Este precio representa el costo de la energía y potencia en el mercado spot, el cual es deter-minado a partir de las transaccio-nes económicas del Mercado Eléc-trico Mayorista realizadas por el Organismo Coordinador del Siste-
ma Eléctrico Nacional Interconec-tado, tal como lo establece la Ley General de Electricidad 125-01 y su reglamento de aplicación.
El mercado spot está compuesto por las transacciones de compra y venta de electricidad de corto pla-zo, no basado en contratos a térmi-no y cuyas actividades económicas se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al Costo Marginal de Potencia. La otra for-
ma de adquirir energía es a través del mercado de contratos entre las generadoras y las distribuidoras de electricidad.
En este período, las empresas dis-tribuidoras participaron en el mer-cado spot en una proporción de 52% en compra de energía y 67% de potencia. Del mismo modo par-ticiparon en el mercado de contra-tos con el restante 48% en energía y el 33% en potencia.
ILUSTRACIÓN 9. PRECIO SPOT MONÓMICO [CENTAVOS DE DÓLAR/KWH]
ENER
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FEB
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EEN
ERO
FE
BR
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MA
RZO
AB
RIL
MA
YOJU
NIO
2014 2015 2016 2017 2018 2019
20
1312
87
1011
13
1112
17
16
INFORME ENE/JUN 2019 P25PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
Precio medio de compra venta de energía de las empresas distribuidorasEN CENTAVOS DE DÓLAR POR KWH
2.10
A pesar de las fluctua-ciones de los precios de los combustibles, los precios de venta de las empresas ge-
neradoras a las EDE han manteni-do valores estables a la fecha.
A continuación, presentamos una gráfica que describe el pre-
ILUSTRACIÓN 10. PRECIO MEDIO DE COMPRA A LOS GENERADORES Y VENTA DE ENERGÍA AL CONSUMIDOR DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN CENTAVOS DE DÓLAR POR KWH
Precio medio de compra de energía de las distribuidoras a los generadores (en centavos de dólar por kWh)
Precio medio de venta de energía de distribuidoras a usuarios del servicio (en centavos de dólar por kWh)
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
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MA
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AG
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O
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E
OCT
UB
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NO
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MB
RE
DIC
IEM
BR
E
2016 2017 2018
10
17
1212
1716
10
17
13
1112
1111
1717
17 1717
9
17
10
17
10
17
11
17
11
17
11
17
1
17
11
17
11
17
11
17
11
17
11
17
11
17
12 12 12 12 12 12
16 1616 16 1616
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
2019
MA
YO
JUN
IO
1314 14 14
14 1415
1413
14 14 14 14 14
16 16 16 1616 16
15 15 15 15 15 15 15 15
cio medio de compra de empre-sas distribuidoras a las genera-doras y el precio medio de venta de dichas distribuidoras hacia los consumidores.
INFORME ENE/JUN 2019P26 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Casi un mes de apagones para los clientes de Edeeste DURANTE PRIMER SEMESTRE 2019
2.11
De las empresas de distribución la que registró mayores apagones en el pri-mer semestre de
2019 fue EDEESTE con 330.70 GWh de energía no suministrada lo que representó un 13.1% de energía no ser-vida y lo que se traduce en 3.2 horas promedio de apagones diarios para todos sus usua-rios. Pero si analizamos lo que representan es-tos números a profun-didad veremos que la demanda de EDEESTE fue de 2,517.34 GWh, si este valor lo dividi-mos en 6 meses resul-tara un valor de 419.56 GWh, al comparar este valor con la demanda no servida vemos que esta última es un 80% del consu-mo de un mes o en otras palabras esta demanda no abastecida es equivalente a 23.78 días de apa-gón total en toda la zona de con-cesión de EDEESTE. Por su parte, EDESUR alcanzó 169.19 GWh de apagones lo que
179.68 GWh de energía no sumi-nistrada lo que representó un 8.0% traduciéndose en 1.9 horas de apagones diarias para todos sus usuarios. La demanda de un mes promedio para EDENORTE fue 372.84 GWh por lo que, en
términos de tiempo de in-terrupción esta energía no abastecida es equivalen-te a 32 días de apagón en toda la zona de concesión de EDENORTE.
Cabe destacar que en el análisis de esta demanda no suministrada solo se han considerado los usuarios regulados del servicio eléc-trico, además otro punto a destacar es que las horas de apagones que recibe cada usuario van a depen-der de la clasificación del circuito al que esté conec-
tado, los cuales son catalogados de acuerdo con los niveles de pérdidas y cobranza en A, B, C y D; de manera que los circuitos marcados como A son los que reciben menos apago-nes, mientras que los circuitos D son los que reciben más horas de apagones.
a su vez representó un 6.6% de energía no servida para esta re-gión. Esta situación provocó que en promedio todos los clientes de EDESUR recibieran 1.6 horas de apagones diarias. En este caso
al comparar la demanda no abas-tecida frente al consumo típico de un mes, la demanda no abasteci-da fue 39% del consumo típico de un mes, lo que representa 11.88 días de apagón total en toda la zona de concesión de EDESUR. Finalmente, EDENORTE registró
INFORME ENE/JUN 2019 P27PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
ILUSTRACIÓN 11. ENERGIA NO SUMINISTRADA DESGLOSADA POR REGIÓN
EDESURLA ALTAGRACIALA
ROMANA
EL SEIBOHATOMAYOR
MONTE PLATA
SAMANÁDUARTE
MARÍATRINIDADSANCHEZHERMANAS
MIRABAL
SÁNCHEZ RAMÍREZ
MONSEÑORNOUEL
LA VEGA
SANTIAGO
PUERTOPLATAPUERTO
PLATA
VALVERDE
SANTIAGORODRÍGUEZ
SAN JUAN
ELÍASPIÑA
ESPAILLAT
SAN PEDRO DE MACORÍS
SANTO DOMINGO
SAN CRISTOBAL
PERAVIA
SAN JOSÉ DE OCOA
AZUABAHORUCO
BARAHONA
PEDERNALES
INDEPENDENCIA DISTRITONACIONAL
DAJABÓN
EDEESTE
330.70 GWh,13.1% de la
demanda total, 3.2 horas promedio
de apagones diarios para todos
sus clientes
EDESUR169.19 GWh, 6.6%
de la demanda total
1.6 horas prome-dio de apagones
diarios para todos sus clientes
ED
EN
ORTE
372.84 GWh, 8% de la demanda
total,1.9 horas promedio de apagones diarios
para todos sus clientes
El análisis de esta demandano suministrada solo
se han considerado los usuarios regulados del
servicio eléctrico.
INFORME ENE/JUN 2019P28 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Compra de energía de las empresas distribuidoras (EDESUR, EDEESTE y EDENORTE)CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ABASTECIDA EN ENERO-JUNIO 2019 FUE UN 6%
2.12
La demanda de ener-gía eléctrica de la Re-pública Dominicana tiene un crecimiento típico que de manera
histórica oscila entre el 3% y 4%. Esto se debe a múltiples factores tales como crecimiento vegeta-tivo de la población, crecimiento del PIB, etcétera.
A continuación, presentamos cómo ha sido la evolución de la compra de energía de las empresas distri-buidoras ya que este indicador nos da detalle del comportamiento del abastecimiento de la demanda. La gráfica describe la demanda de energía en gigavatios hora para cada mes del año; es evidente el creci-miento típico en la demanda el cual
fue de 6.6% en promedio en el año 2015 con relación al año 2014. En el año 2016 se registró un crecimiento promedio de 1% con relación al año 2015. En el 2017 el crecimiento con relación a 2016 fue de 4.5%. Para el primer semestre del 2019 se vio un crecimiento de 6% con relación al mismo periodo del 2018.
ILUSTRACIÓN 12. ENERGÍA COMPRADA EDE POR AÑOS
ENERGÍA COMPRADA A GENERADORES 2014 (GWh) ENERGÍA COMPRADA A GENERADORES 2017 (GWh)
ENERGÍA COMPRADA A GENERADORES 2015 (GWh)
ENERGÍA COMPRADA A GENERADORES 2016 (GWh)
ENERGÍA COMPRADA A GENERADORES 2018 (GWh)
ENERGÍA COMPRADA A GENERADORES 2019 (GWh)
ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO
(GW
h)
900
1,000
1,100
1,200
INFORME ENE/JUN 2019 P29PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
La demanda de energíaeléctrica de la República
Dominicana tiene un crecimiento típico que de manera histórica oscila entre el 3% y 4%.
INFORME ENE/JUN 2019P30 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Resumen de la deuda de la CDEEE y EDE a generadoras miembros de ADIE477 MILLONES DE DÓLARES VALOR PROMEDIO MENSUAL DURANTE EL PERÍODO ENERO – JUNIO 2019
2.13
A continuación, se pre-senta un resumen gráfico del estado deuda de la CDEEE y las EDE a las em-
presas generadoras asociadas a la ADIE. En estos gráficos se puede apreciar que el valor pro-medio mensual adeudado para los primeros seis meses del 2019 fue 477 millones de dólares. El mes donde se apreció la deuda más
alta fue febrero con 715 millones de dólares. Las gráficas muestran los estados por empresa deudora ya que cada una presenta una rea-lidad diferente.
Gran parte de la sostenibilidad financiera del sistema eléctri-co descansa en la honra de los compromisos de pago de mane-ra oportuna en toda la cadena de valor. Sin embargo, la deuda por
compra de electricidad de las EDE y CDEEE ha mantenido valores importantes durante los primeros seis meses del 2019.
Para más detalles del estado de deuda de las EDE y CDEEE con las empresas generadoras asociadas a la ADIE puede visitar nuestro sitio web www.adie.org.do donde se en-cuentra una tabla con el dato com-pleto de los valores adeudados.
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
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RIL
MA
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O
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O
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O
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RE
DIC
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BR
E
2017 2018
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
2019
MA
YO
JUN
IOILUSTRACIÓN 13. RESUMEN DEUDAS DE LA CDEEE Y EDE A GENERAD ORAS MIEMBROS DE ADIE EN MILLONES DE DÓLARES
255 274
208 229260 261
279 307 315
100
153193
240 243219
259 269304
267315
385
443472
570
627
715
314359
388
462
INFORME ENE/JUN 2019 P31PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
ILUSTRACIÓN 15. RESUMEN DEUDAS DE EDESUR A GENERADORAS MIEMBROS DE ADIE EN MILLONES DE DÓLARES
EDEESTE EDEESTE EDEESTEEDEESTE EDEESTE EDEESTE
ENERO MARZO MAYOFEBRERO ABRIL JUNIO
236
73 78
268
76
99
ILUSTRACIÓN 14. RESUMEN DEUDAS DE EDEESTE A GENERADORAS MIEMBROS DE ADIE EN MILLONES DE DÓLARES
CDEEE CDEEE CDEEECDEEE CDEEE CDEEE
ENERO MARZO MAYOFEBRERO ABRIL JUNIO
172
146
200194
173
236
ILUSTRACIÓN 16. RESUMEN DEUDAS DE LA CDEEE A GENERADORAS MIEMBROS DE ADIE EN MILLONES DE DÓLARES
EDESUR EDESUR EDESUREDESUR EDESUR EDESUR
ENERO MARZO MAYOFEBRERO ABRIL JUNIO
107
47
75
123
70
83
ILUSTRACIÓN 17. RESUMEN DEUDAS DE EDENORTE A GENERADORAS MIEMBROS DE ADIE EN MILLONES DE DÓLARES
EDENORTE
ENERO MARZO MAYOFEBRERO ABRIL JUNIO
111
49
34
130
4044
EDENORTE EDENORTE EDENORTE EDENORTE EDENORTE
INFORME ENE/JUN 2019P32 l PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO
Empresas de Distribución mantienen niveles importantes de pérdidasEL NIVEL DE COBRANZA CON RESPECTO A LA ENERGÍA FACTURADA EN EL PRIMER SEMESTRE 2019 FUE DE UN 95% PROMEDIO, SIN EMBARGO, LAS EDE PERDIERON 27% DE LA ENERGÍA QUE FACTURARON
2.14
En los primeros seis meses del 20191 el precio promedio al que las empresas distribuidoras adqui-
rieron la energía que sirvieron fue de 13.90 centavos de dólar por cada kilovatio hora, mientras que lo facturaron a un precio prome-dio de 15.64 centavos de dólar por kilovatio hora, resultando del ejer-cicio un margen de venta para las
FULANITO DE TALASESOR ECONÓMICO DE LA ENTIDAD
empresas distribuidoras de 1.74 centavos de dólar por cada kilova-tio hora vendido.
De acuerdo con informaciones suministradas por la Corporación Dominicana de Empresas Eléc-tricas Estatales (CDEEE), para el primer semestre de 2019, las pérdidas cerraron en promedio en 27% lo que representó una dismi-nución de 2% si las comparamos con el mismo periodo del año 2018 cuando cerraron en 29%. Hay que destacar que las tres EDE en pro-
medio han bajado los niveles de pérdidas con respecto al 2018, pero cada una de estas empresas tiene realidades diferentes; tal es el caso de EDEESTE la cual man-tuvo las pérdidas en 36% en pro-medio durante los primeros seis meses del 2019.
Las pérdidas de las empresas dis-tribuidoras se mantienen pese a que el nivel de cobranza con res-pecto a la energía facturada es alto (95% promedio). Sin embargo, perdieron 27% de la energía que facturaron.
(1): Estos datos se obtienen de los informes publicados por la CDEEE.
INFORME ENE/JUN 2019 P33PRINCIPALESINDICADORESDELSECTORELÉCTRICO l
(2): Estos datos se obtienen de los informes publicados por la CDEEE.
TABLA VII. PRINCIPALES INDICADORES DE DESEMPEÑO DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMEROS SEIS MESES DE 20192
INDICADORESEMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
PERDIDAS DE DISTRIBUCIÓN 27% 21% 28% 27% 31% 27%
Edenorte 20% 14% 28% 23% 25% 20%
Edesur 21% 18% 25% 19% 26% 22%
Edeeste 38% 29% 30% 39% 41% 39%
PRECIOMEDIO DE COMPRA DE ENERGÍA 13.20 14.10 14.24 13.88 13.73 14.23(CENTAVOS DE DÓLAR POR KWH)
Edenorte 13.68 14.54 14.37 14.10 13.79 14.44
Edesur 12.88 13.46 13.49 13.21 13.04 13.50
Edeeste 13.13 14.36 14.91 14.39 14.41 14.82
PRECIOMEDIO DE VENTA DE ENERGÍA 15.70 15.52 15.47 15.69 15.65 15.80(CENTAVOS DE DÓLARPORKWH)
Edenorte 15.30 15.20 15.19 15.57 15.26 15.31
Edesur 16.66 16.57 16.30 16.32 16.36 16.50
Edeeste 14.97 14.68 14.78 14.98 15.15 15.42
MARGENDE GANANCIAVENTADE ENERGÍA 2.50 1.42 1.23 1.81 1.92 1.57(CENTAVOS DE DÓLARPOR KWH)
Edenorte 1.62 0.66 0.82 1.47 1.48 0.86
Edesur 3.78 3.10 2.81 3.11 3.31 3.00
Edeeste 1.84 0.32 -0.13 0.59 0.74 0.60
COBRANZAS (%) 90.3% 89.3% 98.7% 96.7% 102.1% 93.3%
Edenorte 92.3% 94.3% 104.7% 89.3% 102.3% 92.0%
Edesur 91.4% 90.4% 100.3% 90.3% 101.7% 94.3%
Edeeste 87.0% 83.6% 91.8% 113.7% 102.3% 93.2%
INFORME ENE/JUN 2019P34
3
ConclusionesLa entrega del servicio de energía sigue
siendo el reto para las empresas dis-tribuidoras de electricidad, a pesar de que en el primer semestre de 2019 la energía disponible superó en un 12% a
la demanda abastecida.
La sostenibilidad financiera de las EDE continúa con grandes oportunidades de mejoras. Las pér-didas de energía de las empresas distribuidoras cerraron en promedio en 27% lo que representó una disminución de 2% si la comparamos con el mismo periodo del año 2018 cuando cerraron en 29%. Hay que destacar que las tres EDE en prome-
dio han bajado los niveles de perdidas con respec-to al 2018, pero cada una de estas empresas tiene realidades diferentes como es el caso de EDEESTE la cual mantuvo las pérdidas en 36% promedio en estos primeros seis meses del 2019.
Por ello, concluimos que el reto continúa siendo la gestión y eficiencia de la distribución de la energía. Este es uno de los pendientes más críticos que tiene el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para caminar hacia su desarrollo y madurez completa y poder así abordar temas de cara al futuro para que todos recibamos una energía asequible, segura, sostenible y adecuada a los nuevos tiempos.
INFORME ENE/JUN 2019 P35
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