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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.


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


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


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


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


Las inversioneshan influido de manera positiva en lareducción del costo de generación.

CENTRAL ELÉCTRICA QUISQUEYA


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.


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


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


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


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


Capacidad instalada totaldel Sistema Eléctrico

Nacional Interconectadoal mes de junio

2019 es de unos 4,341.3.


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


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


Las empresas distribui-doras participaron en

el mercado spot en una proporción de

52% en compra de energía y 67% de potencia.


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

O

FEB

RER

OM

AR

ZOA

BR

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JUN

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O

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NO

VIE

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BR

EEN

ERO

FE

BR

ERO

MA

RZO

AB

RIL

MA

YOJU

NIO

2014 2015 2016 2017 2018 2019

20

1312

87

1011

13

1112

17

16


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

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O

MA

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ENER

O

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OCT

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NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E

2016 2017 2018

10

17

1212

1716

10

17

13

1112

1111

1717

17 1717

9

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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.


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


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.


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)





(GW

h)

900

1,000

1,100

1,200


La demanda de energíaeléctrica de la República

Dominicana tiene un crecimiento típico que de manera histórica oscila entre el 3% y 4%.


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

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OCT

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NO

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IEM

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


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


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


107

47

75

123

70

83

ILUSTRACIÓN 17. RESUMEN DEUDAS DE EDENORTE A GENERADORAS MIEMBROS DE ADIE EN MILLONES DE DÓLARES

EDENORTE


111

49

34

130

4044

EDENORTE EDENORTE EDENORTE EDENORTE EDENORTE


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.


(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%


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.

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