Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
PROYECTO CARBÓN 1200 Mw
COMITE DE GESTION DE GENERACION, CDEEE
ENERO, 2005
PROYECTO CARBÓN 1200 Mw
ELABORADO POR: COMITÉ DE GESTIÓN DE GENERACIÓN, CDEEE Dirección y Revisión ING. RADHAMES SEGURA Coordinador ING. JOSÉ LUIS MORENO SAN JUAN Miembros ING. JUAN VÁSQUEZ ING. OSCAR LAMARCHE ING. CRISTÓBAL ROMÁN ING. ALBERTO WHITE ING. LEOCADIO LEBRÓN ING. MANUEL PEREZ ING. MARIO LEONEL PEÑA ING. SAMUEL LÓPEZ ING. DIGSON MÁRQUEZ COLABORADORES Ing. Huáscar Martínez Ing. Daysi Aguasvivas Lic. Federico Núñez Ing. Enrique Román
5
INDICE
Pag. Introducción………………………………………………………….……………………… 1 PRIMERA PARTE: DEMANDA DE ENERGÍA Y DE POTENCIA Tema 1: Demanda Histórica
1.1- Energía Generada……………………………………………………………. 4 1.2- Demanda Insatisfecha……………………………………………………….. 7 1.3- Demanda Total de Energía Estimada………………………………………... 13
SEGUNDA PARTE: INDICADORES Y CORRELACIONES HISTÓRICAS MACROECONÓMICAS Y SOCIALES Tema 2: Indicadores Históricos Macroeconómicos y Sociales 2.1- Precio Medio Ponderado de la Energía al Consumidor………………….……. 21 2.2- Tasa de Cambio ……………………………………………………………..… 23 2.3- Tasa de Inflación……………………………………………………………..… 25 2.4- Tasa de Crecimiento del Producto Interno Bruto……………………………… 27 2.5- Producto Interno Bruto Per Capita…………………………………………….. 28 2.6- Precios de los Combustibles…………………………………………………… 29 2.7- Crecimiento Poblacional………………………………………………………. 31 Tema 3: Correlaciones Históricas…………………………………………………………… 33 TERCERA PARTE: DEMANDA PROYECTADA Tema 4: Demanda Proyectada 4.1- Datos Históricos y Supuestos…………………………………………………... 39 4.2- Tasa de Crecimiento de la Demanda 2005-2015……………………………….. 41 Tema 5: Proyección de los Costos de Generación
6
5.1- Costos Marginales………………………………………………………………. 44 5.2- Costos Combustible Marginal e Indexación……………………………………. 46 CUARTA PARTE: OFERTA DE ENERGÍA Tema 6: Oferta de Energía 6.1- Composición de la Oferta Actual………………………………………………. 53 6.2- Oferta Proyectada y Costos……………………………………………………. 55 6.3- Evaluación de las Ofertas………………………………………………………. 60 6.4- Selección de una Nueva Generación para Cubrir la Demanda…………………. 61 QUINTA PARTE: EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD DEL PROYECTO CARBÓN 1,200 MW Tema 7: Evaluación de la Factibilidad del Proyecto Carbón 1,200 Mw 7.1- Comparación de las Plantas Propuestas con Otras Similares……………………. 66 7.2- Costo de Generación y Precio de Venta………………………………………… 71 7.3- Confiabilidad…………………………………………………………………….. 72 7.4- Puesta en Servicio ………………………………………………………………. 72 7.5- Factibilidad Técnica…………………………………………………………….. 73 7.6- Factibilidad Económica………………………………………………………….. 74 SEXTA PARTE: DESCRIPCIÓN PROYECTO CARBÓN 1,200 MW Tema 8: Descripción Proyecto Carbón 1,200 Mw 8.1- Descripción de las Plantas………………………………………………………84 8.2- Impacto Ambiental …………………………………………………………….. 84 8.2.1- Descripción del Impacto al Medio Ambiente…………………………………. 88 8.2.2- Consideraciones Generales para el Estudio del Impacto Ambiental del Proyecto 91
7
8.3- Impacto Socio Económico 8 3.1- Inversión ………………………………………………………………………. 93 8.3.2- Equipos y Materiales…………………………………………………………… 93 8.3.3- Costos Asociados a la Ubicación ……………………………………………… 94 8.3.4- Generación de Empleos………………………………………………………… 94 8.3.5- Precio de la Energía Eléctrica al Consumidor …………………………………. 94 8.3.6- Ahorro de Divisas………………………………………………………………. 95 8.3.7- Desarrollo Regional ……………………………………………………………. 95 Tema 9: Interconexión a la Red de Transmisión……………………………………………… 97 SÉPTIMA PARTE: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXO I: Estudio Complementario del Impacto Económico de las Plantas Pepillo Salcedo (PPS), Monte Cristo y Puerto Viejo, Azua. ANEXO II: Proyecto
1. Datos básicos de tres unidades de 700 Mw ( 3 x 750), a carbón, instaladas en Malasia. 2. Plano de la Mensura Catastral donde se instalará la Planta Pepillo Salcedo. 3. Fotografía Aérea del Lugar de la Ubicación 4. Carta de Autorización del Terreno.
ANEXO III: Estudio del Comportamiento del Sistema de Transmisión con la Conexión de las Plantas Preparado por la Empresa de Transmisión Dominicana (ETED).
INTRODUCCIÓN
El Gobierno que encabeza el Excelentísimo Señor Presidente de la República, Dr. Leonel
Fernández, tiene como objetivo central procurar que el país reciba un servicio de electricidad en
cantidad suficiente, con la calidad necesaria y a precio razonable.
8
Para alcanzar este objetivo, el gobierno está dispuesto a tomar todas las medidas que se
consideren necesarias y el Proyecto Carbón 1200 Mw está dentro de ese contexto.
El Proyecto Carbón 1200 Mw es una propuesta que ha presentado la firma Westmont Power a la
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), a los fines de instalar y
operar en el país dos plantas de 600 Mw de capacidad nominal cada una, accionadas con carbón
mineral como combustible.
Antes de entrar en consideraciones sobre la indicada propuesta, primero se debe determinar sí
esta nueva generación será necesaria en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
Esta necesidad puede estar basada en:
a. Cubrir el crecimiento de la demanda;
b. Desplazar generación existente por razones de costo y confiabilidad;
c. Una combinación de crecimiento de la demanda, costos y confiabilidad.
Aún cuando el Proyecto sea necesario en cuanto a la cantidad de generación, costos y
confiabilidad; es también necesario determinar, si las plantas pueden ser despachadas sin
producir perturbaciones en la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
Una especial atención deberá tenerse para garantizar que el Proyecto pueda cumplir con las
normas ambientales que sean requeridas por la Secretaría de Estado de Medio Ambiente y
Recursos Naturales.
Aunque el interés particular de la CDEEE debe estar supeditado al interés nacional, es
conveniente ponderar los resultados económicos que resultarían de esta operación y que podrían
servirle para afrontar la difícil situación financiera en que se encuentra.
En definitiva, el Proyecto Carbón 1200 Mw será ponderado en este estudio en todos los aspectos
que hemos descrito, a los fines de determinar su conveniencia para el país y para la CDEEE.
9
10
PRIMERA PARTE
DEMANDA DE ENERGIA Y DE POTENCIA
11
1. DEMANDA HISTORICA
Como soporte para la proyección de energía y potencia del presente estudio evaluaremos la
demanda histórica del sistema, tomando como base la energía generada, insatisfecha y estimada,
así como la potencia abastecida y el déficit de la misma. Para realizar el estudio se consideró el
periodo 1990-2004.
1.1.- ENERGIA GENERADA
La energía generada durante el periodo 1990-2004 se muestra en el gráfico No.1.1, como se
puede apreciar registró un crecimiento promedio anual de 10.39%.
Gráfico No. 1.1
ENERGIA GENERADA
0.000
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
GW
h
ENERGIA GENERADA 3.121 3.457 4.564 5.353 5.653 5.478 6.615 7.236 7.693 9.049 9.522 9.434 10.109 10.386 8.867
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
En los periodos 1991-1993 y 1998-1999, cuando hubo mayor generación, la demanda creció
por encima de un 16%. En cambio en el año 2004 hubo un decrecimiento en el suministro de
energía, debido a racionamiento por problemas relativos a la sostenibilidad económica del
Sistema.
12
El gráfico No1.2 muestra la energía generada por mes para el año 2004. Como se puede
apreciar, a partir del mes de Mayo hubo una disminución en la generación de energía,
motivada por racionamiento basado en razones económicas, por lo que el año 2004 debe
considerarse como un año atípico.
Gráfico No.1.2
ENERGIA GENERADA AÑO 2004
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
GW
h
Generada 797 610 847 846 908 680 598 698 662 746 693 735
ENERO FEB. MAR. ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
13
El gráfico No. 1.3 muestra la potencia abastecida en el periodo 1990-2004.
Gráfico No.1.3
POTENCIA ABASTECIDA
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
MW
DEMANDA DE POTENCIA ABASTECIDA, MW 620 689 835 927 969 968 1,168 1,261 1,363 1,486 1,797 1,760 1,766 1,664 1,478
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
En el periodo 1990-1995 la demanda de potencia abastecida creció en un 9.35%, del 1995 al
2000 la demanda de potencia abastecida creció en un 14.27% y del 2000 al 2004 decreció en un
3.55%, a pesar de haber entrado nuevas plantas de generación como Cogentrix con 300 Mw,
AES Andrés con 300 Mw, La Sultana del Este con 150 Mw y Barahona Carbón con 40 Mw,
entre otras.
Este decrecimiento se debió fundamentalmente a problemas de tipo económico, que limitaron la
energía suplida y por ende la potencia máxima demandada. Es de esperarse que con una
recuperación económica, la potencia abastecida alcance un incremento similar al periodo 1990-
2000.
14
El gráfico No.1.4 muestra la potencia abastecida del año 2004. La tendencia seguida por la
potencia abastecida es similar a la de la energía generada, por las mismas causas señaladas para
el caso de la energía.
Gráfico No.1.4
POTENCIA ABASTECIDA AÑO 2004
1,200
1,300
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
MW
ABASTECIDA 1,657 1,555 1,621 1,645 1,695 1,346 1,294 1,556 1,548 1,428 1,486 1,577
ENERO FEB. MAR. ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
1.2.- DEMANDA INSATISFECHA
La demanda insatisfecha, mostrada en el gráfico No.1.5, ha variado desde un mínimo de 2,167
GWh, en el año 1990, hasta un máximo de 4,058 GWh, en el año 2004. Como se puede observar,
en el periodo 1993-1997 se registra la menor demanda insatisfecha, mientras que en el año 2004
se registró la mayor demanda insatisfecha, debido a la restricción de la oferta por razones
económicas.
15
El periodo de menor demanda insatisfecha coincidió con un incremento de la oferta de
generación, al entrar en servicio las centrales Smith & Enron y Los Mina V y VI. En este periodo
la demanda insatisfecha representa 21.58% de la energía generada.
A pesar de que en el periodo 1996-2000 ingresaron al sistema más de 300 Mw, hubo un aumento
en la demanda de energía insatisfecha, debido al crecimiento económico registrado en ese
periodo, el cual incrementó la demanda por encima de lo proyectado. En este periodo la demanda
insatisfecha representó 20.3% de la energía generada, algo menor que en el periodo 1993-1997,
en términos porcentuales.
Gráfico No. 1.5
DEMANDA DE ENERGÍA INSATISFECHA
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
GW
h
DEMANDA INSATISFECHA 2,167 2,333 1,333 833 900 1,167 917 933 2,189 1,844 2,263 1,848 1,668 1,646 4,059
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Dentro de lo que constituye la demanda insatisfecha se debe tomar en cuenta los sectores
desconectados del sistema, debido a los altos precios de la energía y a la falta de confiabilidad y
calidad de la misma. En término de potencia, los consumidores desconectados representan el
22% de la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Si el SENI
fuese capaz de garantizar energía a precio razonable, con confiabilidad y calidad, una buena
parte de estos consumidores retornarían a ser usuarios del mismo, incrementando
16
sustancialmente la demanda en los primeros años, luego de normalizada la situación del SENI en
los términos antes señalados.
Esta situación debe ser tomada en cuenta al momento de proyectar la demanda de potencia y
energía en el corto plazo.
De lo anterior podemos deducir que se podría esperar un crecimiento anormal de la demanda por
encima de la media histórica en los primeros años, si los costos de abastecimientos del sistema
en la base de la generación se reducen por la entrada de plantas de mínimos costos de
producción.
Por otro lado, dentro de la demanda insatisfecha se debe de considerar los sectores de la
población que no son abastecidos de energía eléctrica, debido a que las redes eléctricas aún no
han llegado a las zonas donde habitan, que en término de la demanda total de energía representa
alrededor de un 5%.
Como colofón de lo antes mencionado, se presenta en el gráfico No. 1.6 la demanda de energía
insatisfecha del año 2004, la cual registra un aumento, causado por restricciones en la oferta,
originada por razones económicas debido a la imposibilidad de pago de las empresas
distribuidoras a las empresas de generación. La imposibilidad de pago se ha visto agravada por
los altos costos de abastecimiento de las empresas distribuidoras.
17
Gráfico No. 1.6
ENERGIA INSATISFECHA AÑO 2004
0
100
200
300
400
500
600
GW
h
INSATISFECHA 228 361 215 220 179 395 525 427 424 410 384 335
ENERO FEB. MAR. ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
En este gráfico se puede observar que para la 1ra. Quincena del mes de Mayo, se registró la
menor demanda insatisfecha del año, la cual coincide con la celebración de las Elecciones
Presidenciales. Sin embargo, para el mes de Julio se registra la mayor demanda insatisfecha
coincidiendo con el traspaso de Gobierno, este evento se le puede achacar a las tradicionales
presiones de los agentes del mercado para asegurar pagos sobre deudas a última hora, algo que
también ocurrió en el periodo de transición año 2000.
A partir de Agosto se puede observar una disminución de la demanda insatisfecha, producto de la
planificación y acuerdos de pagos, ligados a un programa de racionamiento, donde se establece
un techo para la cantidad de energía a generar por mes, lo cual ha producido al menos una
estabilidad en la demanda insatisfecha, con tendencia a la baja, en la medida que se mejora la
gestión de cobros de las empresas de distribución.
18
En el gráfico No. 1.7 se presenta el comportamiento de la demanda de potencia insatisfecha, del
periodo 1990-2004. La demanda de potencia insatisfecha ha oscilado entre 350 Mw en el 1998
hasta 461 Mw en el 2004, lo que demuestra que siempre se ha operado el sistema con una oferta
efectiva menor que la demanda, por diversas razones, que van desde la carencia de capacidad
instalada a capacidad instalada indisponible por razones técnicas y económicas.
Gráfico No. 1.7
DEMANDA DE POTENCIA INSATISFECHA
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
MW
DEMANDA DE POTENCIA INSATISFECHA, MW 350 300 250 180 200 325 210 160 100 180 187 255 312 168 461
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
19
En el gráfico No. 1.8, muestra la potencia insatisfecha del año 2004, se aprecia un
comportamiento similar al de la energía insatisfecha para el mismo año, motivada por las mismas
razones expuestas.
Gráfico No. 1.8
POTENCIA INSATISFECHA AÑO 2004
0
100
200
300
400
500
600
700
800
MW
NO ABASTECIDA 267 379 318 324 291 675 716 463 494 667 568 480
ENERO FEB. MAR. ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
20
1.3.- DEMANDA TOTAL DE ENERGIA ESTIMADA
La demanda total de energía estimada por el despacho de carga de la CDE y el Organismo
Coordinador, para el periodo 1990-1999 y 2000-2004, respectivamente, fue de 8,843 GWh
promedio, alcanzando 12,926 GWh en el año 2004, como se puede ver en el gráfico No. 1.9. En
el periodo 1997-2000 se observa una tasa de crecimiento promedio estimada de un 11%. Era de
esperarse que con la recuperación de la economía en este periodo, se retomara la tasa de
crecimiento de la demanda. Para el año 2001 hubo una discontinuidad, producto de un
decrecimiento, para el periodo 2001-2004 se continúa la tendencia del crecimiento, pero con una
tasa inferior promedio de un 3.6%, la cual podemos relacionarla con la paralización del
crecimiento económico del país.
Gráfico No. 1.9
DEMANDA DE ENERGIA ESTIMADA
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
GW
h
ESTIMADA 5,288 5,791 5,897 6,186 6,553 6,644 7,532 8,169 9,882 10,893 11,785 11,282 11,777 12,032 12,926
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
21
En el gráfico No. 1.10 se muestra una combinación de las demandas de energía estimada,
generada e insatisfecha en el periodo 1990-2004. Durante este periodo, como se puede apreciar,
la demanda estimada nunca fue satisfecha.
Gráfico No. 1.10
DEMANDA DE ENERGIA
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
GW
h
ESTIMADA 5,288 5,791 5,897 6,186 6,553 6,644 7,532 8,169 9,882 10,893 11,785 11,282 11,777 12,032 12,926
GENERADA 3,121 3,457 4,564 5,353 5,653 5,478 6,615 7,236 7,693 9,049 9,522 9,434 10,109 10,386 8,867
INSATISFECHA 2,167 2,333 1,333 833 900 1,167 917 933 2,189 1,844 2,263 1,848 1,668 1,646 4,059
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
22
Al analizar los resultados mostrados en el gráfico No. 1.11, correspondiente al año 2004, se
aprecia que a partir del mes de Mayo, se registra una disminución en la energía generada y por
ende un incremento en la demanda insatisfecha, debido al racionamiento programado por
razones económicas.
Gráfico No. 1.11
ENERGIA AÑO 2004
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
GW
h
ESTIMADA 1,025 972 1,062 1,066 1,087 1,075 1,123 1,130 1,085 1,156 1,076 1,070
GENERADA 797 610 847 846 908 680 598 698 662 746 693 735
INSATISFECHA 228 361 215 220 179 395 525 427 424 410 384 335
ENERO FEB. MAR. ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
23
La demanda de potencia estimada, como se aprecia en el gráfico No. 1.12, muestra un
comportamiento similar al comportamiento de la energía estimada para el mismo periodo.
Gráfico No. 1.12
DEMANDA DE POTENCIA ESTIMADA
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
MW
DEMANDA DE POTENCIA ESTIMADA, MW 970 989 1,085 1,107 1,169 1,293 1,378 1,421 1,463 1,666 1,984 2,015 2,078 1,832 1,889
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
24
Al igual que la demanda de energía, la potencia abastecida se acercó a la potencia estimada
en los años 1993-1994 y 1996-1998, que fueron años de auge económico en el país; sin
embargo, en el año 2003, a pesar de la crisis económica, también hubo ese acercamiento. La
demanda promedio de potencia insatisfecha para este periodo, fue de 243 Mw, lo que
significa que en los últimos 15 años la demanda estimada nunca ha sido satisfecha, como se
muestra en el gráfico No. 1.13.
Gráfico No. 1.13 DEMANDA DE POTENCIA
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
MW
DEMANDA DE POTENCIA ESTIMADA, MW 970 989 1,085 1,107 1,169 1,293 1,378 1,421 1,463 1,666 1,984 2,015 2,078 1,832 1,889
DEMANDA DE POTENCIA ABASTECIDA, MW 620 689 835 927 969 968 1,168 1,261 1,363 1,486 1,797 1,760 1,766 1,664 1,428
DEMANDA DE POTENCIA INSATISFECHA, MW 350 300 250 180 200 325 210 160 100 180 187 255 312 168 461
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
25
La potencia insatisfecha para el año 2004, mostrada en el gráfico No. 1.14, registra el mismo comportamiento
que el de la energía en el mismo año, en particular en los meses de Junio y Julio.
Gráfico No. 1.14
POTENCIA INSATISFECHA AÑO 2004
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
MW
ESTIMADA 1,924 1,934 1,939 1,955 1,957 2,020 2,013 2,020 2,043 2,115 2,055 2,057
ABASTECIDA 1,657 1,555 1,621 1,645 1,695 1,346 1,294 1,556 1,548 1,428 1,486 1,577
INSATISFECHA 267 379 318 324 291 675 716 463 494 667 568 480
ENERO FEB. MAR. ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
26
SEGUNDA PARTE
INDICADORES Y CORRELACIONES HISTORICOS
MACROECONOMICOS Y SOCIALES
27
2. INDICADORES HISTORICOS MACROECONOMICOS Y SOCIALES La demanda de energía está ligada íntimamente a los requerimientos del desarrollo económico
de una nación. Sin embargo, también cumple una función de desarrollo social, de manera que la
calidad de vida en cualquier sociedad moderna se relaciona con el acceso al suministro de
energía eléctrica.
En los albores del siglo XX se ha considerado el suministro de energía como un servicio de
utilidad pública, concepto éste que no se ha variado, manteniendo su vigencia en los inicios del
siglo XXI. Aún cuando la producción de energía es una actividad comercial no puede verse
desligada de su función social, siendo una responsabilidad del Estado garantizar un suministro
adecuado de este servicio público, en consecuencia pasaremos a evaluar la relación entre el
suministro de energía y los principales indicadores macroeconómico y sociales, con el propósito
de relacionar los planes de desarrollo macroeconómico y sociales con las necesidades de
abastecimiento de energía.
28
2.1.- PRECIO MEDIO PONDERADO DE LA ENERGÍA AL CONSUMIDOR.
El siguiente gráfico presenta la variación del precio medio ponderado de la energía al
consumidor. Gráfico No2.1
PRECIO MEDIO PONDERADO DE LA TARIFA ELECTRICA EN REPUBLICA DOMINICANA
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
RD
$/K
Wh
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
US$/K
Wh
Precio Medio Ponderado RD$ kwh 0.57 1.13 1.28 1.25 1.28 1.54 1.52 1.68 1.73 1.74 1.91 1.94 2.13 3.56 5.78
Precio Medio Ponderado US$ kwh 0.05 0.09 0.10 0.10 0.10 0.11 0.11 0.12 0.12 0.11 0.12 0.11 0.11 0.12 0.14
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
El precio medio ponderado presentó una relativa estabilidad desde el 1990 hasta el 2001,
manteniéndose por debajo de los RD$2.00/KWh, pasando desde RD$0.57/KWh en el 1990 a
RD$1.94/KWh en el 2001, para un incremento de un 11% anual. En el 2002 se incrementa, por
primera vez, por encima de los RD$2.00/KWh, estableciéndose en RD$2.13/KWh. En el 2003 se
incrementa a RD$3.56/KWh, lo cual representa un incremento de un 67% en solo un año, dando
un salto en el 2004 hasta situarse en RD$5.78/KWh, lo cual representa un incremento de un
62%, con lo cual en tan solo dos años se incrementó la tarifa en 129%. Si consideramos que la
tarifa eléctrica se indexa por la tasa de cambio, la inflación y por combustible, estos factores de
indexación en el periodo 2003 al 2004 variaron de la forma siguiente, el dólar estadounidense
subió de RD$18.00/US$ a RD$41.94/US$, lo cual representa un incremento de un 61% y el
precio de los combustibles se incrementaron alrededor de un 20%, la inflación promedio local
fue de 28%. La inflación local no se debe tomar en cuenta, pues está implícita en la tasa de
cambio, por eso se usa como referencia el CPI-USA, el cual presenta una menor varianza.
29
En consecuencia se puede concluir que el aumento de la tarifa eléctrica no se correspondió con
el incremento de los factores de indexación y a los costos reales de producción, registrándose un
aumento de la misma por encima del valor que debió alcanzar.
El incremento en los valores de la tarifa no debió exceder un 19% si se toma en cuenta estudios
sobre tarifas realizados por universidades locales y firmas extranjeras y si se considera la
necesaria revisión de los costos de abastecimiento a las EDES, al transparentar los costos de la
generación. Sin embargo, al incrementarse la base de la tarifa al margen de los indexadores y de
la transparentización de los costos, se produjo un aumento efectivo de la misma, en un 129%,
debido al incremento escalonado de la base tarifaria en RD$ propuesto para cubrir el déficit del
flujo de caja de las empresas de distribución. Esto se estableció al margen de los resultados del
estudio sobre el VAD (valor agregado de distribución); realizado por la P.A. Consulting, por
encargo de la Superintendencia de Electricidad y la necesaria revisión de los precios de ventas de
los generadores.
Cabe destacar de los problemas de la sostenibilidad económica del SENI se deben, entre otros
aspectos, a los altos costos de abastecimientos que deben enfrentar las empresas de distribución
debido a una estructura inadecuada de los precios en los contratos de compra-venta de energía
elaborada por la Comisión de Reforma de la Empresa Pública (CREP), usados como base en la
capitalización y su adendum, del Acuerdo de Madrid.
La sostenibilidad económica del sistema se ha pretendido conseguir con un aumento
desproporcionado de la tarifa, sin corregir los aspectos antes señalados, sin resultados. Esto
aparenta ser la causa fundamental de la distorsión que se manifiesta del análisis del gráfico
No2.1.
30
2.2 TASA DE CAMBIO: El comportamiento de la tasa de cambio durante el periodo 1991–2001 fue relativamente estable,
como se puede observar en el gráfico No.2.2, pasando de RD$12.58/US$ a RD$16.88/US$. A
partir de Junio del 2002 se registra un incremento sustancial, situándose en RD$45/US$, para el
mes de Noviembre del 2003. Pero para Febrero del 2004 alcanzó un valor de RD$50.00/US$,
comenzando a descender hasta situarse alrededor de RD$30.00/US$ al final del 2004.
Gráfico No.2.2
TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA EL PERIODO 1991 - 2004
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
RD
$/U
S$
TASA DE CAMBIO PROMEDIO PARA COMPRA YVENTA DE DIVISAS
12.58 12.68 12.58 12.97 13.60 13.75 14.27 15.23 16.03 16.37 16.88 18.54 30.60 41.94
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
31
En el gráfico No. 2.3, se presenta la variación promedio mensual de la tasa de cambio durante el
año 2004. Se puede apreciar que a partir del mes de Junio ocurre una baja sostenida de la misma
hasta alcanzar valor más bajo, de 29.03 RD$/US$, en el mes de Diciembre.
Gráfico No.2.3
TASA DE CAMBIO PROMEDIO MENSUAL, AÑO 2004
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
RD
$/U
S$
2004 47.50 50.27 46.95 44.89 47.94 48.62 45.47 41.95 37.62 32.95 30.08 29.03
ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
32
2.3.- TASA DE INFLACION
El gráfico No.2.4 muestra el comportamiento de la tasa promedio anual de la inflación para el
periodo 1991-2004. Se puede apreciar la elevada tasa de inflación a principio de los años 90, y la
relativa estabilidad de la misma a partir del 1992. De este año hasta el 2002 se mantuvo
generalmente por debajo de un dígito, disparándose alrededor de un 30% en el año 2003.
Gráfico No. 2.4
TASA DE INFLACION (PROMEDIO ANUAL)
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
%
TASA DE INFLACION (PROMEDIO ANUAL) 50.46 47.08 4.26 5.25 8.26 12.54 5.40 8.30 4.83 6.47 7.72 8.88 5.22 27.45
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
33
En el gráfico No. 2.5 se presenta la variación de la tasa de inflación durante el 2004, año en que
la inflación acumulada alcanzó un 28.74%, con lo cual la inflación acumulada de los últimos dos
años se acerca a la que tenía a principio de los años 90’s, con consecuencias similares: alto costo
de la vida, problemas de abastecimientos y pérdida de confianza en el futuro económico de la
nación.
Grafico No.2.5
TASA DE INFLACION ACUMULADA 2004
0
5
10
15
20
25
30
35
INFL
AC
ION
AC
UM
ULA
DA
EN
%
TASA DE INFLACION ACUMULADA 2004 9.23 21.52 24.37 25.24 28.53 31.09 31.89 32.61 31.11 32.88 30.68 28.74
ENERO FEB. MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
34
2.4.- TASA DE CRECIMIENTO DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO: El gráfico No.2.6 describe el comportamiento del Producto Interno Bruto (PIB) por año,
expresado en pesos dominicanos y en dólares estadounidenses. En el mismo se observa un
aumento sostenido del Producto Interno Bruto en pesos dominicanos. Sin embargo, debido al
incremento de la tasa de cambio al final del periodo, este aparente incremento en el PIB en RD$
no se corresponde con la realidad de desarrollo económico, puesto que en el 2004 el valor real de
la producción en la República Dominicana decreció en términos relativos un 29%, con la cual la
economía nacional se mantuvo al borde del colapso. Esto último se puede apreciar si se observa
la variación del PIB en US$.
Gráfico No.2.6
PRODUCTO INTERNO BRUTO
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
MIL
LON
ES D
E R
D$
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
MIL
LON
ES D
E U
S$RD$ 60,305 96,333 112,698 121,808 137,566 162,283 183,361 214,864 281,977 278,630 323,430 366,205 401,883 509,965
US$ 5,538 7,479 8,902 9,690 10,697 11,994 13,335 15,068 15,878 17,393 19,745 21,679 21,685 16,847
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Como el Producto Interno Bruto nos indica qué tanta riqueza genera un país anualmente,
podemos concluir que el país vivió en época de bonanza en el periodo 1990 al 2003, pero
principalmente en la década de 1992-2002, cuando el PIB creció en RD$449,660.2 millones,
para un promedio anual de RD$34,589.25 millones, es decir, una tasa de crecimiento promedio
de 6.78% anual, una de las más altas de Latinoamérica y del mundo. Es de esperarse un
crecimiento similar a este a partir del año 2006, luego que se superen los traumas de los
acontecimientos económicos negativos acumulados durante los años 2003 y 2004.
35
2.5.- PRODUCTO INTERNO BRUTO PER CÁPITA: El gráfico No.2.7 presenta el producto interno bruto por habitante, en RD$ y US$. El Producto
Interno Bruto por habitante en pesos dominicanos creció en el periodo 1990–2003 en
RD$49,650.9 millones, para un promedio anual de RD$3,819.3.
No obstante, en el año 2003 el producto interno bruto efectivo decreció en 31%, debido al
aumento desproporcionado de la tasa de cambio, estando la economía del país en una virtual
recesión. Esto se puede apreciar si se observa la representación gráfica del PBI per capita en
US$. Como se observa en el gráfico en US$, hasta el año 2001 creció el PIB per capita, para el
2002 hubo una pequeña baja y en el 2003 se produjo una baja significativa en el mismo.
Gráfico No.2.7
PRODUCTO INTERNO BRUTO PER CAPITA 1990 - 2003
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
RD
$
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
US$
RD$ 8,855 13,825 15,809 16,701 18,529 21,471 23,832 27,433 30,349 34,328 39,144 43,538 46,935 58,506
US$ 813 1,073 1,249 1,329 1,441 1,587 1,733 1,924 1,991 2,143 2,390 2,577 2,533 1,933
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
36
2.6. PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES:
El gráfico No. 2.8 muestra la variación del precio de los combustibles, por tipo, en el periodo
1990–2004. Como se puede apreciar, el precio del carbón mineral ha tenido un
comportamiento estable a lo largo de todo el periodo en cuestión y además es el de menor
costo por unidad de calor. Gráfico No. 2.8
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
US$
/MM
BTU
FUEL OIL NO.6 1.82 1.70 1.64 1.57 2.19 2.33 2.63 2.52 1.71 2.05 3.11 2.58 3.10 3.32 3.83
FUEL OIL NO.2 4.50 3.97 3.76 3.44 3.14 3.21 4.01 3.66 2.56 3.19 5.53 4.74 4.50 5.05 7.33
CARBON 1.18 1.11 1.22 1.22 1.11 1.11 1.19 1.20 1.11 0.94 1.38 1.46 1.61 1.76 2.05
GAS NATUARL 3.84 3.97 3.67 3.57 3.40 3.65 3.90 4.09 3.11 3.31 4.61 4.70 4.36 4.79 5.16
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
37
El precio del combustible Fuel Oil No. 6, en el año 2004 mostró un comportamiento
fluctuante, con una tendencia al alza hasta el mes de octubre, volviendo a valores similares a
los del principio de año en los meses de noviembre y diciembre.
Gráfico No. 2.9
FUEL OIL NO.6
3.00
3.20
3.40
3.60
3.80
4.00
4.20
4.40
4.60
4.80
5.00
US$
/MM
BTU
FUEL OIL NO.6 3.39 3.34 3.50 3.72 4.09 3.75 4.72 3.78 3.91 4.72 3.27 3.35
ENERO FEB. MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT. OCT. NOV. DIC.
38
2. 7.- CRECIMIENTO POBLACIONAL:
El gráfico No. 2.10 describe el crecimiento anual de la población en el periodo 1990–2003, de
acuerdo a los datos suministrados por la Oficina Nacional de Estadísticas (ONE). En este periodo
la población creció en 1,905,900 habitantes, para un promedio anual de 146,607 habitantes. Esto
representa una tasa de crecimiento de 1.68% anual.
Gráfico No. 2.10
CRECIMIENTO ANUAL DE LA POBLACION
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
POB
LAC
ION
, MIL
ES
POBLACION 6,811 6,968 7,129 7,293 7,425 7,558 7,694 7,832 7,973 8,117 8,263 8,411 8,563 8,717
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
39
3.- CORRELACIONES HISTORICAS El consumo de energía por habitante constituye uno de los indicadores más relevantes para
examinar el grado de desarrollo de un país y la calidad de vida de su población. Esto es así,
porque el desarrollo de las actividades productivas supone la disponibilidad oportuna y creciente
de energía, tanto en sus aspectos cuantitativos como cualitativos.
Gráfico No.3.1
RELACION ENERGIA SUMINISTRADA CON PIB
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
GW
h
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
PIB CORRIENTE (MILLONES RD$) 60,305 96,333 112,698 121,808 137,566 162,283 183,361 214,864 281,977 278,630 323,430 366,205 401,883 509,965
ENERGÍA, GWh 3,121 3,457 4,564 5,353 5,653 5,478 6,615 7,236 7,693 9,049 9,522 9,434 10,109 10,386
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Del análisis del gráfico No.3.1, visualizamos que el consumo de energía por habitante aumenta
en el periodo 1990-2003 a un ritmo mayor que el crecimiento del PIB por habitante. Durante este
periodo el PIB creció a un ritmo de 5.30% anual, el consumo de energía en un 10.39%. De lo
anterior se deduce que el crecimiento del consumo de energía fue mayor que el crecimiento del
PIB en 1.96, de lo cual se colige que para las proyecciones del consumo de energía existe una
correlación directa entre el crecimiento del PIB y el consumo de energía.
40
Para las proyecciones del consumo de energía se pueden usar como base el crecimiento del PIB,
incrementándolas por un factor de 1.96, para estar de conformidad con los datos históricos del
sistema.
En el gráfico No. 3.2 se compara el aumento de la inflación con el precio medio ponderado de la
energía en la República Dominicana, para el periodo 1990-2004. El precio de la energía aumentó
en relación directa al índice de inflación registrándose el mayor incremento al final del periodo.
Cualquier aumento en el índice de inflación se traducirá en un incremento en el precio de la
energía de acuerdo a la formulación tarifaria existente. Sin embargo, como se señaló en el punto
2.1, los incrementos en el precio medio ponderado de la energía no se corresponden exactamente
con el ajuste que se debió hacer para tomar en cuenta sólo el incremento debido a la inflación.
Gráfico No. 3.2
RELACION PRECIO MEDIO PONDERADO DE LA ENERGIA - INFLACION
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
55.00
INFL
AC
ION
%
0
1
2
3
4
5
6
7
RD
$ / K
Wh
INFLACION 50.46 47.08 4.26 5.25 8.26 12.54 5.40 8.30 4.83 6.47 7.72 8.88 5.22 27.45 28.74
Precio Medio Ponderado RD$ kwh 0.57 1.13 1.28 1.25 1.28 1.54 1.52 1.68 1.73 1.74 1.91 1.94 2.13 3.56 5.78
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
41
En el gráfico No. 3.3 se compara el aumento de la tasa de cambio con el precio medio ponderado
de la energía en la República Dominicana, para el periodo 1990-2004. El precio de la energía se
incrementó en relación directa al aumento en la tasa de cambio, registrándose el mayor
incremento al final del periodo. Cualquier aumento en la tasa de cambio se traducirá en un
incremento en el precio de la energía de acuerdo a la formulación tarifaria existente. Sin
embargo, como se señaló en el punto 2.1, los incrementos en el precio medio ponderado de la
energía no se corresponden exactamente con el ajuste que se debió hacer para tomar en cuenta
sólo el incremento en la tasa de cambio.
Gráfico No. 3.3
RELACION PRECIO MEDIO PONDERADO-TASA DE CAMBIO
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
TASA
DE
CA
MB
IO
0
1
2
3
4
5
6
7
RD
$ / K
Wh
Tasa de Cambio 12.58 12.58 12.68 12.58 12.97 13.60 13.75 14.27 15.23 16.03 16.37 16.88 18.54 30.60 41.94
Precio Medio Ponderado RD$ kwh 0.57 1.13 1.28 1.25 1.28 1.54 1.52 1.68 1.73 1.74 1.91 1.94 2.13 3.56 5.78
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
42
En el gráfico No. 3.4a se puede apreciar que no existe una correlación directa entre el
crecimiento del PIB y el crecimiento de la población. En un país en desarrollo como la República
Dominicana, el crecimiento del PIB siempre deberá exceder el crecimiento poblacional. En
nuestro caso, el crecimiento del PIB al final del periodo se debe fundamentalmente a razones
monetaristas y no a un crecimiento real del valor de la producción, debido al aumento
desproporcionado de la tasa de cambio ocurrido en el 2003. Lo comentado anteriormente se
muestra en el gráfico No. 3.4b, donde se ha representado el crecimiento del PIB en US$,
observándose una notable baja del mismo para el año 2003.
Gráfico No. 3.4a
RELACION PIB-POBLACION
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
PIB
, MIL
LON
ES R
D$
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
POB
LAC
ION
(MIL
ES)
PIB CORRIENTE (MILLONES RD$) 60,305 96,333 112,698 121,808 137,566 162,283 183,361 214,864 281,977 278,630 323,430 366,205 401,883 509,965
POBLACION(MILES) 6,811 6,968 7,129 7,293 7,425 7,558 7,694 7,832 7,973 8,117 8,263 8,411 8,563 8,717
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
43
Cuadro No. 3.4b
RELACION PIB-POBLACION
0
2,500
5,000
7,500
10,000
12,500
15,000
17,500
20,000
22,500
25,000
PIB
, MIL
LON
ES U
S$
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
POB
LAC
ION
(MIL
ES)
PIB CORRIENTE (MILLONES DE US$) 5,538 7,479 8,902 9,690 10,697 11,994 13,335 15,068 15,878 17,393 19,745 21,679 21,685 16,847
POBLACION(MILES) 6,811 6,968 7,129 7,293 7,425 7,558 7,694 7,832 7,973 8,117 8,263 8,411 8,563 8,717
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
44
Como se representa en el gráfico No. 3.5, el consumo de energía generalmente crece a un ritmo
mayor que el crecimiento de la población, siempre que la economía se encuentre en condiciones
de expansión. Sólo si se produce un decrecimiento en la expansión económica ocurrirá una
contracción en el consumo de energía, esta correspondencia se aprecia en la gráfica, pues la
caída sufrida en la economía durante el 2004 originó una drástica reducción en el consumo de
energía por primera vez en la historia de la República Dominicana, registrándose un retroceso en
el consumo de energía a valores similares a los del año 1999, es decir un quinquenio perdido.
Gráfico No. 3.5
RELACION POBLACION-CONSUMO DE ENERGIA
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
POB
LAC
ION
(MIL
ES)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
GW
h
POBLACION(MILES) 6,811 6,968 7,129 7,293 7,425 7,558 7,694 7,832 7,973 8,117 8,263 8,411 8,563 8,717 8,871
ENERGÍA, GWh 3,121 3,457 4,564 5,353 5,653 5,478 6,615 7,236 7,693 9,049 9,522 9,434 10,109 10,386 8,867
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
45
TERCERA PARTE
DEMANDA PROYECTADA
46
4. DEMANDA PROYECTADA Después de analizar los indicadores macroeconómicos, del periodo 1990-2004, tales como: tasa
de crecimiento de la demanda de energía histórica, crecimiento poblacional, crecimiento del PBI,
precios de los combustibles y la tasa de cambio, se procederá a realizar la proyección de la
demanda. Se ha tomado como punto de partida para las proyecciones, la demanda de energía y
potencia del año 2004, aún cuando se considera que las mismas no son representativas de la
realidad del sistema, por estar éstas restringidas por razones económicas. Como se espera que a
partir del año 2005 se produzca una clara tendencia al crecimiento sostenido de la economía, se
ha considerado esto para la formulación de los escenarios, partiendo de los siguientes datos
históricos y supuestos, considerando que la demanda siempre será abastecida y la oferta tendrá
un 15% de reserva por encima de la demanda, para los fines de las proyecciones.
4.1.- DATOS HISTORICOS Y SUPUESTOS:
Tasa de Crecimiento Histórica de la demanda de energía (1990-2004): 10.39%.
Crecimiento Poblacional: 1.68%
Crecimiento PIB histórico: 5.30%
Factor de correlación consumo de Energía-PIB histórico: 1.96
Crecimiento PIB supuesto:
Año 2005 3.70%
Año 2006 4.50%
Después del año 2007 5.00%
Tasa de crecimiento supuesta para la proyección de la demanda:
Sólo se ha tomado en cuenta el factor de correlación-consumo de energía-PIB histórico. No se ha
tomado en cuenta el incremento que se puede prever al retornar usuarios al sistema, de acuerdo a
lo analizado al estudiar la demanda insatisfecha en el punto 1.2, una vez se mejore el servicio y
se reduzca la tarifa, al aplicar la tarifa técnica.
47
Escenario bajo: 7.75%
Escenario medio: 9.00%
Escenario alto: 10.00%
Tasa de cambio: 33.00 RD$/US$
Precios de los Combustibles:
Fuel Oil No.2 40.74 US$/Barril *
Fuel Oil No.6 31.26 US$/Barril *
Carbón mineral 40.00 US$/TM **
Gas natural (LNG) 0.22 US$/M3 ***
Referencia de precios de combustibles: *USGC (Costa del Golfo de Mexico, Waterborne cotizado en la publicación Platt’s Oilgram). **20% del MCIS Steam Coal Market Price del NW Europeo, 6000 Kcal/Kg McCloskey’s Coal Report y 80% Puerto Bolivar, publicado por Coal Week International. ***BP Trinidad y Tobago (aprox. 86% metano)
48
4.2.- TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA 2005-2015
Para el período 2005-2015, se ha utilizado la base estadística obtenida en el período analizado
anteriormente, que comprende del 1990 al 2004, pues el mismo se manejó con una demanda
restringida. De acuerdo a la evaluación de los resultados vamos a presentar 3 escenarios de
crecimiento a saber: bajo, medio y alto.
Para las proyecciones en estos escenarios se tomarán los siguientes factores de crecimientos:
A) Crecimiento bajo : 7.75% B) Crecimiento medio : 9.00% C) Crecimiento alto : 10.00%
Cuadro No.4.1
Crecimiento Demanda (GWh)
Año 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 7,75% 12,926 13,928 15,007 16,170 17,423 18,774 20,229 21,796 23,486 25,306 27,267 29,380 31,6579,00% 12,926 14,089 15,357 16,740 18,246 19,888 21,678 23,629 25,756 28,074 30,601 33,355 36,35710,00% 12,926 14,219 15,640 17,205 18,925 20,817 22,899 25,189 27,708 30,479 33,527 36,879 40,567
Gráfico No.4.1
Proyección de la demanda
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Años
Dem
anda
pro
yect
ada
(Gw
h)
Histórico
7,75%
9,00%
10,00%
49
Cuadro No.4.2
Año 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20167,75% 1478 1592,5 1716 1849 1992,2 2146,6 2313 2492,3 2685,4 2893,5 3117,8 3359,4 3619,89,00% 1478 1611 1756 1914,1 2086,3 2274,1 2478,8 2701,8 2945 3210,1 3499 3813,9 4157,110,00% 1478 1625,8 1788,4 1967,2 2163,9 2380,3 2618,4 2880,2 3168,2 3485 3833,6 4216,9 4638,6
Crecimiento de la potencia media estimada (Mw)
Gráfico No.4.2
Proyección de la potencia media estimada
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Años
Pote
ncia
med
ia (M
w)
Histórico7,75%9,00%10,00%
Para el crecimiento bajo (7.75%) la demanda de energía se incrementa en 17,729 GWh para el
período 2005-2015, para un promedio mensual de 1,477.41 GWh y la potencia, en ese mismo
período, se incrementa en un promedio de 240.9 Mw/año.
Para el crecimiento medio (9.0%) la demanda de energía se incrementa en 22,268 GWh para el
período 2005-2015, para un promedio mensual de 1855 GWh, en tanto que la potencia, para los
mismo años se incrementa en un promedio de 271 Mw/año.
50
Para el escenario alto (10.0%) la demanda de energía se incrementa en 26,348 GWh para el
período 2005-2015 para un promedio mensual de 2,195 GWh y la potencia en ese mismo período
se incrementa en un promedio de 320 Mw/año.
La proyección de la potencia pico se hizo en base a tres factores de explotación:
A) Escenario bajo, con factor de explotación de 0.65
B) Escenario medio, con factor de explotación de 0.675
C) Escenario alto, con factor de explotación de 0.7
Cuadro No.4.3 PROYECCION DE LA POTENCIA PICO
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Prom.7,75% 2274 2275 2451 2641 2846 3067 3304 3560 3836 4134 4454 4799 33049,00% 2274 2387 2601 2836 3091 3369 3672 4003 4363 4756 5184 5650 368210,00% 2274 2501 2751 3026 3329 3662 4028 4431 4874 5362 5898 6488 4052
Gráfico No.4.3
PROYECCION DE LA POTENCIA PICO
01000200030004000500060007000
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
AÑOS
POTE
NC
IA P
ICO
, Mw
Histórico7,75%9,00%10,00%
51
En el escenario bajo, el factor de explotación es de 0.65 (crecimiento de la demanda 10%), el
incremento promedio anual de la potencia pico es de 424 Mw, aumentando de 319 Mw/año en
los primeros años a 754 Mw/año al final del período.
En el escenario medio, el factor de explotación es de 0.675 (crecimiento de la demanda 9%), el
incremento promedio anual de la potencia pico es de 347 Mw, incrementándose el crecimiento
275 Mw/año en los primeros años a 596 Mw al final del período.
En el escenario alto, el factor de explotación es de 0.7 (crecimiento de la demanda 7.75%), el
incremento promedio anual de la potencia pico es de 268 Mw, incrementándose el crecimiento
de 225 Mw/año en los primeros años a 441 Mw/año al final del período.
Para el análisis de los requerimientos de la oferta usaremos como base el escenario de
crecimiento mínimo de la demanda, el cual arroja para el crecimiento de la oferta, manteniendo
una reserva de potencia de un 15%, una curva de crecimiento de la oferta similar al del
crecimiento de la demanda con una tasa de un 9%.
Se ha considerado el escenario bajo en el crecimiento de la demanda, para considerar la oferta de
potencia requerida, pues coincide con el mas probable de las proyecciones realizadas por el
Organismo Coordinador y la Comisión Nacional de Energía.
5. PROYECCION DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN 5.1.- COSTO MARGINAL Para la proyección del Costo Marginal Promedio se toma en cuenta lo siguiente:
La entrada al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de la Central Térmica de
Pepillo Salcedo en Septiembre del 2006.
La salida de la Central Térmica CESPM en Septiembre del 2006.
Entrada en Servicio de la Central Puerto Viejo, en Azua, en Mayo del 2007.
La salida de servicio de la Central Térmica Smith & Enron en Marzo del 2007.
52
Entrada en servicio de una central con 600 Mw, en el 2010, usando carbón como
combustible.
El gráfico No.5.1, presenta el Costo Marginal Promedio de energía, con la entrada en servicio
de las Centrales Pepillo Salcedo, Montecristi y Puerto Viejo, Azua, el cual desciende de
71.90US$/MWh en el 2006 a 55.30US$/MWh, en el 2010, sacando de servicio las Centrales
Cogentrix y Smith & Enron. A partir del 2011 tenemos una relativa estabilidad en este
precio, no obstante a la entrada de los 600 Mw programado para ese año.
Gráfico No.5.1
COSTO MARGINAL PROMEDIO
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
55.00
60.00
65.00
70.00
75.00
US$
/MW
h
COSTO MARGINAL PROMEDIO, US$/MWh 71.90 70.80 65.00 63.90 55.30 50.90 51.20 50.60 51.30 53.90
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
53
5.2.- COSTOS COMBUSTIBLE, MARGINAL E INDEXACIÓN
Se evaluó el comportamiento de los costos de combustibles, marginal e indexación, para el año
2004 y se proyectaron para los años 2005-2015, comparándose el sistema actual y diferentes
opciones de generación para los próximos años, teniendo como resultado lo que se indica en el
cuadro resumen No.5.2, el cual es una síntesis de los resultados presentados en los cuadros
Nos.5.3, 5.4 y 5.5. En estos cuadros se presentan diferentes escenarios donde se consideran las
siguientes proyecciones para suplir la demanda: a) Basada en el Parque de Generación actual, b)
Con la entrada de las dos plantas de 600 Mw, en forma gradual a partir del año 2006, hasta llegar
a su plena capacidad en el año 2011 y la adición de 300 Mw en el 2010 y c) Con la entrada de las
dos plantas de 600 Mw a plena carga en el año 2007 y la adición de 600 Mw en el 2008.
En cuadro No.5.2 se presentan cinco escenarios, tres de los cuales se refieren a proyecciones del
sistema actual y dos con la entrada de nuevas plantas. Los aspectos más relevantes del ejercicio
con estos escenarios son los siguientes:
1.- Escenario No.1, año 2004 sistema actual. El resultado de esta proyección arroja un costo
total para la operación del sistema de US$1,231 Millones, de los cuales US$745 Millones
corresponden a combustible, US$186 Millones a indexación y US$300 Millones al costo
marginal. Del costo total solo se pudo cubrir el 68.5%, motivado a la inviabilidad del modelo
macroeconómico del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado como resultado de la vigencia
de los contratos de compra-venta de energía actuales.
2.- Escenario No.2, año 2005 sistema actual. El resultado de esta proyección arroja un costo
total para la operación del sistema de US$1,367 Millones, de los cuales US$839 Millones
corresponden a combustible, US$210 Millones a indexación y US$318 Millones al costo
marginal. Del costo total se cubrirá solo una parte por las razones señaladas en escenario
anterior.
54
COSTOS 2004 2005
SISTEMAno incluyen O&M ACTUAL 2006 1x300 Mw 2006 1x300 Mw
2007 375+300 Mw 2007 2x466 Mw2008 450+375 Mw 2008 2x300 Mw2009 466+450 Mw2010 466+466 Mw2010 1 x 300 Mw2011 466+466 Mw2011 1 x 300 Mw
Combustible 745 839 9.147 10.316 8.386
Indexación 186 210 2.287 1.501 738
Marginal 300 318 5.051 4.888 1.846
Escenarios 1 2 3 4 5Total por periodo 1.231 1.367 16.485 16.705 10.970 COSTO US$ / AÑO 1.231 1.367 1498,6 1519 997,3PERDIDA RESPECTO A MEJOR OPCION 5.515 5.735 Dem Pot, media/Año, Mw 1.478 1.611 2.571 2.571 2.571Dem Energ Med/año GWh, Proyectada 12.944 14.108 22.523 22.523 22.523Dem Energ Total/año GWh, Proyectada 13.591 14.814 23.649 23.649 23.649Energ Media Posible Generada GWh 14.602 20.936 22.523
US$ / KWh 0,091 0,092 0,10 0,073 0,044
Generación Economicamente PosibleDatos2004 2005 2005-2015 2005-2015 2005-2015
68,5% 68,5%Costo de Generación a cubrir (US$/Año) 843 936 1.277 1.277 997GWh 8.866 9.664 12.444 17.610 22.523ENERGIA NO SERVIDA DE DEMANDA MEDIA
32% 32% 45% 22% 0%GWh / Año 4077 4444 10079 4913 0GWh / Período 110864 54040 0Costo Energía no Servida, Año ó PeríodoUS $ MILLONES 5.504 6.000 149.666 72.954 -
Proyección
Cuadro No. 5.2
OPCIONES DE GENERACION 2005-2015
Entrada plantas minimo costos
CUADRO RESUMEN DE COSTOS(US$ Millones)
SISTEMA ACTUAL
55
3.- Escenario No.3, Periodo 2004-2015. El resultado de esta proyección arroja un costo total
para la operación del sistema de US$16,485 Millones, de los cuales US$9,147 Millones
corresponden a combustible, US$2,287 Millones a indexación y US$5,051 Millones al costo
marginal, para un promedio anual de US$1,498 Millones. Del costo total se cubriría solo una
parte por las razones señaladas en el escenario No.1.
4.- Escenario No.4, entrada plantas 1200 Mw a plena carga año 2011 y otra planta de costo
mínimo, de 300 Mw en el año 2010. Este escenario presenta un costo total de US$16,705
Millones de los cuales, US$10,316 Millones corresponden a combustible, US$1,501 Millones a
indexación y US$4,888 Millones a costo marginal, para un promedio anual de US$1,519
Millones.
5. Escenario No.5, entrada plantas 1200 Mw a plena carga año 2007 y otras plantas de
costo mínimo, con 600 Mw en el año 2008. Este escenario presenta un costo total de
US$10,970 Millones de los cuales, US$8,366 Millones a combustible, US$738 Millones a
indexación y US$1,898 Millones a costo marginal, para un promedio anual de US$997 Millones.
56
PR
OG
RA
MA
CE
WEN
TRA
DA
DE
PLAN
TAS
1200
Mw
A P
LEN
A C
ARG
A 2
007
AUM
ENTO
EN
TRAD
A A
CAR
BO
NSI
NTE
SIS
PRO
GR
AMA
DE
DES
PAC
HO
DE
CAR
GA
CR
ECIM
IEN
TO D
EMAN
DA
TOTA
L9.
00%
2004
-201
5R
ESE
RVA
0%1.
00FA
CTO
R D
E P
ICO
0.67
5PR
OYE
CC
ION
DEM
AND
A 9.
00%
9.00
%C
arbó
n (U
S)$6
0, 1
2000
BTU
/ $4
0, 8
000
BTU
AÑO
Ful-O
il (U
S)
2820
0420
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
15Pr
omed
ioD
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA M
ED
IA0.
675
1,47
81,
611
1,75
61,
914
2,08
62,
273
2,47
82,
701
2,94
43,
209
3,49
83,
813
2,57
1D
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA D
EL P
ICO
0.32
571
177
584
592
11,
004
1,09
51,
193
1,30
11,
418
1,54
51,
684
1,83
6D
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA T
OTA
L, M
w1.
000
2,18
92,
386
2,60
12,
835
3,09
03,
368
3,67
14,
002
4,36
24,
754
5,18
25,
649
EN
ER
GIA
, MW
h/A
ño2,
004
13
,982
,238
15,2
40,6
3916
,612
,296
18,1
07,4
0319
,737
,069
21,5
13,4
0623
,449
,612
25,5
60,0
7727
,860
,484
30,3
67,9
2833
,101
,041
36,0
80,1
3526
7,63
0,09
0B
AS
E IN
IC15
0En
trad
a de
Pot
enci
a0
00
00
ENTR
ADA
GR
UPO
PLA
NTA
SA
DIC
PIC
O25
0D
isp
F.C
.C
apac
RD
$/M
Wh
0.37
51.
001.
001.
001.
001.
000.
970.
940.
910.
880.
850.
820.
791
10.
3820
3.4
Hid
roel
éctri
ca-
10.2
%40
040
040
040
045
045
045
050
050
050
050
050
02
0.92
0.8
552.
0M
anza
nillo
Car
bón
642
3
0.92
0.8
552.
0A
zua
642
4
0.92
0.8
662.
4C
arbó
n (3
00M
w)
642
0
00
00
00
0P
ico
00
00
00
00
50.
920.
823
0.8
Turb
. Vap
or C
arbó
n 80
2
15.6
%23
123
123
123
123
122
421
721
020
319
618
918
2P
ico
00
00
00
00
00
00
60.
920.
822
0.8
Cic
lo C
omb.
AES
And
rés
1,42
6
14
.9%
221
221
221
221
221
214
208
201
194
188
181
174
Pic
o0
00
00
00
00
00
70.
920.
850
2.6
Mot
ores
F.O
. No.
6
1,72
3
34
.0%
503
503
503
503
503
488
472
457
442
427
412
397
Pic
o0
00
00
00
00
00
08
0.92
0.8
360.
3Tu
rb. V
apor
F.O
. 62,
425
24.4
%36
036
036
036
036
034
933
932
831
730
629
528
5P
ico
00
00
00
00
00
00
90.
3576
.0Tu
rb, d
e G
as N
atur
al L
M2,
449
1376
7676
7676
7676
7676
7676
0.92
0.8
173.
7P
ico
174
9898
9898
9287
8277
7266
6110
0.92
0.8
136.
2 C
iclo
com
b, S
mith
Enr
on2,
509
070
136
136
136
132
128
124
120
116
112
108
Pic
o13
666
00
00
00
00
00
110.
3595
.5C
iclo
Com
bina
do F
.O. 2
2,
828
00
7995
9595
9595
9595
9595
0.92
0.8
218.
3P
ico
152
218
139
123
123
117
110
104
9791
8477
120.
920.
849
5.0
Turb
. Gas
F.O
. 2
5,50
3
PO
T P
RO
MG
ENE
RAC
ION
PO
TEN
CIA
ME
DIA
1,47
81,
611
1,75
61,
772
1,79
01,
747
1,70
31,
679
1,63
51,
592
1,54
81,
505
1,66
7G
ENE
RAC
ION
PO
TEN
CIA
TO
TAL
EN P
ICO
2,18
92,
243
2,24
32,
243
2,29
32,
237
2,18
22,
177
2,12
22,
066
2,01
11,
956
2,16
1D
EFIC
IT G
ENER
AC
ION
PO
TEN
CIA
MED
IA0
00
142
295
527
775
1,02
21,
309
1,61
81,
950
2,30
8D
EFIC
IT G
ENER
. PO
TEN
CIA
TO
TAL
DE
MAN
DAD
A0
143
358
592
797
1,13
11,
489
1,82
52,
240
2,68
83,
171
3,69
3A
CO
STO
CO
MB
UST
IBLE
sis
tem
a co
rreg
ido
MM
US$
745
839
922
931
916
887
858
816
787
759
730
702
9,14
7a1
Pro
yecc
ión
cost
o co
mbu
stib
le s
iste
ma
actu
al74
583
992
293
191
688
785
881
678
775
973
070
29,
147
a2IN
DEX
ACIO
N c
omb
sist
, pag
ando
plta
exi
sten
te25
%18
621
023
123
322
922
221
420
419
719
018
317
62,
287
a3AH
OR
RO
PO
R C
OM
BU
STIB
LE0
00
00
00
00
00
00
BC
OST
O M
ARG
INAL
DEM
AND
A M
EDIA
(RD
$/M
Wh)
2,44
92,
509
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
CO
STO
MAR
GIN
AL D
EMAN
DA
PIC
O
(RD
$/M
Wh)
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
CO
STO
REA
L D
E LA
EN
ERG
IA, R
D$/
MW
h1,
818
1,88
51,
920
1,92
21,
891
1,88
31,
874
1,83
61,
826
1,81
61,
805
1,79
4b1
SO
BRE
CO
STO
EN
ER
GIA
PO
R P
AG
O M
AR
GIN
AL(
RD
$/M
Wh)
694
677
908
906
937
945
954
992
1,00
21,
012
1,02
31,
034
CO
STO
MAR
GIN
AL (M
ON
TO /
AÑO
)b2
SO
BRE
CO
STO
EN
RD
$, p
or p
ago
mar
gina
l8,
987
9,54
913
,962
14,0
6614
,699
14,4
6514
,231
14,5
9414
,354
14,1
1313
,871
13,6
29b3
SO
BRE
CO
STO
EN
US$
(30R
D$/
US$
)30
031
846
546
949
048
247
448
647
847
046
245
45,
051
CU
S$ C
OST
O T
OTA
L, C
OM
B.+
MAR
GIN
AL+I
ND
EX1,
231
1,36
71,
619
1,63
21,
635
1,59
11,
547
1,50
61,
463
1,41
91,
375
1,33
216
,485
c1U
S$/K
Wh
CO
STO
TO
TAL
, CO
MB
. + M
ARG
INAL
0.08
80.
091
0.10
10.
101
0.10
00.
099
0.09
90.
098
0.09
70.
097
0.09
70.
096
c2C
OST
O T
OTA
L SI
STEM
A D
E M
INIM
O C
OS
TO (c
omb
+ m
argi
nal c
ero)
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
8c3
DIF
ERE
NC
IA C
OST
O K
Wh
0.08
30.
082
0.08
10.
081
0.08
00.
079
0.07
90.
079
0.07
8c4
SOB
REC
OST
O S
ISTE
MA
ACTU
AL, M
ILLO
NES
DE
DO
LAR
ES98
0
1,
112
1,
372
1,
498
1,61
0
1,
749
1,90
0
2,
035
2,20
9
2,
398
2,60
2
2,
823
21,3
07
Cua
dro
No.
5.3
57
PR
OG
RA
MA
CEW
ENTR
ADA
DE
PLAN
TAS
1200
Mw
A P
LEN
A C
ARG
A 2
007
AUM
ENTO
EN
TRAD
A A
CAR
BO
NSI
NTE
SIS
PRO
GR
AMA
DE
DES
PAC
HO
DE
CAR
GA
CR
ECIM
IEN
TO D
EMAN
DA
TOTA
L9,
00%
2004
-201
5R
ESE
RVA
0%1,
00FA
CTO
R D
E PI
CO
0,67
5PR
OYE
CC
ION
DEM
AND
A 9,
00%
9,00
%C
arbó
n (U
S)$6
0, 1
2000
BTU
/ $4
0, 8
000
BTU
AÑO
Ful-O
il (U
S)
2820
0420
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
15To
tal
DEM
AN
DA
PO
TEN
CIA
ME
DIA
0,67
51.
478
1.61
11.
756
1.91
42.
086
2.27
32.
478
2.70
12.
944
3.20
93.
498
3.81
3D
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA D
EL P
ICO
0,32
571
177
584
592
11.
004
1.09
51.
193
1.30
11.
418
1.54
51.
684
1.83
6D
EMAN
DA
POTE
NC
IA T
OTA
L, M
w1,
000
2.18
92.
386
2.60
12.
835
3.09
03.
368
3.67
14.
002
4.36
24.
754
5.18
25.
649
EN
ER
GIA
, MW
h/A
ño2.
004
13
.982
.238
15.2
40.6
3916
.612
.296
18.1
07.4
0319
.737
.069
21.5
13.4
0623
.449
.612
25.5
60.0
7727
.860
.484
30.3
67.9
2833
.101
.041
36.0
80.1
3528
1.61
2.32
8B
AS
E IN
IC15
0En
trad
a de
Pot
enci
a48
048
048
048
048
0EN
TRAD
A G
RU
PO P
LAN
TAS
AD
IC P
ICO
250
1X30
0 M
w2x
600
Mw
2x30
0 M
w2x
300
Mw
2x30
0 M
w2x
300
Mw
2x30
0 M
wD
isp
F.C
.C
apac
RD
$/M
Wh
0,37
51,
001,
001,
001,
001,
000,
970,
940,
910,
880,
850,
820,
791
10,
3820
3,4
Hid
roel
éctri
ca-
10,2
%40
040
040
040
045
045
045
050
050
050
050
050
02
0,92
0,8
552,
0M
anza
nillo
Car
bón
642
30
046
646
646
646
646
646
646
646
646
63
0,92
0,8
552,
0A
zua
642
30
046
646
646
646
646
646
646
646
64
0,92
0,8
662,
4C
arbó
n (3
00M
w)
642
48
096
096
01.
440
1.44
01.
920
1.92
02.
400
Pic
o0
00
00
00
05
0,92
0,8
230,
8Tu
rb. V
apor
Car
bón
802
15
,6%
231
231
231
231
231
213
217
142
203
170
189
182
Pic
o0
00
00
110
680
270
06
0,92
0,8
220,
8C
iclo
Com
b. A
ES A
ndré
s 1.
426
14,9
%22
122
122
122
122
10
200
018
20
181
111
Pic
o0
00
021
47
201
1318
80
637
0,92
0,8
502,
6M
otor
es F
.O. N
o. 6
1.
723
34,0
%50
350
350
350
353
00
00
088
0P
ico
00
00
449
488
472
457
442
427
324
397
80,
920,
836
0,3
Turb
. Vap
or F
.O. 6
2.42
5
24
,4%
360
360
351
430
00
00
00
0P
ico
00
931
70
00
00
00
09
0,35
75,9
92Tu
rbin
a de
Gas
Nat
ural
2.44
9
13
760
00
00
00
00
00,
920,
817
3,7
Pic
o16
198
174
174
174
100
163
158
153
148
142
137
100,
920,
813
6,2
Cic
lo C
omb,
Sm
ith E
nron
2.50
9
0
700
00
00
00
00
0P
ico
136
6613
613
610
00
128
103
120
116
112
108
110,
3595
,5C
iclo
Com
bina
do F
.O. 2
2.
828
00
00
00
00
00
00
0,92
0,8
218,
3P
ico
165
218
218
440
014
10
192
186
179
172
120,
920,
849
5,0
Turb
. Gas
F.O
. 2
5.50
3
PO
T P
RO
MG
ENER
ACIO
N P
OTE
NC
IA M
EDIA
1.47
81.
611
1.75
61.
914
2.08
62.
273
2.47
82.
701
2.94
43.
209
3.49
83.
813
2.57
1G
ENE
RAC
ION
PO
TEN
CIA
TO
TAL
EN P
ICO
2.18
92.
243
2.54
32.
835
3.09
03.
368
3.67
14.
002
4.17
64.
612
4.56
85.
003
3.64
6D
EFIC
IT G
ENER
AC
ION
PO
TEN
CIA
MED
IA0
00
00
00
00
00
0D
EFIC
IT G
ENER
. PO
TEN
CIA
TO
TAL
DE
MAN
DAD
A0
143
580
00
00
185
142
615
645
AC
OST
O C
OM
BU
STIB
LE S
iste
ma
Cor
regi
doM
MU
S$74
683
982
772
657
153
868
165
179
181
895
199
48.
386
a1P
roye
cció
n C
osto
Com
bust
ible
Sis
tem
a A
ctua
l74
683
991
695
398
91.
098
1.24
11.
354
1.49
31.
662
1.79
51.
980
14.3
20a2
IND
EXAC
ION
Com
b. S
ist,
paga
ndo
Ptas
Exi
sten
t 25%
186
210
170
107
4421
3919
3722
4029
738
a3AH
OR
RO
PO
R C
OM
BU
STIB
LE0
089
227
418
560
560
702
702
844
844
987
5.93
4
BC
OST
O M
ARG
INAL
DEM
AND
A M
EDIA
(RD
$/M
Wh)
2.44
92.
509
2.42
52.
425
1.72
380
21.
426
802
1.42
680
21.
723
1.42
6C
OST
O M
ARG
INAL
DEM
AND
A PI
CO
(R
D$/
MW
h)2.
828
2.82
82.
828
2.82
82.
509
2.44
92.
828
2.50
92.
828
2.82
82.
828
2.82
8C
OST
O R
EAL
DE
LA E
NER
GIA
, RD
$/M
Wh
1.81
91.
885
1.67
11.
326
959
822
947
833
931
874
948
902
b1S
OBR
E C
OST
O E
NE
RG
I A P
OR
PA
GO
MA
RG
INA
L(R
D$/
MW
h)69
367
782
11.
166
895
254
713
253
729
265
960
758
CO
STO
MAR
GIN
AL (M
ON
TO /
AÑO
)b2
SO
BRE
CO
STO
EN
RD
$, p
or P
ago
Mar
gina
l8.
972
9.54
910
.473
11.7
215.
284
848
3.66
172
93.
656
829
5.43
13.
192
b3S
OBR
E C
OST
O E
N U
S$ (3
0RD
$/U
S$)
299
318
349
391
176
2812
224
122
2818
110
61.
846
CU
S$ C
OST
O T
OTA
L, C
OM
B.+
MAR
GIN
AL+I
ND
EX1.
231
1.36
71.
346
1.22
479
058
784
269
494
986
81.
173
1.12
910
.970
c1U
S$/K
Wh
CO
STO
TO
TAL
, CO
MB
. + M
ARG
INAL
0,08
80,
091
0,08
10,
068
0,04
00,
027
0,03
60,
027
0,03
40,
029
0,03
60,
032
c2C
OST
O T
OTA
L SI
STEM
A D
E M
INIM
O C
OS
TO (C
omb
+ M
argi
nal C
ero)
0,01
80,
018
0,01
80,
018
0,01
80,
018
0,01
80,
018
0,01
8c3
DIF
ERE
NC
IA C
OST
O K
Wh
0,05
00,
022
0,00
90,
018
0,00
90,
016
0,01
10,
018
0,01
4c4
SOB
REC
OST
O S
ISTE
MA
ACTU
AL, M
ILLO
NES
DE
DO
LAR
ES98
0
1.
112
1.
054
89
8
435
20
0
420
23
4
457
32
7
609
51
0
6.25
7
Cua
dro
No.
5.4
58
PR
OG
RA
MA
CE
WEN
TRA
DA
DE
PLAN
TAS
1200
Mw
A P
LEN
A C
ARG
A 2
011
AUM
ENTO
EN
TRAD
A A
CAR
BO
NSI
NTE
SIS
PRO
GR
AMA
DE
DES
PAC
HO
DE
CAR
GA
CR
ECIM
IEN
TO D
EMAN
DA
TOTA
L9.
00%
2004
-201
5R
ESE
RVA
0%1.
00FA
CTO
R D
E P
ICO
0.67
5PR
OYE
CC
ION
DEM
AND
A 9.
00%
9.00
%C
arbó
n (U
S)$6
0, 1
2000
BTU
/ $4
0, 8
000
BTU
AÑO
Ful-O
il (U
S)
2820
0420
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
15Pr
omed
ioD
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA M
ED
IA0.
675
1,47
81,
611
1,75
61,
914
2,08
62,
273
2,47
82,
701
2,94
43,
209
3,49
83,
813
2,57
1D
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA D
EL P
ICO
0.32
571
177
584
592
11,
004
1,09
51,
193
1,30
11,
418
1,54
51,
684
1,83
6D
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA T
OTA
L, M
w1.
000
2,18
92,
386
2,60
12,
835
3,09
03,
368
3,67
14,
002
4,36
24,
754
5,18
25,
649
EN
ER
GIA
, MW
h/A
ño2,
004
13
,982
,238
15,2
40,6
3916
,612
,296
18,1
07,4
0319
,737
,069
21,5
13,4
0623
,449
,612
25,5
60,0
7727
,860
,484
30,3
67,9
2833
,101
,041
36,0
80,1
3528
1,61
2,32
8B
AS
E IN
IC15
0En
trad
a de
Pot
enci
a0
024
024
00
0EN
TRAD
A G
RU
PO P
LAN
TAS
AD
IC P
ICO
250
1X30
0 M
w1X
375+
1X30
0 M
w
Dis
pF.
C.
Cap
acR
D$/
MW
h0.
375
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
0.97
0.94
0.91
0.88
0.85
0.82
0.79
11
0.38
203.
4H
idro
eléc
trica
-
10
.2%
400
400
400
400
450
450
450
500
500
500
500
500
20.
920.
8745
0.6
Man
zani
llo C
arbó
n64
2
300
375
450
466
466
466
466
466
466
466
30.
920.
8760
0.3
Azu
a64
2
300
375
450
466
466
466
466
466
466
40.
920.
8772
0.4
Car
bón
(300
Mw
)64
2
00
240
480
480
480
480
480
Pic
o0
00
00
00
05
0.92
0.80
230.
8Tu
rb. V
apor
Car
bón
802
15
.6%
231
231
231
231
231
224
217
210
203
196
189
182
Pic
o0
00
00
00
00
00
06
0.92
0.80
220.
8C
iclo
Com
b. A
ES A
ndré
s 1,
426
14.9
%22
122
122
122
122
121
420
820
119
418
818
117
4P
ico
00
00
00
00
00
07
0.92
0.80
502.
6M
otor
es F
.O. N
o. 6
1,
723
34.0
%50
350
350
350
350
348
847
245
744
242
741
239
7P
ico
00
00
00
00
00
00
80.
920.
8036
0.3
Turb
. Vap
or F
.O. 6
2,42
5
24
.4%
360
360
351
134
138
263
240
233
317
306
295
285
Pic
o0
09
226
223
8698
950
00
09
0.35
76.0
Turb
ina
de G
as N
atur
al2,
449
1376
00
00
00
076
7676
0.92
0.80
173.
7P
ico
161
9817
417
417
416
816
315
815
372
6661
100.
920.
8013
6.2
Cic
lo c
omb,
Sm
ith E
nron
2,50
9
0
700
00
00
012
011
611
210
8P
ico
136
6613
613
613
613
212
812
40
00
011
0.35
95.5
Cic
lo C
ombi
nado
F.O
. 2
2,82
8
0
00
00
00
00
00
00.
920.
8021
8.3
Pic
o16
521
821
813
519
121
220
519
919
218
617
917
212
0.92
0.80
495.
0Tu
rb. G
as F
.O. 2
5,
503
POT
PR
OM
GEN
ER
ACIO
N P
OTE
NC
IA M
ED
IA1,
478
1,61
11,
756
1,91
42,
086
2,27
32,
478
2,70
12,
876
2,90
92,
865
2,82
22,
390
GEN
ER
ACIO
N P
OTE
NC
IA T
OTA
L EN
PIC
O2,
189
2,24
32,
543
2,83
53,
090
3,15
33,
354
3,58
93,
534
3,47
83,
423
3,36
83,
146
DEF
ICIT
GEN
ERA
CIO
N P
OTE
NC
IA M
EDIA
00
00
00
00
6830
163
399
11,
993
DEF
ICIT
GEN
ER. P
OTE
NC
IA T
OTA
L D
EM
AND
ADA
014
358
00
215
317
413
828
1,27
61,
759
2,28
1A
CO
STO
CO
MB
UST
IBLE
Sis
tem
a C
orre
gido
MM
US$
746
839
827
776
818
912
949
979
1,07
21,
077
1,04
81,
018
10,3
16a1
Pro
yecc
ión
Cos
to C
ombu
stib
le S
iste
ma
Act
ual
746
839
916
976
1,06
21,
183
1,29
61,
397
1,49
11,
495
1,46
61,
436
13,5
57a2
IND
EXAC
ION
com
b S
ist,
Pag
ando
Pta
s Ex
iste
nte 2
5%18
621
017
012
412
213
312
211
213
013
212
612
01,
501
a3AH
OR
RO
PO
R C
OM
BU
STIB
LE0
089
200
244
271
347
418
418
418
418
418
3,24
2
BC
OST
O M
ARG
INAL
DEM
AND
A M
EDIA
(RD
$/M
Wh)
2,44
92,
509
2,42
52,
425
2,42
52,
425
2,42
52,
425
2,50
92,
509
2,50
92,
509
CO
STO
MAR
GIN
AL D
EMAN
DA
PIC
O
(RD
$/M
Wh)
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
CO
STO
REA
L D
E LA
EN
ERG
IA, R
D$/
MW
h1,
819
1,88
51,
671
1,41
81,
375
1,41
61,
350
1,28
51,
337
1,33
51,
320
1,30
4b1
SO
BRE
CO
STO
EN
ER
GIA
PO
R P
AG
O M
AR
GIN
AL(
RD
$/M
Wh)
693
677
821
1,07
51,
117
1,07
61,
142
1,20
81,
224
1,22
71,
242
1,25
7C
OST
O M
ARG
INAL
(MO
NTO
/ AÑ
O)
b2S
OBR
E C
OST
O E
N R
D$,
por
Pag
o M
argi
nal
8,97
29,
549
10,4
7311
,658
12,3
3612
,797
13,0
7013
,636
15,7
0316
,087
15,8
0915
,526
b3S
OBR
E C
OST
O E
N U
S$ (3
0RD
$/U
S$)
299
318
349
389
411
427
436
455
523
536
527
518
4,88
8C
US$
CO
STO
TO
TAL,
CO
MB
.+M
ARG
INAL
+IN
DEX
1,23
11,
367
1,34
61,
289
1,35
11,
471
1,50
71,
546
1,72
61,
745
1,70
11,
656
16,7
05c1
US$
/KW
h C
OST
O T
OTA
L , C
OM
B. +
MAR
GIN
AL0.
088
0.09
10.
081
0.07
10.
068
0.06
90.
066
0.06
20.
066
0.06
60.
066
0.06
5c2
CO
STO
TO
TAL
SIST
EMA
DE
MIN
IMO
CO
STO
(com
b +
mar
gina
l cer
o)0.
018
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
80.
018
c3D
IFER
EN
CIA
CO
STO
KW
h0.
053
0.05
00.
051
0.04
80.
044
0.04
80.
048
0.04
80.
047
c4SO
BR
ECO
STO
SIS
TEM
A AC
TUAL
, MIL
LON
ES D
E D
OLA
RES
980
1,11
2
1,05
4
963
99
6
1,10
6
1,
115
1,12
3
1,
337
1,46
8
1,
576
1,69
2
13
,542
Cua
dro
No.
5.5
59
CUARTA PARTE
OFERTA DE ENERGÍA
60
6.- OFERTA DE ENERGIA
Para la determinación de la oferta de energía se partirá del análisis de la oferta actual y la
demanda proyectada, estableciéndose los requerimientos de generación para obtener una reserva
potencia mínima de un 15%, supliendo la misma con la entrada de nuevas plantas y tratando de
que el costo marginal sea el más bajo posible en el tiempo.
6.1. COMPOSICIÓN DE LA OFERTA ACTUAL
El parque Energético Nacional se compone de seis grupos de generación clasificadas de acuerdo
al tipo de plantas, como se puede observar en el gráfico No.6.1 y en el cuadro No. 6.1.
Gráfico No.6.1
CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA Y TIPO DE GENERACION (MW), PARA EL AÑO
2004
MOTORES FUEL OIL, 683.1, 21%
MOTORES GASOIL, 117.7, 4%
CICLO COMBINADO, 804, 24%
TURB. A GAS, 572.7, 17%
TURB A VAPOR, 606.2, 18%
HIDRO, 542.6, 16%
61
Precio CostComb s GenAnual Indice Costo Pot Operac.No. Grupo de Planta Comb. RD$/mwh c KJ/Kwh BTU/Kh D F.c 8760 uso comb acumulada1 MW % MWH MW % RD$ mil MW
Hidroeléctricas 0 542.50 1 0.38 203.4375 10% 1782112.5 203.4 15% 0 203.4375
Plantas de carbón 641.67 8200 0.92 0.8 0.00 0 0 0% 0 0 0
2. Turb. Vapor Carbón Itabo II 704.16 11,520 10919.431 132 0.92 0.8 97.15Itabo I 731.85 12,221 11583.886 128 0.92 0.8 94.21
Barahona 1,208.00 13,091 12408.531 53.6 0.92 0.8 39.45801.58 313.6 230.8096 11% 2021892 231 17% 1 1621 434.2471
3. Gas RD$/MMBTU 202.75 RD$/Mwh1 Ciclo Combinado Aes Andres 1,426.40 7,000 6,635.07 300 0.92 0.8 220.80
Promedio 1,426.40 300 220.8 11% 1934208 220.8 16% 1 2759 655.05
4. Motores F.O. No. 6 US$/BL 28.01 1 Monterio 1,228.87 8505 8061.6114 100 0.92 0.8 73.602 Sultana del Este 1,526.00 8,197 7,769.67 153 0.92 0.8 112.613 Comp. Elec. PP2 1,553.05 9,492 8,997.16 58.1 0.92 0.8 42.764 Seaboard Estrella del Mar 1,571.29 9,036 8,564.93 72 0.92 0.8 52.995 Seaboard Estrella del Norte 1,706.61 9,814 9,302.37 43 0.92 0.8 31.656 CEEP 1 1,708.62 10,442 9,897.63 18.7 0.92 0.8 13.767 Palamara 1,884.60 8,850 8,388.63 107 0.92 0.8 78.758 La Vega 1,895.91 8,848 8,386.73 87.5 0.92 0.8 64.409 Manzanillo 3 1,926.00 9,586 9,086.26 1.6 0.92 0.8 1.18
10 Coplejo Metalúrgico Dom. 2,233.32 N.A 42 0.92 0.8 30.91Promedio 1,723.43 682.9 502.61 24% 4402902.14 502.6 36% 1.00 7588 1,157.66
502.65. Turb. Vapor F.O. 6
1 Haina 4 2,229.43 11,874 11254.976 84.9 0.92 0.8 62.492 PP 2 2,374.07 12,666 12005.981 39 0.92 0.8 28.703 SP 1 2407.82 13205.91 12517.45 33 0.92 0.8 24.294 Falcon 2,455.00 12,565 11909.953 197 0.92 0.8 144.995 Haina 1 2,466.74 13,138 12453.081 54 0.92 0.8 39.746 Haina 2 2,476.85 13,192 12504.265 54 0.92 0.8 39.747 PP 1 2,565.66 13,688 12974.408 27.6 0.92 0.8 20.31
Promedio 2,425.08 489.5 360.27 18% 1956709.29 223.4 16% 0.62 4745 1,381.03
6. Turbina de Gas Natural1 Los Minas 2 2,431.55 11,688 11,078.67 118 0.92 0.35 38.002 Los Mina 1 2,466.00 11,787 11,172.51 118 0.92 0.35 38.00
Promedio 2,448.78 236 75.992 4% 0 0 0% 0 0 1,381.03
7 Ciclo combinado, Smith Erron 28.011 SM VAP 6 2,092.02 12,898 12,225.59 0.92 0.35 0.002 SM CA 2/6 2,128.90 9,571 9,072.04 0.92 0.35 0.003 SE No.2/6 2,280.42 10,287 9,750.71 0.92 0.35 0.004 SE CC 2 2,498.05 8,668 8,216.11 0.92 0.35 0.005 SM TG 2 3,543.49 12,295 11,654.03 0.92 0.35 0.00
Promedio 2,508.58 185 148 7% 0 0 0% 0 0 1,381.03
8 Ciclo Combinado F.O. 2 US$/BL 57.561 CESPM 1 2,828.16 7,825 7,417.06 97.8 0.92 0.35 31.492 CESPM 2 2,828.16 7,825 7,417.06 97.8 0.92 0.35 31.493 CESPM 3 2,828.16 7,825 7,417.06 101 0.92 0.35 32.52
Promedio 2,828.16 296.6 95.5052 5% 0 0 0% 0 0 1,381.03
9 Turb. Gas F.O. 2 US$/BL 57.561 CESPM 1 TG 4,232.59 11,711 11,100.47 100 0.92 0.35 32.202 CESPM 2 TG 4,232.59 11,711 11,100.47 100 0.92 0.35 32.203 CESPM 3 TG 4,232.59 11,711 11,100.47 100 0.92 0.35 32.204 Haina 4,964.24 11,880 11,260.30 100 0.92 0.35 32.205 Victoria One 5,214.14 11,909 11,288.15 103 0.92 0.35 33.176 Itabo 1 5,414.16 12,820 12,151.82 34.5 0.92 0.35 11.117 Itabo 2 5,414.16 12,820 12,151.82 34.5 0.92 0.35 11.118 Itabo 3 5,414.16 12,820 12,151.82 34.5 0.92 0.35 11.119 San Pedro 7,898.00 18,258 17,306.16 32.1 0.92 0.35 10.34
10 Barahona 8,014.00 18,526 17,560.19 34 0.92 0.35 10.95Promedio 5,503.06 672.6 216.5772 11% 0 0 0% 0.00 0 1,381.03
Cap. Nom Cap.Efect GenAnual Costo GENERAC3718.7 2054.0079 8760 comb Pot Media
RD$/US$ 32 MWH MWH MWH RD$ mil MWDemanda 2004 12,944 1.09 12,097,824 16713 1,381.03
2005 14,108 12,097,824 1381.032006 15,378 2007 16,762 Costo combustible 1,381 RD$/mwh2008 18,061 2009 19,687 Costo planta que margina 2,425 RD$/mwh2010 21,459 1.092011 233902012 254952013 277902014 302912015 33017
Cuadro No. 6.1COSTO DE GENERACION POR GRUPO DE PLANTAS, PARA EL AÑO 2004
RendimientoCap. Nom.
TOTAL PotenciaPot Media utilizada
62
6.2. OFERTA PROYECTADA Y COSTOS
Se analizaron tres escenarios de ofertas para demanda baja, media y alta, para el periodo 2004-
2015, con el sistema actual proyectado hasta el año 2015, considerando tasas de crecimiento
promedio de 7.75%, cuadro No.6.2, 9% cuadro No.6.3 y 10% cuadro No.6.4.
Como se puede observar, con las unidades existentes y con el crecimiento de la indisponibilidad
por obsolescencia, siendo esto último previsible por el comportamiento de su confiabilidad
operativa de los últimos años a partir del año 2006 se presenta un déficit de generación en
cualquiera de los escenarios, el cual se incrementa notablemente a partir de ese año. En
consecuencia, se deberá instalar nueva generación a más tardar en el segundo semestre del 2006.
Para cubrir el déficit en la oferta de generación se simula la entrada de nueva generación. Para
estimar el crecimiento de la oferta se debe asumir al menos un 15% por encima de la demanda
proyectada, lo cual sirve para cubrir las llamadas reservas fría y rotante.
Para las máquinas actuales se ha considerado una capacidad efectiva, descontando la capacidad
requerida como reserva rotante (o caliente), estimada en un porcentaje por encima de la máquina
mayor del sistema (aprox. 250 Mw) y el faltante para cubrir el 15% de la reserva requerida.
En la estimación de la capacidad de la oferta se ha asumido de manera conservadora para sólo
cubrir la demanda con las plantas nuevas, en consecuencia la proyección de la oferta con la
nueva generación equivale el haber proyectado un crecimiento efectivo de la demanda de 9%. La
curva de la oferta requerida es similar a la del crecimiento de la demanda del cuadro No.5.3. En
el cuadro No.6.5 se muestra la oferta requerida para cubrir la demanda, sacando de servicio de
carga base las plantas Smith & Enron y de la Compañía de Electricidad de San Pedro de
Macorís (CESPM).
De acuerdo a los cuadros Nos.6.2, 6.3 y 6.4, para los escenarios de crecimiento de la demanda
bajo, medio y alto, para el 2006 se necesitarán 299 Mw adicionales en el escenario bajo, para
cubrir el pico, necesitándose un incremento promedio de 280 Mw anuales. Para el mismo año, se
63
requerirá 358 Mw adicionales en el escenario medio, necesitando un incremento promedio de
347 Mw anuales. En cuanto al escenario alto, para el 2006 se necesitarán 406 Mw adicionales en
el sistema, requerirán un aumento promedio de 407 Mw adicionales al año.
En base a lo anterior, se requerirá la entrada de una planta al final de los años 2006, 2007 y 2010
de acuerdo al siguiente esquema:
1) Planta de 600 Mw en Pepillo Salcedo, año 2006.
2) Planta de 600 Mw en Puerto Viejo Azua,año 2007.
3) Plantas equivalentes a 900 Mw
Se proyecta la entrada a capacidad parcial de 350 Mw de las dos unidades de capacidad nominal
600 Mw, ofertadas por la Westmont. Estas unidades irán recogiendo el incremento de la
demanda y las salidas de algunas de las plantas existentes de altos costos variables, dejando
espacio para la entrada de las de 600 Mw, así como para la posible entrada de nuevos proyectos
Hidroeléctricos, Eólicos o de aprovechamiento de desechos sólidos.
64
PROGRAMA CEW ENTRADA DE PLANTAS 1200 Mw A PLENA CARGA 2007AUMENTO ENTRADA A CARBON
SINTESIS PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA CRECIMIENTO DEMANDA TOTAL 7.75%2004-2015 RESERVA 0% 1.00
FACTOR DE PICO 0.7PROYECCION DEMANDA 7.75% 7.75%Carbón (US) $60, 12000 BTU / $40, 8000 BTU AÑOFul-Oil (US) 28 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PromedioDEMANDA POTENCIA MEDIA 0.7 1,532 1,651 1,779 1,917 2,065 2,226 2,398 2,584 2,784 3,000 3,232 3,483 2,465DEMANDA POTENCIA DEL PICO 0.300 657 708 762 822 885 954 1,028 1,107 1,193 1,286 1,385 1,493DEMANDA POTENCIA TOTAL, Mw 1.000 2,189 2,359 2,541 2,738 2,951 3,179 3,426 3,691 3,977 4,285 4,618 4,975ENERGIA, MWh/Año 2,004 14,381,730 15,496,314 16,697,278 17,991,317 19,385,645 20,888,032 22,506,855 24,251,136 26,130,599 28,155,720 30,337,789 32,688,967 254,529,652
BASE INIC 150 Entrada de Potencia 0 0 0 0 0ENTRADA GRUPO PLANTAS ADIC PICO 250
Disp F.C. Capac RD$/MWh 0.375 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.97 0.94 0.91 0.88 0.85 0.82 0.791 1 0.38 203.4 Hidroeléctrica - 9.8% 400 400 400 400 450 450 450 500 500 500 500 5002 0.92 0.8 552.0 Manzanillo Carbón 642 3 0.92 0.8 552.0 Azua 642 4 0.92 0.8 662.4 Carbón (300Mw) 642 0 0 0 0 0 0 0 0
Pico 0 0 0 0 0 0 0 05 0.92 0.8 230.8 Turb. Vapor Carbón 802 15.1% 231 231 231 231 231 224 217 210 203 196 189 182
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 06 0.92 0.8 220.8 Ciclo Comb. AES Andrés 1,426 14.4% 221 221 221 221 221 214 208 201 194 188 181 174
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 07 0.92 0.8 502.6 Motores F.O. No. 6 1,723 32.8% 503 503 503 503 503 488 472 457 442 427 412 397
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 08 0.92 0.8 360.3 Turb. Vapor F.O. 6 2,425 23.5% 360 360 360 360 360 349 339 328 317 306 295 285
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 09 0.35 76.0 Turb, de Gas Natural LM 2,449 68 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76
0.92 0.8 173.7 Pico 174 98 98 98 98 92 87 82 77 72 66 6110 0.92 0.8 136.2 Ciclo comb, Smith Enron 2,509 0 111 136 136 136 132 128 124 120 116 112 108
Pico 136 26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 011 0.35 95.5 Ciclo Combinado F.O. 2 2,828 0 0 95 95 95 95 95 95 95 95 95 95
0.92 0.8 218.3 Pico 97 218 123 123 123 117 110 104 97 91 84 7712 0.92 0.8 495.0 Turb. Gas F.O. 2 5,503 POT PROM
GENERACION POTENCIA MEDIA 1,532 1,651 1,772 1,772 1,790 1,747 1,703 1,679 1,635 1,592 1,548 1,505 1,672GENERACION POTENCIA TOTAL EN PICO 2,189 2,243 2,243 2,243 2,293 2,237 2,182 2,177 2,122 2,066 2,011 1,956 2,161DEFICIT GENERACION POTENCIA MEDIA 0 0 7 145 275 479 695 905 1,149 1,408 1,684 1,978DEFICIT GENER. POTENCIA TOTAL DEMANDADA 0 116 299 496 658 942 1,244 1,514 1,856 2,219 2,607 3,020
A COSTO COMBUSTIBLE Sistema Corregido MMUS$ 777 863 931 931 916 887 858 816 787 759 730 702 9,179a1 Proyección costo Combustible Sistema Actual 777 863 931 931 916 887 858 816 787 759 730 702 9,179a2 INDEXACION Comb Sist, Pagando Ptas Existente25% 194 216 233 233 229 222 214 204 197 190 183 176 2,295a3 AHORRO POR COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
B COSTO MARGINAL DEMANDA MEDIA (RD$/MWh) 2,449 2,509 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828COSTO MARGINAL DEMANDA PICO (RD$/MWh) 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828COSTO REAL DE LA ENERGIA, RD$/MWh 1,834 1,897 1,922 1,922 1,891 1,883 1,874 1,836 1,826 1,816 1,805 1,794
b1 SOBRE COSTO ENERGIA POR PAGO MARGINAL(RD$/MWh) 678 665 906 906 937 945 954 992 1,002 1,012 1,023 1,034COSTO MARGINAL (MONTO / AÑO)
b2 SOBRE COSTO EN RD$, por Pago Marginal 9,097 9,619 14,066 14,066 14,699 14,465 14,231 14,594 14,354 14,113 13,871 13,629b3 SOBRE COSTO EN US$ (30RD$/US$) 303 321 469 469 490 482 474 486 478 470 462 454 5,057C US$ COSTO TOTAL, COMB.+MARGINAL+INDEX 1,274 1,399 1,632 1,632 1,635 1,591 1,547 1,506 1,463 1,419 1,375 1,332 16,531c1 US$/KWh COSTO TOTAL , COMB. + MARGINAL 0.089 0.091 0.101 0.101 0.100 0.099 0.099 0.098 0.097 0.097 0.097 0.096c2 COSTO TOTAL SISTEMA DE MINIMO COSTO (Comb + Marginal Cero) 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018c3 DIFERENCIA COSTO KWh 0.083 0.082 0.081 0.081 0.080 0.079 0.079 0.079 0.078c4 SOBRECOSTO SISTEMA ACTUAL, MILLONES DE DOLARES
1,015 1,136 1,381 1,488 1,581 1,698 1,824 1,931 2,072 2,223 2,385 2,558 20,276
Cuadro No. 6.2
65
PROGRAMA CEW ENTRADA DE PLANTAS 1200 Mw A PLENA CARGA 2007AUMENTO ENTRADA A CARBON
SINTESIS PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA CRECIMIENTO DEMANDA TOTAL 9.00%2004-2015 RESERVA 0% 1.00
FACTOR DE PICO 0.675PROYECCION DEMANDA 9.00% 9.00%Carbón (US) $60, 12000 BTU / $40, 8000 BTU AÑOFul-Oil (US) 28 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PromedioDEMANDA POTENCIA MEDIA 0.675 1,478 1,611 1,756 1,914 2,086 2,273 2,478 2,701 2,944 3,209 3,498 3,813 2,571DEMANDA POTENCIA DEL PICO 0.325 711 775 845 921 1,004 1,095 1,193 1,301 1,418 1,545 1,684 1,836DEMANDA POTENCIA TOTAL, Mw 1.000 2,189 2,386 2,601 2,835 3,090 3,368 3,671 4,002 4,362 4,754 5,182 5,649ENERGIA, MWh/Año 2,004 13,982,238 15,240,639 16,612,296 18,107,403 19,737,069 21,513,406 23,449,612 25,560,077 27,860,484 30,367,928 33,101,041 36,080,135 267,630,090
BASE INIC 150 Entrada de Potencia 0 0 0 0 0ENTRADA GRUPO PLANTAS ADIC PICO 250
Disp F.C. Capac RD$/MWh 0.375 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.97 0.94 0.91 0.88 0.85 0.82 0.791 1 0.38 203.4 Hidroeléctrica - 10.2% 400 400 400 400 450 450 450 500 500 500 500 5002 0.92 0.8 552.0 Manzanillo Carbón 642 3 0.92 0.8 552.0 Azua 642 4 0.92 0.8 662.4 Carbón (300Mw) 642 0 0 0 0 0 0 0 0
Pico 0 0 0 0 0 0 0 05 0.92 0.8 230.8 Turb. Vapor Carbón 802 15.6% 231 231 231 231 231 224 217 210 203 196 189 182
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 06 0.92 0.8 220.8 Ciclo Comb. AES Andrés 1,426 14.9% 221 221 221 221 221 214 208 201 194 188 181 174
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 07 0.92 0.8 502.6 Motores F.O. No. 6 1,723 34.0% 503 503 503 503 503 488 472 457 442 427 412 397
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 08 0.92 0.8 360.3 Turb. Vapor F.O. 6 2,425 24.4% 360 360 360 360 360 349 339 328 317 306 295 285
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 09 0.35 76.0 Turb, de Gas Natural LM 2,449 13 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76
0.92 0.8 173.7 Pico 174 98 98 98 98 92 87 82 77 72 66 6110 0.92 0.8 136.2 Ciclo comb, Smith Enron 2,509 0 70 136 136 136 132 128 124 120 116 112 108
Pico 136 66 0 0 0 0 0 0 0 0 0 011 0.35 95.5 Ciclo Combinado F.O. 2 2,828 0 0 79 95 95 95 95 95 95 95 95 95
0.92 0.8 218.3 Pico 152 218 139 123 123 117 110 104 97 91 84 7712 0.92 0.8 495.0 Turb. Gas F.O. 2 5,503 POT PROM
GENERACION POTENCIA MEDIA 1,478 1,611 1,756 1,772 1,790 1,747 1,703 1,679 1,635 1,592 1,548 1,505 1,667GENERACION POTENCIA TOTAL EN PICO 2,189 2,243 2,243 2,243 2,293 2,237 2,182 2,177 2,122 2,066 2,011 1,956 2,161DEFICIT GENERACION POTENCIA MEDIA 0 0 0 142 295 527 775 1,022 1,309 1,618 1,950 2,308DEFICIT GENER. POTENCIA TOTAL DEMANDADA 0 143 358 592 797 1,131 1,489 1,825 2,240 2,688 3,171 3,693
A COSTO COMBUSTIBLE sistema corregido MMUS$ 745 839 922 931 916 887 858 816 787 759 730 702 9,147a1 Proyección costo combustible sistema actual 745 839 922 931 916 887 858 816 787 759 730 702 9,147a2 INDEXACION comb sist, pagando plta existente 25% 186 210 231 233 229 222 214 204 197 190 183 176 2,287a3 AHORRO POR COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
B COSTO MARGINAL DEMANDA MEDIA (RD$/MWh) 2,449 2,509 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828COSTO MARGINAL DEMANDA PICO (RD$/MWh) 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828COSTO REAL DE LA ENERGIA, RD$/MWh 1,818 1,885 1,920 1,922 1,891 1,883 1,874 1,836 1,826 1,816 1,805 1,794
b1 SOBRE COSTO ENERGIA POR PAGO MARGINAL(RD$/MWh) 694 677 908 906 937 945 954 992 1,002 1,012 1,023 1,034COSTO MARGINAL (MONTO / AÑO)
b2 SOBRE COSTO EN RD$, por pago marginal 8,987 9,549 13,962 14,066 14,699 14,465 14,231 14,594 14,354 14,113 13,871 13,629b3 SOBRE COSTO EN US$ (30RD$/US$) 300 318 465 469 490 482 474 486 478 470 462 454 5,051C US$ COSTO TOTAL, COMB.+MARGINAL+INDEX 1,231 1,367 1,619 1,632 1,635 1,591 1,547 1,506 1,463 1,419 1,375 1,332 16,485c1 US$/KWh COSTO TOTAL , COMB. + MARGINAL 0.088 0.091 0.101 0.101 0.100 0.099 0.099 0.098 0.097 0.097 0.097 0.096c2 COSTO TOTAL SISTEMA DE MINIMO COSTO (comb + marginal cero) 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018c3 DIFERENCIA COSTO KWh 0.083 0.082 0.081 0.081 0.080 0.079 0.079 0.079 0.078c4 SOBRECOSTO SISTEMA ACTUAL, MILLONES DE DOLARES
980 1,112 1,372 1,498 1,610 1,749 1,900 2,035 2,209 2,398 2,602 2,823 21,307
Cuadro No. 6.3
66
PROGRAMA CEW ENTRADA DE PLANTAS 1200 Mw A PLENA CARGA 2007AUMENTO ENTRADA A CARBON
SINTESIS PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA CRECIMIENTO DEMANDA TOTAL 10.0%2004-2015 RESERVA 0% 1.00
FACTOR DE PICO 0.65PROYECCION DEMANDA 10.00% 10.00%Carbón (US) $60, 12000 BTU / $40, 8000 BTU AÑOFul-Oil (US) 28 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PromedioDEMANDA POTENCIA MEDIA 0.65 1,423 1,565 1,722 1,894 2,083 2,292 2,521 2,773 3,050 3,355 3,691 4,060 2,637DEMANDA POTENCIA DEL PICO 0.350 766 843 927 1,020 1,122 1,234 1,357 1,493 1,642 1,807 1,987 2,186DEMANDA POTENCIA TOTAL, Mw 1.000 2,189 2,408 2,649 2,914 3,205 3,525 3,878 4,266 4,692 5,162 5,678 6,245ENERGIA, MWh/Año 2,004 13,582,745 14,941,020 16,435,121 18,078,634 19,886,497 21,875,147 24,062,661 26,468,927 29,115,820 32,027,402 35,230,142 38,753,157 276,874,528
BASE INIC 150 Entrada de Potencia 0 0 0 0 0ENTRADA GRUPO PLANTAS ADIC PICO 250
Disp F.C. Capac RD$/MWh 0.375 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.97 0.94 0.91 0.88 0.85 0.82 0.791 1 0.38 203.4 Hidroeléctrica - 10.5% 400 400 400 400 450 450 450 500 500 500 500 5002 0.92 0.8 552.0 Manzanillo Carbón 642 3 0.92 0.8 552.0 Azua 642 4 0.92 0.8 662.4 Carbón (300Mw) 642 0 0 0 0 0 0 0 0
Pico 0 0 0 0 0 0 0 05 0.92 0.8 230.8 Turb. Vapor Carbón 802 16.2% 231 231 231 231 231 224 217 210 203 196 189 182
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 06 0.92 0.8 220.8 Ciclo Comb. AES Andrés 1,426 15.5% 221 221 221 221 221 214 208 201 194 188 181 174
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 07 0.92 0.8 502.6 Motores F.O. No. 6 1,723 35.3% 503 503 503 503 503 488 472 457 442 427 412 397
Pico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 08 0.92 0.8 360.3 Turb. Vapor F.O. 6 2,425 22.4% 319 360 360 360 360 349 339 328 317 306 295 285
Pico 42 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 09 0.35 76.0 Turb, de Gas Natural LM 2,449 0 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76
0.92 0.8 173.7 Pico 174 98 98 98 98 92 87 82 77 72 66 6110 0.92 0.8 136.2 Ciclo comb, Smith Enron 2,509 0 25 136 136 136 132 128 124 120 116 112 108
Pico 136 112 0 0 0 0 0 0 0 0 0 011 0.35 95.5 Ciclo Combinado F.O. 2 2,828 0 0 45 95 95 95 95 95 95 95 95 95
0.92 0.8 218.3 Pico 165 218 173 123 123 117 110 104 97 91 84 7712 0.92 0.8 495.0 Turb. Gas F.O. 2 5,503 POT PROM
GENERACION POTENCIA MEDIA 1,423 1,565 1,722 1,772 1,790 1,747 1,703 1,679 1,635 1,592 1,548 1,505 1,660GENERACION POTENCIA TOTAL EN PICO 2,189 2,243 2,243 2,243 2,293 2,237 2,182 2,177 2,122 2,066 2,011 1,956 2,161DEFICIT GENERACION POTENCIA MEDIA 0 0 0 122 293 545 817 1,094 1,415 1,763 2,142 2,555DEFICIT GENER. POTENCIA TOTAL DEMANDADA 0 165 406 671 912 1,288 1,696 2,089 2,571 3,095 3,667 4,290
A COSTO COMBUSTIBLE sistema corregido MMUS$ 712 811 904 931 916 887 858 816 787 759 730 702 9,101a1 Proyección costo combustible sistema actual 712 811 904 931 916 887 858 816 787 759 730 702 9,101a2 INDEXACION comb sist, pagando plta existente 25% 178 203 226 233 229 222 214 204 197 190 183 176 2,275a3 AHORRO POR COMBUSTIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
B COSTO MARGINAL DEMANDA MEDIA (RD$/MWh) 2,425 2,509 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828COSTO MARGINAL DEMANDA PICO (RD$/MWh) 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828 2,828COSTO REAL DE LA ENERGIA, RD$/MWh 1,793 1,869 1,915 1,922 1,891 1,883 1,874 1,836 1,826 1,816 1,805 1,794
b1 SOBRE COSTO ENERGIA POR PAGO MARGINAL(RD$/MWh) 699 693 913 906 937 945 954 992 1,002 1,012 1,023 1,034COSTO MARGINAL (MONTO / AÑO)
b2 SOBRE COSTO EN RD$, por pago marginal 8,712 9,499 13,776 14,066 14,699 14,465 14,231 14,594 14,354 14,113 13,871 13,629b3 SOBRE COSTO EN US$ (30RD$/US$) 290 317 459 469 490 482 474 486 478 470 462 454 5,043C US$ COSTO TOTAL, COMB.+MARGINAL+INDEX 1,180 1,331 1,589 1,632 1,635 1,591 1,547 1,506 1,463 1,419 1,375 1,332 16,419c1 US$/KWh COSTO TOTAL , COMB. + MARGINAL 0.087 0.091 0.100 0.101 0.100 0.099 0.099 0.098 0.097 0.097 0.097 0.096c2 COSTO TOTAL SISTEMA DE MINIMO COSTO (comb + marginal cero) 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018 0.018c3 DIFERENCIA COSTO KWh 0.083 0.082 0.081 0.081 0.080 0.079 0.079 0.079 0.078c4 SOBRECOSTO SISTEMA ACTUAL, MILLONES DE DOLARES
935 1,084 1,353 1,495 1,622 1,779 1,950 2,107 2,309 2,529 2,769 3,032 22,028
Cuadro No. 6.4
67
6.3. EVALUACION DE LAS OFERTAS
Al momento de la realización de este estudio, la CDEEE había recibido una serie de ofertas para
el suministro de energía. De estas ofertas se han seleccionado las que se consideran más
atractivas, por estar de acuerdo con los lineamientos del plan de expansión indicativo de la
Comisión Nacional de Energía, para ser consideradas como ofertas firmes para cubrir la
demanda proyectada para el periodo 2005-2015. Estas ofertas son las siguientes:
a) TERMO MANZANILLO, proyecto a Pet Coke, de dos unidades de 150 Mw cada una,
a ser instaladas en Montecristi. Este proyecto fue evaluado y sus precios no dejan de ser
competitivos, con relación a los precios del mercado, se oferta un precio de
5.9US¢/KWh.
b) ALSTOM, oferta una central de 200 Mw; el precio propuesto es de 6.45US¢. Este costo
es ligeramente alto, si se compara con otra central de este tipo.
c) WESTMONT, presentó su oferta a CDEEE, para instalar dos (2) plantas de 600 Mw
cada una, donde el compromiso de CDEEE es pagar a Westmont 1.80US¢/KWh.
por Operación y Mantenimiento.
Los financiamientos para los dos primeros proyectos (a y b) en lo inmediato no están
definidos, por lo que el tiempo para conseguir financiamiento, hacer evaluaciones, construir
e instalar las unidades, se estima en unos cinco (5) años, por lo que se puede considerar su
puesta en servicio a partir del año 2010.
La oferta presentada por la Empresa Westmont, consiste en instalar dos plantas de 600 Mw
cada una en Pepillo Salcedo (Monte Cristi), cuya puesta en operación se espera a final del
año 2006 y otra en Puerto Viejo (Azua), para entrar en operación al final del año 2007. Sus
precios son muy competitivos (alrededor de 5.00US¢/KWh). El tiempo para la puesta en
operación de estas centrales es menor con relación a las demás plantas ofertadas, o al
68
requerido por una planta a fabricar ahora. Esto es debido a que sus equipos están ya
construidos y disponibles para ser instalados. Otra de las ventajas de esta propuesta, es que el
inversionista financiará el proyecto, a su costo y riesgo.
6.4.- SELECCIÓN DE NUEVA GENERACIÓN PARA CUBRIR LA DEMANDA
De acuerdo a datos tomados del reporte mensual del mes de octubre del año 2004 del
Organismo Coordinador , la demanda abastecida hasta este mes fue de 7,390.93 GWh, para
un promedio mensual de 739 GWh. Proyectando para los últimos dos meses (noviembre y
diciembre) este mismo valor, tendremos que la demanda abastecida para el año completo
será de 8,868 GWh. Mientras que la demanda estimada para todo el año es de 12,126 GWh.
El déficit de energía deberá ser de 4,058 GWh, según las proyecciones del año 2004.
Según los estudios realizados por la Empresa P.A. Consulting, el costo de desabastecimiento
es de US$1.35/KWh, por consiguiente el costo total por la energía no abastecida registrada
para el año 2004 será de US$5,478.3 Millones.
La proyección de la generación futura debe hacerse para suplir en su totalidad la demanda de
energía máxima (en el pico) y de esta manera evitarle al país pérdidas económicas elevadas
por energía no abastecida.
Si se toma el escenario de crecimiento de la oferta necesaria, similar a la proyección de la
demanda mostrada en el cuadro No.6.3, para finales del año 2006, se necesitarían 358 Mw
adicionales a los existentes para cubrir la demanda; para el año 2007 se requerirán 592 Mw
adicionales y un año después 797 Mw más. En tal sentido, se puede prever que una primera
unidad debe entrar en el año 2006, pero para el año 2007 ya estaría operando a 375 Mw. La
segunda unidad debe entrar a mediado del 2007 para cubrir el crecimiento de la demanda,
pero la misma entraría al sistema con una potencia limitada a 300 Mw.
Evaluando este mismo escenario para el año 2010 se requerirían 1,489 Mw adicionales a los
actuales, asumiendo que un 6% de la capacidad disponible en el 2004 no estará disponible a
69
causa de obsolescencia. Para ese año se puede prever la entrada de otras plantas de costos de
generación mínimo.
Para el año 2010, las dos plantas propuestas por Westmont estarían operando para una
entrega de potencia en conjunto de 1,166 Mw., hasta la entrada de una nueva planta en la
Zona Norte del país, asumiendo que en ese año se instalen las otras unidades.
De lo antes expuesto, se puede concluir que deberá instalarse unos 1,825 Mw de capacidad
adicional a la existente de aquí al año 2011, si se quiere satisfacer la demanda en el escenario
de crecimiento más probable.
Para el año 2010 las plantas de la Westmont estarán generando en el límite de sus
capacidades nominales, estando también operando a plena capacidad la otra planta
mencionada. Para la demanda pico del año 2015 se necesitará la entrada de nueva
generación, la cual hasta ahora no ha sido ofertada, pero parte de ésta podría estar cubierta
por proyectos Eólicos, de aprovechamiento de la basura como combustible y por los
proyectos hidroeléctricos actualmente en proceso de construcción.
Como se puede apreciar, las plantas sólo estarían a plena capacidad de explotación para
finales del año 2010, cuando la demanda del sistema en pico rondará los 3,672 Mw, con una
demanda media de 2,478 Mw.
Para ese momento una planta de 600 Mw representa un 16% de la demanda máxima, es
decir, que estarían dentro del límite de potencia generalmente aceptado para la planta mayor
de un sistema, el cual establece que la planta mayor del sistema no debe sobrepasar el 15%
de la demanda máxima del mismo, en el escenario bajo de proyección de la demanda, si esta
se incrementa en base al escenario medio ó alto, una planta de 600 Mw estaría por debajo del
15% de la demanda para el año 2010.
Otro escenario evaluado se muestra en el cuadro No.6.5, donde se proyectan la oferta
requerida para cubrir la demanda con una potencia de reserva, equivalente al 15%, pero
70
sacando Smith & Enron y la CESPM. El año en que deben entrar las máquinas nuevas es el
mismo al obtenido en base a la proyección anterior soportada en el cuadro No.6.3, pero se
aumentaría la potencia a que son despachadas. Como se puede apreciar al final del periodo, a
partir del año 2013 se necesitaría capacidad adicional, aún se usara nueva vez Smith & Enron
y CESPM suponiendo un cambio en el uso del combustible a carbón gasificado.
71
PR
OG
RA
MA
CE
WEN
TRA
DA
DE
PLAN
TAS
1200
Mw
A P
LEN
A C
ARG
A 2
007
AUM
ENTO
EN
TRAD
A A
CAR
BO
NSI
NTE
SIS
PRO
GR
AMA
DE
DES
PAC
HO
DE
CAR
GA
CR
ECIM
IEN
TO D
EMAN
DA
TOTA
L7.
75%
2004
-201
5R
ESE
RVA
0%1.
00FA
CTO
R D
E P
ICO
0.67
5PR
OYE
CC
ION
DEM
AND
A 7.
75%
7.75
%C
arbó
n (U
S)$6
0, 1
2000
BTU
/ $4
0, 8
000
BTU
AÑO
Ful-O
il (U
S)
2820
0420
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
15Pr
omed
ioD
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA M
ED
IA0.
675
1,47
81,
592
1,71
51,
848
1,99
22,
146
2,31
22,
492
2,68
52,
893
3,11
73,
358
2,37
7D
EMA
ND
A P
OTE
NC
IA D
EL P
ICO
0.32
571
176
782
689
095
91,
033
1,11
31,
200
1,29
31,
393
1,50
11,
617
DEM
AN
DA
PO
TEN
CIA
TO
TAL,
Mw
1.00
02,
189
2,35
92,
541
2,73
82,
951
3,17
93,
426
3,69
13,
977
4,28
54,
618
4,97
5E
NE
RG
IA, M
Wh/
Año
2,00
4
13,9
82,2
3815
,065
,861
16,2
33,4
6517
,491
,559
18,8
47,1
5420
,307
,809
21,8
81,6
6423
,577
,493
25,4
04,7
4927
,373
,617
29,4
95,0
7231
,780
,940
247,
459,
383
BA
SE
INIC
150
Entr
ada
de P
oten
cia
00
00
0EN
TRAD
A G
RU
PO P
LAN
TAS
AD
IC P
ICO
250
Dis
pF.
C.
Cap
acR
D$/
MW
h0.
375
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
0.97
0.94
0.91
0.88
0.85
0.82
0.79
11
0.38
203.
4H
idro
eléc
trica
-
10
.2%
400
400
400
400
450
450
450
500
500
500
500
500
20.
920.
855
2.0
Man
zani
llo C
arbó
n64
2
30.
920.
855
2.0
Azu
a64
2
40.
920.
866
2.4
Car
bón
(300
Mw
)64
2
00
00
00
00
Pic
o0
00
00
00
05
0.92
0.8
230.
8Tu
rb. V
apor
Car
bón
802
15
.6%
231
231
231
231
231
224
217
210
203
196
189
182
Pic
o0
00
00
00
00
00
06
0.92
0.8
220.
8C
iclo
Com
b. A
ES A
ndré
s 1,
426
14.9
%22
122
122
122
122
121
420
820
119
418
818
117
4P
ico
00
00
00
00
00
07
0.92
0.8
502.
6M
otor
es F
.O. N
o. 6
1,
723
34.0
%50
350
350
350
350
348
847
245
744
242
741
239
7P
ico
00
00
00
00
00
00
80.
920.
836
0.3
Turb
. Vap
or F
.O. 6
2,42
5
24
.4%
360
360
360
360
360
349
339
328
317
306
295
285
Pic
o0
00
00
00
00
00
09
0.35
76.0
Turb
, de
Gas
Nat
ural
LM
2,44
9
13
7676
7676
7676
7676
7676
760.
920.
817
3.7
Pic
o17
498
9898
9892
8782
7772
6661
100.
920.
813
6.2
Cic
lo c
omb,
Sm
ith E
nron
2,50
9
0
5213
613
613
613
212
812
412
011
611
210
8P
ico
136
850
00
00
00
00
011
0.35
95.5
Cic
lo C
ombi
nado
F.O
. 2
2,82
8
0
039
9595
9595
9595
9595
950.
920.
821
8.3
Pic
o15
221
817
912
312
311
711
010
497
9184
7712
0.92
0.8
495.
0Tu
rb. G
as F
.O. 2
5,
503
POT
PR
OM
GEN
ER
ACIO
N P
OTE
NC
IA M
ED
IA1,
478
1,59
21,
716
1,77
21,
790
1,74
71,
703
1,67
91,
635
1,59
21,
548
1,50
51,
662
GEN
ER
ACIO
N P
OTE
NC
IA T
OTA
L EN
PIC
O2,
189
2,24
32,
243
2,24
32,
293
2,23
72,
182
2,17
72,
122
2,06
62,
011
1,95
62,
161
DEF
ICIT
GEN
ERA
CIO
N P
OTE
NC
IA M
EDIA
00
077
201
399
609
813
1,05
01,
301
1,56
91,
854
DEF
ICIT
GEN
ER. P
OTE
NC
IA T
OTA
L D
EM
AND
ADA
011
629
949
665
894
21,
244
1,51
41,
856
2,21
92,
607
3,02
0A
CO
STO
CO
MB
UST
IBLE
Sis
tem
a C
orre
gido
MM
US$
745
828
901
931
916
887
858
816
787
759
730
702
9,11
4a1
Pro
yecc
ión
cost
o C
ombu
stib
le S
iste
ma
Actu
al74
582
890
193
191
688
785
881
678
775
973
070
29,
114
a2IN
DEX
ACIO
N C
omb
Sist
, Pag
ando
Pta
s Ex
iste
nte 2
5%18
620
722
523
322
922
221
420
419
719
018
317
62,
279
a3AH
OR
RO
PO
R C
OM
BU
STIB
LE0
00
00
00
00
00
00
BC
OST
O M
ARG
INAL
DEM
AND
A M
EDIA
(RD
$/M
Wh)
2,44
92,
509
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
CO
STO
MAR
GIN
AL D
EMAN
DA
PIC
O
(RD
$/M
Wh)
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
2,82
82,
828
CO
STO
REA
L D
E LA
EN
ERG
IA, R
D$/
MW
h1,
818
1,87
91,
913
1,92
21,
891
1,88
31,
874
1,83
61,
826
1,81
61,
805
1,79
4b1
SO
BRE
CO
STO
EN
ER
GIA
PO
R P
AG
O M
AR
GIN
AL(
RD
$/M
Wh)
694
683
915
906
937
945
954
992
1,00
21,
012
1,02
31,
034
CO
STO
MAR
GIN
AL (M
ON
TO /
AÑO
)b2
SO
BRE
CO
STO
EN
RD
$, p
or P
ago
Mar
gina
l8,
987
9,52
513
,748
14,0
6614
,699
14,4
6514
,231
14,5
9414
,354
14,1
1313
,871
13,6
29b3
SO
BRE
CO
STO
EN
US$
(30R
D$/
US$
)30
031
845
846
949
048
247
448
647
847
046
245
45,
043
CU
S$ C
OST
O T
OTA
L, C
OM
B.+
MAR
GIN
AL+I
ND
EX1,
231
1,35
21,
584
1,63
21,
635
1,59
11,
547
1,50
61,
463
1,41
91,
375
1,33
216
,436
c1U
S$/K
Wh
CO
STO
TO
TAL
, CO
MB
. + M
ARG
INAL
0.08
80.
091
0.10
00.
101
0.10
00.
099
0.09
90.
098
0.09
70.
097
0.09
70.
096
c2C
OST
O T
OTA
L SI
STEM
A D
E M
INIM
O C
OS
TO (C
omb
+ M
argi
nal C
ero)
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
80.
018
0.01
8c3
DIF
ERE
NC
IA C
OST
O K
Wh
0.08
30.
082
0.08
10.
081
0.08
00.
079
0.07
90.
079
0.07
8c4
SOB
REC
OST
O S
ISTE
MA
ACTU
AL, M
ILLO
NES
DE
DO
LAR
ES98
0
1,
096
1,
335
1,
447
1,53
7
1,
651
1,77
3
1,
877
2,01
4
2,
161
2,31
9
2,
487
19,6
98
Cua
dro
No.
6.5
72
QUINTA PARTE EVALUACION DE LA FACTIBILIDAD DEL PROYECTO
CARBON 1,200 Mw
73
7. EVALUACION DE LA FACTIBILIDAD DEL PROYECTO CARBON 1,200 Mw Como parte de la evaluación del proyecto de instalación de 1,200 Mw a carbón, se comparará la
oferta de la Westmont con otras posibles soluciones para cubrir la demanda de energía del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para los próximos años.
El proyecto se comparará con las ofertas recibidas y otros proyectos. Para esto se utilizarán los
precios prevalecientes en el mercado para unidades nuevas.
7.1.- COMPARACIÓN DE LAS PLANTAS PROPUESTAS CON OTRAS SIMILARES
La principal ventaja de las plantas propuestas por Westmont es que las mismas ya están
fabricadas, y se ofertan a un costo de oportunidad evaluado en unos US$423.20 Millones,
incluyendo el costo de instalación, el cual se estima en unos US$92.50 millones cada una y las
líneas de transmisión asociadas. Cualquier planta que se ordenara fabricar en el momento, de una
capacidad similar (600MW), costaría alrededor de US$ 810 Millones por unidad, sin incluir la
línea de transmisión.
En el valor asumido para estas plantas se incluyen todos los costos asociados con la instalación,
incluido US$140 Millones que aportará la CDEEE , los cuáles estarán garantizados por los
Titulos de propiedad de ambas unidades. Este monto de US$140 Millones será destinado a las
instalaciones de las dos Plantas, cuyo costo total se estima en US$185 Millones.
Este costo de oportunidad no se debe pasar por alto al momento de evaluar su factibilidad
económica, pues se trata de una planta sin uso, fabricada hace unos diez (10) años, está en buen
estado de conservación y bajo garantía del fabricante, ofreciéndose a precio bajo.
Se puede evaluar el precio de venta en base a los costos de producción de la planta. Asumiendo
un valor promedio de combustible de US$40/Ton de carbón. La planta propuesta, para este
precio del carbón, puede vender energía a 5.19US¢/KWh, obteniendo una tasa de retorno de
capital de un 25% (TIR), como se muestra en el cuadro No.7.2.
74
Un precio tan bajo de venta, no sería posible con una planta de fabricación reciente, ya que esta
tendría que ofertar la energía a 7.13US¢/KWh, para obtener la misma tasa de retorno para el
aporte de capital, como se puede observar en el cuadro No.7.1 Para este caso se ha supuesto el
financiamiento del 70% del valor de la planta.
Si la planta de fabricación reciente vendiera la energía al precio que puede ofertar la planta
propuesta, su flujo de caja sería siempre negativo, como se puede apreciar en el cuadro No.7.3.
En consecuencia, el precio aceptable para la venta de la energía de la planta propuesta
difícilmente pueda ser igualado en el Mercado Eléctrico Dominicano, en base a plantas de
fabricación reciente.
La reducción de los precios en las ventas de energía que se consiguen con la planta propuesta, si
se le compara con una planta de fabricación reciente, representa un ahorro para el Sistema
Eléctrico Interconectado (SENI), del orden de los US$76.55 Millones/Año, para el escenario
presentado. Esto representaría una notable reducción en los costos de abastecimiento a las
Empresas de Distribución, con lo cual a la vez se podría reducir sustancialmente la tarifa final al
consumidor.
75
GRAF
ICA 7-1
00
Projec
to:
PLAN
TA OF
N caso
1Tas
a de R
etorno
del ap
orte d
e capi
tal20
AÑOS
Local
izació
n: RE
PUBL
ICA DO
MINICA
NATas
a inter
na de
retorn
o25,
0%Fin
anciam
iento
Porce
ntaje d
e apor
te (equ
ity)30
%As
uncion
es Elé
ctrica
sCo
mbust
ibles a
suncio
nesTo
tal de
Capita
l propi
o243
.000.0
00 US
$Po
tencia
Nomin
al600
.000
KWCo
sto de
l mmb
tu2,2
70US
$/MMB
TUTo
tal de
Cap. F
inanci
ado567
.000.0
00 US
$Dis
ponibil
idad
92 %
Régim
en Té
rmico
neto (
lhv)
8.000,
00 BT
U/KWH
Tasa
de inte
rés de
l financ
iam.
8,0Po
rciento
Facto
r de D
espach
o82
%Es
calam
iento d
el com
b.0,0
0 %/
años
Tasa
efectiv
a0,0
Porcie
ntoFa
ctor d
e Capa
cidad
75 %
Comp
onente
inicia
l del co
mb.
18,2
(MILS
/KWH)
Impu d
e Vent
as0,0
Porcie
ntoHo
ras de
Opera
ción p
or año
6576,3
072Ho
rasCo
mpone
nte pr
omedi
o del c
omb.
18,2
(MILS
/KWH)
Tiemp
o de a
mort.
20Añ
ospre
cio de
la ene
rgia0,0
713US
$/KWH
Razón
escal
amien
to prec
ios0,0
0%Op
eració
n y Ma
ntenim
iento
Otros
Costo
sCo
sto fijo
de O&
M24.
000.00
0
US
$ por
añoSe
guros
5.000.
000
US$
Costo
s del p
royect
oEs
calam
iento d
el O&M
0,00 %
por a
ñoCo
sto tra
nsport
e com
b.0U
S$tota
l costo
s direc
tos810
.000.0
00 US
$Re
serva
para m
ant ma
yor3,4
50(M
ILS/KW
H)mo
vilizac
iones
0 US
$Otr
as asu
ncion
escos
tos bla
ndos
0
US$
Tiemp
o para
la dep
reciac
ión20
años
total co
stos d
el proy
ecto
810.00
0.000
US$
0
Año
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
capaci
dad600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 600
.000
600.00
0 dis
ponibil
idad
92%92%
92%92%
92%92%
92%92%
92%92%
92%92%
92%92%
92%92%
92%92%
92%92%
factor
de de
spacho
82%82%
82%82%
82%82%
82%82%
82%82%
82%82%
82%82%
82%82%
82%82%
82%82%
horas
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
MWH a
l año
3.945.
784
3.945.
784
3.945.
784
3.945.
784
3.945.
784
3.945.
784
3.945.
784
3.945.
784
3.9
45.784
3.945.
784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
3.9
45.784
cen
tvs po
r Kwh
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
7,13
costo c
omb.e
n us$/
mmbtu
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
Ingres
osven
tas tot
ales a
nuales
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
281.33
4.422
imp. S
ob. Ve
ntas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
in g
resnet
os281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
281
.334.4
22
cos
tos de
explo
tación
costo
b. en u
s$71.
655.44
3
71.
655.44
3
71.
655.44
3
71.
655.44
3
71.
655.44
3
71.
655.44
3
71.
655.44
3
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
71.655
.443
costo f
ijo de
O&M
24.000
.000
24.000
.000
24.000
.000
24.000
.000
24.000
.000
24.000
.000
24.000
.000
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
24.
000.00
0
cos
to varia
ble O&
M.13.
612.95
6
13.
612.95
6
13.
612.95
6
13.
612.95
6
13.
612.95
6
13.
612.95
6
13.
612.95
6
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
13.612
.956
Insura
nsegur
osce
5.000.
000
5.000.
000
5.000.
000
5.000.
000
5.000.
000
5.000.
000
5.000.
000
5.000.
000
5.0
00.000
5.000.
000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
5.0
00.000
cos
to del t
ranspo
rte-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
otros
-
costo
total d
e la op
eració
n114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
114
.268.3
99
benefic
io brut
o167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
167
.066.0
23
interes
453600
0043.
092.00
0 40.
824.00
0 38.
556.00
0 36.
288.00
0 34.
020.00
0 31.
752.00
0 29.
484.00
0 27.
216.00
0 24.
948.00
0 22.
680.00
0 20.
412.00
0 18.
144.00
0 15.
876.00
0 13.
608.00
0 11.
340.00
0 9.0
72.000
6.8
04.000
4.5
36.000
2.2
68.000
cap
ital28.
350.00
0
28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 28.
350.00
0 dep
reciac
ión40.
500.00
0
40.
500.00
0
40.
500.00
0
40.
500.00
0
40.
500.00
0
40.
500.00
0
40.
500.00
0
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
40.500
.000
otras
ventas
0 ben
eficios
antes
de los
impue
stos
52.856
.023
55.124
.023
57.392
.023
59.660
.023
61.928
.023
64.196
.023
66.464
.023
68.
732.02
3
71.
000.02
3
73.
268.02
3
75.
536.02
3
77.
804.02
3
80.
072.02
3
82.
340.02
3
84.
608.02
3
86.
876.02
3
89.
144.02
3
91.
412.02
3
93.
680.02
3
95.
948.02
3
imp
uestos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
benefic
io neto
52.856
.023
55.124
.023
57.392
.023
59.660
.023
61.928
.023
64.196
.023
66.464
.023
68.
732.02
3
71.
000.02
3
73.
268.02
3
75.
536.02
3
77.
804.02
3
80.
072.02
3
82.
340.02
3
84.
608.02
3
86.
876.02
3
89.
144.02
3
91.
412.02
3
93.
680.02
3
95.
948.02
3
pago d
e inter
es ma
s capi
tal73.
710.00
0
71.
442.00
0
69.
174.00
0
66.
906.00
0
64.
638.00
0
62.
370.00
0
60.
102.00
0
57.834
.000
55.566
.000
53.298
.000
51.030
.000
48.762
.000
46.494
.000
44.226
.000
41.958
.000
39.690
.000
37.422
.000
35.154
.000
32.886
.000
30.618
.000
FLUJ
O DE C
AJA P
ROYE
CTAD
O(Fi
gures
expres
es in t
housan
ds of U
S Dolla
rs)
Núme
ro de
años
01
23
45
67
89
1011
1213
1415
1617
1819
20act
ual añ
o cale
ndario
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
benefic
io neto
052.
856.02
3 55.
124.02
3 57.
392.02
3 59.
660.02
3 61.
928.02
3 64.
196.02
3 66.
464.02
3 68.
732.02
3 71.
000.02
3 73.
268.02
3 75.
536.02
3 77.
804.02
3 80.
072.02
3 82.
340.02
3 84.
608.02
3 86.
876.02
3 89.
144.02
3 91.
412.02
3 93.
680.02
3 95.
948.02
3 cap
ital-24
3.000.
000
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
proyec
ción d
el flujo
de ca
ja-24
3.000.
000
52.856
.023
55.124
.023
57.392
.023
59.660
.023
61.928
.023
64.196
.023
66.464
.023
68.732
.023
71.000
.023
73.268
.023
75.536
.023
77.804
.023
80.072
.023
82.340
.023
84.608
.023
86.876
.023
89.144
.023
91.412
.023
93.680
.023
95.948
.023
76
CU
ADRO
7-2
Projec
to:
PLAN
TA Pr
opue
staTa
sa de
Retor
no de
l aport
e de c
apita
l20
AÑOS
Loca
lizació
n: RE
PUBL
ICA DO
MINIC
ANA
Tasa
inter
na de
retor
no25
,0%Fin
ancia
mien
toPo
rcenta
je de
aport
e (eq
uity)
100 %
Asun
cione
s Eléc
tricas
Comb
ustib
les as
uncio
nes
Total
de Ca
pital
propio
211.6
00.00
0 US
$Po
tencia
Nomi
nal
600.0
00
KWCo
sto de
l mmb
tu2,2
70US
$/MMB
TUTo
tal de
Cap.
Finan
ciado
0 US
$Dis
ponib
ilidad
92
%Ré
gimen
Térm
ico ne
to (lh
v) 8.1
30,00
BT
U/KWH
Tasa
de in
terés
del fin
ancia
m.8,0
Porci
ento
Facto
r de D
espa
cho
82
%Es
calam
iento
del co
mb.
0,00
%/ añ
osTa
sa ef
ectiva
0,0Po
rcien
toFa
ctor d
e Cap
acida
d75
%
Comp
onen
te inic
ial de
l comb
.18
,5(M
ILS/KW
H)Im
pu de
Venta
s0,0
Porci
ento
Horas
de O
perac
ión po
r año
6576
,3072
Horas
Comp
onen
te pro
medio
del co
mb.
18,5
(MILS
/KWH)
Tiemp
o de a
mort.
20Añ
ospre
cio de
la en
ergia
0,051
9US$
/KWH
Razó
n esca
lamien
to pre
cios
0,00 %
Opera
ción y
Man
tenim
iento
Otros
Costo
sCo
sto fijo
de O
&M49
.007.9
16
US
$ por
año
Segu
ros5.0
00.00
0
US$
Costo
s del
proye
ctoEs
calam
iento
del O
&M0,0
0 % po
r año
Costo
trans
porte
comb
.0U
S$tot
al cos
tos di
rectos
211.6
00.00
0 US
$Re
serva
para
mant
mayo
r3,4
50(M
ILS/KW
H)mo
vilizac
iones
0 US
$Otr
as as
uncio
nes
costo
s blan
dos
0
US$
Tiemp
o para
la de
precia
ción
20añ
ostot
al co
stos d
el pro
yecto
211.6
00.00
0 US
$0
Año
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
capa
cidad
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
600.0
00
dispo
nibilid
ad92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%fac
tor de
desp
acho
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
82%
horas
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
6576
MWH a
l año
3.945
.784
3.9
45.78
4
3.9
45.78
4
3.9
45.78
4
3.945
.784
3.9
45.78
4
3.945
.784
3.9
45.78
4
3.945
.784
3.945
.784
3.945
.784
3.9
45.78
4
3.945
.784
3.9
45.78
4
3.945
.784
3.9
45.78
4
3.945
.784
3.9
45.78
4
3.945
.784
3.9
45.78
4
centv
s por
Kwh
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
5,19
costo
comb
.en us
$/mmb
tu2,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
72,2
7Ing
resos
venta
s tota
les an
uales
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
20
4.588
.917
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
204.5
88.91
7
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
imp.
Sob.
Venta
s-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
in g
resne
tos20
4.588
.917
204.5
88.91
7
204.5
88.91
7
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
20
4.588
.917
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
20
4.588
.917
204.5
88.91
7
co
stos d
e exp
lotac
iónco
sto b
. en u
s$72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
72
.819.8
44
co
sto fijo
de O
&M49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
49
.007.9
16
co
sto va
riable
O&M
.13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
13
.612.9
56
Ins
urans
eguro
sce5.0
00.00
0
5.000
.000
5.000
.000
5.000
.000
5.0
00.00
0
5.000
.000
5.0
00.00
0
5.000
.000
5.0
00.00
0
5.0
00.00
0
5.0
00.00
0
5.000
.000
5.0
00.00
0
5.000
.000
5.0
00.00
0
5.000
.000
5.0
00.00
0
5.000
.000
5.0
00.00
0
5.000
.000
co
sto de
l tran
sport
e-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
otr
os-
costo
total
de la
opera
ción
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
14
0.440
.716
14
0.440
.716
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
140.4
40.71
6
140.4
40.71
6
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
140.4
40.71
6
14
0.440
.716
bene
ficio
bruto
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
64.14
8.201
intere
s0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 ca
pital
-
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 de
precia
ción
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
10.58
0.000
otras
venta
s0
bene
ficios
antes
de lo
s impu
estos
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
impu
estos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
bene
ficio
neto
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
53.56
8.201
pago
de in
teres
mas
capit
al-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
FLUJ
O DE C
AJA P
ROYE
CTAD
O(Fi
gures
expre
ses in
thou
sands
of US
Dollar
s)
Núme
ro de
años
01
23
45
67
89
1011
1213
1415
1617
1819
20ac
tual a
ño ca
lenda
rio20
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
1520
1620
1720
1820
1920
2020
2120
2220
2320
2420
25be
nefici
o neto
053
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
ca
pital
-211.6
00.00
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 pro
yecció
n del
flujo
de ca
ja-21
1.600
.000
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
53.56
8.201
53
.568.2
01
vpn d
el fuj
o de c
aja29
1.056
.012
intere
ses8
,00%
Valor
pres
ente
de un
a anu
alidad
557.7
54.45
3,57
Valor
pres
ente
neto
332.7
54.45
3,57
77
CUAD
RO 7-
30
0Pro
jecto:
PL
ANTA
OFN c
aso 2
Tasa d
e Reto
rno de
l aport
e de c
apital
20 AÑ
OSLo
caliza
ción:
REPU
BLICA
DOMIN
ICANA
Tasa
intern
a de r
etorno
#¡DIV/
0!Fin
ancia
miento
Porce
ntaje d
e apo
rte (e
quity)
30%
Asun
cione
s Eléc
tricas
Comb
ustib
les as
uncio
nes
Total
de Ca
pital pr
opio
243,0
00,00
0US
$Po
tencia
Nomin
al60
0,000
KWCo
sto de
l mmb
tu2.2
70US
$/MMB
TUTo
tal de
Cap.
Finan
ciado
567,0
00,00
0US
$Dis
ponib
ilidad
92%
Régim
en Té
rmico
neto
(lhv)
8,000
.00BT
U/KWH
Tasa
de int
erés d
el fina
nciam
.8.0
Porcie
ntoFa
ctor d
e Desp
acho
82%
Escal
amien
to de
l comb
.0.0
0%/
años
Tasa
efectiv
a0.0
Porcie
ntoFa
ctor d
e Cap
acida
d75
%Co
mpon
ente
inicial
del co
mb.
18.2
(MILS
/KWH)
Impu
de Ve
ntas
0.0Po
rciento
Horas
de Op
eració
n por
año
6576
.3072
Horas
Comp
onen
te pro
medio
del co
mb.
18.2
(MILS
/KWH)
Tiemp
o de a
mort.
20Añ
ospre
cio de
la en
ergia
0.051
3 US$
/KWH
Razón
escal
amien
to pre
cios
0.00%
Opera
ción y
Mante
nimien
toOtr
os Co
stos
Costo
fijo de
O&M
24,00
0,000
US
$ por
año
Segu
ros5,0
00,00
0
US$
Costo
s del p
royect
oEs
calam
iento
del O
&M0.0
0 % po
r año
Costo
transp
orte c
omb.
0 US$
total c
ostos
direct
os81
0,000
,000
US$
Reser
va pa
ra ma
nt ma
yor3.4
50(M
ILS/KW
H)mo
vilizac
iones
0US
$Otr
as asu
ncion
escos
tos bla
ndos
0
US
$Tie
mpo p
ara la
depre
ciació
n20
años
total c
ostos
del pr
oyecto
810,0
00,00
0US
$0
Año
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
capaci
dad
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
dispo
nibilid
ad92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%fac
tor de
despa
cho82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%ho
ras65
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
76MW
H al añ
o3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
centvs
por K
wh5.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
3cos
to com
b.en u
s$/mm
btu2.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
7Ing
resos
ventas
totale
s anu
ales
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
imp
. Sob
. Ven
tas-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
ingres
netos
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
20
2,418
,736
202,4
18,73
6
co
stos d
e exp
lotaci
óncos
to b.
en us
$71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71,65
5,443
71,65
5,443
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
costo
fijo de
O&M
24,00
0,000
24
,000,0
00
24,00
0,000
24
,000,0
00
24,00
0,000
24
,000,0
00
24,00
0,000
24
,000,0
00
24
,000,0
00
24
,000,0
00
24
,000,0
00
24,00
0,000
24
,000,0
00
24,00
0,000
24
,000,0
00
24,00
0,000
24
,000,0
00
24,00
0,000
24
,000,0
00
24,00
0,000
cos
to var
iable O
&M.
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
Ins
uranse
guros
ce5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
costo
del tr
anspo
rte-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
otros
-
costo
total
de la
opera
ción
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
11
4,268
,399
114,2
68,39
9
bene
ficio
bruto
88,15
0,336
88
,150,3
36
88,15
0,336
88
,150,3
36
88,15
0,336
88
,150,3
36
88,15
0,336
88
,150,3
36
88
,150,3
36
88
,150,3
36
88
,150,3
36
88,15
0,336
88
,150,3
36
88,15
0,336
88
,150,3
36
88,15
0,336
88
,150,3
36
88,15
0,336
88
,150,3
36
88,15
0,336
interes
4536
0000
43,09
2,000
40,82
4,000
38,55
6,000
36,28
8,000
34,02
0,000
31,75
2,000
29,48
4,000
27,21
6,000
24,94
8,000
22,68
0,000
20,41
2,000
18,14
4,000
15,87
6,000
13,60
8,000
11,34
0,000
9,072
,000
6,804
,000
4,536
,000
2,268
,000
capital
28,35
0,000
28
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
0028
,350,0
00de
precia
ción
40,50
0,000
40
,500,0
00
40,50
0,000
40
,500,0
00
40,50
0,000
40
,500,0
00
40,50
0,000
40
,500,0
00
40
,500,0
00
40
,500,0
00
40
,500,0
00
40,50
0,000
40
,500,0
00
40,50
0,000
40
,500,0
00
40,50
0,000
40
,500,0
00
40,50
0,000
40
,500,0
00
40,50
0,000
otr
as ven
tas0
bene
ficios
antes
de los
impu
estos
(26,05
9,664
)
(23,79
1,664
)
(21,52
3,664
)
(19,25
5,664
)
(16
,987,6
64)
(14,71
9,664
)
(12
,451,6
64)
(10
,183,6
64)
(7,91
5,664
)
(5,
647,6
64)
(3,37
9,664
)
(1,11
1,664
)
1,156
,336
3,4
24,33
6
5,692
,336
7,9
60,33
6
10,22
8,336
12
,496,3
36
14,76
4,336
17
,032,3
36
impue
stos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
bene
ficio
neto
(26,05
9,664
)
(23,79
1,664
)
(21,52
3,664
)
(19,25
5,664
)
(16
,987,6
64)
(14,71
9,664
)
(12
,451,6
64)
(10
,183,6
64)
(7,91
5,664
)
(5,
647,6
64)
(3,37
9,664
)
(1,11
1,664
)
1,156
,336
3,4
24,33
6
5,692
,336
7,9
60,33
6
10,22
8,336
12
,496,3
36
14,76
4,336
17
,032,3
36
pago
de in
teres
mas c
apita
l73
,710,0
00
71,44
2,000
69
,174,0
00
66,90
6,000
64
,638,0
00
62,37
0,000
60
,102,0
00
57,83
4,000
55,56
6,000
53,29
8,000
51,03
0,000
48
,762,0
00
46,49
4,000
44
,226,0
00
41,95
8,000
39
,690,0
00
37,42
2,000
35
,154,0
00
32,88
6,000
30
,618,0
00
FLUJ
O DE C
AJA P
ROYE
CTAD
O(Fi
gures
expres
es in t
housan
ds of U
S Dolla
rs)
Núme
ro de
años
01
23
45
67
89
1011
1213
1415
1617
1819
20act
ual añ
o cale
ndari
o20
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
1520
1620
1720
1820
1920
2020
2120
2220
2320
2420
25be
nefici
o neto
0(26
,059,6
64)
(23,79
1,664
)(21
,523,6
64)
(19,25
5,664
)(16
,987,6
64)
(14,71
9,664
)(12
,451,6
64)
(10,18
3,664
)(7,
915,6
64)
(5,64
7,664
)(3,
379,6
64)
(1,11
1,664
)1,1
56,33
63,4
24,33
65,6
92,33
67,9
60,33
610
,228,3
3612
,496,3
3614
,764,3
3617
,032,3
36cap
ital(24
3,000
,000)
00
00
00
00
00
00
00
00
00
00
proyec
ción d
el flujo
de ca
ja(24
3,000,
000)
(26,05
9,664)
(23,79
1,664)
(21,52
3,664)
(19,25
5,664)
(16,98
7,664)
(14,71
9,664)
(12,45
1,664)
(10,18
3,664)
(7,915
,664)
(5,647
,664)
(3,379
,664)
(1,111
,664)
1,156,
3363,4
24,336
5,692,
3367,9
60,336
10,228
,336
12,496
,336
14,764
,336
17,032
,336
vpn de
l fujo d
e caja
(316,8
16,641
)
int
ereses
8.00%
78
7.2.- COSTO DE GENERACIÓN Y PRECIO DE VENTA
El precio actual de la generación de energía en el país, es mayor que el precio de la energía
generada, transmitida, distribuida y facturada en la mayoría de los países del mundo, incluyendo
a nuestro vecino Puerto Rico. Ver Anexo I.
La estrategia general del Gobierno es aplicar un plan tendente a establecer un programa que
garantice la corrección del alto costo de explotación de las Empresas Generadoras. La misma
debe encaminarse a realizar estudios en lo referente a la revisión de los contratos entre CDEEE y
estas empresas, así como del alto costo de la energía, debido al uso de combustible de altos
precios en el mercado. En este sentido cabe destacar lo siguiente:
a) El precio del componente combustible de generación con Fuel Oil # 6 es actualmente de
RD$1,259/MWh, que comparado con el precio de generación a carbón de RD$641/
MWh, es casi el doble.
b) Para el año 2004, el costo marginal representa RD$464/MWh adicional, para un costo
total de RD$1,723/MWh. Esto equivale a 2.94 veces el costo de generación con carbón y
representará, para el 2005 un aumento del costo que será 4.1 veces referido al mismo
valor. Este incremento adicional estaría provocado por la entrada de plantas más
ineficientes debido al aumento de la demanda proyectada a partir del año 2005, la cual
deberá subir de acuerdo al comportamiento, en esta dirección de la economía del país.
Los costos marginales de las diferentes plantas del Sistema para el año 2004 se muestran en el
cuadro No.6.1. Como se puede observar, mientras plantas a carbón, como las propuestas, tendría
un costo marginal de RD$641/MWh, las plantas de Itabo presentan costos de RD$715/MWh, los
ciclos combinados con gas natural presentan un costo de RD$1,426/MWh, los motores que usan
fuel oil no.6 como combustible presentan costos de RD$1,723/MWh, las plantas a vapor con
fuel oil no. 6 tienen un costo de RD$2,425/MWh, los ciclos combinados que usan fuel oil No.2
registran costos de RD$2,828/MWh y por último las turbinas a gas cuyo costo es de
RD$5,503/MWh, aunque estas últimas actualmente no están en uso.
79
En el Anexo 1 muestran un análisis comparativo detallado de los costos de producción para los
diferentes tipos de plantas del sistema.
Como se puede observar, ninguna, tecnológicamente se pueden comparar con plantas a vapor
que usan carbón como combustible, en término de costo marginal. Por otro lado, su precio
monómico tampoco puede ser igualado por ninguna de los otros tipos de plantas.
7.3.- CONFIABILIDAD
Las plantas de generación de electricidad de turbinas a vapor, en especial la que usan como
combustible carbón en sus calderas, han demostrado ser las más estables y confiables en el
sistema de generación actual, como son las unidades Itabo ( I y II) y Barahona Carbón. Los
equipos principales de las unidades (Turbinas y Calderas) ofertadas por Westmont fueron
diseñados y fabricados por marcas reconocidas a nivel mundial, como son: Combustion y
General Eléctric, respectivamente.
Los equipos de control y del sistema de enfriamiento de estas plantas, serán rediseñados para dar
respuestas a las condiciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) y al lugar
donde se realizarán las instalaciones.
7.4.- PUESTA EN SERVICIO
Basado en la oferta necesaria para satisfacer la demanda del escenario bajo, para los próximos
años, desde el 2006 hasta el 2009, se registraría un déficit de energía en horas pico de 143, 358,
592 y 797 Mw respectivamente, (ver cuadro No.6.3), para energía de precios de ventas
sostenibles, de ahí la importancia de la entrada a tiempo de las centrales propuestas por
Westmont.
Para una planta similar, en capacidad, a las unidades propuestas, se estima para su instalación un
tiempo de treinta y seis (36) meses. Sin embargo, la instalación de la 1ra. de las dos plantas
80
ofertadas esta prevista su puesta en servicio en un periodo de catorce (14) meses para la planta
Pepillo Salcedo (PPS) y 21 meses para la planta Puerto Viejo (PPV), a partir de la firma del
Acuerdo de Conversión de Energía (ACE), de acuerdo a lo ofertado por el promotor del
proyecto.
Esta reducción en el tiempo se debe a que los equipos a utilizar en las instalaciones, están
fabricados y disponibles para ser enviados al país, además la Compañía Westmon Power S.A,
dispondrá de técnicos calificados y con experiencia en este tipo de trabajo, incluyendo la
supervisión de técnicos capacitados y de basta experiencia por parte de la CDEEE
7.5.- FACTIBILIDAD TECNICA
Para la selección del tipo de tecnología y combustible más apropiados para cubrir la demanda del
escenario bajo, analizado en el Tema 6.2, debemos partir del análisis de los costos por tipo de
tecnología actualmente en uso para la generación de electricidad en el SENI.
En la actualidad, se usan de manera preponderante los hidrocarburos y en especial el fuel oil
No.6; de ahí la importancia de analizar las ventajas económicas del uso de carbón como
combustible, por su bajo costo de adquisición. En el Anexo I, se muestran los costos de las
unidades de calor de los diferentes tipos de combustibles en uso en la República Dominicana y
su incidencia en el costo de producción de la energía, pudiéndose notar el bajo costo de la unidad
de energía, cuando se usa el carbón como combustible en relación al uso del fuel oil No.6.
En el mismo Anexo I, se muestran los estudios comparativos de los costos de producción
unitarios de las plantas actualmente en uso. Se puede apreciar los costos de producción
desglosados por componente, destacándose en dichos estudios el bajo valor del precio monómico
para la venta de energía en las plantas a carbón.
81
7.6.- FACTIBILIDAD ECONOMICA
La planta propuesta entraría en lugar #1 en la lista de orden de mérito de despacho, como se
muestra en el cuadro No.7.4, para un costo variable de unos RD$665/MWh, a un costo del
carbón de US$40/Ton, y una tasa de cambio de RD$33.00 equivalente a US$1.00. Sólo sería
desplazada del primer lugar con la entrada de la planta de Termo Manzanillo, la cual usa Pet
Coke como combustible, siendo este combustible un 50% más barato que el Carbón. Sin
embargo, la planta de Pepillo Salcedo siempre estaría despachada aún en la base de la demanda
del sistema.
Con un despacho en la base de la demanda, al estar situada en el primer lugar en la lista de
mérito, se garantiza una muy buena rentabilidad para el proyecto, con una tasa de retorno
atractiva para el inversionista. Esto de acuerdo a las inversiones supuestas, asumiendo un
despacho a un 80% de su capacidad, y venta de la energía entre 5.0 y 5.88US¢/KWh (precio
monómico), las tasas de retorno del aporte de capital se sitúan entre el 25 y 38.8%.
El análisis de la rentabilidad del Proyecto Pepillo Salcedo y Puerto Viejo, de 1,200 Mw,
presentado en el cuadro No.7.5, se realizó a partir de lo ofertado por la Westmont, consistente en
el pago por O&M en función de la energía suministrada, a razón de 1.80US¢/KWh adicionales al
costo del combustible. Se considero una inversión de unos US$423.20 en equipos, traslados e
instalaciones. Con esto, el proyecto presenta una utilidad de US$58.09 Millones por año.
Esta rentabilidad justifica por sí solo, el no pago de costo marginal a este proyecto, ni a los
sucesivos proyectos a instalar, cuyos costos, estarían en 6.0US¢/KWh.
Actualmente el pago marginal encarece la generación en RD$464/MWh, siendo, el precio
monómico real de la energía RD$1,259/MWh (año 2004). Es decir el pago del costo marginal
aumenta en un 37% el costo real de la energía que produce nuestro ineficiente parque de
generación.
82
El costo de energía actual de RD$1,723/MWh (costo real + sobre costo de RD$464/MWh)
comparado con el costo de generación a carbón RD$586/MWh es 2.94 veces mayor. De ahí la
importancia de lograr la materialización de un proyecto como el evaluado en el presente trabajo,
esto se puede apreciar en el cuadro No.7.4
83
Potencia acumulada
Orden Unidad (MW) (MW) (MW) (RD$/MWh) (MW) Mw1 Pepillo Salcedo 350.0 300 662.44 3502 Itabo I 85.0 90.0 835.79 85 350.03 Itabo II - 90.0 861.26 85 435.04 Barahona Carbón 44.0 41.0 1,453.57 129 435.05 Mitsubishi (SPM 1) - 22.0 1,512.13 129 479.06 Seaboard EDM 73.5 21.0 56.3 1,762.37 203 479.07 Monte Rio 100.0 15.0 72.8 1,768.63 303 552.58 Seaboard EDN 37.8 16.8 32.3 1,890.69 340 652.59 Sultana del Este 150.0 75.0 115.5 1,918.04 490 690.310 Manzanillo III 1.7 1.2 1.2 2,079.72 492 840.311 AES Andres 300.0 150.0 2,097.60 792 842.012 Palamara 42.3 32.1 80.0 2,158.86 834 1,142.013 La Vega 55.2 55.2 70.0 2,164.78 889 1,184.314 CEPP-II 33.6 28.0 31.5 2,170.39 923 1,239.515 Pto Plata II - 26.0 2,226.04 923 1,273.116 CEPP-I 5.6 11.0 11.0 2,240.33 929 1,273.117 Pto Plata I - 15.0 2,320.12 929 1,278.718 Metaldom 42.0 21.0 27.0 2,355.64 971 1,278.719 Falcon I - 30.0 2,420.01 971 1,320.720 Falcon II - 30.0 2,420.01 971 1,320.721 Falcon III - 30.0 2,420.01 971 1,320.722 CESPM - III 99.7 70.0 2,502.24 1,070 1,320.723 CESPM - I 96.3 70.0 2,515.44 1,167 1,297.024 CESPM - II 98.5 70.0 2,524.31 1,26525 Smith 180.0 132.0 2,645.24 1,44526 Smith(V) - 25.0 2,678.21 1,44527 Haina IV 63.0 48.0 2,791.36 1,50828 Smith(CC) - 105.0 2,819.68 1,50829 Haina I - 32.0 3,004.71 1,50830 Haina II - 32.0 3,023.85 1,50831 CESPM - III (TG) - 3,703.32 1,50832 CESPM - I (TG) - 3,722.85 1,50833 CESPM - II (TG) - 3,735.98 1,50834 Smith(TG) - 55.0 3,809.48 1,50835 Los Mina VI 105.0 60.0 3,836.67 1,61336 Los Mina V 105.0 60.0 3,877.32 1,71837 A. Barril - 4.2 4.2 4,005.23 1,71838 Maxon - 4.8 4.8 4,151.87 1,71839 Montecristi - 5.6 5.6 4,165.01 1,71840 Haina (TG) - 60.0 4,336.80 1,71841 La Isabela - 1.1 1.1 4,452.41 1,71842 S.G. de Boyá - 1.0 1.0 4,493.63 1,71843 Dajabon - 1.8 1.8 4,514.51 1,71844 Manzanillo II 0.8 0.5 0.5 4,603.35 1,71945 Sabana de la Mar - 2.6 2.6 4,626.71 1,71946 Yamasá 0 2.3 2.3 4,646.98 1,71947 Dies. Pimentel - 1.3 39.0 4,648.44 1,71948 Victoria I - 60.0 4,668.25 1,71949 Itabo I TG - 24.0 4,720.01 1,71950 Itabo II TG - 24.0 4,720.01 1,71951 Itabo III TG - 24.0 4,720.01 1,71952 Oviedo - 0.6 0.6 4,913.25 1,71953 Higuamo I - 24.0 5,097.46 1,71954 Higuamo II - 24.0 5,097.46 1,71955 San Pedro (TG) - 16.0 7,132.27 1,71956 Barahona (TG) - 16.0 7,518.96 1,719
Semana
*
**
*******
*****
Potencia Maxima (Mw)
Smith 180Smith (CA) 144Smith (V) 66Smith (TG) 74Smith (CC) 105
Cuadro 7-1
Lista de Mérito Propuesta para Operación en Tiempo Real Semana del 15-05_21-05-2004
NOTAS
Lista de Mérito Propuesta para Operación en Tiempo Real Mínimos Técnicos según Resolución SIE 68-2003
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA
Mérito Propuesta para Operación en Tiem Mínimo
Técnico(B)
Para esta semada se tomó el día de máxima demanda, que fue el 19 de Mayo a las 20:00 horas (1668.6 Mw). De esta demanda las hidroeléctricas suplieron 341 Mw. La diferencia 1297 Mw fue suplida por las demas Unidadedes del Sistema, por lo que marginó la Unidad #3 de Cogentrix a un costo
marginal de RD$2502.24
Caldera SD ó A y B + Tgas sin recuperador (ciclo abierto)Caldera SD ó A y B (ciclo abierto) sin Tgas sin recuperadorTgas (ciclo abierto) sin (Caldera SD ó A y B) ciclo abierto y sin recuperadorTgas + Recuperador (ciclo combinado)
Caldera SD ó calderas A y B + Tgas + Recuperador (ciclo combinado)
A continuación los nombres de las diferentes modalidades de la Smith Enron para el Predespacho,Lista de Mérito y RDO
Potencia máxima inferior al mínimo técnico por limitaciones técnicasPara 93 MW Regulacion de Frecuencia (RPF) y de 103 MW sin RPF. Unidades en mantenimiento mayor y/o repotenciación
La central de METALDOM operará con 19 MW como mínimo técnico referido a la generaciónal Sistema y/o exportación.Las Unidades Puerto Plata II, modificarán su minimo técnico después del MantenimientoMayor Programado para el año 2002 y en coordinación con el OC.
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA
Mínimo Técnico(A)
Mayor Potencia
Disponible
Costo Variable de Despacho
Potencia Disponible Acumulada
CUADRO No.7.4
84
Para garantizar la salida de la energía producida en las nuevas plantas se requerirá de las
instalaciones de las líneas Pepillo Salcedo–Santiago, Santiago-Santo Domingo y Azua-Santo
Domingo.
Por otra parte, sólo con el 8% del ahorro por combustible en el período 2005-2015 cubre la
inversión supuesta para la generación de las nuevas plantas, la totalidad del costo de las líneas y
sub-estaciones, como se puede apreciar en el cuadro No.5.2.
El proyecto propuesto inicialmente contempla la instalación de una planta en Pepillo Salcedo de
600 Mw, pero como las condiciones de la propuesta económica son las mismas para la planta de
Azua de 600 Mw, el cuadro No.7.5 presenta la inversión como un solo proyecto de 1,200 Mw,
debido a que ambas plantas están ligadas a un mismo Acuerdo de Conversión de Energía
(ACE).
Si la energía se ofrece a 5.19 ¢/KWh, el proyecto presenta una TIR de 25%, como se ve en el
cuadro No.7.2, pudiendo llegar a ofertar la misma hasta 4.66US¢$/KWh, según se muestra en el
flujo del cuadro No.7.7, si se reduce su TIR a un 15% y a 4.43US¢/KWh, si se reduce la TIR a
un 10% como se muestra en el cuadro No.7.8. Ningún proyecto de los presentados en la
República Dominicana, luego de la Capitalización de la CDE, ha ofertado al Mercado Eléctrico
precios monómicos para la energía tan bajos.
El acuerdo comercial de la oferta ACE (Acuerdo de Conversión de Energía), establece un pago
sólo por O&M, si se suple energía. Las plantas serán propiedad de la Westmont y la CDEEE
comercializarán la totalidad de la energía producida por la misma, con lo que lograría utilidades
brutas del orden de los US$128.30 Millones/año, vendiendo la energía producida a
5.19US¢/KWh lo cual sería una excelente utilidad, desde cualquier punto de vista.
85
EVALUACION DE LA FACTIBILIDAD DEL PROYECTO CARBON 1,200 Mw
La reducción de los precios en las ventas de energía que se consiguen con las plantas propuestas,
si se le compara con plantas de fabricación más reciente, representa un ahorro para el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), del orden de los US$197 Millones/Año, adicional a
un ingreso anual para la CDEEE de US$150 Millones cuando esten operando a plena carga.
Esto representaría una notable reducción en los costos de abastecimiento a las Empresas de
Distribución, con lo cual a la vez se podría reducir sustancialmente la tarifa final al consumidor.
La operación a plena carga pagaría todos los compromisos económicos de US$92 millones de los
generadores que tienen contrato con la CDEEE, los cuales son de altos costos de producción,
quedando más US$58 Millones/año.
Cuadro No. 7.5
1200 MWCapacidad (kw) 1.200.000 Factor de carga 0,80 Generación anual (kwh) 8.409.600.000 Prestamo (US$) 423.000.000
Pago al Costo Costo Costo Pago anual (US$) Costo TotalIngreso anual Generador Carbón de Operación (Comb+Operac) con tasa Operación Depreciación
Año US$/kwh (comb+0.018) US$ US$ US$ US$ 5% e inversion US$ US$ %0,0365 9 años + 3 años gracia US$ / kwh
Costo Unit, US$ / KWh 0,01800 0,01851 0,00150 0,02001 0,00708 0,02709 0,00251 2004 - 21.150.000 (21.150.000) 2005 - 21.150.000 (21.150.000) 2006 23.988.839 11.826.000 12.162.839 6.307.200 18.470.039 21.150.000 0,06030 10.575.000 (26.206.200) -52%2007 175.918.153 86.724.000 89.194.153 12.614.400 101.808.553 59.511.904 0,02970 21.150.000 (6.552.304) -4%2008 263.877.229 130.086.000 133.791.229 12.614.400 146.405.629 59.511.904 0,03177 21.150.000 36.809.696 16%2009 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 59.511.904 0,03024 21.150.000 58.096.496 23%2010 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 59.511.904 0,02767 21.150.000 58.096.496 23%2011 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 59.511.904 0,02709 21.150.000 58.096.496 23%2012 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 59.511.904 0,02709 21.150.000 58.096.496 23%2013 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 59.511.904 0,02709 21.150.000 58.096.496 23%2014 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 59.511.904 0,02709 21.150.000 58.096.496 23%2015 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 59.511.904 0,02709 21.150.000 58.096.496 23%
Beneficios luego del pago total de la inversión2016 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 0 0,02001 21.150.000 117.608.400 62%2017 307.057.139 151.372.800 155.684.339 12.614.400 168.298.739 0 0,02001 21.150.000 117.608.400
PRECIO DE VENTA CDEEE, COSTO GEN PAGO PEAJE BENEFICIOAÑOS US$/Kwh US$/Kwh US$/Kwh US$/Kwh2006 0,0615 0,0365 0,0065 0,01852007 0,0615 0,0365 0,0065 0,01852008 0,0615 0,0365 0,0065 0,01852009 0,0615 0,0365 0,0065 0,01852010 0,0615 0,0365 0,0065 0,01852011 0,0615 0,0365 0,0065 0,0185 Caso de depacho limitado por mínimo crecimiento, 4.25%
Limite de entrada de planta mayor capacidad: 15% de la demandaBENEFICIOS DE CDEEE, US$ ENTRADA DE PLANTAS SEGÚN SE INDICA INGRESOS US$ COSTO GEN Pago Peaje BENEFICIOS
2006 12.146.161 TRES MESES DE OPERACIÓN 300MW MANZANILLO US$0.0615/KWhUS$0.0365/KWhUS$0.0065/KWh CDEEE2007 89.071.847 UN AÑO DE OPERACIÓN 375 MW + 5 MESES DE 300MW MANZANILLO/AZUA 261.288.900 155.127.826 27.615.900 78.545.174 2008 133.607.771 UN AÑO DE OPERACIÓN 450 MW + 375MW MANZANILLO/AZUA 404.055.000 239.888.390 42.705.000 121.461.610 2009 148.345.113 UN AÑO DE OPERACIÓN 466 MW + 450MW MANZANILLO/AZUA 420.217.200 249.483.926 44.413.200 126.320.074 2010 150.936.294 UN AÑO DE OPERACIÓN 466 MW + 466MW MANZANILLO/AZUA 436.379.400 259.079.461 46.121.400 131.178.539 2011 150.936.294 UN AÑO DE OPERACIÓN 466 MW + 466MW MANZANILLO/AZUA 457.929.000 271.873.509 48.399.000 137.656.491 2012 150.936.294 UN AÑO DE OPERACIÓN 466 MW + 466MW MANZANILLO/AZUA 474.091.200 281.469.044 50.107.200 142.514.956 2013 150.936.294 UN AÑO DE OPERACIÓN 466 MW + 466MW MANZANILLO/AZUA 495.640.800 294.263.092 52.384.800 148.992.908 2014 150.936.294 UN AÑO DE OPERACIÓN 466 MW + 466MW MANZANILLO/AZUA 502.105.680 298.101.306 53.068.080 150.936.294 2015 150.936.294 UN AÑO DE OPERACIÓN 466 MW + 466MW MANZANILLO/AZUA 502.105.680 298.101.306 53.068.080 150.936.294
PLANTA
Beneficio Neto
86
Un posible uso de los ingresos de las ventas de la energía producida por la 1ra. planta, sería
permitirle a la CDEEE disponer de recursos para cumplir los compromisos con Smith & Enron y
CESPM. Partiendo de este propósito, el precio unitario de la energía vendida en el mercado, debe
cubrir los costos relativos para mantener las plantas fuera de servicio, según los términos de sus
contratos, los cuales ascienden a US$92.6 Millones por año, siendo esta opción la de costo
mínimo.
Para cubrir los pagos de los mencionados contratos, la energía producida por la planta de Pepillo
Salcedo se tendría que vender a 5.88US¢/KWh, para una TIR de 38.8%. Con este precio la
CDEEE obtendría utilidades de US$92.74 Millones por año, como se muestra en el cuadro
No.7.9, ingresos suficientes para honrar los compromisos de los IPP’s, manteniendo las plantas
fuera de servicio.
Luego de la entrada de la segunda planta de la Westmont, la CDEEE obtendrá beneficios
estimados del orden de los US$93 Millones/año, si mantiene el precio de 5.88US¢/KWh
pudiéndose vender la energía producida por la misma hasta 5.19US¢/KWh, si se ve la operación
de esta segunda unidad como un proyecto marginal,ver cuadro 7-2. En ese caso, los beneficios
brutos proyectados se estiman en US$64.15 Millones al año para la segunda unidad, los cuales
ya no estarían comprometidos en el pago de los IPP’s y pueden ser utilizados para cubrir las
necesidades y otros compromisos de la CDEEE.
El cuadro No.7.5 presenta el flujo de caja que se obtendría con la operación de las dos unidades
entrando a plena carga en el año 2011. Este escenario, para los fines del proyecto de Westmont
Power, es el que más se acerca a la realidad operativa proyectada.
En el anexo I se presenta un estudio complementario del impacto económico de las plantas
Pepillo Salcedo (PPS), Montecristi y Puerto Viejo (PPV), Azua.
87
CUAD
RO 7.7
00
Projec
to:
PLAN
TA Pr
opues
taTa
sa de
Retor
no de
l aport
e de c
apita
l20
AÑOS
Local
izació
n: RE
PUBL
ICA DO
MINICA
NATa
sa int
erna d
e reto
rno15.
0%Fin
ancia
mien
toPo
rcenta
je de a
porte
(equ
ity)10
0 %As
uncio
nes E
léctric
asCo
mbus
tibles
asun
cione
sTo
tal de
Capita
l prop
io21
1,600
,000
US$
Poten
cia No
minal
600,0
00KW
Costo
del m
mbtu
2.270
US$/M
MBTU
Total
de Ca
p. Fin
ancia
do0
US$
Dispo
nibilid
ad92
%Ré
gimen
Térm
ico ne
to (lh
v) 8,0
00.00
BTU/K
WHTa
sa de
interé
s del f
inanci
am.
8.0Po
rciento
Facto
r de D
espach
o82
%Es
calam
iento
del co
mb.
0.00
%/ añ
osTa
sa efe
ctiva
0.0Po
rciento
Facto
r de C
apaci
dad
75%
Comp
onen
te inic
ial de
l comb
.18
.2(M
ILS/KW
H)Im
pu de
Venta
s0.0
Porcie
ntoHo
ras de
Opera
ción p
or añ
o65
76.30
72Ho
rasCo
mpon
ente
prome
dio de
l comb
.18
.2(M
ILS/KW
H)Tie
mpo d
e amo
rt.20
Años
precio
de la
energ
ia0.0
466 U
S$/KW
HRa
zón es
calam
iento
precio
s0.0
0 %Op
eració
n y Ma
ntenim
iento
Otros
Costo
sCo
sto fijo
de O&
M49
,007,9
16
US$ p
or añ
oSe
guros
5,000
,000
US
$Co
stos d
el proy
ecto
Escal
amien
to de
l O&M
0.00 %
por a
ñoCo
sto tra
nsport
e com
b.0 U
S$tot
al cost
os dir
ectos
211,6
00,00
0US
$Re
serva
para
mant
mayor
3.450
(MILS
/KWH)
movili
zacion
es0
US$
Otras
asunc
iones
costos
bland
os0
US$
Tiemp
o para
la de
precia
ción
20añ
ostot
al cost
os de
l proye
cto21
1,600
,000
US$
0
Año
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
capaci
dad
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
dispo
nibilid
ad92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%fac
tor de
despa
cho82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%ho
ras65
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
76MW
H al añ
o3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
centvs
por K
wh4.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
64.6
6cos
to com
b.en u
s$/mm
btu2.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
7Ing
resos
ventas
totale
s anu
ales
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
imp
. Sob
. Ven
tas-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
ingres
netos
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
18
3,755
,176
183,7
55,17
6
co
stos d
e exp
lotaci
óncos
to b.
en us
$71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71,65
5,443
71,65
5,443
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
costo
fijo de
O&M
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
cos
to var
iable O
&M.
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
Ins
uranse
guros
ce5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
costo
del tr
anspo
rte-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
otros
-
costo
total
de la
opera
ción
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
bene
ficio
bruto
44,47
8,861
44
,478,8
61
44,47
8,861
44
,478,8
61
44,47
8,861
44
,478,8
61
44,47
8,861
44
,478,8
61
44
,478,8
61
44
,478,8
61
44
,478,8
61
44,47
8,861
44
,478,8
61
44,47
8,861
44
,478,8
61
44,47
8,861
44
,478,8
61
44,47
8,861
44
,478,8
61
44,47
8,861
interes
00
00
00
00
00
00
00
00
00
00
capital
-
0
00
00
00
00
00
00
00
00
00
depre
ciació
n10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10,58
0,000
10,58
0,000
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
otras
ventas
0be
nefici
os an
tes de
los im
puest
os33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33,89
8,861
33,89
8,861
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
impue
stos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
bene
ficio
neto
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33
,898,8
61
33
,898,8
61
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
33
,898,8
61
33,89
8,861
pago
de in
teres
mas c
apita
l-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
FLUJ
O DE C
AJA P
ROYE
CTAD
O(Fi
gures
expre
ses in
thousa
nds o
f US D
ollars)
Núme
ro de
años
01
23
45
67
89
1011
1213
1415
1617
1819
20act
ual añ
o cale
ndari
o20
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
1520
1620
1720
1820
1920
2020
2120
2220
2320
2420
25be
nefici
o neto
033
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
6133
,898,8
61cap
ital(21
1,600
,000)
00
00
00
00
00
00
00
00
00
00
proyec
ción d
el fluj
o de c
aja(21
1,600,
000)
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
33,898
,861
vpn d
el fujo
de ca
ja112
,244,4
54
intere
ses8.0
0%
88
CUAD
RO 7-
80
0Pro
jecto:
PL
ANTA
Prop
uesta
Tasa
de Re
torno
del ap
orte d
e cap
ital
20 AÑ
OSLo
caliza
ción:
REPU
BLICA
DOMI
NICAN
ATa
sa int
erna d
e reto
rno10.
0%Fin
ancia
mien
toPo
rcenta
je de a
porte
(equ
ity)10
0 %As
uncio
nes E
léctric
asCo
mbus
tibles
asun
cione
sTo
tal de
Capita
l prop
io21
1,600
,000
US$
Poten
cia No
minal
600,0
00KW
Costo
del m
mbtu
2.270
US$/M
MBTU
Total
de Ca
p. Fin
ancia
do0
US$
Dispo
nibilid
ad92
%Ré
gimen
Térm
ico ne
to (lh
v) 8,0
00.00
BTU/K
WHTa
sa de
interé
s del f
inanci
am.
8.0Po
rciento
Facto
r de D
espach
o82
%Es
calam
iento
del co
mb.
0.00
%/ añ
osTa
sa efe
ctiva
0.0Po
rciento
Facto
r de C
apaci
dad
75%
Comp
onen
te inic
ial de
l comb
.18
.2(M
ILS/KW
H)Im
pu de
Venta
s0.0
Porcie
ntoHo
ras de
Opera
ción p
or añ
o65
76.30
72Ho
rasCo
mpon
ente
prome
dio de
l comb
.18
.2(M
ILS/KW
H)Tie
mpo d
e amo
rt.20
Años
precio
de la
energ
ia0.0
443 U
S$/KW
HRa
zón es
calam
iento
precio
s0.0
0%Op
eració
n y Ma
ntenim
iento
Otros
Costo
sCo
sto fijo
de O&
M49
,007,9
16
US$ p
or añ
oSe
guros
5,000
,000
US
$Co
stos d
el proy
ecto
Escal
amien
to de
l O&M
0.00 %
por a
ñoCo
sto tra
nsport
e com
b.0 U
S$tot
al cost
os dir
ectos
211,6
00,00
0US
$Re
serva
para
mant
mayor
3.450
(MILS
/KWH)
movili
zacion
es0
US$
Otras
asunc
iones
costos
bland
os0
US$
Tiemp
o para
la de
precia
ción
20añ
ostot
al cost
os de
l proye
cto21
1,600
,000
US$
0
Año
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
capaci
dad
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
dispo
nibilid
ad92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%92
%fac
tor de
despa
cho82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%82
%ho
ras65
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
7665
76MW
H al añ
o3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,78
4
centvs
por K
wh4.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
34.4
3cos
to com
b.en u
s$/mm
btu2.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
7Ing
resos
ventas
totale
s anu
ales
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
imp
. Sob
. Ven
tas-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
in gres
netos
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
17
4,640
,414
174,6
40,41
4
co
stos d
e exp
lotaci
óncos
to b.
en us
$71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71,65
5,443
71,65
5,443
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
71,65
5,443
71
,655,4
43
costo
fijo de
O&M
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
49
,007,9
16
49,00
7,916
cos
to var
iable O
&M.
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
Ins
uranse
guros
ce5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,00
0
costo
del tr
anspo
rte-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
otros
-
costo
total
de la
opera
ción
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
13
9,276
,315
139,2
76,31
5
bene
ficio
bruto
35,36
4,099
35
,364,0
99
35,36
4,099
35
,364,0
99
35,36
4,099
35
,364,0
99
35,36
4,099
35
,364,0
99
35
,364,0
99
35
,364,0
99
35
,364,0
99
35,36
4,099
35
,364,0
99
35,36
4,099
35
,364,0
99
35,36
4,099
35
,364,0
99
35,36
4,099
35
,364,0
99
35,36
4,099
interes
00
00
00
00
00
00
00
00
00
00
capital
-
0
00
00
00
00
00
00
00
00
00
depre
ciació
n10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10,58
0,000
10,58
0,000
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
otras
ventas
0be
nefici
os an
tes de
los im
puest
os24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24,78
4,099
24,78
4,099
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
impue
stos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
bene
ficio
neto
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24
,784,0
99
24
,784,0
99
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
24
,784,0
99
24,78
4,099
pago
de in
teres
mas c
apita
l-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
FLUJ
O DE C
AJA P
ROYE
CTAD
O(Fi
gures
expre
ses in
thousa
nds o
f US D
ollars)
Núme
ro de
años
01
23
45
67
89
1011
1213
1415
1617
1819
20act
ual añ
o cale
ndari
o20
0520
0620
0720
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
1520
1620
1720
1820
1920
2020
2120
2220
2320
2420
25be
nefici
o neto
024
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
9924
,784,0
99cap
ital(21
1,600
,000)
00
00
00
00
00
00
00
00
00
00
proyec
ción d
el fluj
o de c
aja(21
1,600,
000)
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
24,784
,099
vpn d
el fujo
de ca
ja29,
383,27
4
intere
ses8.0
0%
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
88
CUAD
RO 7-
90
0Pro
jecto:
PL
ANTA
Prop
uesta
Tasa d
e Reto
rno de
l aport
e de c
apital
20 AÑ
OSLo
caliza
ción:
REPU
BLICA
DOMIN
ICANA
Tasa
intern
a de r
etorno
38.8%
Financ
iamien
toPo
rcenta
je de a
porte
(equi
ty)10
0 %As
uncio
nes El
éctric
asCo
mbust
ibles a
suncio
nesTo
tal de
Capita
l prop
io21
1,600,
000US
$Po
tencia
Nomin
al60
0,000
KWCo
sto de
l mmb
tu2.2
70US
$/MMB
TUTo
tal de
Cap.
Finan
ciado
0US
$Dis
ponibil
idad
92%
Régim
en Té
rmico
neto
(lhv)
8,000.
00BT
U/KWH
Tasa
de int
erés d
el fina
nciam
.8.0
Porcie
ntoFa
ctor d
e Desp
acho
82%
Escal
amien
to del c
omb.
0.00
%/ añ
osTa
sa efe
ctiva
0.0Po
rciento
Facto
r de C
apaci
dad75
%Co
mpon
ente in
icial de
l comb
.18
.2(M
ILS/KW
H)Imp
u de V
entas
0.0Po
rciento
Horas
de Op
eració
n por
año657
6.3072
Horas
Comp
onent
e prom
edio d
el com
b.18
.2(M
ILS/KW
H)Tie
mpo d
e amo
rt.20
Años
precio
de la
energ
ia0.0
588US
$/KWH
Razón
escal
amien
to pre
cios
0.00 %
Opera
ción y
Mante
nimien
toOtr
os Co
stos
Costo
fijo de
O&M
49,00
7,916
US$ p
or año
Segur
os5,0
00,000
US
$Co
stos d
el proy
ecto
Escal
amien
to del O
&M0.0
0 % po
r año
Costo
transp
orte c
omb.
0 US$
total c
ostos
directo
s211
,600,0
00US
$Re
serva
para
mant
mayor
3.450
(MILS
/KWH)
movili
zacion
es0
US$
Otras
asunc
iones
costos
blando
s0
US
$Tie
mpo p
ara la
deprec
iación
20año
stot
al cost
os de
l proye
cto211
,600,0
00US
$0
Año
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
capaci
dad
600,0
00600
,000
600,0
0060
0,000
600,0
0060
0,000
600,0
00600
,000
600,00
060
0,000
600,00
060
0,000
600,00
060
0,000
600,00
060
0,000
600,00
060
0,000
600,00
060
0,000
dispo
nibilid
ad92
%92
%92%
92%92%
92%92%
92%92
%92
%92%
92%
92%92
%92%
92%
92%92%
92%
92%fac
tor de
despa
cho82
%82
%82%
82%82%
82%82%
82%82
%82
%82%
82%
82%82
%82%
82%
82%82%
82%
82%hor
as65
76657
665
7665
7665
7665
7665
76657
6657
665
76657
665
76657
665
76657
665
76657
665
76657
665
76MW
H al añ
o3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,784
3,9
45,78
4
3,945
,784
3,9
45,784
3,9
45,784
3,9
45,784
3,945
,784
3,9
45,78
4
3,945,
784
3,945
,784
3,9
45,784
3,9
45,78
4
3,945,
784
3,945
,784
3,9
45,784
3,9
45,78
4
3,945,
784
3,9
45,78
4
centvs
por K
wh5.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
85.8
8cos
to com
b.en u
s$/mm
btu2.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
72.2
7Ing
resos
ventas
totale
s anua
les232
,012,1
18
23
2,012
,118
232,01
2,118
232,01
2,118
232,01
2,118
232,01
2,118
232,01
2,118
232,0
12,118
232,0
12,11
8
232
,012,1
18
23
2,012,
118
232
,012,1
18
23
2,012,
118
232
,012,1
18
23
2,012,
118
232
,012,1
18
23
2,012,
118
232
,012,1
18
23
2,012,
118
232,01
2,118
imp. S
ob. V
entas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
ingres
netos
232,01
2,118
232,0
12,11
8
232
,012,1
18
232
,012,1
18
232
,012,1
18
232
,012,1
18
232
,012,1
18
23
2,012,
118
23
2,012
,118
232,01
2,118
232,0
12,118
232,01
2,118
232,0
12,118
232,01
2,118
232,0
12,118
232,01
2,118
232,0
12,118
232,01
2,118
232,0
12,11
8
232
,012,1
18
co
stos d
e exp
lotaci
óncos
to b.
en us$
71,65
5,443
71,
655,44
3
71,65
5,443
71
,655,4
43
71
,655,4
43
71
,655,4
43
71
,655,4
43
71,65
5,443
71,655
,443
71,65
5,443
71,65
5,443
71,
655,4
43
71,65
5,443
71,
655,4
43
71,65
5,443
71,
655,4
43
71,65
5,443
71,65
5,443
71,
655,44
3
71
,655,4
43
costo
fijo de
O&M
49,00
7,916
49,
007,91
6
49,00
7,916
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49
,007,9
16
49,00
7,916
49,007
,916
49,00
7,916
49,00
7,916
49,
007,9
16
49,00
7,916
49,
007,9
16
49,00
7,916
49,
007,9
16
49,00
7,916
49,00
7,916
49,
007,91
6
49
,007,9
16
costo
variab
le O&M
.13,
612,9
56
13,612
,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13,61
2,956
13,61
2,956
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,
612,95
6
13,
612,9
56
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13,61
2,956
13
,612,9
56
13
,612,9
56
13,612
,956
13,61
2,956
Ins
uranse
gurosc
e5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,000
5,0
00,00
0
5,000
,000
5,0
00,000
5,0
00,000
5,0
00,000
5,000
,000
5,0
00,00
0
5,000,
000
5,000
,000
5,0
00,000
5,0
00,00
0
5,000,
000
5,000
,000
5,0
00,000
5,0
00,00
0
5,000,
000
5,0
00,00
0
costo
del tra
nsport
e-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
otr
os-
costo
total
de la
opera
ción
139,27
6,315
139,2
76,31
5
139
,276,3
15
139
,276,3
15
139
,276,3
15
139
,276,3
15
139
,276,3
15
13
9,276,
315
13
9,276
,315
139,27
6,315
139,2
76,315
139,27
6,315
139,2
76,315
139,27
6,315
139,2
76,315
139,27
6,315
139,2
76,315
139,27
6,315
139,2
76,31
5
139
,276,3
15
bene
ficio
bruto
92,73
5,803
92,
735,80
3
92,73
5,803
92
,735,8
03
92
,735,8
03
92
,735,8
03
92
,735,8
03
92,73
5,803
92,735
,803
92,73
5,803
92,73
5,803
92,
735,8
03
92,73
5,803
92,
735,8
03
92,73
5,803
92,
735,8
03
92,73
5,803
92,73
5,803
92,
735,80
3
92
,735,8
03
interes
00
00
00
00
00
00
00
00
00
00
capital
-
00
00
00
00
00
00
00
00
00
0dep
reciac
ión10,
580,0
00
10,580
,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10,58
0,000
10,58
0,000
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,
580,00
0
10,
580,0
00
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10,58
0,000
10
,580,0
00
10
,580,0
00
10,580
,000
10,58
0,000
otr
as ven
tas0
benefic
ios an
tes de
los im
puesto
s82,
155,8
03
82,155
,803
82
,155,8
03
82,15
5,803
82,15
5,803
82,15
5,803
82,15
5,803
82
,155,8
03
82,
155,80
3
82,
155,8
03
82
,155,8
03
82,15
5,803
82
,155,8
03
82,15
5,803
82
,155,8
03
82,15
5,803
82
,155,8
03
82
,155,8
03
82,155
,803
82,15
5,803
imp
uesto
s-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
bene
ficio
neto
82,15
5,803
82,
155,80
3
82,15
5,803
82
,155,8
03
82
,155,8
03
82
,155,8
03
82
,155,8
03
82,15
5,803
82,155
,803
82,15
5,803
82,15
5,803
82,
155,8
03
82,15
5,803
82,
155,8
03
82,15
5,803
82,
155,8
03
82,15
5,803
82,15
5,803
82,
155,80
3
82
,155,8
03
pago
de in
teres
mas c
apita
l-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
FLUJ
O DE C
AJA P
ROYE
CTAD
O(Fi
gures
expres
es in t
housan
ds of U
S Dolla
rs)
Núme
ro de
años
01
23
45
67
89
1011
1213
1415
1617
1819
20act
ual añ
o cale
ndario
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
benefic
io neto
082,
155,8
0382,
155,80
382
,155,8
0382
,155,8
0382
,155,8
0382
,155,8
0382
,155,8
0382
,155,8
0382,
155,80
382,
155,8
0382
,155,8
0382
,155,8
0382
,155,8
0382,
155,8
0382
,155,8
0382,
155,8
0382
,155,8
0382
,155,8
0382,
155,80
382
,155,8
03cap
ital(21
1,600,
000)
00
00
00
00
00
00
00
00
00
00
proyec
ción d
el flujo
de ca
ja(21
1,600,
000)
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
82,155
,803
vpn de
l fujo d
e caja
550,94
2,392
int
ereses
8.00%
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
89
SEXTA PARTE DESCRIPCION PROYECTO CARBON 1200 Mw
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
90
8. DESCRIPCION DEL PROYECTO CARBON 1200 Mw
Este proyecto consiste en la instalación de dos (2) unidades generadoras de energía, de capacidad
nominal de 600 Mw cada una, utilizarán carbón mineral como combustible y operarán con un
factor de disponibilidad de 0.8, que equivale a 480 Mw efectivos por unidades, para un total de
960 Mw. Estas plantas están proyectadas para iniciar, la primera, su operación comercial a partir
de junio del año 2006 y se llamará Planta Pepillo Salcedo (PPS), en la ciudad de Montecristi, y la
segunda, Planta Puerto Viejo (PPV) se instalará en la ciudad de Azua e iniciará su operación
comercial a partir de octubre del año 2007. Estas dos unidades estarán construidas bajo el mismo
diseño y capacidades.
Este proyecto incluye la construcción por parte de CDEEE a través de la Empresa de
Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), las Líneas de Transmisión requeridas para el
transporte de las energías desde las plantas hasta los puntos de conexiones correspondientes.
Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED). La Línea de Transmisión correspondiente a la Planta
Pepillo Salcedo, tendrá una extensión aproximada de 130 KM (Pepillo Salcedo-Santiago). La
Línea de Transmisión correspondiente a la Planta de Puerto Viejo en Azua, tendrá una longitud
aproximada de 100 (Azua-Santo Domingo).
8.1. DESCRIPCION DE LAS PLANTAS
Las descripciones de los elementos de las plantas son similares para ambas instalaciones, en el
Anexo 2 se presentan vistas generales de plantas semejantes instaladas en Malasia por la
Compañía Westmont Power S.A.
Para mayor ilustración a continuación se definen los equipos y sistemas principales que
componen estas unidades con sus características más importantes:
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
91
A.- CALDERA
La Caldera es del tipo Circulación natural, marca Combustion y está diseñada para quemar
Carbón de un poder calorífico de 8,000 Btu/lbr. e incluye todos los equipos auxiliares, tales
como: Bombas Agua de Alimentación, Ventiladores de Tiro Forzados e Inducidos, Planta de
Tratamiento de Agua, Precipitadores, Sistema de Aire Comprimido, entre otros.
B.- TURBINA DE VAPOR Y GENERADOR
La Turbina es marca General Electric, opera con una Presión de 2,400 Psig a 1000°F, está
compuesta por tres etapas: Alta, Intermedia y Baja Presión. Incluye todos los Sistemas y Equipos
Auxiliares. Cada sistema de la Turbina proporciona los sistemas auxiliares requeridos para la
operación segura y eficiente.
El Generador fue diseñado y construido por la General Electric, gira a 3,600 RPM, tiene una
capacidad para 722,000 KVA, trifásico, 60 ciclos, voltaje de salida 24,000 Voltios y enfriado por Hidrógeno y agua.
C.- SISTEMA DE AGUA
El agua para todos los servicios, a excepción de la usada para enfriamiento del condensador,
debe mantener el flujo y presión de las necesidades de la instalación.
El agua es usada para los siguientes servicios:
- Agua potable (después de la filtración y de dosificar)
- Agua de servicio para el uso de fines generales
-Agua cruda a la planta de desmineralización
- Agua contra incendio
- Agua de lavado del precalentador del aire
- Agua de la supresión de polvo de los baberos del carbón
- Agua del sello de la glándula para las diferentes bombas
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
92
D.- MANEJO DEL CARBÓN
El sistema de manejo de carbón es un sistema integrado, diseñado para descargar éste de las
naves de la embarcación y llevarlo por un sistema de transportadores de correas a las áreas
señaladas en el patio del carbón.
El carbón se recoge del patio y es movilizado vía las trituradoras, a los silos de los alimentadores
de los pulverizadores de carbón, por otro sistema de transportación de correa.
E.- MANEJO DE CENIZAS
El sistema de tramitación de las cenizas incorpora las características siguientes:
Colección seca de las cenizas volátiles en una aspiradora a presión neumática, cuya combinación
transporta el sistema a los silos de cenizas volátiles, con la facilidad para la disposición en
transporte de vehículos. El retiro continuo de la ceniza de la parte inferior de caldera (cenicero),
utiliza un transportador sumergido de raspador, que mueve a través de correas a un silo de
ceniza, en el cual estas cenizas en el fondo ó escorias se succionan y se cargan en los vehículos
de transporte.
Alternativamente, las escorias y las cenizas volátiles se pueden enviar por el transportador a una
laguna para su disposición. El manejo esperado de ceniza corresponde alrededor del siete por
ciento (7%) del total de carbón a quemar, tal como se expresa en la siguiente tabla elaborada en
base a los consumos estimados por año de la central Pepillo Salcedo:
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Ton/Año 46,247 96,370 105,776 124,362 139,280 133,536 130,824 141,194 147,257
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
93
Los desechos de cenizas y otros derivados de la combustión del Carbón se estimarán como
negocios con empresas locales, tal como se hace en Itabo, y será un incremento extra entre las
utilidades de la Central.
F.- RÉGIMEN TÉRMICO El régimen térmico de la Central Térmica Pepillo Salcedo varía de acuerdo a la potencia de
operación de la planta y va desde un mínimo de 9,284 Btu/KWh para una potencia de 145,984
Kw hasta 7,841 Btu/KWh para una potencia de 583,935 Kw. El régimen térmico garantizado es
de 8,130 Btu/KWh que equivale a una eficiencia de la Central de 41.9%, para una potencia de
583,935 Kw., por lo que es una Central de alta eficiencia y se refleja en los costos de producción.
En el gráfico No.8.1, se muestra el comportamiento del régimen térmico en función de la
potencia desarrollada por la máquina.
Gráfico No.8.1
REGIMEN TERMICO - POTENCIA
9,284
8,250
7,903 7,841
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
145,984 291,967 437,951 583,935
POTENCIA, Kw
Btu
/Kw
h
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
94
8.2.- IMPACTO AMBIENTAL
Las plantas a Carbón en la actualidad deben cumplir con las Normas Ambientales que requiere el
Banco Mundial para otorgar financiamiento. Aunque la planta Pepillo Salcedo no será
financiada, los promotores del proyecto se comprometen a cumplir con la misma, así como, con
lo dispuesto por la Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales.
8.2.1.- DESCRIPCION DEL IMPACTO AL MEDIO AMBIENTE
Una planta a carbón no sólo genera electricidad, sino al mismo tiempo yeso, ceniza filtrada y
granulada, que serán utilizadas como materia prima en la industria de la construcción.
El programa del Proyecto de Manzanillo contempla hacer una evaluación de impacto ambiental,
basado en los procedimientos y normas de la Ley de Medio Ambiente (64-00), de la Secretaría
de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales.
Westmont contratará una compañía certificada, que trabajará bajo el marco legal de los
procedimientos sobre medio ambiente y el reglamento del sistema de permisos y licencias
ambientales, aprobado por los organismos internacionales y en específico por la Environmental
Protection Agency (EPA) de los Estados Unidos de Norteamérica.
Dentro de los aspectos ambientales a ser tomados en cuenta, se encuentran los siguientes:
A.- EMISIONES DE CENIZAS Y POLVOS
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
95
Westmont contempla la instalación del sistema de precipitadores electroestáticos, que consisten
en dos (2) unidades en paralelo, que colectan las cenizas mediante campos electromagnéticos con
una eficiencia de 99% y que trabajarán en paralelo con los precipitadores multiciclónicos de uso
normal en este tipo de planta.
Las emisiones a la atmósfera de las plantas propuestas por Westmont están dentro de los limites
establecidos por las normas nacionales e internacionales, como se muestra en el cuadro No.8.1.
Cuadro No.8.1
VALORES NORMATIVOS, EMISIONES
Parámetros Máximo permitido por las
Normas (mg/Nm3)
Emisiones de las plantas
(mg/Nm3)
1. Total de Partículas
2. Dióxido de Azufre
3. Oxido de Nitrógeno
4. Monóxido de Carbono
5. Opacidad
120
2000
750
1000
50
750
650
200
20%
Base: Modelo Dispersión de Gas- ISC3 (Aprobado por la EPA de USA)
Los parámetros de diseño de la chimenea son los siguientes:
Altura de la Chimenea = 200 m
Velocidad Salida de Gases = 22 m/s
Temperatura Salida Gases FDG en servicio = 820 C
Temperatura Salida Gases FDG fuera de servicio = 132o C
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
96
B.- EMISIONES DE GASES
Se contempla la instalación de un sistema de desulfuración de gases del tipo (Wheelabrator- Frye
Flue Gas Desulfurization System), que consiste en un sistema de remoción de dióxido de azufre
de los flujos de gases del proceso, ubicado en la salida de gases de la caldera, a través de los
precipitadores.
Este sistema está compuesto de cuatro subsistemas:
a) De Absorción, compuesto de cuatro torres de atomización, agitadores y bombas de
reciclaje de agua atomizada.
b) De adicción se usa para la remoción de partículas calizas.
c) De transferencia de lodos
d) De remoción con ventiladores industriales.
C.- AGUAS RESIDUALES
Todas las aguas residuales que procedan de todos los entornos de los diferentes procesos de los
sistemas de planta serán colectadas, procesadas y despachadas bajo el uso de los Skimer
industriales. Estas regresarán a su fuente de origen, bajo análisis de laboratorio con la pureza y la
temperatura permitida por la norma ambiental sobre calidad de agua y control de descarga,
establecida en las leyes ambientales.
D.- AGUA DE ENFRIAMIENTO
El agua de enfriamiento de la Central será succionada desde la costa del mar por medio de
bombas de agua de circulación, que después del proceso retornarán al mar bajo un sistema de
control de temperatura, que en ningún momento excederá los 3oC, como establecen las
regulaciones internacionales y las leyes de la República Dominicana sobre uso de aguas.
E.- REFORESTACIÓN
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
97
El proyecto contempla establecer un programa de reforestación en todos sus entornos,
concentrándose como especie de fincas energéticas alrededor del parque de carbón, con
plantaciones de rápido y fácil crecimiento.
8.2.2.- CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL ESTUDIO DEL IMPACTO
AMBIENTAL DEL PROYECTO
En primer lugar, la propuesta plantea la elaboración de un estudio de alcance ambiental y líneas
bases, tanto biológica como socioeconómica y cultural, que sirva de marco general para la
evaluación de los impactos y plan de manejo ambiental pertinente, garantizando el proceso de
participación de las partes interesadas. Posteriormente, e integrando todas las informaciones
producidas en los estudios iniciales, se producirá el Estudio de Impacto Ambiental y Plan de
Manejo y Adecuación Ambiental, incluyendo un Plan de Contingencia, que es el requisito
exigido por la Legislación Nacional a fines de obtener la licencia ambiental para el proyecto.
Estas actividades serán realizadas según los procedimientos, reglamentos y normas de la
autoridad ambiental dominicana, la Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos
Naturales.
El estudio se llevará a cabo en dos fases: una fase inicial de levantamiento de información básica
y alcance del EIA, que servirá para identificar algunos aspectos determinantes para el diseño de
la investigación y la segunda, una vez se definan los detalles del diseño, para evaluar los
impactos y proponer las medidas de mitigación del plan de manejo ambiental y el plan de
contingencia.
Entre las actividades que caracterizan el estudio medioambiental están:
1) Estudio de reconocimiento y alcance ambiental del proyecto, en el cual se considerarán
los siguientes elementos claves:
a) Uso de suelo: posibles conflictos con usos existentes o planificados
b) Recursos terrestres: posibles efectos en la flora y fauna existentes, particularmente
con la excavación y relleno
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
98
c) Recursos marinos y acuáticos: efectos en la flora y fauna acuática y costera,
particularmente en vista de los efluentes del agua de enfriamiento.
d) Recursos socioeconómicos: efectos en la estructura y condiciones sociales existentes,
incluyendo la posibilidad de reasentamientos de población.
e) Recursos culturales: sitios conocidos o identificados en el campo
f) Ruido ambiental: ubicación de receptores sensibles.
g) Calidad de aire: fuentes de emisiones existentes o planificadas.
• Evaluación de la legislación pertinente, normativas y reglamentos que debe cumplir el
proyecto.
• Caracterización del medio físico natural:
a) Climatología
b) Calidad de aire y ruido
c) Geología, geomorfología y tectónica
d) Hidrología superficial y calidad de agua
e) Oceanografía: batimetría, sedimento marino, caracterización hidrodinámica.
f) Oceanografía química y calidad de agua
g) Biota terrestre: composición florística y vegetación, grupos zoológicos importantes.
Especies amenazadas y protegidas. Ecosistemas y áreas protegidas
h) Biota costera y marina
• Caracterización del medio socioeconómico
b) Población, estructura comunitaria, actividades económicas, empleos y mano de obra,
c) bienes y servicios, educación y patrimonio cultural.
d) Conflictos de uso de suelo u otros
e) Paisaje
• Análisis de interesados
• Análisis de alternativas
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
99
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
100
8.3.- IMPACTO SOCIO ECONOMICO
8.3.1.- INVERSIÓN
EL Costo por Megavatios (Mw) instalados para plantas a carbón es de US$1,350,000.00/Mw. La
plantas ofertadas de 1,200 Mw tendrían un valor de US$ 1,620,000.00 si se compran en el
mercado a los precios actuales. El costo de instalación se estima en un 11% de la inversión, el
valor resultante de este ejercicio es de US$92,500,000.00. Este costo está constituido por el
personal, materiales, estructuras y equipos de construcción, principalmente.
La propuesta presentada por Westmon Power S.A, sus costos se estiman en US$423.20 Millones
de Dólares por ambas unidades, incluyendo sus costos de instalación. Este valor representa un
26% del precio actual de estas centrales en el mercado.
8.3.2.- EQUIPOS Y MATERIALES
El desarrollo de estos proyectos tendrá, un gran movimiento de Equipos y Materiales, la mayoría
de estos serán adquiridos en el mercado local, lo que dinamizará sectores importantes de la
economía, que están estrechamente relacionados con las actividades a ser desarrolladas en las
instalaciones de estas centrales, como son, el Ferretero, con la venta de materiales de
construcción (cemento, varillas, materiales eléctricos, materiales gastables, entre otros), El sector
de la Construcción de obras civiles con el movimiento de maquinarias, tales como
Retrocavadoras, equipos de izamiento de cargas y de transporte, etc.
Todo este movimiento producirá una mejoría en los flujos de cajas de estas empresas, que
intervendrán de manera directa e indirecta en la ejecución de estos proyectos.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
101
8.3.3.- COSTOS ASOCIADOS A LA UBICACIÓN
Los terrenos donde serán instaladas las plantas son propiedad de la CDEEE, y Westmont pagará
una renta por su uso de US$2,000 Dólares/Acre, es decir US$4,939 por Hectárea, lo que equivale
a un total US$999,406.65, durante la permanencia del convenio entre las dos empresas.
El costo estimado por manejo de combustible desde el puerto hacia el patio de carbón es
equivalente a US$2.5/tonelada, que para un consumo de carbón de 2,103,669 toneladas en un
año, a plena carga, equivalente a un costo de US$5,259,172.7, al año.
La empresa explotadora de la producción de estas centrales se responsabilizará de los costos por
uso de las aguas, tanto de de servicios como de enfriamiento.
8.3.4.- GENERACION DE EMPLEOS
Con la instalación de las plantas Pepillo Salcedo (PPS) y Puerto Viejo (PPV), se generará
empleos para aproximadamente 500 personas como empleados fijos y en el proceso de
instalación se estima un promedio de 2,000 trabajadores de manera directa, lo que creará un
movimiento económico nunca visto en estas zonas, beneficiando principalmente a las provincias
donde estarán ubicadas estas centrales. De igual manera Empresas Nacionales dedicadas a las
construcciones, instalaciones eléctricas y mecánicas, entre otras participarán en la ejecución de
estos proyectos creando empleos indirectos a beneficio de la comunidad.
8.3.5.- PRECIO DE LA ENERGIA ELECTRICA AL CONSUMIDOR
El precio actual de la generación de energía en el país es mayor que el precio de la energía
generada, transmitida, distribuida, facturada y cobrada en la mayoría de los países del mundo.
Con la entrada en operación de las unidades a carbón se producirá un impacto positivo en el
costo de generación, disminuyendo el precio marginal, al ocupar estas dos unidades los primeros
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
102
lugares en el Orden de Mérito de Despacho, además la CDEEE venderá la energía en el Mercado
Mayorista a un precio por debajo de 5.5¢US/KWh, que a su vez se reflejará en el costo de la
factura de Energía al consumidor final ..
8.3.6.- AHORRO DE DIVISAS
Con la entrada en operación de la central Pepillo Salcedo, partiendo de una potencia inicial de
300Mw hasta su capacidad nominal de 600 Mw, el país tendrá un ahorro por concepto de
combustible de US$2,015 millones para los siguientes nueve (9) años 2007-2014, ver grafico 2
anexo I.
El precio de venta del Kilovatio/hora en el mercado mayorista es actualmente de 7.5¢US/KWh,
con la entrada de esta planta en el año 2006 este precio se reducirá a 5.38¢US/KWh y con la
entrada de la planta Puerto Viejo (PPV) Azua este precio disminuirá sustancialmente, y se
cotizara por debajo de los 6¢US/KWh, creando un impacto positivo en la economía de la
Republica Dominicana.
8.3.7.- DESARROLLO REGIONAL
La instalación de la planta Pepillo Salcedo, contribuirá al desarrollo económico, no sólo de la
línea noroeste, si no que incidirá en toda la región del Cibao, donde se registra un déficit de
generación de electricidad, que ha limitado por varios años el crecimiento industrial, comercial y
turístico, del área.
Estas instalaciones tanto la planta como las Líneas de Transmisión impulsarán el desarrollo
Turístico de la Costa Norte, principalmente las zonas comprendidas entre Puerto Plata y Monte
Cristi, e incidirá en el aumento del flujo de turistas en las instalaciones existentes, debido al
impacto que tendrá en la reducción de los precios de la energía eléctrica y el desarrollo formal e
informal del movimiento comercial.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
103
De igual manera la planta Puerto Viejo a instalarse en Azua tendrá un impacto positivo en toda
la región sur del país y el Distrito Nacional, donde se concentra un gran número de Empresas y
una alta demanda de energía, lo que ayudará al desahogo de la concentración de generación en la
zona de Haina. Así mismo se fortalecerá la calidad de la energía a entregar en ambas zonas con
estos nuevos proyectos
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
104
9.- INTERCONEXION A LA RED DE TRANSMISION
Para inyectar la energía producida por las centrales de generación a instalar en Pepillo Salcedo y
Puerto Viejo, por la Red de Transmisión se necesitará la construcción de una línea de 345 Kv
que conduzca la Energía hasta el anillo de la ciudad de Santiago y otra de Azua a Santo
Domingo, de la misma capacidad, además la línea 345 Kv Santo Domingo Santiago. Estas
últimas líneas están siendo estudiadas por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana
(ETED). De acuerdo al estudio “Comportamiento del Sistema de Transmisión con las
Conexiones de las Plantas a Carbón”, realizado por la Empresa Consultora DECON, a solicitud
de la ETED, se presentan las siguientes conclusiones sobre el comportamiento de Voltaje, Flujo
y Estabilidad del Sistema, con la inclusión de las dos plantas de la Westmont:
a) En todos los escenarios los niveles de tensión están dentro del rango técnicamente
aceptable, con valores muy cercanos al nominal, salvo la Zona Nagua-Samaná, que sólo
en los escenarios en que no hay generación de la planta Smith-Enron, el nivel de
tensiones está en el límite inferior o lo excede ligeramente.
b) En todos los escenarios analizados no existen sobrecargas en las líneas de Transmisión.
Con la premisa de los escenarios estudiados, el flujo neto entre el Sur y el Norte no es
significativo en condiciones normales de operación por el balance existente entre
generación y demanda en cada zona, salvo en el caso de generación de 675 Mw en
Manzanillo o Nigua con interconexión Norte Sur a 345 Kv; donde existe un flujo Norte-
Sur mayor a 300 Mw, dependiendo en qué lugar se concentre la generación.
c) No hay flujo significativo Santo Domingo-Santiago en las redes de 138 Kv y 345 Kv si la
generación a instalar se ejecuta en Manzanillo.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
105
d) El sistema es estable frente a salida de generación de 300 Mw y/o 500 Mw en Manzanillo
y/o Nigua de Azua, sin averías en las líneas de 345 Kv en carga pico. En carga baja se
vuelve inestable.
e) El sistema es estable, con generación en Manzanillo y/o Nigua si hay falla en las redes de
138 Kv.
Este estudio es preliminar, se requiere un informe definitivo sobre la necesidad de las nuevas
líneas a 345 Kv Santo Domingo-Santiago.
Los costos asociados a la línea de transmisión se incluyen en las ofertas de construcción de las
plantas y por lo tanto se consideran parte del mismo.
En el Anexo 3 se presenta una copia del Estudio Preliminar de la línea de transmisión realizada
por la Empresa Consultora DECON a solicitud de la Empresa de Transmisión Eléctrica
Dominicana (ETED).
La ETED considera que para las condiciones de operación de la Planta Pepillo Salcedo, en sus
inicios, no existen mayores inconvenientes, salvo los especificados en el estudio de DECON, al
inyectarse la energía al Sistema de Transmisión actual.
De acuerdo a las normas generalmente aceptadas, por razones económicas principalmente y de
estabilidad como causa secundaria, la planta mayor del sistema no debe sobrepasar el 15% de la
demanda del sistema, pues de exceder este valor obligaría mantener una gran reserva rotante (o
caliente) con el fin de garantizar el sistema en caso de una salida de la planta (disparo). Sin
embargo, la reserva caliente se debe mantener como quiera, de manera que no se produzca una
interrupción general en el Sistema Eléctrico Nacional (SENI), llamado “Black Out”, por la salida
de todas las plantas de generación y la misma es parte de la reserva total que no debe ser inferior
al 15% de la demanda proyectada de potencia.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
106
Estas salidas generales (black out) pueden ser reducidas si se coordinan adecuadamente los
elementos de protección a sólo uno parcial en la zona del Cibao, con las siguientes
consecuencias, como señalamos a continuación:
• Un disparo o salida de las plantas por esta causa, tiene una duración de cuatro a cinco
horas, y su frecuencia es de cinco a diez veces por año, que se puede traducir a 50 ó 100
horas de interrupción anual, a un costo del Producto Interno Bruto de US$180 Millones.
• Sin embargo, en la actualidad, nuestro Sistema Eléctrico sufre la interrupción de 2,628
horas al año por imposibilidad de pago, que representan unas pérdidas de US$450
Millones del Producto Interno Bruto.
• Si por causa de considerar preponderante el tema de la Estabilidad del Sistema, se dejan de
instalar los 1200 Mw, el país tendría que pagar la generación a un precio de 0.10
US$/KWh, en lugar de los 0.0519 US$/KWh, garantizados con la instalación de las nuevas
plantas. El precio final de la energía al consumidor de baja tensión se reduciría de 0.20
US$/KWh a 0.12 US$/KWh con la entrada de dichas plantas. La pérdida económica para
el país por no implementarse el proyecto, por la diferencia de dichos precios, equivale
alrededor de US$500 Millones por año, para la energía generada en la actualidad. Este
valor se muestra con el aumento de la energía demandada hasta llegar a un promedio para
el periodo 2005-2015 de US$1,005 Millones/año, con la entrada de las plantas requeridas
de mínimo costos, para suplir siempre la demanda, ver cuadro No. 5-2.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
107
SEPTIMA PARTE
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
108
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES: En este estudio se evaluaron ofertas para las instalaciones de varias Plantas, para su posible
incorporación al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado. Entre las propuestas se destacan la
Central Termo Manzanillo con dos (2) Unidades de Pet Coke de 150 Mw cada una, la Central de
la firma Alstom de 200 Mw a carbón y la oferta de la compañía Westmont Power S.A, de dos (2)
Unidades a Carbón de 600 Mw cada una, a ser ubicadas en Pepillo Salcedo (Monte Cristi) y
Puerto Viejo (Azua).
En este trabajo se analiza la oferta presentada por Westmont, cuyo financiamiento está
garantizado por el inversionista, sus precios son muy competitivos (alrededor de 5.00¢US/KWh),
el tiempo para la puesta en operación es mínimo con relación a las demás ofertas, catorce (14)
meses para la planta de Pepillo Salcedo y veinte y uno (21) meses para la planta Puerto Viejo, lo
que significa que ambas unidades entrarán en operación al finalizar el 2007.
También se trataron los aspectos relacionados con la Generación de Energía Eléctrica en
República Dominicana, el Parque de Generación actual, las plantas que lo componen y sus costos
de producción; evaluándose el Sistema como un conjunto de producción de energía, al simular un
despacho económico de carga por orden de mérito que refleja la operación actual, que en más de
un 65% descansa en combustibles de altos costos.
De la evaluación de lo ocurrido en el año 2004, se verifica un déficit de energía de 4,032 GWh
entre la proyectada y la suministrada. Si consideramos el costo de desabastecimiento a razón de
US$1.35/KWh, esto representó una pérdida para la economía del país de US$5,432.2 Millones, de
ahí la importancia de proyectar adecuadamente la demanda, para evitar que la oferta de energía
sea deficitaria.
Mediante los programas de despacho de carga se proyecta el período entre los años 2005 y 2015,
cuantificando los costos de operación de cada año, según el crecimiento de la demanda de energía,
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
109
para tres escenarios posibles: 7.75%, 9% y 10%, en base al crecimiento histórico registrado. La
proyección de la oferta requerida se realizó para un incremento efectivo de la demanda de 7.75%.
Finalmente se presentaron alternativas para cubrir el déficit por crecimiento de la demanda y
disminución de costos que permiten bajar hasta en 49% el costo de generación, lo que
representaría más de US$500 millones de ahorro por año en lo inmediato, incorporando al sistema
unidades de generación con combustibles de mínimo costos.
Con la instalación de estas centrales la CDEE recibirá beneficios netos por US$128 Millones
anuales, de estos se podrán emplear US$92 Millones para el pago de capacidad de los IPPs con
contratos vigentes, cuya operación se dificulta por sus altos costos de venta, siendo mejor
mantenerlo fuera de operación.
En un sistema de generación eficiente (combustible de bajo precio), los costos variables de
producción promedio del Mercado Mayorista serán de US$18.31/MWh, en el sistema actual este
costo es de US$39.34/MWh, lo cual es 2.14 veces mayor que la generación con combustibles de
bajo costo.
El costo Marginal en el sistema actual lo define el precio del Mercado Spot siendo este de
US$71.9/MWh, con la entrada de las nuevas plantas este costo se reducirá a US$53.90/MWh, es
decir 1.33 veces menor que el costo actual.
Cuando las plantas propuestas estén operando a plena capacidad, el país estaría ahorrando unos
US$500 Millones al año, esto es, comparando los precios monómicos actuales del Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) antes y después de la operación comercial de las plantas
a carbón, evaluadas como oferta para cubrir la demanda del período 2005-2015.
Para un Sistema similar al existente en el periodo 2006-2015 el costo de generación por
combustibles será de US$16,485 Millones, con la entrada de las unidades a carbón u otras fuentes
económicas en el período 2006-2011, el costo de generación por combustible será de US$16,705
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
110
Millones, mientras que con las entradas de estas mismas unidades en el periodo 2006-2007 el
costo del sistema de generación por combustible será de US$11,065 Millones , lo que significa
una ahorro de US$5,420 Millones con relación a la proyección con el sistema actual. Cuando las
dos plantas de 600 Mw estén operando a plena capacidad reportarán beneficios a la CDEEE del
orden de los US$128 Millones al año, por la venta de energía y potencia en el Mercado
Mayorista.
Como solución a los altos costos de producción del sistema actual el Estado Dominicano a través
de la CDEEE debe realizar un programa de instalaciones de plantas de mínimo costo, para cubrir
la demanda a partir del año 2007, este programa deberá ejecutarse como se presenta a
continuación:
1-Contratación de 1200 Mw Diciembre 2004-Enero 2005. El inicio de este proyecto para el mes
de Marzo del año 2005, la 1ra. planta y la 2da. Planta para el año 2007.
2-Contratación de dos 600 Mw Enero-Marzo 2005. Su ejecución sería a partir del año 2008.
Este programa coincide con los Planes de abastecimiento de Energía para los próximos quince
(15) años, propuesto por la Comisión Nacional de Energía, utilizando el programa Super de la
Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en su Plan Energético Nacional 2004-2015.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
111
ANEXO I
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
112
1.1 Evaluación carbón versus otros combustibles
Para determinar la factibilidad del uso del carbón versus otro combustible, hemos determinado
su costo en dólares por millón de Btu. Para realizar estos cálculos asumimos tres escenarios
con tres precios diferentes para cada combustible y obtuvimos los siguientes resultados:
Cuadro No.1
COSTO DEL MILLON DE BTU
Tipo de combustible Precio
Costo del millón de Btu
US$/ton US$ 55,00 2,13 75,00 3,00
Carbón 84,06 3,36 US$/barril
31,26 5,13 33,00 5,64
Fuel oil #6 36,53 6,07 US$/m3
0,22 6,10 0,23 6,30
Gas natural 0,24 6,50 US$/galòn
0,97 7,13 1,07 7,87
Fuel oil #2 1,20 8,82
Como podemos apreciar en el cuadro No.1 y en el gráfico No.1, el costo del millón de Btu del
carbón está muy por debajo del costo del millón de Btu de los demás combustibles. En el peor de
los escenarios, el carbón a US$84,00/ton, el costo del millón de Btu es de US$3.36 mientras que
el costo del millón de Btu para el fuel oil #6, que es su próximo competidor, es de US$6.07, para
un precio de US$36.53/barril.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
113
COSTO DEL MILLON DE BTU
2,13
5,13
6,10
7,13
3,00
5,64
6,30
7,87
3,36
6,076,5
8,82
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
Carbón fuel oil gas natural gas oil TIPO DE COMBUSTIBLE
DO
LAR
ES /
MIL
LON
DE
BTU
ESCENARIO (1)ESCENARIO (2)ESCENARIO (3)
55.0
0
75.0
0
84.0
6
31.2
6
33.0
0
35.5
3
0.22
0.23
0.24
0.97
1.07
1.20
US$ / Tonelada
US$ / BarrilUS$ / M3
US$ / Galon
Gráfico 1
Se hizo una simulación del impacto que tendrían la entrada de estas Centrales en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado y determinamos la generación por año, partiendo de la potencia
de 300 Mw e incrementando 75 Mw por año. Se consideró un carbón con un poder calorífico de
8000 Btu/lb y un precio de US$40.00/Ton. Para ello utilizamos el Programa Moperd, que es el
que usa el Organismo Coordinador del Sistema. La corrida del programa fue para el periodo 2006
– 2015. El ahorro por el cambio de combustible en estos diez años será de US$2,015 millones
para ambas plantas, como se muestra en el gráfico No.2.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
114
Gráfico No. 2
GASTOS EN COMBUSTIBLE, CARBON VERSUS FUEL OIL#6
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
AÑOS
US$
Fuel oil #6
Carbón
beneficio por cambio de combustible
Fuel oil #6 64 174 271 325 374 375 364 397 413 418 2,344
Carbón 23 63 99 118 136 137 137 145 150 152 858
beneficio por cambio de combustible 40 111 172 207 238 239 227 252 263 266 2,015
2006 20007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Determinamos los costos de producción de las diferentes unidades que actualmente están
conectadas al Sistema y lo comparamos con el costo de producción de la Central Térmica Pepillo
Salcedo. En los costos de producción de las unidades se tomó en cuenta los costos de inversión de
las mismas y en EGE Haina y EGE Itabo, la inversión que hicieron en la capitalización. Este es el
motivo por el cual los costos calculados son ligeramente más altos que los declarados por ellos;
sin embargo, los costos del millón de Btu son idénticos. Los costos de producción oscilan desde
un mínimo de US¢3.19/kwh hasta un máximo de US¢9.27/kwh y el costo del millón de Btu va
desde US$2.05 hasta US$6.76, para la Central Termoeléctrica Pepillo Salcedo y Mitsubishi,
respectivamente. Ver gráfico No.3 y cuadros del 1 al 18, página 5 a la página 22.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
115
Gráfico 3
COMPARACIÓN DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS9.27
7.62
6.82
8.33
7.39 7.10 7.25 6.99 7.74 7.75
8.17 8.26
7.13
5.96
7.96
3.65 3.57
7.46
3.19
6.78 6.74 6.06
7.01 6.39
4.27 4.42 4.16 4.91 4.92
5.34
7.12
5.99
4.82
6.82
2.05 2.05
3.70
2.05
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
10.00
Mitsubish
i
Haina I
y II
Haina I
V
Puerto Plat
a I
Puerto Plat
a II
Monte Rio
Palamera
, La V
ega
Sultana d
el Este
Seaboard
CEPP
Metaldón
Cogentri
xSmith
AES, Andrés
Los Mina
Itabo I
Itabo II
Barahona c
arbón
Pepillo
Salced
o
UNIDADES
CO
STO
S C
ENTA
VOS
US$
COSTO DE PRODUCCIÓNCOSTO DEL MILLON DE BTU
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
116
Cap
acity
(Kw
)33
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
231.
264.
000
Loan
US$
36.0
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,05
0Ti
empo
, año
s20
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%,
9 ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$
/ yea
rU
S$/K
wh
US$
US$
/Kw
h0,
0677
7778
0,00
9339
980 1
1.80
0.00
0,00
21.
800.
000,
003
7.83
7.28
0,35
2.16
0.00
0,00
1.80
0.00
0,00
0,05
0211
.797
.280
,345
10,
1273
415
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
515
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
615
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
715
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
815
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
915
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
1015
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
1115
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
1215
.674
.560
,69
2.16
0.00
0,00
3.60
0.00
0,00
0,01
5621
.434
.560
,690
10,
0927
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,09
27
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu
/Lb
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il25
2,71
2200
1722
0,64
37.8
85.4
08,0
027
,21
12.5
45,4
75.
786.
135,
04
Tipo
de
com
bust
ibl
eC
onsu
mo
de c
alor
, Btu
Cal
or e
xpre
sado
en
millo
nes
de B
tuC
osto
del
milló
n de
Btu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
2.90
1.31
5.57
4.08
0,00
2.90
1.31
5,57
5,40
2615
.674
.560
,69
0,06
7777
7831
,26
Tota
les
Cua
dro
1PO
WER
PLA
NT
33 M
w, M
itsub
ishi
, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
117
Cap
acity
(Kw
)44
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
308.
352.
000
Loan
US$
13.0
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,05
0Ti
empo
, año
s10
Annu
al
paym
ent o
f the
lo
an 5
%, 9
yea
r +
3 ye
ar fr
eeC
osto
de
la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/
Kwh
Fue
l oil
#6O
&M
US
$/K
wU
S$
/ yea
rU
S$/
Kw
hU
S$
US$
/Kw
h0,
0673
6146
0,00
2529
580 1
650.
000,
002
650.
000,
003
10.3
85.5
20,2
678
0.00
0,00
650.
000,
000,
0136
11.8
15.5
20,2
584
0,08
354
20.7
71.0
40,5
278
0.00
0,00
1.95
0.00
0,00
0,00
6323
.501
.040
,516
80,
0762
520
.771
.040
,52
780.
000,
001.
950.
000,
000,
0063
23.5
01.0
40,5
168
0,07
626
20.7
71.0
40,5
278
0.00
0,00
1.95
0.00
0,00
0,00
6323
.501
.040
,516
80,
0762
720
.771
.040
,52
780.
000,
001.
950.
000,
000,
0063
23.5
01.0
40,5
168
0,07
628
20.7
71.0
40,5
278
0.00
0,00
1.95
0.00
0,00
0,00
6323
.501
.040
,516
80,
0762
920
.771
.040
,52
780.
000,
001.
950.
000,
000,
0063
23.5
01.0
40,5
168
0,07
6210
20.7
71.0
40,5
278
0.00
0,00
1.95
0.00
0,00
0,00
6323
.501
.040
,516
80,
0762
1120
.771
.040
,52
780.
000,
001.
950.
000,
000,
0063
23.5
01.0
40,5
168
0,07
6212
20.7
71.0
40,5
278
0.00
0,00
1.95
0.00
0,00
0,00
6323
.501
.040
,516
80,
0762
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
62
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbBt
u/ to
nEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il25
2,71
2200
1722
0,64
37.8
85.4
08,0
027
,37
12.4
68,4
15.
786.
135,
04
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Bt
uC
osto
del
m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
3.84
4.65
9.16
0.32
0,00
3.84
4.65
9,16
5,40
2620
.771
.040
,52
0,06
7361
4631
,26
Tota
les
Cua
dro
2PO
WER
PLA
NT
44 M
w, H
aina
, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
118
Cap
acity
(Kw
)63
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
441.
504.
000
Loan
US$
16.0
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,05
0Ti
empo
, año
s10
Annu
al
paym
ent o
f the
lo
an 5
%, 9
yea
r +
3 ye
ar fr
eeC
osto
de
la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/
Kwh
Fue
l oil
#6O
&M U
S$/K
wh
US
$ / y
ear
US$
/Kw
hU
S$U
S$/K
wh
0,06
0591
230,
0021
7439
0 180
0.00
0,00
280
0.00
0,00
313
.375
.634
,77
960.
000,
0080
0.00
0,00
0,01
1715
.135
.634
,769
30,
0744
426
.751
.269
,54
960.
000,
002.
400.
000,
000,
0054
30.1
11.2
69,5
386
0,06
825
26.7
51.2
69,5
496
0.00
0,00
2.40
0.00
0,00
0,00
5430
.111
.269
,538
60,
0682
626
.751
.269
,54
960.
000,
002.
400.
000,
000,
0054
30.1
11.2
69,5
386
0,06
827
26.7
51.2
69,5
496
0.00
0,00
2.40
0.00
0,00
0,00
5430
.111
.269
,538
60,
0682
826
.751
.269
,54
960.
000,
002.
400.
000,
000,
0054
30.1
11.2
69,5
386
0,06
829
26.7
51.2
69,5
496
0.00
0,00
2.40
0.00
0,00
0,00
5430
.111
.269
,538
60,
0682
1026
.751
.269
,54
960.
000,
002.
400.
000,
000,
0054
30.1
11.2
69,5
386
0,06
8211
26.7
51.2
69,5
496
0.00
0,00
2.40
0.00
0,00
0,00
5430
.111
.269
,538
60,
0682
1226
.751
.269
,54
960.
000,
002.
400.
000,
000,
0054
30.1
11.2
69,5
386
0,06
82
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,06
82
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbB
tu/ t
onEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu
/Kw
hBt
u/ba
rril
252,
7122
0017
220,
6437
.885
.408
,00
30,4
3 €
11.2
15,2
65.
786.
135,
04
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Bt
uC
osto
del
m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
4.95
1.58
2.15
1.04
0,00
4.95
1.58
2,15
5,40
2626
.751
.269
,54
0,06
0591
2331
,26
Tota
les
Cua
dro
3PO
WER
PLA
NT
44 M
w, H
aina
, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
119
Cap
acity
(Kw
)25
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
175.
200.
000
Loan
US
$11
.000
.000
tasa
de
inte
rés:
0,
050
Tiem
po, a
ños
10
Ann
ual
paym
ent o
f the
lo
an 5
%, 9
yea
r +
3 ye
ar fr
eeC
osto
de
la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/
Kwh
Fue
l oil
#6O
&M
US
$/Kw
hU
S$ /
year
US
$/Kw
hU
S$U
S$/
Kwh
0,07
0097
480,
0037
6712
0 155
0.00
0,00
255
0.00
0,00
36.
140.
539,
4566
0.00
0,00
550.
000,
000,
0202
7.35
0.53
9,44
720,
0941
412
.281
.078
,89
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0094
14.5
91.0
78,8
944
0,08
335
12.2
81.0
78,8
966
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
9414
.591
.078
,894
40,
0833
612
.281
.078
,89
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0094
14.5
91.0
78,8
944
0,08
337
12.2
81.0
78,8
966
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
9414
.591
.078
,894
40,
0833
812
.281
.078
,89
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0094
14.5
91.0
78,8
944
0,08
339
12.2
81.0
78,8
966
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
9414
.591
.078
,894
40,
0833
1012
.281
.078
,89
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0094
14.5
91.0
78,8
944
0,08
3311
12.2
81.0
78,8
966
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
9414
.591
.078
,894
40,
0833
1212
.281
.078
,89
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0094
14.5
91.0
78,8
944
0,08
33
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/
Kwh
0,08
33
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbB
tu/ t
onEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu
/bar
ril25
2,71
2200
1722
0,64
37.8
85.4
08,0
026
,30
€12
.974
,84
5.78
6.13
5,04
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Bt
uC
osto
del
m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$
Cos
to d
el K
wh
gene
rado
Prec
io d
el
com
bust
ible
Fuel
oil
#62.
273.
191.
968.
000,
002.
273.
191,
975,
4026
12.2
81.0
78,8
90,
0700
9748
31,2
6
Tota
les
Cua
dro
4PO
WER
PLA
NT
25 M
w, P
uert
o Pl
ata
I, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
120
Cap
acity
(Kw
)33
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
231.
264.
000
Loan
US
$11
.000
.000
tasa
de
inte
rés:
0,
050
Tiem
po, a
ños
10
Ann
ual
paym
ent o
f the
lo
an 5
%, 9
yea
r +
3 ye
ar fr
eeC
osto
de
la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/
Kwh
Fue
l oil
#6O
&M
US
$/Kw
hU
S$ /
year
US
$/Kw
hU
S$U
S$/
Kwh
0,06
3916
830,
0028
5388
0 155
0.00
0,00
255
0.00
0,00
37.
390.
831,
3666
0.00
0,00
550.
000,
000,
0153
8.60
0.83
1,35
600,
0821
414
.781
.662
,71
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0071
17.0
91.6
62,7
120
0,07
395
14.7
81.6
62,7
166
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
7117
.091
.662
,712
00,
0739
614
.781
.662
,71
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0071
17.0
91.6
62,7
120
0,07
397
14.7
81.6
62,7
166
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
7117
.091
.662
,712
00,
0739
814
.781
.662
,71
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0071
17.0
91.6
62,7
120
0,07
399
14.7
81.6
62,7
166
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
7117
.091
.662
,712
00,
0739
1014
.781
.662
,71
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0071
17.0
91.6
62,7
120
0,07
3911
14.7
81.6
62,7
166
0.00
0,00
1.65
0.00
0,00
0,00
7117
.091
.662
,712
00,
0739
1214
.781
.662
,71
660.
000,
001.
650.
000,
000,
0071
17.0
91.6
62,7
120
0,07
39
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/
Kwh
0,07
39
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbB
tu/ t
onEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu
/bar
ril25
2,71
2200
1722
0,64
37.8
85.4
08,0
028
,85
€11
.830
,82
5.78
6.13
5,04
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Bt
uC
osto
del
m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$
Cos
to d
el K
wh
gene
rado
Prec
io d
el
com
bust
ible
Fuel
oil
#62.
736.
042.
756.
480,
002.
736.
042,
765,
4026
14.7
81.6
62,7
10,
0639
1683
31,2
6
Tota
les
Cua
dro
5PO
WER
PLA
NT
25 M
w, P
uert
o Pl
ata
II, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
121
Cap
acity
(Kw
)10
0.00
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)70
0.80
0.00
0Lo
an U
S$85
.000
.000
tasa
de
inte
rés:
0,
090
Tiem
po, a
ños
12
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%, 9
ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US$
/Kw
hU
S$U
S$/K
wh
0,04
2707
200,
0072
7740
0 17.
650.
000,
002
4.25
0.00
0,00
314
.964
.602
,85
5.10
0.00
0,00
7.65
0.00
0,00
0,04
8827
.714
.602
,854
10,
0988
429
.929
.205
,71
5.10
0.00
0,00
14.7
33.3
33,3
30,
0210
49.7
62.5
39,0
415
0,07
105
29.9
29.2
05,7
15.
100.
000,
0014
.733
.333
,33
0,02
1049
.762
.539
,041
50,
0710
629
.929
.205
,71
5.10
0.00
0,00
14.7
33.3
33,3
30,
0210
49.7
62.5
39,0
415
0,07
107
29.9
29.2
05,7
15.
100.
000,
0014
.733
.333
,33
0,02
1049
.762
.539
,041
50,
0710
829
.929
.205
,71
5.10
0.00
0,00
14.7
33.3
33,3
30,
0210
49.7
62.5
39,0
415
0,07
109
29.9
29.2
05,7
15.
100.
000,
0014
.733
.333
,33
0,02
1049
.762
.539
,041
50,
0710
1029
.929
.205
,71
5.10
0.00
0,00
14.7
33.3
33,3
30,
0210
49.7
62.5
39,0
415
0,07
1011
29.9
29.2
05,7
15.
100.
000,
0014
.733
.333
,33
0,02
1049
.762
.539
,041
50,
0710
1229
.929
.205
,71
5.10
0.00
0,00
14.7
33.3
33,3
30,
0210
49.7
62.5
39,0
415
0,07
10
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
10
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbBt
u/ to
nEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il25
2,71
2200
1737
1,24
38.2
16.7
28,0
042
,80
€7.
974,
115.
836.
736,
64
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
5.58
8.25
6.28
8.00
0,00
5.58
8.25
6,29
5,35
5729
.929
.205
,71
0,04
2707
2031
,26
Tota
les
Cua
dro
6PO
WER
PLA
NT
100
Mw
, Mon
te R
ío, I
MPA
CTO
EC
ON
OM
ICO
DEL
PR
OYE
CTO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
122
Cap
acity
(Kw
)19
2.50
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)1.
349.
040.
000
Loan
US$
163.
625.
000
tasa
de
inte
rés:
0,
090
Tiem
po, a
ños
12
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%, 9
ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US$
/Kw
hU
S$U
S$/K
wh
0,04
4234
910,
0072
7740
0 114
.726
.250
,00
28.
181.
250,
003
29.8
37.3
33,6
79.
817.
500,
0014
.726
.250
,00
0,04
8854
.381
.083
,665
40,
1003
459
.674
.667
,33
9.81
7.50
0,00
28.3
61.6
66,6
70,
0210
97.8
53.8
33,9
974
0,07
255
59.6
74.6
67,3
39.
817.
500,
0028
.361
.666
,67
0,02
1097
.853
.833
,997
40,
0725
659
.674
.667
,33
9.81
7.50
0,00
28.3
61.6
66,6
70,
0210
97.8
53.8
33,9
974
0,07
257
59.6
74.6
67,3
39.
817.
500,
0028
.361
.666
,67
0,02
1097
.853
.833
,997
40,
0725
859
.674
.667
,33
9.81
7.50
0,00
28.3
61.6
66,6
70,
0210
97.8
53.8
33,9
974
0,07
259
59.6
74.6
67,3
39.
817.
500,
0028
.361
.666
,67
0,02
1097
.853
.833
,997
40,
0725
1059
.674
.667
,33
9.81
7.50
0,00
28.3
61.6
66,6
70,
0210
97.8
53.8
33,9
974
0,07
2511
59.6
74.6
67,3
39.
817.
500,
0028
.361
.666
,67
0,02
1097
.853
.833
,997
40,
0725
1259
.674
.667
,33
9.81
7.50
0,00
28.3
61.6
66,6
70,
0210
97.8
53.8
33,9
974
0,07
25
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
25
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbBt
u/ to
nEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il25
2,71
2200
1765
8,27
38.8
48.1
94,0
040
,65
€8.
395,
835.
933.
178,
72
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or e
xpre
sado
en
millo
nes
de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
11.3
26.3
10.5
03.2
00,0
011
.326
.310
,50
5,26
8759
.674
.667
,33
0,04
4234
9131
,26
Tota
les
Cua
dro
7PO
WER
PLA
NT
150
Mw
, Pal
amar
a, L
a Ve
ga, I
MPA
CTO
EC
ON
OM
ICO
DEL
PR
OYE
CTO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
123
Cap
acity
(Kw
)15
0.00
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)1.
051.
200.
000
Loan
US$
127.
500.
000
tasa
de
inte
rés:
0,
090
Tiem
po, a
ños
12
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%, 9
ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US$
/Kw
hU
S$U
S$/K
wh
0,04
1574
020,
0072
7740
0 111
.475
.000
,00
26.
375.
000,
003
21.8
51.3
04,1
57.
650.
000,
0011
.475
.000
,00
0,04
8840
.976
.304
,148
50,
0976
443
.702
.608
,30
7.65
0.00
0,00
22.1
00.0
00,0
00,
0210
73.4
52.6
08,2
971
0,06
995
43.7
02.6
08,3
07.
650.
000,
0022
.100
.000
,00
0,02
1073
.452
.608
,297
10,
0699
643
.702
.608
,30
7.65
0.00
0,00
22.1
00.0
00,0
00,
0210
73.4
52.6
08,2
971
0,06
997
43.7
02.6
08,3
07.
650.
000,
0022
.100
.000
,00
0,02
1073
.452
.608
,297
10,
0699
843
.702
.608
,30
7.65
0.00
0,00
22.1
00.0
00,0
00,
0210
73.4
52.6
08,2
971
0,06
999
43.7
02.6
08,3
07.
650.
000,
0022
.100
.000
,00
0,02
1073
.452
.608
,297
10,
0699
1043
.702
.608
,30
7.65
0.00
0,00
22.1
00.0
00,0
00,
0210
73.4
52.6
08,2
971
0,06
9911
43.7
02.6
08,3
07.
650.
000,
0022
.100
.000
,00
0,02
1073
.452
.608
,297
10,
0699
1243
.702
.608
,30
7.65
0.00
0,00
22.1
00.0
00,0
00,
0210
73.4
52.6
08,2
971
0,06
99
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,06
99
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbBt
u/ to
nEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il25
2,71
2200
1734
1,17
38.1
50.5
74,0
044
,04
€7.
749,
095.
826.
633,
12
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or e
xpre
sado
en
millo
nes
de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
8.14
5.84
3.40
8.00
0,00
8.14
5.84
3,41
5,36
5043
.702
.608
,30
0,04
1574
0231
,26
Tota
les
Cua
dro
8PO
WER
PLA
NT
150
Mw
, Sul
tana
del
Est
e, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
124
Cap
acity
(Kw
)11
1.30
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)77
9.99
0.40
0Lo
an U
S$94
.605
.000
tasa
de
inte
rés:
0,
090
Tiem
po, a
ños
12
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%, 9
ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US$
/Kw
hU
S$U
S$/K
wh
0,04
9137
840,
0072
7740
0 18.
514.
450,
002
4.73
0.25
0,00
319
.163
.519
,93
5.67
6.30
0,00
8.51
4.45
0,00
0,04
8833
.354
.269
,934
90,
1052
438
.327
.039
,87
5.67
6.30
0,00
16.3
98.2
00,0
00,
0210
60.4
01.5
39,8
698
0,07
745
38.3
27.0
39,8
75.
676.
300,
0016
.398
.200
,00
0,02
1060
.401
.539
,869
80,
0774
638
.327
.039
,87
5.67
6.30
0,00
16.3
98.2
00,0
00,
0210
60.4
01.5
39,8
698
0,07
747
38.3
27.0
39,8
75.
676.
300,
0016
.398
.200
,00
0,02
1060
.401
.539
,869
80,
0774
838
.327
.039
,87
5.67
6.30
0,00
16.3
98.2
00,0
00,
0210
60.4
01.5
39,8
698
0,07
749
38.3
27.0
39,8
75.
676.
300,
0016
.398
.200
,00
0,02
1060
.401
.539
,869
80,
0774
1038
.327
.039
,87
5.67
6.30
0,00
16.3
98.2
00,0
00,
0210
60.4
01.5
39,8
698
0,07
7411
38.3
27.0
39,8
75.
676.
300,
0016
.398
.200
,00
0,02
1060
.401
.539
,869
80,
0774
1238
.327
.039
,87
5.67
6.30
0,00
16.3
98.2
00,0
00,
0210
60.4
01.5
39,8
698
0,07
74
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
74
US
$/to
nLb
s/to
nBt
u/Lb
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il25
2,71
2200
1757
1,29
38.6
56.8
38,0
036
,78
€9.
280,
475.
903.
953,
44
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
7.23
8.67
7.50
7.48
8,00
7.23
8.67
7,51
5,29
4838
.327
.039
,87
0,04
9137
8431
,26
Tota
les
Cua
dro
9PO
WER
PLA
NT
150
Mw
, Est
rella
del
Mar
y E
stre
lla d
el N
orte
, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
125
Cap
acity
(Kw
)76
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
532.
608.
000
Loan
US$
64.6
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,09
0Ti
empo
, año
s12
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%,
9 ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US$
/Kw
hU
S$U
S$/K
wh
0,04
9191
220,
0072
7740
0 15.
814.
000,
002
3.23
0.00
0,00
313
.099
.819
,06
3.87
6.00
0,00
5.81
4.00
0,00
0,04
8822
.789
.819
,062
80,
1053
426
.199
.638
,13
3.87
6.00
0,00
11.1
97.3
33,3
30,
0210
41.2
72.9
71,4
589
0,07
755
26.1
99.6
38,1
33.
876.
000,
0011
.197
.333
,33
0,02
1041
.272
.971
,458
90,
0775
626
.199
.638
,13
3.87
6.00
0,00
11.1
97.3
33,3
30,
0210
41.2
72.9
71,4
589
0,07
757
26.1
99.6
38,1
33.
876.
000,
0011
.197
.333
,33
0,02
1041
.272
.971
,458
90,
0775
826
.199
.638
,13
3.87
6.00
0,00
11.1
97.3
33,3
30,
0210
41.2
72.9
71,4
589
0,07
759
26.1
99.6
38,1
33.
876.
000,
0011
.197
.333
,33
0,02
1041
.272
.971
,458
90,
0775
1026
.199
.638
,13
3.87
6.00
0,00
11.1
97.3
33,3
30,
0210
41.2
72.9
71,4
589
0,07
7511
26.1
99.6
38,1
33.
876.
000,
0011
.197
.333
,33
0,02
1041
.272
.971
,458
90,
0775
1226
.199
.638
,13
3.87
6.00
0,00
11.1
97.3
33,3
30,
0210
41.2
72.9
71,4
589
0,07
75
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
75
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu
/Lb
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il25
2,71
2200
1780
8,36
39.1
78.3
92,0
036
,25
€9.
415,
905.
983.
608,
96
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
5.01
4.98
3.66
7.20
0,00
5.01
4.98
3,67
5,22
4326
.199
.638
,13
0,04
9191
2231
,26
Tota
les
Cua
dro
10PO
WER
PLA
NT
150
Mw
, Com
pañí
a de
Ele
ctric
idad
de
Puer
to P
lata
, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
126
Cap
acity
(Kw
)42
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
294.
336.
000
Loan
US$
35.7
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,09
0Ti
empo
, año
s12
Annu
al
paym
ent o
f the
lo
an 5
%, 9
yea
r +
3 ye
ar fr
eeC
osto
de
la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/
Kwh
Fue
l oil
#6O
&M U
S$/K
wh
US$
/ ye
arU
S$/K
wh
US$
US$
/Kw
h0,
0534
0579
0,00
7277
400 1
3.21
3.00
0,00
21.
785.
000,
003
7.85
9.62
3,10
2.14
2.00
0,00
3.21
3.00
0,00
0,04
8813
.214
.623
,099
90,
1095
415
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
515
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
615
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
715
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
815
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
915
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
1015
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
1115
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
1215
.719
.246
,20
2.14
2.00
0,00
6.18
8.00
0,00
0,02
1024
.049
.246
,199
70,
0817
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,08
17
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
LbB
tu/ t
onEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu
/Kw
hBt
u/ba
rril
252,
7122
0017
420,
5338
.325
.166
,00
34,1
3 10
.000
,00
5.85
3.29
8,08
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el
milló
n de
Btu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doPr
ecio
del
co
mbu
stib
leFu
el o
il #6
2.94
3.36
0.00
0.00
0,00
2.94
3.36
0,00
5,34
0615
.719
.246
,20
0,05
3405
7931
,26
Tota
les
Cua
dro
11PO
WER
PLA
NT
42 M
w, C
ompa
ñía
de E
lect
ricid
ad M
etal
dóm
, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
127
Cap
acity
(Kw
)29
4.60
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)2.
064.
556.
800
Loan
US$
117.
840.
000
tasa
de
inte
rés:
0,
090
Tiem
po, a
ños
20An
nual
pay
men
t of
the
loan
5%
, 9
year
+ 3
yea
r fre
eC
osto
de
la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/K
wh
Fue
l oil
#6O
&M U
S$/K
wh
US$
/ ye
arU
S$/K
wh
US$
US$
/Kw
h0,
0711
9645
0,00
3424
660 1
10.6
05.6
00,0
02
5.89
2.00
0,00
373
.494
.555
,25
7.07
0.40
0,00
10.6
05.6
00,0
00,
0230
91.1
70.5
55,2
507
0,09
764
146.
989.
110,
507.
070.
400,
0016
.497
.600
,00
0,00
8017
0.55
7.11
0,50
150,
0826
514
6.98
9.11
0,50
7.07
0.40
0,00
16.4
97.6
00,0
00,
0080
170.
557.
110,
5015
0,08
266
146.
989.
110,
507.
070.
400,
0016
.497
.600
,00
0,00
8017
0.55
7.11
0,50
150,
0826
714
6.98
9.11
0,50
7.07
0.40
0,00
16.4
97.6
00,0
00,
0080
170.
557.
110,
5015
0,08
268
146.
989.
110,
507.
070.
400,
0016
.497
.600
,00
0,00
8017
0.55
7.11
0,50
150,
0826
914
6.98
9.11
0,50
7.07
0.40
0,00
16.4
97.6
00,0
00,
0080
170.
557.
110,
5015
0,08
2610
146.
989.
110,
507.
070.
400,
0016
.497
.600
,00
0,00
8017
0.55
7.11
0,50
150,
0826
1114
6.98
9.11
0,50
7.07
0.40
0,00
16.4
97.6
00,0
00,
0080
170.
557.
110,
5015
0,08
2612
146.
989.
110,
507.
070.
400,
0016
.497
.600
,00
0,00
8017
0.55
7.11
0,50
150,
0826
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,08
26
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
galó
nBt
u/ to
nEf
icie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
il44
3,25
2200
1360
0029
9.20
0.00
0,00
46,0
2 7.
417,
005.
712.
000,
00
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
do
Prec
io d
el
com
bust
ible
US$
/bar
ril,
Fuel
oil
#215
.312
.817
.785
.600
,00
15.3
12.8
17,7
99,
5991
146.
989.
110,
500,
0711
9645
54,8
3
Tota
les
Cua
dro
12PO
WER
PLA
NT
150
Mw
, Com
pañí
a de
Ele
ctric
idad
San
Ped
ro d
e M
acor
ix, I
MPA
CTO
EC
ON
OM
ICO
DEL
PR
OYE
CTO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
128
Cap
acity
(Kw
)18
0.00
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)1.
261.
440.
000
Loan
US$
72.0
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,09
0Ti
empo
, año
s20
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%, 9
ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US
$/Kw
hU
S$U
S$/
Kwh
0,05
9870
140,
0034
2466
0 16.
480.
000,
002
3.60
0.00
0,00
337
.761
.292
,53
4.32
0.00
0,00
6.48
0.00
0,00
0,02
3048
.561
.292
,527
70,
0863
475
.522
.585
,06
4.32
0.00
0,00
10.0
80.0
00,0
00,
0080
89.9
22.5
85,0
555
0,07
135
75.5
22.5
85,0
64.
320.
000,
0010
.080
.000
,00
0,00
8089
.922
.585
,055
50,
0713
675
.522
.585
,06
4.32
0.00
0,00
10.0
80.0
00,0
00,
0080
89.9
22.5
85,0
555
0,07
137
75.5
22.5
85,0
64.
320.
000,
0010
.080
.000
,00
0,00
8089
.922
.585
,055
50,
0713
875
.522
.585
,06
4.32
0.00
0,00
10.0
80.0
00,0
00,
0080
89.9
22.5
85,0
555
0,07
139
75.5
22.5
85,0
64.
320.
000,
0010
.080
.000
,00
0,00
8089
.922
.585
,055
50,
0713
1075
.522
.585
,06
4.32
0.00
0,00
10.0
80.0
00,0
00,
0080
89.9
22.5
85,0
555
0,07
1311
75.5
22.5
85,0
64.
320.
000,
0010
.080
.000
,00
0,00
8089
.922
.585
,055
50,
0713
1275
.522
.585
,06
4.32
0.00
0,00
10.0
80.0
00,0
00,
0080
89.9
22.5
85,0
555
0,07
13
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
13
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu
/gal
ónBt
u/ to
nE
ficie
ncia
,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Btu/
barr
ilC
osto
de
fuel
oil
#6 y
2,
US$
/bar
ril30
4,28
2200
1360
0029
9.20
0.00
0,00
37,5
7 9.
085,
505.
712.
000,
00
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or e
xpre
sado
en
millo
nes
de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
do
Prec
io d
el
com
bust
ible
US
$/ba
rril,
Fuel
oil
#6 y
211
.460
.813
.120
.000
,00
11.4
60.8
13,1
26,
5896
75.5
22.5
85,0
60,
0598
7014
37,6
4
Tota
les
Cua
dro
13PO
WER
PLA
NT
150
Mw
, Com
pañí
a Sm
ith &
Enr
on, I
MPA
CTO
EC
ON
OM
ICO
DEL
PR
OYE
CTO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
129
Cap
acity
(Kw
)30
0.00
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)2.
102.
400.
000
Loan
US$
120.
000.
000
tasa
de
inte
rés:
0,
090
Tiem
po, a
ños
20An
nual
pay
men
t of
the
loan
5%
, 9
year
+ 3
yea
r fre
eC
osto
de
la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/K
wh
Fue
l oil
#6O
&M U
S$/K
wh
US$
/ ye
arU
S$/K
wh
US$
US$
/Kw
h0,
0481
9000
0,00
3424
660 1
10.8
00.0
00,0
02
6.00
0.00
0,00
350
.657
.328
,00
7.20
0.00
0,00
10.8
00.0
00,0
00,
0355
68.6
57.3
28,0
000
0,08
714
101.
314.
656,
007.
200.
000,
0016
.800
.000
,00
0,00
8012
5.31
4.65
6,00
000,
0596
510
1.31
4.65
6,00
7.20
0.00
0,00
16.8
00.0
00,0
00,
0080
125.
314.
656,
0000
0,05
966
101.
314.
656,
007.
200.
000,
0016
.800
.000
,00
0,00
8012
5.31
4.65
6,00
000,
0596
710
1.31
4.65
6,00
7.20
0.00
0,00
16.8
00.0
00,0
00,
0080
125.
314.
656,
0000
0,05
968
101.
314.
656,
007.
200.
000,
0016
.800
.000
,00
0,00
8012
5.31
4.65
6,00
000,
0596
910
1.31
4.65
6,00
7.20
0.00
0,00
16.8
00.0
00,0
00,
0080
125.
314.
656,
0000
0,05
9610
101.
314.
656,
007.
200.
000,
0016
.800
.000
,00
0,00
8012
5.31
4.65
6,00
000,
0596
1110
1.31
4.65
6,00
7.20
0.00
0,00
16.8
00.0
00,0
00,
0080
125.
314.
656,
0000
0,05
9612
101.
314.
656,
007.
200.
000,
0016
.800
.000
,00
0,00
8012
5.31
4.65
6,00
000,
0596
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,05
96
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
Lbs
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
térm
ico,
B
tu/K
wh
Btu/
M3
Gen
erac
ión
men
sual
, Kw
hG
ener
ació
n an
ual,
Kwh
43,2
0 7.
900,
0036
.381
,46
1861
5000
022
3380
0000
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or e
xpre
sado
en
millo
nes
de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
do, U
S$_K
wh
Prec
io d
el
com
bust
ible
, U
S$/
M3
Con
sum
o de
co
mbu
stib
le m
ensu
al,
M3
Con
sum
o de
co
mbu
stib
le
anua
l, M
3
Gas
nat
ural
17.6
47.0
20.0
00.0
00,0
017
.647
.020
,00
6,10
10
7.64
6.82
2,00
0,04
8190
000,
2248
5.05
5.30
0,14
5.82
0.66
3.60
1,74
Cua
dro
14
CO
NSU
MO
DE
CO
MB
UST
IBLE
GA
S N
ATU
RA
L, A
ES A
ND
RES
Y L
OS
MIN
AS
POW
ER P
LAN
T 15
0 M
w, C
ompa
ñía
AES,
And
rés,
IMPA
CTO
EC
ON
OM
ICO
DEL
PR
OYE
CTO
Year
Annu
al In
com
e Tota
les
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
130
Cap
acity
(Kw
)21
0.00
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)1.
471.
680.
000
Loan
US$
84.0
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,09
0Ti
empo
, año
s20
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%,
9 ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h F
uel o
il #6
O&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US$
/Kw
hU
S$U
S$/
Kwh
0,06
8153
040,
0034
2466
0 17.
560.
000,
002
4.20
0.00
0,00
350
.149
.735
,16
5.04
0.00
0,00
7.56
0.00
0,00
0,03
5562
.749
.735
,161
10,
1071
410
0.29
9.47
0,32
5.04
0.00
0,00
11.7
60.0
00,0
00,
0080
117.
099.
470,
3222
0,07
965
100.
299.
470,
325.
040.
000,
0011
.760
.000
,00
0,00
8011
7.09
9.47
0,32
220,
0796
610
0.29
9.47
0,32
5.04
0.00
0,00
11.7
60.0
00,0
00,
0080
117.
099.
470,
3222
0,07
967
100.
299.
470,
325.
040.
000,
0011
.760
.000
,00
0,00
8011
7.09
9.47
0,32
220,
0796
810
0.29
9.47
0,32
5.04
0.00
0,00
11.7
60.0
00,0
00,
0080
117.
099.
470,
3222
0,07
969
100.
299.
470,
325.
040.
000,
0011
.760
.000
,00
0,00
8011
7.09
9.47
0,32
220,
0796
1010
0.29
9.47
0,32
5.04
0.00
0,00
11.7
60.0
00,0
00,
0080
117.
099.
470,
3222
0,07
9611
100.
299.
470,
325.
040.
000,
0011
.760
.000
,00
0,00
8011
7.09
9.47
0,32
220,
0796
1210
0.29
9.47
0,32
5.04
0.00
0,00
11.7
60.0
00,0
00,
0080
117.
099.
470,
3222
0,07
96
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
96
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
Lbs
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu
/Kw
hBt
u/M
3
Gen
erac
ión
men
sual
, Kw
hG
ener
ació
n an
ual,
Kwh
30,5
5 11
.172
,63
36.3
81,4
618
6150
000
2233
8000
00
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or e
xpre
sado
en
millo
nes
de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tuC
osto
del
co
mbu
stib
le, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
do, U
S$_
Kwh
Prec
io d
el
com
bust
ible
, U
S$/
M3
Con
sum
o de
co
mbu
stib
le
men
sual
, M3
Con
sum
o de
co
mbu
stib
le
anua
l, M
3
Gas
nat
ural
24.9
57.4
20.8
94.0
00,0
024
.957
.420
,89
6,10
15
2.24
0.26
7,45
0,06
8153
040,
2268
5.99
2.83
5,20
8.23
1.91
4.02
2,36
Cua
dro
15
CO
NSU
MO
DE
CO
MB
UST
IBLE
GAS
NAT
UR
AL, A
ES A
ND
RES
Y L
OS
MIN
AS
POW
ER P
LAN
T 15
0 M
w, C
ompa
ñía
Los
Min
a, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e Tota
les
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
131
Cap
acity
(Kw
)11
5.00
0Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)80
5.92
0.00
067
1600
00Lo
an U
S$66
.850
.000
tasa
de
inte
rés:
0,
050
Tiem
po, a
ños
15
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%,
9 ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
inve
rsió
n (C
I)To
tal c
ost
Tota
l cos
tU
S$/K
wh
Fue
l oil
#6O
&M U
S$/
Kwh
US$
/ ye
arU
S$/
Kwh
US$
US$
/Kw
h0,
0218
4148
0,00
4976
920 1
3.34
2.50
0,00
23.
342.
500,
003
8.80
1.24
1,65
4.01
1.00
0,00
3.34
2.50
0,00
0,02
6716
.154
.741
,648
90,
0535
417
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
517
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
617
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
717
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
817
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
917
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
1017
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
1117
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
1217
.602
.483
,30
4.01
1.00
0,00
7.79
9.16
6,67
0,00
9729
.412
.649
,964
50,
0365
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,03
65
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
Lbs
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
térm
ico,
B
tu/K
wh
Cos
to d
el c
arbó
n55
,00
2200
1217
1,75
26.7
77.8
50,0
032
,10
10.6
33,9
6
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tuC
alor
exp
resa
do e
n m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tuC
osto
del
com
bust
ible
, U
S$
Cos
to d
el K
wh
gene
rado
Car
bon
8.57
0.12
1.04
3.20
0,00
8.57
0.12
1,04
2,05
3917
.602
.483
,30
0,02
1841
48
Year
Annu
al In
com
e Tota
les
Cua
dro
16PO
WER
PLA
NT
115
Mw
, Ita
bo I
IMPA
CTO
EC
ON
OM
ICO
DEL
PR
OYE
CTO
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
132
Cap
acity
(Kw
)11
5Lo
ad F
acto
r0,
8An
nual
Gen
erat
ion
(Kw
h)80
5.92
0.00
0Lo
an U
S$66
.850
.000
tasa
de
inte
rés:
0,
050
Tiem
po, a
ños
15An
nual
pay
men
t of
the
loan
5%
, 9 y
ear
+ 3
year
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h C
arbo
nO
&M
US$
/Kw
hU
S$ /
year
US$
/Kw
hU
S$U
S$/K
wh
0,02
1055
370,
0049
7692
0 13.
342.
500,
002
3.34
2.50
0,00
38.
484.
473,
564.
011.
000,
003.
342.
500,
000,
0267
15.8
37.9
73,5
572
0,05
284
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
575
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
576
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
577
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
578
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
579
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
5710
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
5711
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
5712
16.9
68.9
47,1
14.
011.
000,
007.
799.
166,
670,
0097
28.7
79.1
13,7
811
0,03
57
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,03
57
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
Lbs
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Cos
to d
el c
arbó
n55
,00
2200
1217
1,75
26.7
77.8
50,0
033
,29
10.2
51,2
3
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de
Btu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doC
arbo
n8.
261.
671.
281.
600,
008.
261.
671,
282,
0539
16.9
68.9
47,1
10,
0210
5537
Cua
dro
17PO
WER
PLA
NT
115
Mw
, Ita
bo II
, IM
PAC
TO E
CO
NO
MIC
O D
EL P
RO
YEC
TO
Year
Annu
al In
com
e Tota
les
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
133
Cap
acity
(Kw
)44
.000
Load
Fac
tor
0,8
Annu
al G
ener
atio
n (K
wh)
308.
352.
000
Loan
US$
60.0
00.0
00ta
sa d
e in
teré
s:
0,05
0Ti
empo
, año
s12
Annu
al p
aym
ent
of th
e lo
an 5
%,
9 ye
ar +
3 y
ear
free
Cos
to d
e la
in
vers
ión
(CI)
Tota
l cos
tTo
tal c
ost
US$
/Kw
h C
arbo
nO
&M U
S$/K
wh
US$
/ ye
arU
S$/K
wh
US$
US$
/Kw
h0,
0369
7728
0,01
1674
970 1
3.00
0.00
0,00
23.
000.
000,
003
5.70
1.00
9,48
3.60
0.00
0,00
3.00
0.00
0,00
0,06
2712
.301
.009
,479
30,
1114
411
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
511
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
611
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
711
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
811
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
911
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
1011
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
1111
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
1211
.402
.018
,96
3.60
0.00
0,00
8.00
0.00
0,00
0,02
5923
.002
.018
,958
60,
0746
Com
prob
ació
n de
l cos
to U
S$/K
wh
0,07
46
US$
/ton
Lbs/
ton
Btu/
Lbs
Btu/
ton
Efic
ienc
ia,%
Rég
imen
té
rmic
o,
Btu/
Kwh
Cos
to d
el c
arbó
n75
,00
2200
1144
0,71
25.1
69.5
62,0
027
,50
12.4
09,3
6
Tipo
de
com
bust
ible
Con
sum
o de
cal
or, B
tu
Cal
or
expr
esad
o en
m
illone
s de
Btu
Cos
to d
el m
illón
de B
tu
Cos
to d
el
com
bust
ible
, U
S$C
osto
del
Kw
h ge
nera
doFu
el o
il #6
3.82
6.45
0.97
4.72
0,00
3.82
6.45
0,97
2,97
9811
.402
.018
,96
0,03
6977
2815
2.02
6,92
Tota
les
Cua
dro
18PO
WER
PLA
NT
44 M
w, B
arah
ona
carb
ón, I
MPA
CTO
EC
ON
OM
ICO
DEL
PR
OYE
CTO
Year
Annu
al In
com
e
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
134
ANALISIS ECONOMICO DE LA CENTRAL TERMICA PEPILLO SALCEDO
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
135
Comportamiento del costo marginal con el ingreso de la Central al Sistema
Eléctrico Interconectado, SENI Haciendo una proyección del precio de venta en el Mercado Mayorista, el mismo pasará de los 7¢
US/kwh actuales a cerca de 5.39 ¢ US para el año 2015. Para la entrada de la Unidad en
Septiembre del 2006 la energía se venderá a 7.19 ¢US/kwh. La variación del precio monómico de
venta en el Mercado Mayorista indicado no incluye el precio de peaje de transmisión. En la
siguiente tabla se muestra la tendencia que seguirán los precios en dicho mercado.
AÑOS 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Costo Marginal Promedio US$/Mwh 71.9 70.84 65.06 63.93 55.33 50.94 51.18 50,63 51.27 53.90
Estos precios del Mercado Mayorista son con la simulación de la entrada al Sistema de la Planta
de Puerto Viejo, Azua, similar a la Central Térmica de Pepillo Salcedo, a partir del último
trimestre del 2007 con 300 Mw e incrementando la potencia en 75 Mw por año a partir del 2008 y
la entrada de dos Centrales a carbón de 300 Mw cada una, en el 2010 y 2011, respectivamente.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
136
AÑOS 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Potencia, Mw 300 375 450 525 584 584 584 584 584 584
Energía generada, Gwh 1,418 3,029 3,366 3,978 4,466 4,282 4,195 4,528 4,722 4,722
Energía estimada, Gwh 1,533 3,285 3,942 4,599 5,107 5,116 5,116 5,116 5,116 5,116
Factor de capacidad 0.925 0.922 0.854 0.865 0.874 0.837 0.820 0.885 0.923 0.923
Potencia, Mw 0 300 375 450 525 584 584 584 584 584
Energía generada, Gwh 0 809 2,671 3,272 3,868 4,088 3,914 4,323 4,487 4,604
Energía estimada, Gwh 0 876 3,285 3,942 4,599 5,116 5,116 5,116 5,116 5,116
Factor de capacidad 0.000 0.924 0.813 0.830 0.841 0.799 0.765 0.845 0.877 0.900
Cogentrix (Junio,06) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Smith Enron (Sept., 2007) 175 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Termomanzanillo (Pet - Coke) USCent 5.9/Kwh 300 300 300 300 300 300
Alstom (carbón) USCent 6.45 /Kwh 200 200 200 200 200
Costo Marginal Promedio RD$ 2372.55 2,338 2,147 2,110 1,826 1,681 1,689 1,671 1,692 1,779
precio carbón US$55/tonprecio fuel oil #6 US$31.26/barrilCosto O&M planta a carbón USCent 1.8/KwhPrecio del Gas oil US$/barril 1.1Precio gas natural US$/m.c. 0.23
Energía Generada de acuerdo al programa de Despacho Moperd
CENTRAL PEPILLO SALCEDO (MONTECRISTI)
CENTRAL PUERTO VIEJO (AZUA)
Evaluación económica
La Central Térmica de Pepillo Salcedo, esta programada para conectarse en el sistema en
del 2006, con una potencia de 300 Mw, generando 1,418 Gwh en ese año. En el primer trimestre
del año 2007 esta programada para entrar al sistema la central de Azua, con 300 Mw. La potencia
se incrementa 75 Mw por año, hasta alcanzar la nominal (584 Mw) en el 2010 Y el 2011,
respectivamente. El factor de capacidad promedio en sus primeros 10 años es de 87%, de acuerdo
a la corrida que se hizo en el programa de despacho MOPERD. En el gráfico No.4 mostramos la
relación entre el consumo de combustible y la generación por año.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
137
Grafico No.4
RELACION CONSUMO DE COMBUSTIBLE - GENERACION
660,670.74
1,376,713.641,511,085.07
1,776,598.93
1,989,710.921,907,660.98 1,868,915.18
2,017,060.902,103,669.16 2,103,669.16
0.00
500,000.00
1,000,000.00
1,500,000.00
2,000,000.00
2,500,000.00
GENERACION, KWH/AÑO
CO
NSU
MO
DE
CO
MB
UST
IBLE
, TO
NS/
AÑ
O
2006
2007
2011
2010
2008
2009
2012
2013
2014
PLANTA PEPILLO SALCEDO
2015
Para la capacidad nominal (584 Mw) el consumo de combustible es de 2,103,669 toneladas de
carbón al año, para un promedio mensual de 175,305 toneladas, por lo que se necesita un parque
de almacenamiento de carbón para una capacidad de 350,000 toneladas, como mínimo, es decir,
para dos meses de consumo. El consumo especifico de carbón es de 0.44 Ton / Kwh, que esta
dentro de los estándares internacionales para este tipo de planta.
El gráfico No.5 muestra la relación entre el gasto en combustible y la generación. A plena
capacidad, para un factor de capacidad de 92%, esta unidad generará 4,722 Gwh.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
138
Gráfico No.5
RELACION GASTOS EN COMBUSTIBLE - GENERACION
26,426,830
55,068,545
60,443,403
71,063,957
79,588,43776,306,439 74,756,607
80,682,43684,146,766 84,146,766
0
10,000,000
20,000,000
30,000,000
40,000,000
50,000,000
60,000,000
70,000,000
80,000,000
90,000,000
GENERACION , KWH
GA
STO
EN
CO
MB
UST
IBLE
, US$
/AÑ
O
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
PLANTA PEPILLO SALCEDO
2015
La Central Térmica de Pepillo Salcedo, cuando esté trabajando a su capacidad plena (4,722
Gwh), habrá que invertir en combustible US$ 84,146,766
El grafico No.6 presenta la relación del gasto en combustible y su consumo, por año.
El costo mensual promedio del carbón será de US$ 7,012,230, cuando la unidad este trabajando a
capacidad nominal.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
139
Grafico No.6
RELACION GASTO EN COMBUSTIBLE - CONSUMO DE COMBUSTIBLE
26,426,830
55,068,545
60,443,403
71,063,957
79,588,43776,306,439 74,756,607
80,682,43684,146,766 84,146,766
0
10,000,000
20,000,000
30,000,000
40,000,000
50,000,000
60,000,000
70,000,000
80,000,000
90,000,000
660,670.74 1,376,713.64 1,511,085.07 1,776,598.93 1,989,710.92 1,907,660.98 1,868,915.18 2,017,060.90 2,103,669.16 2,103,669.16
CONSUMO DE COMBUSTIBLE, TONS/AÑO
GA
STO
EN
CO
MB
UST
IBLE
, US$
/AÑ
O
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
PLANTA PEPILLO SALCEDO
2015
El gráfico No.7 muestra la relación de costos de la Central Térmica Pepillo Salcedo, tomando en
cuenta que el pago de O&M es de UScent 1.8 . Cuando la central trabaje a plena capacidad, el
costo variable de combustible será de US¢ 1.78 / Kwh, el costo fijo de O&M tendrá un valor de
US¢ 1.8 / Kwh y el costo de producción, US¢ 3.58 / Kwh. El costo de producción mas alto US¢
3.66 / Kwh lo tenemos para 300 Mw.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
140
Gráfico No.7
RELACION DE COSTOS
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
AÑOS
CO
STO
, USC
ENT/
Kw
h
Costo Variable de combustible,US¢/Kwh
1.86 1.82 1.80 1.79 1.78 1.78 1.78 1.78 1.78 1.78
Costo de O&M, US¢/Kwh 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8
Costo de Producciòn, US¢/Kwh 3.66 3.62 3.60 3.59 3.58 3.58 3.58 3.58 3.58 3.58
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
PLANTA DE PEPILLO SALCEDO
El gráfico No.8 corresponde al comportamiento del régimen térmico y la potencia.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
141
Gráfico No.8
REGIMEN TERMICO - POTENCIA
9,284
8,250
7,903 7,841
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
145,984 291,967 437,951 583,935
POTENCIA, Kw
Btu
/Kw
h
En el gráfico No.8 podemos ver que el régimen térmico disminuye en la medida que se
incrementa la potencia, siendo éste de 9,284 Btu / Kwh, a 145.98 Mw y 7,841 Btu / Kwh para
583.94 Mw.
El gráfico No.9 presenta la relación ingresos-egresos y las utilidades por año que esta central
proporcionaría. La generación por año se tomó de la simulación que se hizo de la Central Pepillo
Salcedo en el programa MOPERD. De esta corrida se tomaron los factores de capacidad por año,
correspondientes a cada generación y los costos variables de despacho.
Para la capacidad nominal, las utilidades anuales serán de US$85 millones.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
142
Gráfico No.9
RELACION INGRESOS - EGRESOS, MILLONES US$
0
50
100
150
200
250
300
DO
LAR
ES/A
ÑO
Ingresos por energìa 102 214 219 254 247 218 215 229 242 255
Egresos por energía 52 110 121 143 160 153 150 162 169 169
Utilidades 50 105 98 112 87 65 65 67 73 85
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
PLANTA PEPILLO SALCEDO
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
143
ANALISIS ECONOMICO DE LA CENTRAL TERMICA PUERTO VIEJO
(AZUA)
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
144
La proyección de los costos marginales del Mercado de Mayorista son los mismos que hemos
proyectado para la Central de Pepillo Salcedo.
Evaluación económica
La Central Térmica de Puerto Viejo (Azua), esta programada para conectarse en el sistema en
Mayo del 2007, con una potencia de 300 Mw. Para los primeros 7 meses de operación, la misma
generará 809 Gwh. El factor de capacidad promedio en sus primeros 10 años es de 86%, de
acuerdo a la corrida que se hizo en el programa de despacho MOPERD. En el gráfico No.10
mostramos la relación entre el consumo de combustible y la generación por año.
Gráfico No.10
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
145
RELACION CONSUMO DE COMBUSTIBLE - GENERACION
0.00
377,118.00
1,213,956.82
1,468,618.98
1,727,306.011,821,052.72
1,743,561.11
1,925,894.301,998,827.58 2,051,248.37
0.00
500,000.00
1,000,000.00
1,500,000.00
2,000,000.00
2,500,000.00
GENERACION, KWH / AÑO
CO
NSU
MO
DE
CO
MB
UST
IBLE
TO
NS
/ AÑ
O
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA)
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Para la capacidad nominal (584 Mw) el consumo de combustible es de 2,051,248.37 toneladas de
carbón al año, para un promedio mensual de 170,937.36 toneladas, por lo que se necesita un
parque de almacenamiento de carbón para una capacidad de 342,000 toneladas, como mínimo, es
decir, para dos meses de consumo. El consumo especifico de carbón es de 0.44 Ton / Kwh, que
esta dentro de los estándares internacionales para este tipo de planta
El gráfico No.11 muestra la relación entre el gasto en combustible y la generación. A plena
capacidad, para un factor de capacidad de 87.7%, esta unidad generará 4,604 Gwh.
Gráfico No.11
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
146
RELACION GASTOS EN COMBUSTIBLE - GENERACION
0.00
15,084,720.00
48,558,272.73
58,744,759.09
69,092,240.3272,842,108.75
69,742,444.55
77,035,772.0879,953,103.10
82,049,934.76
0.00
10,000,000.00
20,000,000.00
30,000,000.00
40,000,000.00
50,000,000.00
60,000,000.00
70,000,000.00
80,000,000.00
90,000,000.00
GENERACION, KWH / AÑO
GA
STO
S EN
CO
MB
UST
IBLE
, US$
/ A
ÑO
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
PUERTO VIEJO, AZUA
La Central Térmica Puerto Viejo, cuando esté trabajando a su capacidad plena (4,604 Gwh),
habrá que invertir en combustible US$ 82,049,934.76
El grafico No.12 presenta la relación del gasto en combustible y su consumo, por año.
El costo mensual promedio del carbón será de US$ 6,837,494.56, cuando la unidad este
trabajando a capacidad nominal.
Gráfico No.12
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
147
RELACION GASTOS EN COMBUSTIBLE - CONSUMO DE COMBUSTIBLE
0.00
15,084,720.00
48,558,272.73
58,744,759.09
69,092,240.3272,842,108.75
69,742,444.55
77,035,772.0879,953,103.10
82,049,934.76
0.00
10,000,000.00
20,000,000.00
30,000,000.00
40,000,000.00
50,000,000.00
60,000,000.00
70,000,000.00
80,000,000.00
90,000,000.00
0.00 377,118.00 1,213,956.82 1,468,618.98 1,727,306.01 1,821,052.72 1,743,561.11 1,925,894.30 1,998,827.58 2,051,248.37
CONSUMO DE COMBUSTIBLE, TONS / AÑO
GA
STO
S EN
CO
MB
UST
IBLE
, US$
/ A
ÑO
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA)
2015
El gráfico No.13 presenta la relación ingresos-egresos y las utilidades por año que esta central
proporcionaría. La generación por año se tomó de la simulación que se hizo de la Central Puerto
Viejo (Azua) en el programa MOPERD. De esta corrida se tomaron los factores de capacidad por
año, correspondientes a cada generación y los costos variables de despacho.
Para la capacidad nominal, las utilidades anuales serán de US$83 millones.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
148
Gráfico No.13
RELACION INGRESOS - EGRESOS
0
50
100
150
200
250
300
Ingresos 57 174 209 214 208 200 219 230 248
Egresos 30 97 118 139 146 140 155 161 165 Utilidades 28 77 91 75 62 60 64 69 83
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
PLANTA PUERTO VIEJO, MILLONES US$
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
149
COMPARACION PLANTAS PEPILLO SALCEDO Y PUERTO VIEJO
(AZUA)
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
150
El gráfico No.14 compara la generación de las Plantas de Pepillo Salcedo y Azua.
Gráfico No.14
COMPARACION PLANTAS PEPILLO SALCEDO - PUERTO VIEJO (AZUA)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
AÑOS
GE
NE
RAC
ION
, KW
H/A
ÑO
PEPILLO SALCEDO 1,418 3,029 3,366 3,978 4,466 4,282 4,195 4,528 4,722 4,722
PUERTO VIEJO 0 809 2,671 3,272 3,868 4,088 3,914 4,323 4,487 4,604
TOTAL 1,418.03 3,838.19 6,037.17 7,250.00 8,333.89 8,369.51 8,108.61 8,850.40 9,208.51 9,326.18
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
La generación de la Planta de Pepillo Salcedo en todos los años será mayor que la generación de
la Planta Puerto Viejo (Azua). Esto es debido a que el factor de capacidad de la Planta Pepillo
Salcedo siempre es mayor que el de la Planta de Azua y esto se debe a la ubicación de las Plantas.
La generación en la Zona Sur es mayor que en la Zona Noroeste.
Cuando estas Unidades estén trabajando a plena capacidad generarán, en conjunto, 9,326 Gwh.
El gráfico No.15 describe el consumo de combustible, por planta y el total de ambas plantas.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
151
Gráfico No.15
COMPARACION PLANTAS PEPILLO SALCEDO - PUERTO VIEJO (AZUA)
0.00
500,000.00
1,000,000.00
1,500,000.00
2,000,000.00
2,500,000.00
3,000,000.00
3,500,000.00
4,000,000.00
4,500,000.00
AÑOS
CO
NSU
MO
DE
CO
MB
UST
IBLE
TO
NS/
AÑ
O
PEPILLO SALCEDO 660,670.74 1,376,713.64 1,511,085.07 1,776,598.93 1,989,710.92 1,907,660.98 1,868,915.18 2,017,060.90 2,103,669.16 2,103,669.16
PUERTO VIEJO 0.00 377,118.00 1,213,957 1,468,618.98 1,727,306.01 1,821,052.72 1,743,561.11 1,925,894.30 1,998,827.58 2,103,669.16
TOTAL 660,670.74 1,753,831.64 2,725,041.89 3,245,217.90 3,717,016.93 3,728,713.70 3,612,476.29 3,942,955.20 4,102,496.74 4,207,338.32
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Este gráfico muestra que el consumo de combustible de la Planta Puerto Viejo (Azua) es inferior
que el consumo de la Planta Pepillo Salcedo, como consecuencia de una menor generación de
energía eléctrica.
En total ambas plantas consumen al año 4,207,338.3 toneladas, para un promedio mensual de
350,611.53 tonelada.
El gráfico No.16 muestra los gastos en combustible por Planta y el gasto en combustible por
ambas plantas.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
152
Gráfico No.16
COMPARACION PLANTAS PEPILLO SALCEDO - PUERTO VIEJO (AZUA)
0
20,000,000
40,000,000
60,000,000
80,000,000
100,000,000
120,000,000
140,000,000
160,000,000
180,000,000
AÑOS
GA
STO
S EN
CO
MB
UST
IBLE
, US$
/AÑ
O
PEPILLO SALCEDO 26,426,830 55,068,545 60,443,403 71,063,957 79,588,437 76,306,439 74,756,607 80,682,436 84,146,766 84,146,766.4
PUERTO VIEJO 0 15,084,720 48,558,273 58,744,759 69,092,240 72,842,109 69,742,445 77,035,772 79,953,103 82,049,934.7
TOTAL 26,426,830 70,153,265 109,001,675 129,808,716 148,680,677 149,148,548 144,499,052 157,718,208 164,099,870 166,196,701
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Los gastos en combustible de la Planta Pepillo Salcedo son ligeramente más altos que los de la
Planta Puerto Viejo (Azua), debido a la mayor generación
El gasto en combustible para ambas plantas, será de US$166,196,701 por año, para un promedio
mensual de US$13,849,725.
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
153
El gráfico No.17 muestra las utilidades de las plantas, de manera particular y en su
conjunto.
Gráfico No.17
En el periodo 2006 -2015, las utilidades para la CDEEE será de US$1417 millones, para un
promedio anual de US$141,7 millones
El gráfico No.18 muestra el pago por O&M que la CDEEE tendrá que realizar a la Compañía
Westmont en el período 2006 - 2015
UTILIDADES CDEEE
-
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
140.000.000
160.000.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
US$
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
154
Gráfico No.18
PAGO POR O&M, PPS Y PPV
0
20,000,000
40,000,000
60,000,000
80,000,000
100,000,000
120,000,000
140,000,000
160,000,000
180,000,000
US$
/AÑ
O
PAGO O&M, PPS 25,524,450 54,517,860 60,596,424 71,606,430 80,390,310 77,075,245 75,509,798 81,495,331 84,994,566 84,994,566
PAGO O&M, PPV 0 14,569,632 48,072,690 58,893,480 69,619,662 73,576,011 70,445,117 77,811,926 80,758,650 82,876,608
PAGO O&M PPS Y PPV 25,524,450 69,087,492 108,669,114 130,499,910 150,009,972 150,651,256 145,954,915 159,307,258 165,753,216 167,871,174
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
En el periodo 2006 -2015, el pago por O&M que realizará la CDEEE a la Compañía Westmont
será de US$1,273,33 millones, para un promedio anual de US$127,33 millones
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
155
Capacidad (Kw) 300,000factor de explotaciòn 0.925generaciòn anual (Kwh) 1,418,025,000Generaciòn mensual (Kwh) 202,575,000
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 41.62 8,200.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 11,627,805,000,000.00 11,627,805.00 2.2727 26,426,829.55 1.86 660,670.74 26,426,829.55
PLANTA PEPILLO SALCEDO 300000Kw (2006)
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
156
Capacidad (Kw) 375,000factor de explotaciòn 0.922generaciòn anual (Kwh) 3,028,770,000Generaciòn mensual (Kwh) 252,397,500
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 42.66 8,000.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 24,230,160,000,000.00 24,230,160.00 2.2727 55,068,545.45 1.82 1,376,713.64 55,068,545.45
Capacidad (Kw) 300,000factor de explotaciòn 0.924generaciòn anual (Kwh) 809,424,000Generaciòn mensual (Kwh) 202,356,000
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 41.62 8,200.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 6,637,276,800,000.00 6,637,276.80 2.2727 15,084,720.00 1.86 377,118.00 15,084,720.00
Capacidad (Kw) 450,000factor de explotaciòn 0.854generaciòn anual (Kwh) 3,366,468,000Generaciòn mensual (Kwh) 280,539,000
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.20 7,900.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 26,595,097,200,000.00 26,595,097.20 2.2727 60,443,402.73 1.80 1,511,085.07 60,443,402.73
Capacidad (Kw) 375,000factor de explotaciòn 0.813generaciòn anual (Kwh) 2,670,705,000Generaciòn mensual (Kwh) 222,558,750
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 42.66 8,000.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 21,365,640,000,000.00 21,365,640.00 2.2727 48,558,272.73 1.82 1,213,956.82 48,558,272.73
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 3750000 Kw (2007)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 300000 Kw (2007)
PLANTA PEPILLO SALCEDO 450000 Kw (2008)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA) 375000 Kw (2008)
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
157
Capacidad (Kw) 525,000factor de explotaciòn 0.865generaciòn anual (Kwh) 3,978,135,000Generaciòn mensual (Kwh) 331,511,250
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.42 7,860.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 31,268,141,100,000.00 31,268,141.10 2.2727 71,063,957.05 1.79 1,776,598.93 71,063,957.05
Capacidad (Kw) 450,000factor de explotaciòn 0.83generaciòn anual (Kwh) 3,271,860,000Generaciòn mensual (Kwh) 272,655,000
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.20 7,900.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 25,847,694,000,000.00 25,847,694.00 2.2727 58,744,759.09 1.80 1,468,618.98 58,744,759.09
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.873generaciòn anual (Kwh) 4,466,128,320Generaciòn mensual (Kwh) 372,177,360
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 35,018,912,157,120.00 35,018,912.16 2.2727 79,588,436.72 1.78 1,989,710.92 79,588,436.72
Capacidad (Kw) 525,000factor de explotaciòn 0.841generaciòn anual (Kwh) 3,867,759,000Generaciòn mensual (Kwh) 322,313,250
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.42 7,860.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 30,400,585,740,000.00 30,400,585.74 2.2727 69,092,240.32 1.79 1,727,306.01 69,092,240.32
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 525000 Kw (2009)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 450000 Kw (2009)
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 584000 Kw (2010)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 525000 (2010)
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
158
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
159
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.837generaciòn anual (Kwh) 4,281,958,080Generaciòn mensual (Kwh) 356,829,840
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 33,574,833,305,280.00 33,574,833.31 2.2727 76,306,439.33 1.78 1,907,660.98 76,306,439.33
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.799generaciòn anual (Kwh) 4,087,556,160Generaciòn mensual (Kwh) 340,629,680
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 32,050,527,850,560.00 32,050,527.85 2.2727 72,842,108.75 1.78 1,821,052.72 72,842,108.75
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.82generaciòn anual (Kwh) 4,194,988,800Generaciòn mensual (Kwh) 349,582,400
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 32,892,907,180,800.00 32,892,907.18 2.2727 74,756,607.23 1.78 1,868,915.18 74,756,607.23
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.765generaciòn anual (Kwh) 3,913,617,600Generaciòn mensual (Kwh) 326,134,800
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 30,686,675,601,600.00 30,686,675.60 2.2727 69,742,444.55 1.78 1,743,561.11 69,742,444.55
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 584000 Kw (2011)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 584000 Kw (2011)
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 584000 Kw (2012)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 584000 Kw (2012)
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
160
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
161
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.885generaciòn anual (Kwh) 4,527,518,400Generaciòn mensual (Kwh) 377,293,200
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 35,500,271,774,400.00 35,500,271.77 2.2727 80,682,435.85 1.78 2,017,060.90 80,682,435.85
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.845generaciòn anual (Kwh) 4,322,884,800Generaciòn mensual (Kwh) 360,240,400
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 33,895,739,716,800.00 33,895,739.72 2.2727 77,035,772.08 1.78 1,925,894.30 77,035,772.08
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.923generaciòn anual (Kwh) 4,721,920,320Generaciòn mensual (Kwh) 393,493,360
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 37,024,577,229,120.00 37,024,577.23 2.2727 84,146,766.43 1.78 2,103,669.16 84,146,766.43
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.877generaciòn anual (Kwh) 4,486,591,680Generaciòn mensual (Kwh) 373,882,640
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 35,179,365,362,880.00 35,179,365.36 2.2727 79,953,103.10 1.78 1,998,827.58 79,953,103.10
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 584000 Kw (2013)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 584000 Kw (2013)
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 584000 Kw (2014)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 584000 Kw (2014)
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
.
162
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.923generaciòn anual (Kwh) 4,721,920,320Generaciòn mensual (Kwh) 393,493,360
US$/ton Lbs/ton Btu/Lbs Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Conprobación del costo, US$
Carbon 37,024,577,229,120.00 37,024,577.23 2.2727 84,146,766.43 1.78 2,103,669.16 84,146,766.43
Capacidad (Kw) 584,000factor de explotaciòn 0.9generaciòn anual (Kwh) 4,604,256,000Generaciòn mensual (Kwh) 383,688,000
US$/ton Lbs/ton Btu/Lb Btu/ ton Eficiencia,%
Régimen térmico, Btu/Kwh
Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00
Tipo de combustible Consumo de calor, Btu
Calor expresado en millones de Btu
Costo del millón de Btu
Costo del combustible, US$
Costo variable combustible, US¢/Kwh
Consumo de combustible, tons/año
Comprobación del costo, US$
Carbon 36,101,971,296,000.00 36,101,971.30 2.2727 82,049,934.76 1.78 2,051,248.37 82,049,934.76
PLANTA PEPILLO SALCEDO, 584000 Kw (2015)
PLANTA PUERTO VIEJO (AZUA), 584000 Kw (2015)
ANEXO: 2
1. Datos básicos de tres unidades de 700 Mw (3x750), a Carbón, instaladas en Malasia.
2. Plano de la mensura catastral donde va ser instalada la Planta Pepillo Salcedo.
3. Fotografía aérea del lugar de ubicación.
4. Carta de autorización para uso del terreno.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
ANEXO: 3
Estudio del comportamiento del Sistema de Transmisión con la conexión de las plantas, preparado por la empresa Consultora Decon a solicitud de la Empresa de Transmisión Dominicana (ETED)
CORPORACION DOMINICANA DE EMPRESAS ELECTRICAS ESTATALES
EMPRESA DE TRANSMISION ELECTRICA DOMINICANA
Comportamiento del Sistema de Transmisión con la Conexión de Plantas
a Carbón Antracita de 750 MW
Noviembre 2004
decon DEUTSCHE ENERGIE CONSULT INGENIEURGESELLSCHAFT
COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN CON LA CONEXIÓN DE PLANTAS A CARBON ANTRACITA DE 750 MW
1. RESUMEN ............................................................................................................................. 1
1.1 Introducción ....................................................................................................................... 1
1.2 Conclusiones ...................................................................................................................... 1
2. OBJETIVOS Y ALCANCE DE ESTUDIO........................................................................... 3
3. PREMISAS DEL ESTUDIO.................................................................................................. 4
4. FLUJO DE CARGA DE POTENCIA .................................................................................... 4
5. ESTABILIDAD TRANSITORIA DEL SENI........................................................................ 9
6. PENALIZACIONES POR ENERGIA NO SERVIDA ........................................................ 15
7. MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO DE PLANTAS A CARBON DE 750 MW.......... 18
Plantas a Carbón 750 MW decon – Noviembre 2004 1
COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN CON LA CONEXIÓN DE PLANTAS A CARBON ANTRACITA DE 750 MW
1. RESUMEN 1.1 INTRODUCCION
A solicitud de la ETED fue analizado el comportamiento del sistema de transmisión con la conexión de una planta a carbón con una potencia nominal de 750 MW cada una en los lugares Manzanillo y Nigua respectivamente. El presente informe resume los resultados de las simulaciones del sistema de transmisión mediante flujos de carga y estabilidad transitoria dentro de un rango de operación de estas plantas de 200 a 675 MW para determinar la máxima potencia que pueden inyectar estas plantas al sistema en las barras de las futuras subestaciones 345/138 kV Gurabo y Julio Sauri individualmente y simultáneamente al año 2006 con y sin interconexión de estas dos subestaciones mediante una línea de 345 kV. Para fines ilustrativos se incluye un análisis de posibles sanciones y penalizaciones determinadas vía los costos de energía no servida y atribuibles a la ETED en caso de limitaciones del transporte de energía Sur-Norte y Norte-Sur. También por razones ilustrativas se incluye una traducción de 4 páginas de publicaciones de la empresa alemana Steag sobre aspectos de plantas a carbón con capacidad de 750 MW y sus etapas de construcción, fabricación, montaje y puesta en servicio.
1.2 CONCLUSIONES
En todos los escenarios los niveles de tensión están dentro del rango técnicamente aceptable, con valores muy cercanos al nominal, salvo la zona de Nagua a Samaná, que solo en los escenarios en que no hay generación de la planta de Smith – Enron el nivel de tensiones está en el limite inferior ó lo excede ligeramente. En todos los escenarios analizados no existen sobrecargas en las líneas de transmisión. Con las premisas de los escenarios estudiados el flujo neto entre el Sur y el Norte no es significativo en condiciones normales de operación por el balance existente entre generación y demanda en cada zona, salvo en los escenarios 8 y 9 (generación de 675 MW en Manzanillo ó Nigua con interconexión Norte-Sur a 345 kV) donde existe un flujo
Plantas a Carbón 750 MW 2 decon – Noviembre 2004
Norte-Sur o Sur-Norte mayor a 300 MW dependiendo en que lugar se concentra la generación. Para los casos de contingencias de las líneas ó de la indisponibilidad de generación en una de las zonas se requiere ampliar la capacidad de interconexión a valores superiores a 300 MW para el año 2006. En cuanto a la estabilidad del sistema se observa lo siguiente: - Implementando solo generación en Manzanillo, el sistema es completamente estable
con una generación de 210 MW.
- Si la implementación de nueva generación es en Manzanillo y Nigua y existe la interconexión 345 kV Sauri-Gurabo, el sistema es estable con una generación máxima de 250 MW en cada lugar.
- Generación por encima de 250 MW en forma independiente en Manzanillo y Nigua ó
ambas, ante una falla en la subestación 345 kV de salida ó falla completa de línea de interconexión de la planta al sistema, el sistema es inestable.
- Si la falla en la línea de interconexión Manzanillo – Gurabo ó Nigua-Sauri es en un
solo circuito, el sistema es estable con 500 MW de generación si actua el load shedding durante la hora pico, en las horas de baja carga es inestable el sistema.
- La salida de una planta 300 MW ó 500 MW sin falla en las líneas 345 kV, el sistema
es estable en carga pico si actúa el load shedding. En baja carga siempre se tiene inestabilidad.
Si algún día se aplica todas las disposiciones de la Ley de Electricidad y su Reglamento e incluyendo el cumplimiento de las obligaciones referente a criterios de calidad técnico y de servicio del sistema de transmisión, la ETED solo puede hacer frente al cumplimiento de estos criterios y así evitar sanciones y posibles penalizaciones, si sus redes reflejan una flexibilidad adecuada del transporte de energía en bloques sobre todo entre la Zona Sur y Norte del país y viceversa y también entre la Zona Este y Oeste del Distrito Nacional, tareas que serán principalmente cumplidas con la construcción y puesta en servicio de obras parcialmente retrasadas hasta cuatro años y las cuales son: - El segundo anillo 138 kV de Santo Domingo - 290 km de redes a 138 kV con financiamiento de BANDES
Plantas a Carbón 750 MW 3 decon – Noviembre 2004
- el eje 345 kV Santo Domingo – Santiago y - las subestaciones Palabé y La Vega
Cabe mencionar que una infraestructura del sistema de transmisión acorde a los tiempos modernos basados en una planificación de mediano y largo plazo garantiza la atractividad del mercado eléctrico a los inversionistas de plantas eléctricas.
2. OBJETIVOS Y ALCANCE DE ESTUDIO
Analizar para el año 2006 el comportamiento del sistema de transmisión con la implementación de nuevas plantas de generación en Manzanillo y Nigua por medio de flujos de carga y estabilidad transitoria bajo diferentes escenarios y a la vez indicar la máxima generación de las nuevas plantas manteniendo la estabilidad del sistema. El alcance de el estudio es el análisis de los siguientes escenarios: Escenario 1. Generación en Manzanillo 500 MW con línea 345 kV Manzanillo –
Gurabo
Escenario 2. Generación en Manzanillo 300 MW con línea 345 kV Manzanillo – Gurabo
Escenario 3. Generación en Manzanillo 500 MW con línea 345 kV Manzanillo – Gurabo y la línea 345 kV Gurabo – Sauri.
Escenario 4. Generación en Manzanillo 500 MW y Generación en Nigua 500 MW, con líneas 345 kV Manzanillo – Gurabo y Nigua – Sauri.
Escenario 5. Generación en Manzanillo 300 MW y Generación en Nigua 300 MW, con líneas 300 kV Manzanillo – Gurabo y Nigua – Sauri.
Escenario 6. Generación en Manzanillo 500 MW y Generación en Nigua 500 MW, con líneas 345 kV Manzanillo – Gurabo y Nigua – Sauri y línea 345 kV Gurabo – Sauri.
Escenario 7. Generación en Manzanillo 300 MW y Generación en Nigua 300 MW, con líneas 300 kV Manzanillo – Gurabo y Nigua – Sauri y línea 345 kV Gurabo – Sauri.
Escenario 8. Generación de 675 MW en Manzanillo
Escenario 9. Generación 675 MW en Nigua.
Plantas a Carbón 750 MW 4 decon – Noviembre 2004
3. PREMISAS DEL ESTUDIO
a) Año de estudio 2006 b) Sistema de transmisión
En todos los escenarios se considera que todas las obras contempladas en el proyecto “Segundo Anillo 138 kV de Santo Domingo” y las del proyecto AST-LIN-02 con financiamiento BANDES están concluidas y operativas. Adicionalmente también se asume que las subestaciones de Palabé y La Vega han sido construidas y están operativas.
Por la magnitud de la nueva generación en Manzanillo y Nigua (750 MW c/u) se ha considerado que se interconectan al sistema de transmisión por medio de líneas 345 kV, doble circuito y 3 conductores por fase. Así mismo debido a la ubicación de las nuevas plantas en algunos escenarios se ha considerado una interconexión Sur-Norte en 345 kV.
Adicionalmente a solicitud de ETED en los escenarios 1 a 7 se incluye la línea 138 kV Yamasá – San Francisco de Macorís, simple circuito y un conductor por fase.
c) Despacho de plantas similar a la situación actual y en todos los escenarios se ha
considerado que la planta Falcombridge no entrega energía al sistema interconectado nacional (SIN).
d) Carga pico del sistema del 2006: Como carga pico del sistema se considera 2,443.7
MW, el cual incluye los 55 MW previstos por Placer Dome (Mina Rosario). e) Factor de potencia igual a 0.9
4. FLUJO DE CARGA DE POTENCIA
Para analizar los flujos de carga se ha utilizado el programa CYMFLOW en todos los escenarios se ha considerado que la misma generación reemplaza y/o complementa una generación existente. Los escenarios estudiados son los descritos en el artículo 2.0; los cuales son mostrados esquemáticamente a continuación:
Plantas a Carbón 750 MW 5 decon – Noviembre 2004
Manzanillo
Gurabo500 MW
Manzanillo
Gurabo300 MW
Julio Sauri
Manzanillo
Gurabo500 MW
Manzanillo
Gurabo500 MW
Nigua
Julio Sauri500 MW
Manzanillo
Gurabo300 MW
Nigua
Julio Sauri300 MW
Manzanillo
Gurabo500 MW
Nigua
Julio Sauri500 MW
ManzanilloGurabo300 MW
Julio Sauri
Nigua
300 MW
1
2
3
4
5
6
7
Escenario Red Configuración 345 kV
Nº 630
Nº 635
Nº 640
Nº 641
Nº 650
Nº 631
Nº 651
Nº 611
Nº 622
ManzanilloGurabo675 MW
Julio Sauri
Gurabo
Julio Sauri
Nigua
675 MW
ss
ss
ss
ss
ss
ss
s
8
9
Plantas a Carbón 750 MW 6 decon – Noviembre 2004
Para el presente estudio se ha analizado el perfil de tensiones, el flujo de carga a través de las líneas y las pérdidas del sistema. En el Anexo 1 se muestran los resultados de los diferentes escenarios en forma gráfica en un esquema simplificado del sistema de transmisión. Niveles de Tensión en kV
En todos los escenarios los niveles de tensión están dentro del rango técnicamente aceptable, con valores muy cercanos al nominal, salvo la zona de Nagua a Samaná, que solo en los escenarios en que no hay generación de la planta de Smith – Enron el nivel de tensiones está en el limite inferior ó lo excede ligeramente. En general los niveles de tensión son más uniformes con la interconexión 345 kV Gurabo – Sauri y cuando la nueva generación está compartida en el Norte y Sur. En la siguiente tabla se muestra el nivel de tensiones en kV de las principales barras del sistema (incluyendo algunas barras alejadas para referencia) en todos los escenarios estudiados.
Barra 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Gurabo 345 349.22 359.04 349.73 350.69 360.99 356.18 361.23 349.09 346.71 Sauri 345 - - 340.85 340.70 343.02 352.29 353.87 337.34 347.29 Gurabo 138 139.80 144.53 140.35 140.64 145.58 141.19 144.56 141.12 140.48 Puerto Plata II 136.19 144.54 137.00 137.16 145.45 137.77 144.92 142.65 142.28 Canabacoa 138 137.31 142.22 138.14 138.30 143.51 138.96 142.58 139.47 139.01 San Francisco de Macorís 138 133.21 137.65 135.02 134.35 139.57 135.56 138.90 135.57 135.47 Sánchez 129.06 135.08 130.80 130.29 136.82 131.48 136.19 132.86 132.73 Bonao 133.12 136.19 136.03 135.32 139.29 136.98 139.15 135.13 135.80 Sauri 138 - - 138.95 137.99 140.16 140.86 141.41 135.81 137.92 Palamara 133.36 134.25 138.15 137.77 139.27 139.22 139.87 134.92 136.13 Itabo 132.93 133.71 137.36 136.60 138.78 138.77 139.30 134.90 136.50 Hainamosa 134.85 135.63 138.35 135.12 137.55 137.55 137.98 134.06 135.52 San Pedro II 141.35 141.61 142.52 140.68 142.10 141.43 142.42 141.14 141.60 Monte Cristí 137.78 143.02 138.47 138.71 143.85 139.32 143.12 140.61 140.05
Plantas a Carbón 750 MW 7 decon – Noviembre 2004
Flujo de Potencia Activa MW En todos los escenarios analizados no existen sobrecargas en las líneas de transmisión. Con las premisas de los escenarios estudiados el flujo neto entre el Sur y el Norte no es significativo en condiciones normales de operación por el balance existente entre generación y demanda en cada zona, salvo en los escenarios 8 y 9 (generación de 675 MW en Manzanillo ó Nigua con interconexión Norte-Sur a 345 kV) donde existe un flujo Norte-Sur o Sur-Norte mayor a 300 MW dependiendo en que lugar se concentra la generación.
Barra - Barra 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Manzanillo – Gurabo/345 497.26 298.60 497.26 497.28 298.62 493.08 298.62 670.10 - Nigua – Sauri/345 - - - 498.30 298.54 497.26 298.72 - 664.30 Gurabo – Sauri/345 - - 118.04 - - 74.50 56.96 341.58 -253.48 Gurabo – Navarrete 170.54 82.56 144.32 170.58 83.44 154.02 71.16 87.60 73.40 Gurabo – Canabacoa 321.16 214.10 229.78 321.22 213.30 263.52 167.92 232.06 199.70 Bonao – Palamara 13.72 14.92 - 6.70 7.98 - - - - Bonao – Sauri - - 66.26 - - -43.64 -31.48 13.60 -50.90 Sauri – Palamara - - 30.70 310.52 171.06 372.94 204.86 188.70 248.94 Zona Este – Hainamosa 438.56 438.97 440.24 273.23 274.86 274.14 368.91 638.09 438.91 Zona Sur – Palamara 97.28 97.34 97.50 71.52 71.62 71.62 71.64 71.42 71.52 Yamasa – San Fco. Macorís -4.21 -5.59 29.21 -11.61 -8.46 8.91 7.00 - -
Nota: El signo negativo significa que el flujo es contrario a la descripción de las barras.
La línea 138 kV Yamasá-San Francisco tiene un flujo de carga muy reducido, en la práctica esta línea descarga el flujo correspondiente a la línea Palamara – Bonao. El sistema de transmisión actual solo tiene un nexo entre el Sur-Norte a través de la línea 138 kV Palamara – Bonao el cuál dependiendo de las condiciones de generación de la Zona Norte se puede enviar alrededor de 100-120 MW. Para los casos de contingencias de las líneas ó de la indisponibilidad de generación en una de las zonas se requiere ampliar la capacidad de interconexión a valores superiores a 300 MW para el año 2006.
Plantas a Carbón 750 MW 8 decon – Noviembre 2004
Pérdidas de Potencia en el Sistema Las pérdidas de potencia en el sistema para cada escenario de generación y configuración de red es mostrado en la tabla siguiente.
Escenario MW 1 60.75 2 52.58 3 55.33 4 59.32 5 43.69 6 56.25 7 47.81 8 67.10 9 61.02
Se observa entre los escenarios comparables lo siguiente: - Escenarios 1 y 3: con el complemento de línea Gurabo – Sauri 345 kV al escenario 1,
las pérdidas se reducen en 5.42 MW equivalente a 8.97%.
- Escenarios 4 y 6: con la interconexión 345 kV Gurabo – Sauri el escenario 6 tiene menos pérdidas, de 59.32 MW disminuye a 56.25 MW, equivalente a 3.07 MW y en porcentaje es equivalente a 5.18% de disminución.
- Escenarios 5 y 7: entre estos escenarios en cuanto a configuración de la red, la
diferencia es la interconexión en 345 kV entre Gurabo-Sauri en el escenario 7, pero a la vez la generación de las plantas ha cambiado en el escenario 7 incluye mayor generación en la Zona Este y Palamara, eliminándose la generación de Los Minas. Este cambio de generación hace que las pérdidas se incrementen en mayor magnitud, aunque la interconexión influye en menor grado debido que existe un flujo en 345 kV hacia la capital y retorna una parte vía la 138 kV Sauri-Bonao.
- En los escenarios 8 (Generación en Manzanillo) y 9 (Generación en Nigua), el
escenario 8 tiene mayores pérdidas, debido que en la Zona Norte tiene un excedente de generación que debe ser enviado a la capital.
Plantas a Carbón 750 MW 9 decon – Noviembre 2004
5. ESTABILIDAD TRANSITORIA DEL SENI
Aspectos Generales El estudio del comportamiento, dinámico y transitorio de un sistema que se presenta después de fallos dentro del Sistema interconectado (cortocircuitos, salida de generadores, desconexión brusca de carga, transformadores de interconexión, etc.) es bastante complejo debido a la naturaleza de los fallos y las respuestas del sistema ante estos, así como el conjunto de equipamiento que inician un proceso dinámico de respuesta ante la situación presentada, mas en un sistema de muchos nodos de inyección y retiro como el caso del SENI en la República Dominicana.
El presente estudio se concentra en mostrar el impacto sobre el sistema proyectado al 2006 que tendría la conexión de una central generadora a carbón de hasta 500 MW en Manzanillo y Nigua con varias configuraciones de líneas de transmisión desde la central generadora al SENI; el estudio modela todo el SENI hasta los transformadores en las barras de las subestaciones de distribución del sistema, monitoreando situaciones que produzcan variaciones importantes, en el voltaje de los diferentes nodos del sistema ángulos o aceleramientos internos de los generadores y la frecuencia. Objetivos
a) Determinar el comportamiento electromecánico del SENI en el 2006 a los efectos
transitorios normales o accidentales que se producen. b) Determinar el impacto que produce la interconexión de la central a Carbón de hasta
500 MW en Manzanillo y Nigua en término de mejoras o problemas en la estabilidad por los efectos que puedan producirse.
c) Determinar la estabilidad transitoria y la mejor alternativa de interconexión y
capacidad de la central que mantiene operación del SENI estable. Modelación del Sistema para estudio de Estabilidad. La modelación del Sistema esperado en el 2006 se basan en los primeros 7 esquemas de interconexión definidos en el artículo 2.
Plantas a Carbón 750 MW 10 decon – Noviembre 2004
Para la modelación de la base de datos de estabilidad se utilizaron los datos disponibles de las centrales generadoras existentes, verificando su consistencia, con parámetros de unidades similares, los datos relacionado a la nueva central de carbón están referido a las características definidas por unidades similares En base a los datos de todas las centrales están se agruparon en los siguientes tipos para su modulación: Modelo tipo 1 (Simplificado) Generadores hidroeléctricos o termoeléctricos de una potencia nominal menor a 50 MVA. Modelo tipo 3 (Rotor con polos salientes) Generadores hidroeléctricos de una potencia nominal mayor a 50 MVA. Modelo tipo 4 (Rotor con polos lisos) Generadores Termoeléctrico de una potencia nominal mayor a 50 MVA y menor a 100 MVA.
Modelo tipo 5 (Rotor con polos lisos) Generadores Termoeléctrico de una potencia nominal mayor a 100 MVA.
Los parámetros base del estudio del sistema son: Tolerancia de iteración, MW 0.1 Tiempo gradual de integración, ciclo 1.0 Separación máxima de ángulos internos, grados 140 Numero máximo de iteraciones de las condiciones iniciales, 110 Tiempo de simulación total, ciclos 300 Potencia base, MVA 100 Análisis y comportamiento del Sistema en los casos estudiados
Para la simulación de los distintos casos se procedió con la ayuda del software CYMESTAB, CYMFLOW incluido en el paquete de CYME Power Analysis.
Plantas a Carbón 750 MW 11 decon – Noviembre 2004
Los Componentes principales del sistema permanecieron iguales a los utilizados en los estudios de flujo de carga y cortocircuito, presentado.
Casos estudiados Basado en los 7 esquemas de interconexión presentado anteriormente se estudiaron los siguientes procesos:
1. Load Shedding, Salida brusca de carga, en las zonas Norte y Sur. La secuencia de los eventos que se presentan son: 1ro. Al tiempo t = 0.0 segundos, el sistema esta trabajando en las condiciones normales, de acuerdo a las determinadas en el estudio de flujo de carga. 2do. Al tiempo t = 0.1 (6 ciclos), se desconectan las carga supuesta en ambos casos. Se estudia el comportamiento del sistema y se presentan los resultados de las barras y generadores.
2. Cortocircuito, Se simula un fallo en la barra de la Subestación Manzanillo 345 kV con la desconexión de las líneas en hacia Gurabo, en caso de generación en Nigua se simula la falla en la Subestación de Nigua y la Salida de la linea 345 kV de Nigua – J. Sauri, adicionalmente se simulan fallas en el sistema de 345 kV Gurabo- Sauri y en 138 kV Norte - Sur, según corresponda
Los eventos principales planteados son :
2.1 Corto circuito con apertura de las líneas: 1ro. Al tiempo t = 0.0 segundos, el sistema esta trabajando en las condiciones normales, y se produce un fallo trifasico en el interruptor de la Línea que conecta las Subestaciones estudiadas. 2do. Al tiempo t = 0.1 (6 ciclos), se desconecta la linea de conexión en entre cada uno de los enlaces planteados.
2.2 Cortocircuito y recierre, se analiza el comportamiento ante el cortocircuito y el recierre exitoso de las líneas.
Plantas a Carbón 750 MW 12 decon – Noviembre 2004
1ro. Al tiempo t = 0.0 segundos, el sistema esta trabajando en las condiciones normales, y se produce un fallo trifasico en el interruptor de la Línea que conecta las Subestaciones estudiadas. 2do. Al tiempo t = 0.1 (6 ciclos), se desconecta la línea de conexión en entre cada uno de los enlaces planteados. 3ro. Al tiempo t = 0.33 (20 ciclos), se reconectan la línea por el despeje de la falla.
2.3 Cortocircuito, recierre y apertura, se analiza el comportamiento ante un cortocircuito permanente y el intento no exitoso del recierre. 1ro. Al tiempo t = 0.0 segundos, el sistema esta trabajando en las condiciones normales, y se produce un fallo trifasico en el interruptor de la Línea que conecta las Subestaciones estudiadas. 2do. Al tiempo t = 0.1 (6 ciclos), se desconecta la línea de conexión en entre cada uno de los enlaces planteados. 3ro. Al tiempo t = 0.33 (20 ciclos), se reconectan la linea. 4to. Al tiempo t = 0.43 (26 ciclos), se desconectan nuevamente la linea por la existencia de la falla. 3.Salida de Generadores, Se analizan la salida repentina de la central completa de carbon en cada caso, bajo la siguiente hipótesis: 1ro. Al tiempo t = 0.0 se suponen el sistema trabajando normalmente, bajo las condiciones predeterminadas en el análisis del flujo de potencia.. 2do. Al tiempo t = 0.1 (6 ciclos), se desconectan los unidades considerados, sin que ocurra a continuación un rechazo de carga por dicho evento.
En cada uno de estos casos las variables que se monitorean son: Voltaje, Angulo interno, velocidad y frecuencia, excitación, potencia, etc.
Plantas a Carbón 750 MW 13 decon – Noviembre 2004
Casos estudiados y resumen de resultados:
A continuación se muestra un resumen de los resultados críticos, en el Anexo 2 se muestran los detalles de cada escenario en los casos estudiados, incluyéndose los gráficos correspondientes.
Red No. 630: Generación 500 MW Manzanillo; Línea de Transmisión 345 kV Manzanillo-Gurabo. La parte crítica en esta caso corresponde a la salida del sistema de 345 kV, lo cual arrastra al sistema al colapso, un caso analizado fue el considerar la salida de un solo circuito del sistema 345 kV, lo que mantiene la estabilidad del sistema, por lo que la transmisión de 500 MW en un solo sistema no es aconsejable. Red No. 631: Generación 300 MW Manzanillo; Línea de Transmisión 345 kV Manzanillo-Gurabo. Igual que el caso anterior la parte crítica corresponde a la salida del sistema de 345 kV, lo cual arrastra al sistema al colapso, no así cuando se analiza la salida de un solo circuito del sistema 345 kV, lo que mantiene la estabilidad del sistema, de esto se deduce que para 300 MW debe buscarse una transmisión por sistemas independiente. Red No. 635: Generación 500 MW Manzanillo; Línea de Transmisión 345 kV Manzanillo-Gurabo + Gurabo – Sauri. En este caso se reafirma los comentarios anteriores de que la parte critica corresponde a la salida del sistema de 345 kV, que conecta la central con el SENI, no produciéndose ningún efecto en esto si se tiene o no la conexión entre Norte – Sur (Gurabo – Sauri). Red No. 640: Generación 500 MW Manzanillo + 500 MW Nigua; Línea de Transmisión 345 kV Manzanillo-Gurabo y Nigua – Sauri. Esta configuración solo mejora la estabilidad por la salida de generación pero el sistema mantiene su posición critica por la salida del sistema de 345 kV, que conecta la central con el SENI. Red No. 641: Generación 300 MW Manzanillo + 300 MW Nigua; Línea de Transmisión 345 kV Manzanillo-Gurabo y Nigua – Sauri. Aunque separar la generación en las zonas Norte – Sur mejoras ciertos aspectos de estabilidad, esto no sobrepasa la inestabilidad del sistema por la desconexión de las líneas de 345 kV que conectan las centrales con el SENI.
Plantas a Carbón 750 MW 14 decon – Noviembre 2004
Red No. 650: Generación 500 MW Manzanillo + 500 MW Nigua; Línea de Transmisión 345 kV Manzanillo-Gurabo y Nigua – Sauri-Gurabo. La interconexión entre Gurabo – Sauri, mejora la estabilidad del SENI en lo que tiene que ver con la desconexión de generación, ya que existe un trasporte mas robusto entre las zonas de principal consumo del país, sin embargo el sistema sigue siendo inestable por la desconexión de las líneas de 345 kV que conectan las centrales de generación con el SENI. Red No. 651: Generación 300 MW Manzanillo + 300 MW Nigua; Línea de Transmisión 345 kV Manzanillo-Gurabo y Nigua – Sauri-Gurabo. En este caso se presenta la misma situación anterior, “ la interconexión entre Gurabo – Sauri, mejora la estabilidad del SENI en lo que tiene que ver con la desconexión de generación, ya que existe un trasporte mas robusto entre las zonas de principal consumo del país, sin embargo el sistema sigue siendo inestable por la desconexión de las líneas de 345 kV que conectan las centrales de generación con el SENI”. A continuación se muestran los resultados del estudio de estabilidad en forma de tabla.
Falla/Escenario 1 2 3 4 5 6 7 Pico √ √ √ √ √ √ √ Load Shedding (LS) Baja X X √ √ √ √ √
Corto Circuito Manzanillo 345 X X X X X X X Corto Circuito 138 kV Gurabo-Canabacoa-Bonao
√ √ - -
Pico √ LS √ LS √ LS √ LS √ LS √ LS √ LS Salida Manzanillo Baja X X X X X 2T X X X X X X X LT M-Gurabo-
Manzanillo 1T √ √ √ √ √ √ √
LT Gurabo – Sauri Corto Circuito Gurabo
- - √ - - √ √
Corto Circuito Nigua 345 - - - X X X X Pico √ LS √ LS √ √ Salida Nigua Baja
- - - X X √ √
LT Nigua - Sauri - - - X X X X
Nota: √ = estable X = inestable T = terna
Plantas a Carbón 750 MW 15 decon – Noviembre 2004
Conclusiones del Estudio de Estabilidad Las conclusiones del estudio de estabilidad están basadas en los análisis de los resultados (véase Anexo 2) de los diferentes escenarios de generación y configuración de la red de trasmisión y todos ellos al año 2006. - Implementando solo generación en Manzanillo, el sistema es completamente estable
con una generación de 210 MW.
- Si la implementación de nueva generación es en Manzanillo y Nigua y existe la interconexión 345 kV Sauri-Gurabo, el sistema es estable con una generación máxima de 250 MW en cada lugar.
- Generación por encima de 250 MW en forma independiente en Manzanillo y Nigua ó
ambas, ante una falla en la subestación 345 kV de salida ó falla completa de línea de interconexión de la planta al sistema, el sistema es inestable.
- Si la falla en la línea de interconexión Manzanillo – Gurabo ó Nigua-Sauri es en un
solo circuito, el sistema es estable con 500 MW de generación si actua el load shedding durante la hora pico, en las horas de baja carga es inestable el sistema.
- La salida de una planta 300 MW ó 500 MW sin falla en las líneas 345 kV, el sistema
es estable en carga pico si actúa el load shedding. En baja carga siempre se tiene inestabilidad.
- Estando operando las nuevas plantas, y se tiene falla en el sistema 138 kV (Gurabo
138- Canabaoca- Bonao) el sistema sigue estable.
- Para mantener al año 2006 una estabilidad completa con generación mayor a 250 MW se debe implementar en el sistema 345 kV planta-centro de carga (Manzanillo-Gurabo ó Nigua-Sauri) dos sistemas de trasmisión independiente.
- La interconexión 345 kV Sauri-Gurabo mejora las condiciones de estabilidad del
sistema. 6. PENALIZACIONES POR ENERGIA NO SERVIDA
El Costo de Desabastecimiento o Energía No Servida que debe ser pagado a los Distribuidores y de ellos a los usuarios en concordancia a los artículos 2 y 101 de la Ley
Plantas a Carbón 750 MW 16 decon – Noviembre 2004
General de Electricidad y de los artículos 251 y 252 del Reglamento de la Ley General fue establecido en la Resolución SIE-54-2002 a razón de 26,494.90 RD$/MWh correspondiente a 0.94 US$/KWh con una tasa de 1US$ = 28 RD$ a la época. El informe final de PA-Consult elaborado igualmente en el año 2002 mostraba en el Tomo II, Capítulo 10 titulado Memoria de Cálculo del Costo de Desabastecimiento o Energía No Servida un valor de 1.35 US$/KWh, es decir un valor mayor que la resolución SIE-54-2002. Posteriormente con la resolución SIE-30-2003 fue establecido un nuevo valor de Desabastecimiento de 1,858.46 RD$/MWh aplicable para el primer semestre del 2003 y 26,464.90 RD$/MWh para el segundo semestre del 2003. Esta fijación fue realizada con la finalidad de garantizar la sostenibilidad financiera del sector eléctrico, debido a las condiciones de déficit que podrían producirse durante el primer semestre de 2003.
En la resolución SIE-53-2003 fue establecido como costo de Desabastecimiento el Valor de 210 US$/MWh a partir del 01 de Julio de 2003 y hasta el 31 de Diciembre del mismo año, es decir un valor de 0.21 US$/KWh. Finalmente en la actualidad prevalece la resolución SIE-COSTO DESABST-24-2004 que define: “Cuando se produzca racionamiento por falta de potencia para abastecer la demanda, el costo marginal de corto plazo de energía activa será igual al costo de desabastecimiento definido en el artículo 2 de la Ley” y resuelve: ARTICULO 1: Establecer como base para la determinación del Costo Marginal Máximo de energía de Corto Plazo en el Mercado Spot en barra de referencia, para el período comprendido entre el 01 de Abril del 2004 hasta el 30 de Septiembre del mismo año, el valor de 52.5 US$/MWh.
El Costo Marginal Máximo de energía de corto plazo en el Mercado Spot en barra de referencia para el mes i (CMAXi), se calculará indexando la base del Costo Marginal Máximo de Energía de Corto Plazo en el Mercado Spot en barra de referencia (CMAXo=52.50 US$/MWh) establecido en la presente resolución, mediante la siguiente formula:
CMAXi CMAXo* 0.30* A 0.70* PFO#6 mes_ i 1PFO#6_base
= +−⎛
⎝⎜
⎞⎠⎟
Plantas a Carbón 750 MW 17 decon – Noviembre 2004
Con los valores actuales de CPI = 189.9 y de PFO = 26.70 US$ / barril resulta el valor de 74.69 US$/MWh o sea 0.075 US$/KWh para el costo de desabastecimiento valido del 01 de Abril 2004 hasta 30 de Septiembre del 2004.
Suponiendo un normalización del sector al año 2006 y la aplicación de la resolución SIE-54-2002 referente al costo de desabastecimiento o energía no servida de 0.94 US$/kWh podrían resultar penalizaciones a la Empresa de Transmisión en el escenario siguiente: Las plantas a carbón de 750 MW cada una en Manzanillo y Nigua y/o Azua conectado a las subestaciones de Gurabo (Santiago) y Julio Sauri (Santo Domingo) sin interconexión de ambas subestaciones mediante una línea de 345 kV y suponiendo una disponibilidad de cada planta de 7,000 horas al año (correspondiente a 292 días) se requiere un flujo Sur-Norte de alrededor de 360 MW en el año 2006 y con menos capacidad Norte-Sur por un período de 73 días al año sin tomar en cuenta otras probables restricciones que significarán para cada 100 MW de imposibilidad de un flujo correspondiente una penalización por insuficiente capacidad de transmisión de 2,256,000 US$ por día, o sea, la imposibilidad del transporte de solo 100 MW por 73 días entre la zona Sur y Norte resultaría en un costo de energía no servida de 164 millones de US$, valor que sobrepasaría el anticipado ingreso por peaje anual de la empresa por 60 millones de US$. Nota importante: Unicamente para fines ilustrativos y para que la ETED tenga una reglamentación más acorde a su participación en el mercado eléctrico, a continuación se muestran a modo de contribución unas ideas sobre el particular. Consideramos que la actual reglamentación y/o resoluciones del SIE debe ser modificada en cuanto a las penalidades a la ETED por concepto de energía no servida, debido a lo siguiente: - La ETED recibe ingresos vía el peaje de transmisión, el cuál básicamente es el costo
de reposición y expansión de su sistema incluyendo operación y mantenimiento. En término real la ETED cobra por tener la disponibilidad de sus líneas.
- La ETED es una empresa que no comercializa bloques de energía, no produce, no
compra, ni vende energía.
Plantas a Carbón 750 MW 18 decon – Noviembre 2004
- La penalidad a la ETED debe ser por la falta de disponibilidad de sus líneas (sin considerar sus mantenimientos ni el tiempo y número de fallas asumidas como aceptables a una calidad de servicio definida).
- Si la penalidad está establecida en términos de energía como lo es actualmente (ya sea
por estar limitando una generación, o una transmisión de carga), entonces dentro del concepto de su peaje debería incluir un componente de energía no servida, y esto se trasladaría como un componente de la tarifa.
Por otro lado, la actual Ley de Electricidad preveé entre otros que las líneas propiamente de generación pasan automáticamente a ser de la ETED, consideramos que debe ser a potestad de la ETED debido a lo siguiente:
- Sí la generación de una misma planta deja de ser despachada por orden de merito, ó
por un accidente catastrófico, u otra cualquier razón, los costos de inversión de dicha línea siempre estará incluido en el peaje, por consiguiente en la tarifa, aunque no se utilice dicha línea.
- Sí en un futuro la línea exclusiva de generación es conveniente que se integre al
sistema, ya sea por nuevas generaciones o cambio de configuración de la red de transmisión, la ETED a su potestad tomaría la línea pagando el costo actual de dicha línea.
- Lo anterior también es aplicable a líneas exclusivas que sirven una sola carga (por
ejemplo: una gran industria podría dejar de operar).
- Por otro lado la actual forma de pagar la línea al generador (que financia la línea), vía un descuento por peaje, hace que la línea sea repagada en un plazo muy corto, por consiguiente disminuye el flujo de ingresos de la ETED
7. MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO DE PLANTAS A CARBON DE 750 MW
La siguiente 4 páginas son traducciones de publicaciones alemanas y muestran de manera ilustrativa las capacidades de la mayores unidades de plantas a carbón antracita y lignita que hasta ahora fueron instaladas y las perspectivas del desarrollo entre 2000 y 2010. Las plantas previstas a ser instaladas en Manzanillo y Nigua (Azúa), abastecido con carbón antracita con una capacidad de 750 MW cada una corresponde a la máxima capacidad actualmente disponible en el mercado.
Plantas a Carbón 750 MW 19 decon – Noviembre 2004
En la segunda página se muestran productos relevantes del mismo y desechos de una planta a carbón de 750 MW con el significado que estas plantas no solo generan electricidad sino al mismo tiempo yeso, ceniza y granulada etc., cuya utilización o no-utilización tienen aspectos sobre la economía de la planta hasta un 15% en el costo de generación, si no existe una infraestructura para su consumo.
En las paginas 3 y 4 están reproducidos un cronograma global para la construcción de una planta a carbón de 750 MW y las etapas de su puesta en servicio la cual se efectúa por sistemas individuales considerando la complejidad de la estructura de la planta. Considerando que todas las autorizaciones oficiales como concesiones, medio ambiéntales etc. están dadas y que la fabricación de los equipos están concluidas se prevé para las obras civiles y montaje completo un período de 34 meses dentro de los cuales se efectúa la puesta en servicio de componentes durante un período de 10 meses. Seguida de este período de 34 meses se contempla la puesta en servicio del conjunto de la planta durante un periodo de 2 meses y otros 2 meses para la operación de prueba de la planta con las primeras optimizaciones incluyendo la simulación de comportamiento de fallas, determinación de alcanzables velocidades de cambio de carga, etc. Entre el inicio de obras civiles y la operación de prueba se calcula entonces un período de 38 meses, es decir, algo más de 3 años.
Finalmente se prevé un tiempo adicional de hasta otros 10 meses en la cual se eliminan debilidades y se confirma el comportamiento asegurado de la planta.
En los últimos años fueron instaladas en Alemania plantas a carbón hasta unidades de 750 MW (carbón antracita) y hasta 1,000 MW (carbón lignita).
La ilustración arriba muestra que se espera un aumento de la máxima capacidad de plantas a carbón antracita de 750 a 1,000 MW en el período 2000-2010.
Las plantas previstas a ser instaladas en Manzanillo y Nigua corresponden a la máxima capacidad actualmente disponible en el mercado.
Desarrollo de Capacidad de Plantas a Carbón
Capacidad en MW
0
200
400
600
800
1000
1200
1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020
Carbon antracita
Carbón lignita
DesarrolloAnticipado
Traducido del Libro Energías para el Nuevo MilenioRAG y STEAG, Alemania
Traducido del Artículo Planificación, Construcción y Operación de una Planta a Carbón STEAG A.G., Alemania
Productos Relevantes del Insumo
y Desechos de una Plata a Carbón de 750 MW
Insumo t/año Desecho t/año
Carbón
Fuel-Oil
Diesel
Cal
Acido Clorhídrico
Acido Sulfúrico
Losa Alcalina
Amoniaco
Agua de Reemplazo
1,100,000
5,000
5
20,000
160
1,800
600
2,500
7,000,000
Ceniza (filtro electroestático)
Ceniza de cámara de
combustión
Yeso
Lodo del acondicionamiento
del agua
84,000
4,000
70,000
4,700
Valores para una operación de 5,000 horas/año. APROVECHAMIENTO DE PRODUCTOS DE DESECHO
Una planta a carbón no solo genera electricidad pero al mismo tiempo yeso, ceniza filtrada, granulada etc. las cuales deben cumplir ciertos requerimientos de calidad. Una no-utilización de dichos remanentes tiene impactos graves sobre la economía (rentabilidad) de la planta. Utilización o no-utilización de estos productos lleva a una diferencia de un 15% en los costos de generación. Sin embargo no se justifica económicamente inversiones adicionales en la planta para producir productos de alta calidad, si no existe una infraestructura para su consumo.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40SUPLIDOR Carbón CDE CZN CC CZN CDC CDC CDC CZN CDC CZN CDC CDC CDC DRUMMOND CDC CZN CDC CDC CDC DRUMMOND CDC CDC CDC CDC CZN CDC CDC CZN-7 CZN-8 CDC -19 CDC - 20 CDC- 21 CDC- 22 CDC- 23 CDC- 24 CDC - 25 CDC-26 CDC- 27 CDC - 28 CDC- 29 CZN-9
Inventario inicial 30-Nov-01 30-Apr-02 31-May-02 9-Oct-02 19-Nov-02 31-Dec-02 2-Feb-03 12-Mar-03 25-Mar-03 17-Apr-03 6-Jun-03 14-Jun-03 16-Jul-03 4-Aug-03 23-Aug-03 24-Sep-03 10-Nov-03 14-Dec-03 1-Jan-04 19-Jan-04 25-Feb-04 10-Mar-04 18-Mar-04 8-Apr-04 28-May-04 6-Jun-04 21-Jun-04 5-Aug-04 13-Aug-04 3-Sep-04 11-Sep-04 7-Oct-04 14-Oct-04 24-Oct-04 4-Nov-04 25-Nov-04 5-Dec-05 15-Dec-04 2-Jan-05 9-Feb-05Análisis Próximo PromedioMoisture % 14.09 14.35 8.11 11.32 9.89 9.59 9.27 11.45 9.1 11.24 9.6 9.67 11.27 11.92 10.94 9.97 10.43 7.95 13.3 12.22 8.63 8.18 7.17 8.3 10.89 8.98 10.84 11.66 11.39 10.42 7.42 8.26 8.12 8.98 8.52 9.51 9.29 8.69 11.95 7.39 11.34 9.52Ash Content % 5.76 7.72 6.74 8.19 5.44 5.84 7.24 9.07 7.5 7.46 5.63 6.62 5.73 4.92 6.25 8.96 5.95 5.27 5.14 4.62 6.31 6.19 5.92 7.00 8.28 6.57 5.55 7.92 8.29 5.26 5.92 6.45 6.40 7.27 7.19 6.71 6.68 6.66 5.49 7.22 8.45 6.43Volatile Matter % 34.57 32.57 36.05 33.49 37.01 36.28 35.49 32.97 36.11 33.78 36.06 35.44 35.23 36.79 35.84 33.63 35.58 37.34 35.07 35.48 35.92 37.16 37.19 36.44 33.74 35.11 34.96 33.75 34.01 36.96 37.44 37.81 37.28 35.69 36.04 35.28 35.2 36.34 35.7 36.1 33.58 34.62Fixed Carbon % 45.58 45.36 45.36 47.00 47.66 48.29 48.00 46.51 47.29 47.52 48.71 48.27 47.77 0 46.97 47.44 48.02 49.44 46.49 44 49.15 48.47 48.47 48.26 47.44 47 48.65 46.67 46.31 47.36 48.95 47.88 48.2 48.06 48.25 48.5 48.83 48.31 46.86 49.29 46.63 45.04Gross Calorific Value Btu/lb 11,702.80 11,716.00 12,358.00 11,635.00 12,195.00 12,231.00 12,120.00 11,504.00 12,008.00 11,759.00 12,224.00 12,090.00 12,001.00 11,636.00 12,033.00 11,793.00 12,136.00 12,681.00 11,849.00 11,661.00 12,370.00 12,521.00 12,714.00 12,334.00 11,672.00 12,183.00 12,002.00 11,617.00 11,650.00 12,048.00 12,510.00 12,278.00 12,273.00 12,011.00 12,141.00 12,085.00 12,224.00 12,270.00 11,742.00 12,331.00 11,585.00 11,729.58Sulfur % 0.42 0.66 0.74 0.63 0.72 0.78 0.80 0.67 0.84 0.58 0.78 0.82 0.81 0.48 0.83 0.68 0.76 0.75 0.77 0.51 0.74 0.75 0.78 0.78 0.67 0.73 0.83 0.72 0.57 0.84 0.75 0.87 0.83 0.73 0.74 0.72 0.73 0.76 0.8 0.87 0.78 0.72
Cantidad Ton. Met. 56,000.00 28,409.00 26,753.06 26,367.00 29,211.17 30,012.91 27,517.53 27,960.00 27,501.00 28,470.00 26,245.00 28,148.93 28,453.70 28,871.34 28,189.05 28,768.00 27,875.78 28,004.05 30,494.00 22,315.00 31,200.91 25,789.00 28,350.00 31,002.78 29,704.00 27,803.00 28,087.14 28,424.00 30,685.00 31,014.49 18,170.56 21,171.05 21,448.85 21,682.94 21,739.40 22,998.26 21,321.90 21,512.55 21,071.83 31,091.36 30,437.00 Análisis Ultimo % PromedioCarbon % 64.25 64.25 68.12 66.07 68.86 68.86 64.77 64.77 68.27 66.53 68.27 68.63 67.62 66.19 67.62 66.02 68.88 68.93 66.98 66.61 70.47 70.47 69.51 66.25 68.11 64.64 65.33 65.7 67.7 69.82 68.83 69.06 68.06 67.75 67.83 67.83 68.37 65.77 68.93 65.58 63.78Hydrogen % 4.32 4.32 4.69 4.61 4.99 4.99 4.57 4.57 4.84 4.54 4.84 4.91 4.63 4.56 4.63 4.62 4.94 5.00 4.60 4.46 4.89 4.89 4.70 4.56 4.92 4.71 4.58 4.58 4.88 5.09 4.99 4.93 4.92 4.95 4.92 4.92 5.00 4.93 4.92 4.57 4.51Nitrogen % 1.28 1.28 1.34 1.19 1.32 1.32 1.19 1.19 1.23 1.22 1.23 1.25 1.22 1.25 1.22 1.18 1.29 1.27 1.14 1.31 0.88 0.88 1.36 1.19 1.38 1.11 1.16 1.2 1.2 1.32 1.27 1.29 1.24 1.23 1.27 1.27 1.25 1.16 1.16 1.21 1.16Sulfur % 0.57 0.57 0.74 0.63 0.72 0.72 0.67 0.67 0.84 0.58 0.84 0.82 0.81 0.48 0.81 0.68 0.73 0.75 0.77 0.51 0.75 0.75 0.78 0.67 0.73 0.83 0.72 0.57 0.84 0.75 0.87 0.83 0.73 0.74 6.71 6.71 0.78 0.8 0.87 0.78 0.93Ash % 7.72 7.72 6.74 8.19 5.44 5.44 9.07 9.07 7.5 7.46 7.5 6.62 5.73 4.92 5.73 8.96 5.97 5.27 5.14 4.62 6.19 6.19 7 8.28 6.57 5.55 7.92 8.29 5.26 5.92 6.45 6.4 7.27 7.19 6.71 6.71 6.87 5.49 7.22 8.45 6.34Oxygen % 7.51 7.51 10.22 7.96 8.74 8.74 8.25 8.25 8.19 8.4 8.19 8.07 8.07 10.68 8.07 8.54 7.74 9.8 8.04 10.27 8.61 8.61 8.31 8.13 9.29 12.28 8.59 8.24 9.67 9.39 9.3 9.35 8.77 10.49 9 9 9.01 9.87 9.48 8.03 8.46
Análisis de Minerales En Ceniza PromedioSilicio Si O2 61.17 61.17 62.05 60.59 60.40 60.40 61.77 61.77 63.07 61.25 60.38 62.55 59.36 57.95 59.36 60.18 61.03 60.98 60.33 59.64 59.64 61.77 61.77 60.82 60.56 60.58 59.56 60.24 60.34 51.45 60.91 61.43 60.87 60.50 61.32 61.72 61.72 61.72 56.76 60.81 58.89 58.75Aluminio Al 2 O3 18.95 18.95 21.01 20.83 20.78 20.78 18.84 18.84 20.56 18.92 21.29 20.77 22.83 25.36 22.83 21.98 22.11 22.23 22.46 24.22 24.22 22.98 22.98 22.92 20.08 22.89 20.10 20.24 20.06 22.73 21.20 22.42 22.56 22.91 22.55 22.83 22.83 22.90 22.47 21.96 20.72 21.15Titanio TiO2 1.13 1.13 1.10 0.99 1.00 1.00 1.14 1.14 1.01 1.28 1.15 1.1 1.16 1.03 1.16 0.88 1.00 1.06 1.11 1.05 1.05 1.01 1.01 0.94 0.94 1.07 1.05 0.79 0.98 0.98 1.10 1.13 1.10 1.04 1.10 0.96 0.96 1.03 1.08 1.09 0.94 1.02Oxido Ferrico Fe2 O3 8.24 8.24 7.72 8.53 8.57 8.57 8.41 8.41 8.34 7.94 9.17 8.36 8.68 6.8 8.68 7.83 8.33 8.20 8.21 4.34 4.34 7.96 7.96 7.88 8.22 8.34 8.74 8.56 8.46 14.75 8.04 7.90 8.65 8.30 6.48 6.86 6.86 7.75 9.99 8.85 8.85 7.93Oxido de Calcio Ca O 2.07 2.07 2.84 1.77 2.32 2.32 2.13 2.13 1.85 2.49 2.23 1.83 1.81 1.96 1.81 2.06 1.77 1.75 1.77 2.47 2.47 1.45 1.45 1.51 2.32 1.28 2.31 2.54 2.24 2.34 1.87 1.79 1.88 1.27 1.66 2.11 2.11 2.12 2.06 1.78 2.96 1.99Oxido de Magnesio Mg O 1.98 1.98 1.28 2.08 1.90 1.90 2.08 2.08 1.66 2.25 1.44 1.69 0.88 1.18 0.88 1.98 1.70 1.66 1.60 1.19 1.19 1.08 1.08 0.90 2.24 1.00 1.64 2.55 2.1 1.34 1.54 1.12 1.40 1.04 1.26 0.99 0.99 1.11 1.34 1.28 2.38 1.48Oxidos de Sodio Na2 O 0.61 0.61 0.45 0.56 0.41 0.41 0.62 0.62 0.43 0.61 0.34 0.5 0.41 0.42 0.41 0.43 0.45 0.56 0.50 0.55 0.55 0.46 0.46 0.50 0.46 0.50 0.65 0.64 0.63 0.41 0.55 0.57 0.55 0.48 1.13 0.50 0.50 0.29 0.36 0.42 0.67 0.49Oxido de Potasio K2 O 2.23 2.23 1.93 2.00 1.86 1.86 2.07 2.07 1.64 2.34 1.88 1.66 1.61 1.4 1.61 2.17 1.80 1.83 1.91 1.45 1.45 1.76 1.76 1.70 2.24 1.87 2.10 2.10 2.12 1.27 2.12 1.88 1.93 1.88 2.43 1.96 1.96 1.63 1.39 1.73 2.02 1.81Oxido de Manganeso Mn3 O4 0.07 0.07 0.02 0.07 0.04 0.04 0.07 0.07 0.04 0.04 0.03 0.03 0.03 0.03 0.07 0.04 0.04 0.22 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03Pentoxido de Fósforo P2 O5 0.21 0.21 0.24 0.21 0.23 0.23 0.2 0.2 0.27 0.23 0.25 0.23 0.22 0.21 0.22 0.22 0.23 0.23 0.22 0.22 0.22 0.28 0.28 0.23 0.22 0.22 0.21 0.21 0.2 0.27 0.18 0.21 0.24 0.23 0.29 0.21 0.21 0.21 0.17 0.19 0.23 0.22Trioxido de Azufre S O3 2.37 2.37 0.38 2.28 1.80 1.80 2.05 2.05 0.46 2.18 0.85 0.52 1.82 1.92 1.82 2.09 0.52 0.60 0.66 2.98 2.98 0.42 0.42 1.00 2.11 1.22 2.19 2.03 2.1 3.73 1.09 0.32 0.53 1.17 1.04 0.55 0.55 0.54 3.43 0.75 2.15 1.42Indeterminado 0.97 0.97 0.98 0.09 0.69 0.69 0.62 0.62 0.67 0.51 0.98 0.76 1.22 1.74 1.22 0.18 1.02 0.90 1.23 1.87 1.87 0.83 0.83 1.57 0.61 1.03 1.45 0.1 0.77 0.73 1.40 1.23 0.29 1.18 0.74 1.31 1.31 0.70 0.95 1.14 0.19 0.91
Indice de Dureza HGI 41.00 48.00 43.00 50.00 50.00 49.00 48.00 50.00 48.00 48.00 49.00 48.00 49.00 44.00 49.00 49.00 47.00 48.00 52.00 45.00 43.00 43.00 43.00 47.00 48.00 45.00 57.00 48.00 48.00 48.00 43.00 43.00 46.00 47.00 43.00 50.00 46.00 48.00 49.00 45.00 49.00 45.87
FECHA
Histórico de Resultados Análisis Carbón por Embarque