Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas …opac.pucmm.edu.do/virtuales/bvds/pdfs/Estudio%20de%20Factibilida… · 4.2- Tasa de Crecimiento de la Demanda 2005-2015 ... ANEXO

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


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


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


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


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


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


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


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

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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



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











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



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



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











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



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

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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

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.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

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536.02

3

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3

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3

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340.02

3

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3

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3

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3

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3

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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

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de Ca

pital

propio

211.6

00.00

0 US

$Po

tencia

Nomi

nal

600.0

00

KWCo

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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

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d75

%

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te inic

ial de

l comb

.18

,5(M

ILS/KW

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pu de

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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

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4

3.945

.784

3.945

.784

3.945

.784

3.9

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4

3.945

.784

3.9

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4

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4

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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

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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

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7

20

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.917

204.5

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7

20

4.588

.917

imp.

Sob.

Venta

s-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

in g

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tos20

4.588

.917

204.5

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7

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88.91

7

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88.91

7

20

4.588

.917

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7

20

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.917

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7

20

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.917

20

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.917

20

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7

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7

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7

20

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.917

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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

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56

13

.612.9

56

13

.612.9

56

13

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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

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6

14

0.440

.716

140.4

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6

14

0.440

.716

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6

140.4

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6

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6

14

0.440

.716

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6

14

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.716

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6

14

0.440

.716

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6

14

0.440

.716

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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

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53

.568.2

01

53.56

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53

.568.2

01

53.56

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53

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53

.568.2

01

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53

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01

53.56

8.201

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.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

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53

.568.2

01

53.56

8.201

53

.568.2

01

53.56

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53

.568.2

01

53.56

8.201

53

.568.2

01

53.56

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53

.568.2

01

53.56

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53

.568.2

01

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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

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%92

%92

%92

%92

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%82

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%82

%82

%82

%82

%82

%82

%82

%82

%82

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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

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4

3,945

,784

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4

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,784

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4

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,784

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,784

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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

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18,73

6

20

2,418

,736

202,4

18,73

6

202,4

18,73

6

20

2,418

,736

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18,73

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2,418

,736

202,4

18,73

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2,418

,736

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18,73

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,736

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18,73

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2,418

,736

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18,73

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20

2,418

,736

202,4

18,73

6

imp

. Sob

. Ven

tas-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

ingres

netos

202,4

18,73

6

20

2,418

,736

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,736

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2,418

,736

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6

202,4

18,73

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2,418

,736

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18,73

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2,418

,736

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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

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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

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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

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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

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72.2

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72.2

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,000

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00,00

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00

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7665

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.

89

SEXTA PARTE DESCRIPCION PROYECTO CARBON 1200 Mw


.

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:


.

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


.

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


.

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


.

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


.

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


.

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


.

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


.

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


.

99


.

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.


.

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


.

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.


.

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


.

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.


.

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.


.

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.


.

107

SEPTIMA PARTE

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


.

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,


.

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


.

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.


.

111

ANEXO I


.

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.


.

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.


.

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.


.

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


.

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

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132

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16.9

68.9

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14.

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5712

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.

133

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611

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,958

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0746

711

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0,02

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0746

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0746

911

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,96

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0.00

0,00

0,02

5923

.002

.018

,958

60,

0746

1011

.402

.018

,96

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0,02

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8.00

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0,00

0,02

5923

.002

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,958

60,

0746

1211

.402

.018

,96

3.60

0.00

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8.00

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0,00

0,02

5923

.002

.018

,958

60,

0746

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6

Tipo

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18PO

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Annu

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.

134

ANALISIS ECONOMICO DE LA CENTRAL TERMICA PEPILLO SALCEDO


.

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.


.

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.


.

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.


.

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


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.


.

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


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.


.

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.


.

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.


.

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



.

143

ANALISIS ECONOMICO DE LA CENTRAL TERMICA PUERTO VIEJO

(AZUA)


.

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


.

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


.

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


.

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.


.

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$


.

149

COMPARACION PLANTAS PEPILLO SALCEDO Y PUERTO VIEJO

(AZUA)


.

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.


.

151

Gráfico No.15


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.


.

152

Gráfico No.16


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.


.

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$


.

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


.

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 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)


.

156


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







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,%


Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 41.62 8,200.00








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




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.20 7,900.00








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




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 42.66 8,000.00








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)


.

157




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.42 7,860.00








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




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.20 7,900.00








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




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.42 7,860.00








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 PUERTO VIEJO (AZUA), 525000 (2010)


.

158


.

159


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








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



Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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



Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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



Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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






.

160


.

161



Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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



Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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



Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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



Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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






.

162




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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




Costo del carbón 40.00 2200 8000 17,600,000.00 43.53 7,841.00








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



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


- 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.


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:


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


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


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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


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


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

= +−⎛

⎝⎜

⎞⎠⎟


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.


- 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.


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

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Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas …opac.pucmm.edu.do/virtuales/bvds/pdfs/Estudio%20de%20Factibilida… · 4.2- Tasa de Crecimiento de la Demanda 2005-2015 ... ANEXO