ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO
NACIONAL INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS
FEBRERO 2015
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
V0
PARA:
CONSEJO DE COORDINACIÓN
PREPARADO POR:
GERENCIA COMERCIAL
Preparado:
Revisado:
Aprobado
FECHA
Carlos Martínez
Analista de Transacciones Jr.
René Báez Santana
Analista de Transacciones Sr.
Máximo Domínguez
Encargado de Transacciones
2015.03.23
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
ÍNDICE
1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 5
2 RESUMEN EJECUTIVO TRANSACCIONES ECONÓMICAS .............................................................. 5
3 OBJETIVO...................................................................................................................................... 6
4 TRANSACCIONES ECONÓMICAS DE ENERGÍA .............................................................................. 6
4.1 Balance de Energía de los Agentes del MEM............................................................................ 6
4.2 Transferencias de Energía ....................................................................................................... 10
4.3 Valorización de las Transferencias de Energía ........................................................................ 15
5 TRANSACCIONES PROVISIONALES DE POTENCIA ...................................................................... 19
5.1 Balance de Potencia de Punta de los Agentes del MEM ........................................................ 19
5.2 Transferencias de Potencia ..................................................................................................... 22
5.3 Pronóstico RES. OC 04-2014 ................................................................................................... 26
5.4 Precio de la Potencia de Punta ............................................................................................... 28
5.5 Valorización de las Transferencias de Potencia ...................................................................... 28
6 PEAJE DE TRANSMISIÓN ............................................................................................................ 33
6.1 Peaje Mensual de Transmisión ............................................................................................... 33
6.2 Derecho de Conexión Unitario Provisional ............................................................................. 33
6.3 Pagos del Derecho de Conexión Provisional........................................................................... 34
6.4 Transferencias del Derecho de Conexión Provisional ............................................................ 35
7 SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA .............................................................................. 39
8 COMPENSACIÓN POR DESPACHO FORZADO SEGÚN RESOLUCIÓN SIE-047-2014-MEM .......... 42
9 COMPENSACIÓN POR DESVÍO SEGÚN RESOLUCIÓN SIE 374-2012, SIE-018-2013-MEM Y SIE
041-2013-MEM. ............................................................................................................................ 46
10 RESUMEN DE LAS TRANSACCIONES DEL MEM EN EL 2015 ..................................................... 50
11 COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGÍA ............................................................ 51
11.1 Indexación Costo Marginal Tope .......................................................................................... 53
11.2 Tasa de Cambio usada para llevar el Costo Marginal Máximo a Pesos Dominicanos. ......... 53
11.3 Comparación Costo Marginal Tope en RD$/MWh y en US$/MWh ..................................... 54
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11.4 Comparación Costo Marginal Tope Versus Costo Marginal sin Aplicar La Resolución SIE
046-2014-MEM. ............................................................................................................................ 54
11.5 Subsistemas durante el Año 2015. ....................................................................................... 56
12 INDICADORES DEL MEM .......................................................................................................... 57
13 COMENTARIOS ......................................................................................................................... 58
ÍNDICE DE TABLAS Y FIGURAS
TABLAS.
Tabla 1. Composición de las Transacciones Económicas en el Mercado Spot en Febrero de 2015. ....................................................................5
Tabla 2. Balance de energía del SENI en el 2015 [GWh]. ..................................................................................................................................7
Tabla 3. Balance de energía del SENI en el 2015 [%]. .......................................................................................................................................9
Tabla 4. Inyecciones de energía de unidades generadoras y contratos en el 2015 [GWh]. .............................................................................. 10
Tabla 5. Retiros de energía de usuarios finales y contratos en el 2015 [GWh]. ...............................................................................................11
Tabla 6. Transferencias de energía en el Mercado Spot en el 2015 [GWh]. ....................................................................................................12
Tabla 7. Resumen transferencias de energía en el MEM en el 2015 [GWh]. ...................................................................................................14
Tabla 8. Inyecciones de energía de unidades generadoras y contratos en el 2015 [Millones de RD$].............................................................. 15
Tabla 9. Retiros de energía de usuarios finales y contratos en el 2015 [Millones de RD$]. .............................................................................. 16
Tabla 10. Transferencias de energía e el Mercado Spot en el 2015 [Millones de RD$]. ................................................................................... 17
Tabla 11. Resumen Transferencias de energía en el MEM en el 2015 [Millones de RD$]. ............................................................................... 18
Tabla 12. Balance de potencia del SENI en el 2015 [MW]...............................................................................................................................19
Tabla 13. Balance de potencia del SENI en el 2015 [%]. .................................................................................................................................21
Tabla 14. Inyecciones de potencia de unidades generadoras y contratos en el 2015 [MW]. ........................................................................... 22
Tabla 15. Retiros de potencia de usuarios finales y contratos en el 2015 [MW]. ............................................................................................ 23
Tabla 16. Transferencias de potencia en el Mercado Spot en el 2015 [MW]. ..................................................................................................24
Tabla 17. Resumen Promedios Transferencias de potencia en el MEM en el 2015 [MW]. ............................................................................... 25
Tabla 18. Pronóstico y Retiros Potencia Distribuidoras, U NR y Otros en el 2015 [MW]. ................................................................................. 26
Tabla 19. Costo Marginal de Potencia de Punta en Palamara 138kV en el 2015 [RD$/kW-mes]...................................................................... 28
Tabla 20. Inyecciones de potencia de unidades generadoras y de contratos en el 2015 [Millones de RD$]. .................................................... 29
Tabla 21. Retiros de potencia de usuarios finales y contratos en el 2015 [Millones de RD$]. .......................................................................... 30
Tabla 22. Transferencias de potencia en el Mercado Spot en el 2015 [Millones de RD$]. ............................................................................... 31
Tabla 23. Resumen Transferencias de potencia en el MEM en el 2015 [Millones de RD$]............................................................................... 32
Tabla 24. Peaje de Transmisión en el 2015 según Resolución SIE-058-2013 [RD$]. ......................................................................................... 33
Tabla 25. Peaje de Transmisión y Derecho de Conexión Unitario provisional en el 2015 [RD$/kW-mes]......................................................... 33
Tabla 26. Pagos por Derecho de Conexión provisional en el 2015 [Millones de RD$]. ..................................................................................... 34
Tabla 27. Inyecciones de derecho conexión de unidades generadoras y contratos en el 2015 [Millones de RD$]. ........................................... 35
Tabla 28. Retiros de derecho de conexión de usuarios finales y contratos en el 2015 [Millones de RD$]. ....................................................... 36
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Tabla 29. Transferencias de derecho de conexión en el Mercado Spot en el 2015 [Millones de RD$].............................................................. 37
Tabla 30. Transferencias de derecho de conexión en el MEM en el 2015 [Millones de RD$]. .......................................................................... 38
Tabla 31. Compensación por participar en el servicio de regulación de frecuencia en e l 2015 [Millones de RD$]. .......................................... 39
Tabla 32. Transacciones por el Servicio de Regulación de Frecuencia en el 2015 [Millones de RD$]. ............................................................... 41
Tabla 33. Compensaciones a unidades generadoras por Resolución SIE-047-2014 en el 2015 [Millones de RD$]. ........................................... 42
Tabla 34. Efecto del Costo Marginal Tope en las transacciones de energía en el 2015 [Millones de RD$]. ....................................................... 43
Tabla 35. Transacciones Económicas provenientes de la Resolución SIE-047-2014-MEM [Millones de RD$].................................................. 44
Tabla 36. Cargos por Agentes Compensación por Desvío [Millones de RD$]...................................................................................................46
Tabla 37. Saldos por Agentes Compensación por Desvío [Millones de RD$]. ..................................................................................................49
Tabla 38. Resumen de las Transacciones Económicas del MEM en el 2015 [MMRD$] y [MMUS$]. ................................................................. 50
Tabla 39. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por Bloques Horarios [RD$/MWh]. ................................................................................ 52
Tabla 40. Costo Marginal Tope en el 2015 [US$/MWh]. ................................................................................................................................53
Tabla 41. Horas con Costo Marginal Mayor o igual al Tope durante el año 2015.......................................................................................... 56
Tabla 42. Desacoplamientos y Subsistemas observados en el año 2015 con efecto en las transacciones económicas. .................................... 56
Tabla 43. Indicadores del MEM .....................................................................................................................................................................57
FIGURAS.
Figura 1. Participación Abastecimiento Energía Febrero 2015..........................................................................................................................8
Figura 2. Participación Retiros de Energía Febrero 2015. .................................................................................................................................8
Figura 3. Total de Inyecciones por Generación y Contratos............................................................................................................................13
Figura 4. Compra de Energía en el Mercado Spot. .........................................................................................................................................13
Figura 5. Participación Potencia Firme Febrero 2015. ....................................................................................................................................20
Figura 6. Pronóstico Demanda de Potencia de Punta Febrero 2015. ..............................................................................................................20
Figura 7. Costo Marginal de potencia de punta. ............................................................................................................................................28
Figura 8. Derecho de conexión. .....................................................................................................................................................................34
Figura 9. Compensación Regulación de Frecuencia. .......................................................................................................................................40
Figura 10. Costo promedio de frecuencia. .....................................................................................................................................................40
Figura 11. Cargo a los generadores Compensación por Desvío Febrero 2015. ...............................................................................................48
Figura 12. Cargo a las distribuidoras Compensación por Desvío Febrero 2015. ............................................................................................. 48
Figura 13. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía [RD$/MWh]. ................................................................................................................51
Figura 14. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía 2001 - 2015 [RD$/MWh]. ............................................................................................. 52
Figura 15. Tasa de Cambio del 2015 [RD$/US$]. ............................................................................................................................................54
Figura 16. Comparación Costo Marginal Tope en [US$/MWh] y [RD$/MWh]. ................................................................................................54
Figura 17. Comparación Costo Marginal de Corto Plazo de Energía en [RD$/MWh]. ...................................................................................... 55
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1 INTRODUCCIÓN
El presente informe contiene un resumen estadístico de las inyecciones y retiros de los generadores, los
retiros de los distribuidores y de los Usuarios No Regulados, así como las correspondientes
Transacciones Económicas en el Mercado Eléctrico Mayorista, destacando los pagos al propietario del
sistema de transmisión, los pagos realizados por concepto de servicios de regulación de frecuencia y los
pagos resultantes de la aplicación del mecanismo de compensación de unidades generadoras por
despacho forzado y compensación por desvío, conforme a lo establecido en la Resolución SIE 047-2014MEM y en la Resolución SIE 041-2013-MEM, respectivamente.
2 RESUMEN EJECUTIVO TRANSACCIONES ECONÓMICAS
En Febrero del año 2015:

El promedio de los Costos Marginales de Energía Activa de Corto Plazo para el sistema principal 1
alcanzó el valor de 4,294.25 RD$/MWh, representando una disminución de 32.3% con relación al
promedio del año anterior para el mismo mes (6,345.94 RD$/MWh) y una disminución de 9.0 % con
relación al mes anterior (4,718.86 RD$/MWh). El Costo Marginal de Potencia de Punta fue de 378.56
RD$/kW-Mes, y el Derecho de Conexión Unitario fue de 201.31 RD$/kW-Mes.

La inyección total de energía fue de 996.0 GWh, representando una disminución de un 8.5 % con
relación al registro de energía del mes anterior (1,088.3 GWh). Por otra parte, los retiros totales 2
alcanzaron 982.2 GWh, de los cuales el 87.7 % (861.3 GWh) 3 de este valor representa el consumo
total de las distribuidoras. Las pérdidas totales de energía en el sistema representaron un 1.38 % de
la inyección total de los generadores.

Las Transacciones Económicas en el Mercado Spot ascendieron a MMRD$ 4 3,262.2 La composición
se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 1. Composición de las Transacciones Económicas en el Mercado Spot en Febrero de 2015.
TRANSACCIÓN
ENERGÍA
POTENCIA FIRME
5
PAGOS POR DERECHO DE CONEXIÓN
5
TRANSFERENCIAS POR DERECHO DE CONEXIÓN
5
COMPENSACIÓN POR REGULACIÓN DE FRECUENCIA
COMPENSACIÓN POR DESPACHO FORZADO SEGÚN RES. SIE 047-2014-MEM
COMPENSACIÓN POR DESVÍO, SEGÚN RESOLUCIÓNES SIE-041-2013-MEM
Millones de RD$
%
1,883.99
380.40
405.08
200.62
64.65
323.67
3.81
57.75
11.66
12.42
6.15
1.98
9.92
0.12
1
Este promedio se calcula en la barra 138kV de la subestación Palamara.
Este valor representa la demanda total del SENI y no considera las pérdidas en las líneas de transmisión.
3
Estos retiros no incluyen las ventas de las Distribuidoras a los UNR.
4
MMRD$ = Millones de RD$
5
Resultados Provisionales
2
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
La Resolución de pago que aprueba las Transacciones Económicas del mes de Febrero del año 2015
es la OC-23-2015, de fecha dieciocho (18) del mes de Marzo del 2015.
3 OBJETIVO
Mostrar una síntesis de las Transacciones Económicas entre Agentes del MEM y de los precios en el
Mercado Spot para el año 2015.
4 TRANSACCIONES ECONÓMICAS DE ENERGÍA
4.1 Balance de Energía de los Agentes del MEM
Las siguientes tablas muestran el balance de energía transferido por los Agentes del MEM en el SENI
durante el año 2015 proveniente de los registros del SMC. Se muestra la energía inyectada por las
unidades generadoras (hacia el SENI) y la energía retirada para dar suministro a los usuarios finales y a
los consumos propios de las unidades generadoras (desde el SENI). Las pérdidas de energía se estiman
iguales a la diferencia entre el total de inyecciones y el total de retiros de los Agentes del MEM con
excepción de ETED.
La designación UNR que se coloca en las tablas hace referencia a los Usuarios No Regulados que
compran electricidad a través de contratos.
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Tabla 2. Balance de energía del SENI en el 2015 [GWh].
[GWh]
Hacia el SENI
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Pérdida (Diferencia)
Total Hacia el SENI
Desde el SENI
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Pérdida (Diferencia)
Total Desde el SENI
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MES
Total
Ene
105.78
50.60
19.79
109.44
74.69
108.91
246.64
167.98
52.75
18.15
12.13
60.46
46.49
14.43
Feb
0.79
116.68
23.97
123.54
80.65
93.97
198.73
135.70
46.12
13.75
11.65
66.73
54.55
29.18
106.57
167.29
43.76
232.98
155.34
202.88
445.36
303.68
98.87
31.90
23.78
127.19
101.04
43.60
1,088.3
0.60
0.72
0.09
0.23
0.70
0.06
0.38
996.0
1.98
0.28
0.05
0.24
0.71
0.07
0.65
2,084.3
2.58
0.99
0.14
0.47
1.41
0.13
1.03
0.05
0.02
0.00
1.20
0.10
303.14
297.47
347.05
113.57
0.02
0.04
0.02
0.00
0.92
0.01
271.34
269.04
320.89
114.34
0.07
0.04
0.04
0.00
2.12
0.12
574.48
566.50
667.94
227.91
0.16
4.21
18.50
1,088.3
0.27
1.34
13.79
996.0
0.44
5.56
32.29
2,084.3
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Los siguientes gráficos muestran la participación de los Agentes del MEM en el abastecimiento de la energía durante el mes de Febrero
2015, así como la participación de las distribuidoras en el retiro de energía. En el caso de los retiros totales, se verifican 982.22 GWh, de los
cuales el 87.7 % (861.3 GWh) representa el consumo total de las distribuidoras.
Figura 1. Participación Abastecimiento Energía Febrero 2015.
PARTICIPACION ABASTECIMIENTO ENERGÍA FEBRERO 2015
MONTE
LOS ORIGENES
RIO SEABOARD 3%
1%
7%
PVDC
METALDOM
6%
1%
LAESA
5%
AES ANDRES
0%
CEPP
2%
CDEEE
12%
DPP
12%
ITABO
14%
EGEHID
8%
HAINA
20%
GPLV
9%
Figura 2. Participación Retiros de Energía Febrero 2015.
PARTICIPACION RETIRO DE ENERGÍA FEBRERO 2015
SAN FELIPE
0%
DURALON
0%
UNR
12%
OTROS*
0%
EDESUR
33%
EDEESTE
28%
EDENORTE
27%
* Consumos propios unidades generadoras
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Tabla 3. Balance de energía del SENI en el 2015 [%].
[%]
AGENTE
Hacia el SENI
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Pérdida (Diferencia)
Total Hacia el SENI
Desde el SENI
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Pérdida (Diferencia)
Total Desde el SENI
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MES
Total
Ene
9.7%
4.7%
1.8%
10.1%
6.9%
10.0%
22.7%
15.4%
4.8%
1.7%
1.1%
5.6%
4.3%
1.3%
Feb
0.1%
11.7%
2.4%
12.4%
8.1%
9.4%
20.0%
13.6%
4.6%
1.4%
1.2%
6.7%
5.5%
2.9%
100%
0.1%
0.1%
0.0%
0.0%
0.1%
0.0%
0.0%
100%
0.2%
0.0%
0.0%
0.0%
0.1%
0.0%
0.1%
100%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.1%
0.0%
0.1%
0.0%
0.0%
0.0%
0.1%
0.0%
27.9%
27.3%
31.9%
10.4%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.1%
0.0%
27.2%
27.0%
32.2%
11.5%
0.0%
0.4%
1.7%
100%
0.0%
0.1%
1.4%
100%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.1%
0.0%
27.2%
27.0%
32.2%
11.5%
0.0%
0.0%
0.1%
1.4%
100%
5.1%
8.0%
2.1%
11.2%
7.5%
9.7%
21.4%
14.6%
4.7%
1.5%
1.1%
6.1%
4.8%
2.1%
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4.2 Transferencias de Energía
Las siguientes tablas muestran las transferencias de los Agentes del MEM que resultan de la energía
inyectada por sus unidades generadoras y sus contratos, junto a la energía retirada destinada a los
usuarios finales y a sus contratos.
Tabla 4. Inyecciones de energía de unidades generadoras y contratos en el 2015 [GWh].
[GWh]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Inye cción x Ge ne ración
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Inye cción x Ge ne ración
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Inye cción x Contrato
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Inye cción x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Inye cción Total
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Inye cción Total
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MES
Ene
105.78
50.60
19.79
109.44
74.69
108.91
246.64
167.98
52.75
18.15
12.13
60.46
46.49
14.43
1,088.3
Fe b
0.79
116.68
23.97
123.54
80.65
93.97
198.73
135.70
46.12
13.75
11.65
66.73
54.55
29.18
996.0
Total
106.57
167.29
43.76
232.98
155.34
202.88
445.36
303.68
98.87
31.90
23.78
127.19
101.04
43.60
2,084.3
15.95
0.1
16.09
294.00
158.11
208.97
113.57
268.1
147.4
197.3
114.3
562.06
305.54
406.30
227.91
790.6
105.78
50.60
19.79
125.40
74.69
108.91
246.64
167.98
52.75
18.15
12.13
60.46
46.49
14.43
294.00
158.11
208.97
113.57
727.3
0.8
116.7
24.0
123.7
80.6
94.0
198.7
135.7
46.1
13.7
11.7
66.7
54.5
29.2
268.1
147.4
197.3
114.3
1,517.9
106.57
167.29
43.76
249.07
155.34
202.88
445.36
303.68
98.87
31.90
23.78
127.19
101.04
43.60
562.06
305.54
406.30
227.91
1,878.8
1,723.3
3,602.2
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
10 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 5. Retiros de energía de usuarios finales y contratos en el 2015 [GWh].
[GWh]
Re tiro x Consumo
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Re tiro x Consumo
Re tiro x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Re tiro x Contrato
Re tiro Total
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Re tiro Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Total
Ene
0.60
0.72
0.09
0.23
0.70
0.06
0.38
Fe b
2.0
0.3
0.0
0.2
0.7
0.1
0.6
0.05
0.02
0.00
1.20
0.10
303.14
297.47
347.05
113.57
0.0
0.0
0.0
0.0
0.9
0.0
271.3
269.0
320.9
114.3
0.1
0.0
0.0
0.0
2.1
0.1
574.5
566.5
667.9
227.9
0.16
4.21
18.50
1,088.3
141.25
0.3
1.3
13.8
996.0
117.5
0.4
5.6
32.3
2,084.3
258.7
111.16
70.99
79.90
196.16
133.18
99.5
77.7
73.2
177.2
121.5
210.7
148.7
153.1
373.4
254.7
0.28
0.57
3.6
0.6
3.93
1.14
40.75
6.73
9.63
40.8
6.4
9.3
81.50
13.13
18.89
0.3
0.6
1.2
0.1
343.9
304.2
356.7
113.6
727.3
119.5
0.3
0.0
99.7
78.4
73.3
177.9
121.5
0.0
0.0
3.7
0.6
0.9
0.0
312.1
275.4
330.1
114.3
1,517.9
261.33
0.99
0.14
211.13
150.13
153.26
374.40
254.68
0.07
0.04
3.97
1.14
2.12
0.12
655.98
579.63
686.83
227.91
0.2
4.2
18.5
1,878.8
0.3
1.3
13.8
1,723.3
0.44
5.56
32.29
3,602.2
790.6
141.9
0.7
0.1
111.4
71.7
80.0
196.5
133.2
0.1
2.6
1.0
0.1
0.5
1.4
0.1
1.0
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
11 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 6. Transferencias de energía en el Mercado Spot en el 2015 [GWh].
[GWh]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Venta al Mercado Spot
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Venta al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Compra al Mercado Spot
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Compra al Mercado Spot
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Total
Ene
Feb
49.89
19.70
14.01
3.01
28.95
50.10
34.81
52.70
18.15
11.83
59.89
45.29
14.33
116.4
23.9
23.9
2.2
20.7
20.9
14.2
46.1
13.7
8.0
66.2
53.6
29.2
166.30
43.62
37.95
5.21
49.62
70.96
49.00
98.80
31.86
19.82
126.06
98.92
43.49
402.65
36.08
438.94
118.7
841.59
154.76
49.89
146.09
147.72
44.0
128.0
132.8
93.92
274.09
280.53
0.16
4.21
18.50
402.65
0.3
1.3
13.8
438.94
0.44
5.56
32.29
841.59
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
12 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
El siguiente gráfico muestra de manera porcentual la composición
de las inyecciones totales que resultan de la energía inyectada por
las unidades generadoras y sus contratos.
Figura 3. Total de Inyecciones por Generación y Contratos
A continuación se presenta la participación de los agentes del MEM
en la compra de energía en el mercado Spot durante Febrero 2015.
Figura 4. Compra de Energía en el Mercado Spot.
Compra de Energía en el Mercado Spot Febrero 2015
TOTAL INYECCIONES ENERGIA FEBRERO 2015
42%
Total Inyección x Generación
58%
Total Inyección x Contrato
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
DOS RÍOS
ENTERPRISES
0%
SAN FELIPE
0%
Perdidas
3%
EDEESTE
10%
LOS ORIGENES
0%
EDENORTE
29%
EDESUR
30%
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
CDEEE
0%
13 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 7. Resumen transferencias de energía en el MEM en el 2015 [GWh].
[GWh]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
ETED
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Grand Total
Inyección x
Generación
106.6
167.3
43.8
233.0
155.3
202.9
445.4
303.7
98.9
31.9
23.8
127.2
101.0
43.6
Inyección x
Contrato
16.1
562.1
305.5
406.3
227.9
2,084.3
1,517.9
Inyección
Total
Retiro x
Consumo
106.6
167.3
43.8
249.1
155.3
202.9
445.4
303.7
98.9
31.9
23.8
127.2
101.0
43.6
562.1
305.5
406.3
227.9
0.1
0.0
0.0
0.0
2.1
0.1
574.5
566.5
667.9
227.9
3,602.2
32.3
0.4
5.6
2,084.3
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
2.6
1.0
0.1
0.5
1.4
0.1
1.0
Retiro x
Contrato
258.7
210.7
148.7
153.1
373.4
254.7
3.9
1.1
81.5
13.1
18.9
1,517.9
Retiro Total
261.3
1.0
0.1
211.1
150.1
153.3
374.4
254.7
0.1
0.0
4.0
1.1
2.1
0.1
656.0
579.6
686.8
227.9
32.3
0.4
5.6
3,602.2
Venta al
Compras al
Mercado Spot Mercado Spot
154.8
166.3
43.6
37.9
5.2
49.6
71.0
49.0
98.8
31.9
19.8
126.1
98.9
43.5
93.9
274.1
280.5
841.6
32.3
0.4
5.6
841.6
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
14 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
4.3 Valorización de las Transferencias de Energía
Las siguientes tablas muestran la valorización de las transferencias de energía de los Agentes del MEM,
que resulta de la energía inyectada por sus unidades generadoras y sus contratos junto a la energía
retirada destinada a los usuarios finales y a sus contratos.
Tabla 8. Inyecciones de energía de unidades generadoras y contratos en el 2015 [Millones de RD$].
MES
[Millone s de RD$]
AGENTE
Inye cción x Ge ne ración
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Total Inye cción x Ge ne ración
Inye cción x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Total Inye cción x Contrato
Inye cción Total
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Total Inye cción Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
Ene
Fe b
Total
452.60
255.98
108.61
516.83
363.74
535.70
1,156.43
787.60
263.37
84.20
67.56
285.72
233.67
70.07
3.45
500.30
111.75
529.48
361.46
422.28
846.31
581.27
204.95
60.96
55.09
287.14
230.64
123.13
456.05
756.27
220.36
1,046.32
725.21
957.97
2,002.74
1,368.86
468.32
145.16
122.65
572.86
464.31
193.20
41.80
5,223.9
36.09
4,354.3
77.89
9,578.2
78.10
0.7
78.77
1,420.07
787.07
1,013.25
557.57
1,172.7
667.5
874.0
505.9
2,592.77
1,454.61
1,887.27
1,063.47
3,856.1
452.60
255.98
108.61
594.94
363.74
535.70
1,156.43
787.60
263.37
84.20
67.56
285.72
233.67
70.07
1,420.07
787.07
1,013.25
557.57
3,220.8
3.45
500.30
111.75
530.15
361.46
422.28
846.31
581.27
204.95
60.96
55.09
287.14
230.64
123.13
1,172.70
667.54
874.02
505.90
7,076.9
456.05
756.27
220.36
1,125.09
725.21
957.97
2,002.74
1,368.86
468.32
145.16
122.65
572.86
464.31
193.20
2,592.77
1,454.61
1,887.27
1,063.47
41.80
9,079.9
36.09
7,575.1
77.89
16,655.1
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
15 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 9. Retiros de energía de usuarios finales y contratos en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTE
Retiro x Consumo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
LOS ORIGENES
PVDC
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
MES
Total Retiro x Consumo
Retiro x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
LOS ORIGENES
PVDC
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Total Retiro x Contrato
Retiro Total
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
LOS ORIGENES
PVDC
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
BANCO LEÓN
DURALON
ZF ESPERANZA
ETED
Total Retiro Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
Ene
3.05
3.38
0.38
1.06
3.28
0.20
1.77
0.19
Feb
8.37
1.16
0.17
1.05
3.05
0.26
2.80
Total
11.42
4.54
0.55
2.11
6.32
0.46
4.57
0.09
0.01
0.47
5.44
1,464.46
1,479.07
1,681.73
557.57
0.08
0.13
0.06
0.00
0.06
4.00
1,186.32
1,214.93
1,419.10
505.90
0.28
0.13
0.16
0.01
0.53
9.43
2,650.78
2,694.00
3,100.83
1,063.47
0.84
20.88
1.23
5.62
2.08
26.50
5,223.9
689.6
4,354.3
518.3
9,578.2
1,207.9
537.0
347.6
391.6
955.3
650.7
435.0
348.6
326.8
785.4
540.0
972.0
696.3
718.4
1,740.7
1,190.7
1.5
2.8
16.4
2.5
17.9
5.3
198.2
34.6
47.1
177.4
29.5
40.9
375.5
64.1
88.0
3,856.1
692.62
3.38
0.38
538.08
350.92
391.83
957.10
650.71
0.19
1.60
2.78
0.47
5.44
1,662.64
1,513.62
1,728.87
557.57
3,220.8
526.70
1.16
0.17
436.07
351.69
327.02
788.21
539.95
0.08
0.13
16.47
2.50
0.06
4.00
1,363.68
1,244.47
1,459.98
505.90
7,076.9
1,219.32
4.54
0.55
974.15
702.62
718.85
1,745.31
1,190.67
0.28
0.13
18.07
5.28
0.53
9.43
3,026.32
2,758.09
3,188.85
1,063.47
0.84
20.88
1.23
5.62
2.08
26.50
9,079.9
7,575.1
16,655.1
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
16 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 10. Transferencias de energía e el Mercado Spot en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTE
Ventas al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
LOS ORIGENES
PVDC
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Total Ventas al Mercado Spot
Compras al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
LOS ORIGENES
PVDC
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Total Compras al Mercado Spot
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
Total
Feb
252.60
108.23
56.85
12.82
143.86
199.33
136.88
263.17
84.20
65.96
282.95
69.60
228.23
499.13
111.58
94.08
9.77
95.26
58.10
41.31
204.87
60.83
38.62
284.63
123.07
226.65
751.73
219.81
150.93
22.59
239.12
257.43
178.19
468.04
145.03
104.58
567.58
192.67
454.88
41.80
1,946.5
240.02
36.09
1,884.0
523.26
77.89
3,830.5
763.27
242.57
726.55
715.62
190.99
576.93
585.96
433.56
1,303.48
1,301.58
0.84
20.88
1.23
5.62
2.08
26.50
1,946.5
1,884.0
3,830.5
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
17 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 11. Resumen Transferencias de energía en el MEM en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Grand Total
Inyección x
Generación
456.05
756.27
220.36
1,046.32
725.21
957.97
2,002.74
1,368.86
468.32
145.16
122.65
572.86
464.31
193.20
77.89
9,578.2
Inyección x
Contrato
78.77
2,592.77
1,454.61
1,887.27
1,063.47
7,076.9
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
Inyección
Total
456.05
756.27
220.36
1,125.09
725.21
957.97
2,002.74
1,368.86
468.32
145.16
122.65
572.86
464.31
193.20
2,592.77
1,454.61
1,887.27
1,063.47
77.89
16,655.1
Retiro x
Consumo
11.42
4.54
0.55
2.11
6.32
0.46
4.57
0.28
0.13
0.16
0.01
9.43
0.53
2,650.78
2,694.00
3,100.83
1,063.47
2.08
26.50
9,578.2
Retiro x
Contrato
1,207.90
972.04
696.29
718.39
1,740.75
1,190.67
17.92
5.27
375.55
64.09
88.02
7,076.9
Retiro Total
1,219.32
4.54
0.55
974.15
702.62
718.85
1,745.31
1,190.67
0.28
0.13
18.07
5.28
9.43
0.53
3,026.32
2,758.09
3,188.85
1,063.47
2.08
26.50
16,655.1
Venta al
Compras al
Mercado Spot Mercado Spot
751.73
219.81
150.93
22.59
239.12
257.43
178.19
468.04
145.03
104.58
567.58
454.88
192.67
77.89
3,830.5
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
763.27
433.56
1,303.48
1,301.58
2.08
26.50
3,830.5
18 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
5 TRANSACCIONES PROVISIONALES DE POTENCIA
5.1 Balance de Potencia de Punta de los Agentes del MEM
Las siguientes tablas muestran el balance de potencia transferido por los Agentes del MEM en el SENI
para el 2015. Los valores comprenden a la potencia firme inyectada por las unidades generadoras (Hacia
el SENI) y la demanda de potencia de punta retirada por los usuarios finales y los consumos propios de
las unidades generadoras (Desde el SENI). Las pérdidas de potencia de punta se determinan iguales a la
diferencia entre el total de inyecciones y de retiros de los Agentes del MEM, con excepción de ETED.
Tabla 12. Balance de potencia del SENI en el 2015 [MW].
MES
[MW]
AGENTE
Hacia el SENI
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
Pérdidas (Diferencias)
Total Hacia el SENI
Desde el SENI
Feb
234.07
14.36
58.68
81.06
504.80
170.45
346.66
204.37
108.42
35.93
37.57
108.27
90.41
24.74
230.53
1.2
58.2
80.6
525.8
170.3
345.2
202.8
108.4
35.3
38.0
108.3
90.0
24.7
2,019.8
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
Pérdidas (Diferencias)
Total Desde el SENI
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
Promedio
Ene
2,019.5
232.30
7.79
58.43
80.85
515.30
170.40
345.96
203.60
108.43
35.62
37.77
108.27
90.21
24.74
2,019.7
0.93
0.9
0.92
0.39
0.4
0.39
0.36
0.4
0.36
7.36
7.4
7.36
572.68
601.61
612.71
177.02
572.7
601.6
612.7
182.1
572.68
601.61
612.71
179.54
7.07
39.66
2019.8
2.0
0.0
39.4
2019.5
4.54
0.02
39.54
2019.7
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
19 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
El siguiente gráfico muestra la participación de Las empresas
generadoras en la distribución total de potencia firme para Febrero
2015.
A continuación se muestra la participación de los agentes en
el pronóstico de Demanda Máxima considerado para Febrero
de 2015.
Figura 5. Participación Potencia Firme Febrero 2015.
Figura 6. Pronóstico Demanda de Potencia de Punta Febrero 2015.
PARTICIPACION POTENCIA FIRME FEBRERO 2015
MONTE RIO
2%
SEABOARD PVDC
5%
5%
METALDOM
2%
LAESA
5%
LOS ORIGENES
1%
PRONOSTICO DEMANDA DE POTENCIA DE PUNTA FEBRERO 2015
CDEEE
0% CEPP
3%
AES ANDRES
11%
DPP
4%
METALDOM
0%
EGE HAINA
1%
MONTE RIO
0% SEABOARD
0%
EDESUR
32%
ITABO
10%
HAINA
17%
AES ANDRES
4%
CDEEE
0%
DPP
0%
DOS RIOS
ENTERPRISE
0%
EDEESTE
32%
EGEHID
26%
GPLV
9%
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
EDENORTE
31%
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
20 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 13. Balance de potencia del SENI en el 2015 [%].
[%]
AGENTE
Hacia el SENI
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
Pérdidas (Diferencias)
Total Hacia el SENI
Desde el SENI
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
Pérdidas (Diferencias)
Total Desde el SENI
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
11.6%
0.7%
2.9%
4.0%
25.0%
8.4%
17.2%
10.1%
5.4%
1.8%
1.9%
5.4%
4.5%
1.2%
Feb
11.4%
0.1%
2.9%
4.0%
26.0%
8.4%
17.1%
10.0%
5.4%
1.7%
1.9%
5.4%
4.5%
1.2%
100%
100%
100%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.4%
0.4%
0.4%
28.4%
29.8%
30.3%
8.8%
28.4%
29.8%
30.3%
9.0%
28.4%
29.8%
30.3%
8.9%
0.3%
0.1%
0.0%
2.0%
100%
0.2%
0.0%
2.0%
100%
2.0%
100%
Promedio
11.5%
0.4%
2.9%
4.0%
25.5%
8.4%
17.1%
10.1%
5.4%
1.8%
1.9%
5.4%
4.5%
1.2%
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
21 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
5.2 Transferencias de Potencia
Tabla 14. Inyecciones de potencia de unidades generadoras y contratos en el 2015 [MW].
[MW]
AGENTE
Inye cción x Ge ne ración
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción x Ge ne ración
Inye cción x Contrato
2,019.8
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción x Contrato
Inye cción Total
MES
Ene
234.07
14.36
58.68
81.06
504.80
170.45
346.66
204.37
108.42
35.93
37.57
108.27
90.41
24.74
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
ETED
Total Inye cción Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
510.00
273.00
327.00
177.02
1287.0
234.07
14.36
58.68
81.06
504.80
170.45
346.66
204.37
108.42
35.93
37.57
108.27
90.41
24.74
510.00
273.00
327.00
177.02
3306.8
Fe b
230.5
1.2
58.2
80.6
525.8
170.3
345.2
202.8
108.4
35.3
38.0
108.3
90.0
24.7
2,019.5
510.0
273.0
327.0
182.1
1292.1
230.5
1.2
58.2
80.6
525.8
170.3
345.2
202.8
108.4
35.3
38.0
108.3
90.0
24.7
510.0
273.0
327.0
182.1
3311.6
Prome dio
232.30
7.79
58.43
80.85
515.30
170.40
345.96
203.60
108.43
35.62
37.77
108.27
90.21
24.74
2,019.7
510.00
273.00
327.00
179.54
1289.5
232.30
7.79
58.43
80.85
515.30
170.40
345.96
203.60
108.43
35.62
37.77
108.27
90.21
24.74
510.00
273.00
327.00
179.54
3309.2
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
22 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 15. Retiros de potencia de usuarios finales y contratos en el 2015 [MW].
[MW]
AGENTE
Re tiro x Cons umo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Re tiro x Cons umo
Re tiro x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Re tiro x Contrato
Re tiro Total
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Re tiro Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
Prome dio
Fe b
0.93
0.9
0.92
0.39
0.4
0.39
0.36
0.4
0.36
7.36
7.4
7.36
572.68
601.61
612.71
177.02
572.7
601.6
612.7
182.1
572.68
601.61
612.71
179.54
2.0
0.0
39.4
2,019.5
230.1
4.54
0.02
39.54
2,019.7
230.11
210.00
210.0
210.00
150.00
361.00
250.00
150.0
361.0
250.0
150.00
361.00
250.00
0.12
0.71
5.2
0.7
2.64
0.71
60.48
7.31
17.29
60.5
7.3
17.3
60.48
7.31
17.29
1,287.0
230.11
0.93
1,292.1
230.1
0.9
1,289.5
230.11
0.92
210.39
210.4
210.39
150.00
361.36
250.00
150.0
361.4
250.0
150.00
361.36
250.00
7.36
0.12
0.71
7.4
5.2
0.7
7.36
2.64
0.71
633.16
608.92
630.00
177.02
633.2
608.9
630.0
182.1
633.16
608.92
630.00
179.54
7.07
39.66
3,306.8
2.0
0.0
39.4
3,311.6
4.54
0.02
39.54
3,309.2
7.07
39.66
2,019.8
230.1
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
23 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 16. Transferencias de potencia en el Mercado Spot en el 2015 [MW].
[MW]
AGENTE
Ventas al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Ventas al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Compras al Mercado Spot SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Compras al Mercado Spot
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
3.96
13.43
58.68
Feb
Promedio
0.4
0.3
58.2
2.19
6.87
58.43
504.80
20.45
525.8
20.3
515.30
20.40
108.42
28.56
37.45
107.56
90.41
24.74
108.4
27.9
32.8
107.6
90.0
24.7
108.43
28.25
35.13
107.56
90.21
24.74
998.5
996.6
997.5
129.34
129.7
129.54
14.70
45.63
16.1
47.2
15.41
46.40
123.16
335.92
303.00
123.2
335.9
303.0
123.16
335.92
303.00
7.07
39.66
998.5
2.0
0.0
39.4
996.6
4.54
0.02
39.54
997.5
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REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 17. Resumen Promedios Transferencias de potencia en el MEM en el 2015 [MW].
[MW]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Inyección x Inyección x
Generación
Contrato
232.30
7.79
58.43
80.85
515.30
170.40
345.96
203.60
108.43
35.62
37.77
108.27
90.21
24.74
Inyección
Total
232.30
7.79
58.43
80.85
515.30
170.40
345.96
203.60
108.43
35.62
37.77
108.27
90.21
24.74
510.00
273.00
327.00
179.54
510.00
273.00
327.00
179.54
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
Retiro x
Consumo
Retiro x
Contrato
230.11
230.11
0.92
210.00
210.39
0.92
0.39
0.36
150.00
361.00
250.00
7.36
2.64
0.71
572.68
601.61
612.71
179.54
4.54
0.02
39.54
Retiro Total
60.48
7.31
17.29
Ventas al
Mercado
Spot
Compras al
Mercado
Spot
Neto
Mercado
Spot
15.41
46.40
2.19
6.87
58.43
(129.54)
515.30
20.40
(15.41)
(46.40)
108.43
28.25
35.13
107.56
90.21
24.74
633.16
608.92
630.00
179.54
123.16
335.92
303.00
(123.16)
(335.92)
(303.00)
4.54
0.02
39.54
4.54
0.02
39.54
(4.54)
(0.02)
(39.54)
150.00
361.36
250.00
7.36
2.64
0.71
2.19
6.87
58.43
129.54
515.30
20.40
108.43
28.25
35.13
107.56
90.21
24.74
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5.3 Pronóstico RES. OC 04-2014 6
El siguiente cuadro muestra el Pronóstico de Demanda Máxima Anual del SENI aprobado mediante la
Resolución OC-02-2015 en fecha del 19 de enero del año 2015. Adicionalmente se presenta la evolución
de los retiros totales de potencia de las empresas Distribuidoras, Usuarios No Regulados y Otros, durante
el 2015.
Tabla 18. Pronóstico y Retiros Potencia Distribuidoras, U NR y Otros en el 2015 [MW].
EMPRESAS
PUNTO DE CONEXIÓN
ID PUNTO DE CONEXIÓN
AES ANDRES
AERODOM
ARTICULOS DE PIEL
CARREFOUR
ENVASES ANTILLANOS
HIElOS NACIONALES
INDUVECA
LA FABRIL
NOVOPLAST
PLASTIFAR
TROQUEDOM
ZF SAN ISIDRO
OCEAN WORLD
FALCON 2
CERVECERÍA NACIONAL DOMINICANA
ENVIROGOLD LAS LAGUNAS
FERRETERÍA OCHOA
FERSAN
GRUPO MALLA
LAFZID
LISTIN DIARIO
MERCASID
MOLINOS DEL OZAMA
MULTIQUMICA
PUCMM-SANTIAGO C1
TERMOENVASES
ZF INDUSTRIAL SANTIAGO
ZF LAS AMERICAS
1321-AERO-01
2321-TEBE-01
1155-CARR-01
2323-ENVA-01
1540-HNAC-02
2221-RIVE-01
2246-LFAB-01
1249-NOVO-01
1230-PFAR-01
2210-TDOM-01
1790-ZFSI-01
2870-OWOR-02
2190-F138-01
1430-CNDOK-C01
2102-LLAG-01
2620-OCHO-01
1151-FERSK-C01
1243-MALL-02
3081-PISA-01
1126-LDIA-01
1532-SIND-01
1545-MOZA-01
1301-MULT-01
2310-PUCMK-C01
1301-TENV-01
2731-ZFIS-01
1332-ZFLA-01
BANCO POPULAR
CEMEX
CÉSAR IGLESIAS
CODETEL 30 DE MARZO
GILDAN
HAMACA BEACH RESORT
HOTEL BARCELÓ CAPELLA
INCA KM 22
INVERPLATA
INVERSIONES COSTA CARIBE
LÁCTEOS DOMINICANOS
MEGACENTRO
MULTICENTRO CHARLES DE GAULLE
MULTIFORM
POLYPLAS
TERMOPAC
Z.F.M .CAUCEDO
ZF ROMANA I
ZF ROMANA II
ZF SPM
HOTEL JARAGUA
CIP - LA LUISA
INCA LA ISABELA
CONSUMO DE DISTRIBUCION
1124-BPOP-01
4805-CEME-01
4011-CIGL-01
1132-CODE-01
1322-GILD-01
1700-BC38-02
4750-JDOL-02
1952-INAC-04
1135-CNPE-03
4750-JDOL-03
1346-LADO-01
1175-MCEN-01
1190-HAIA-01
1535-MULT-01
1531-PQUI-02
1531-TPAC-01
1715-PCAU-01
4505-ZFR1-01
4520-RO38-02
4190-AIZF-01
1130-CNPE-03
4620-CLUI-01
1537-INA2-01
CONSUMO DE DISTRIBUCION
DOS RIOS ENTERPRISE
GRUPO RAMOS SFM
ZONA FRANCA GURABO
ZONA FRANCA PISANO
AEROPUERTO DE PUERTO PLATA UNR
CARIBEAN INDSTRIAL PARK
CORMIDON
UNR ZONA FRANCA VEGA 102
CONSUMO DE DISTRIBUCION
2122-DRIO-01
2064-GRAM-01
2432-PDOR-04
2601-ZFPI-01
2641-ADSX-02
2241-CIPA-01
2103CRMFT01
2171-ZFVE-02
CONSUMO DE DISTRIBUCION
EDEESTE
EDENORTE
CONSUMO [MW]
RESOLUCIÓN
OC 02-2015
80.11
5.03
0.38
1.23
0.54
1.07
2.06
0.63
4.65
4.24
0.85
5.11
0.95
0.90
1.00
7.54
0.84
1.34
2.45
8.22
0.91
7.31
3.61
4.48
1.15
2.09
4.73
6.80
633.16
1.03
11.50
3.59
1.40
6.01
1.24
0.87
9.53
0.63
0.88
0.26
4.50
1.10
0.62
3.61
1.83
2.40
1.14
1.31
3.30
1.44
0.31
1.98
572.68
615.99
7.07
0.58
0.31
1.40
0.70
1.44
1.62
1.26
601.61
CONSUMO [MW]
ENERO 2015
CONSUMO [MW]
FEBRERO 2015
80.11
5.03
0.38
1.23
0.54
1.07
2.06
0.63
4.65
4.24
0.85
5.11
0.95
0.90
1.00
7.54
0.84
1.34
2.45
8.22
0.91
7.31
3.61
4.48
1.15
2.09
4.73
6.80
633.16
1.03
11.50
3.59
1.40
6.01
1.24
0.87
9.53
0.63
0.88
0.26
4.50
1.10
0.62
3.61
1.83
2.40
1.14
1.31
3.30
1.44
0.31
1.98
572.68
608.92
80.11
5.03
0.38
1.23
0.54
1.07
2.06
0.63
4.65
4.24
0.85
5.11
0.95
0.90
1.00
7.54
0.84
1.34
2.45
8.22
0.91
7.31
3.61
4.48
1.15
2.09
4.73
6.80
633.16
1.03
11.50
3.59
1.40
6.01
1.24
0.87
9.53
0.63
0.88
0.26
4.50
1.10
0.62
3.61
1.83
2.40
1.14
1.31
3.30
1.44
0.31
1.98
572.68
608.92
0.58
0.31
1.40
0.70
1.44
1.62
1.26
601.61
0.58
0.31
1.40
0.70
1.44
1.62
1.26
601.61
[1/2]
6
El Pronóstico de Demanda Máxima se utiliza para realizar los cálculos provisionales de Potencia Firme y las Transferencias y
Pagos por Derecho de Conexión durante el año 2015.
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
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ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
EMPRESAS
PUNTO DE CONEXIÓN
ID PUNTO DE CONEXIÓN
EDESUR
ALAMBRES DOMINICANOS
BANCO LEON
CEDELCA (INTERQUIMICA)
CEMENTERA SANTO DOMINGO (ABCO)
CODETEL
3083-ALAD-03
1125-BLEO-02
3082-INTQ-02
3303-ABCO-01
1121-CDTL-01
CORVI PVC
EDITORIAL PADILLA
PLASTICOS FLEXIBLES
REFINERIA
TORGINOL
UNR ZONA FRANCA ALCARRIZOS
LOS PRADOS MULTICENTRO 12.5 kV MT Cliente
CODETEL ALAMEDA
ARGOS DOMINICANA
CONSUMO DE DISTRIBUCION
1954-CPVC-01
1150-EPAD-03
1221-PFLE-01
1140-REFI-01
1225-TORG-01
1302-ZFAL-02
1400-LPRA-04
1150-CALAK-C08
3085-CCOL-01
CONSUMO DE DISTRIBUCION
CONSUMOS PPL1
HAINA I y II-SERV. ESTACION
HAINA III y IV-SERV. ESTACION
HAINA V-SERV. ESTACION
SAN PEDRO VAPOR-SERV. ESTACION
DOMICEM
2370-PPL1-02
1260-HA69-05
1260-HA69-06
1260-HA69-07
4320-MISB-01
3340-PALEE-01
METALDOM
1600-GMET-01
RETIROS LOS MINA V Y VI
1095-MINA-02
ZF ESPERANZA
DOS RIOS ENTERPRISE
2880-ZFES-01
2122-DRIO-01
GOYA
3130-GSDO-01
CESPM 1
CESPM 2
CESPM 3
SAN FELIPE
4801-CESP-01
4801-CESP-02
4801-CESP-03
2551-SFEL-01
DOS RIOS ENTERPRISE
2122-DRIO-01
EGE HAINA
METALDOM
DPP
MONTE RIO
SEABOARD
CDEEE
CONSUMO [MW]
RESOLUCIÓN
OC 02-2015
CONSUMO [MW]
FEBRERO 2015
630.00
1.03
0.49
0.58
1.87
2.50
630.00
1.03
0.49
0.58
1.87
2.50
630.00
1.03
0.49
0.58
1.87
2.50
1.33
0.59
0.99
0.73
1.46
0.05
1.83
1.00
2.84
612.71
11.36
0.03
0.17
0.16
11.00
7.36
7.36
0.39
0.39
0.12
0.12
1.33
0.59
0.99
0.73
1.46
0.05
1.83
1.00
2.84
612.71
11.36
0.03
0.17
0.16
11.00
7.36
7.36
0.39
0.39
0.12
0.12
0.71
0.71
0.93
0.58
0.20
0.13
0.02
1,980.13
0.71
0.71
0.93
0.58
0.20
0.13
0.02
7.07
7.07
1,980.13
1.33
0.59
0.99
0.73
1.46
0.05
1.83
1.00
2.84
612.71
11.36
0.03
0.17
0.16
11.00
7.36
7.36
0.39
0.39
5.16
0.12
5.05
0.71
0.71
0.93
0.58
0.20
0.13
0.02
2.02
2.02
1,980.13
DOS RIOS ENTERPRISE
Grand Total
CONSUMO [MW]
ENERO 2015
TOTAL GENERACIÓN ALTA TENSIÓN
PERDIDAS
1.96%
2,019.71
2,019.71
2,019.71
TOTAL GENERACIÓN BAJA TENSIÓN
PERDIDAS
0.45%
2,028.84
2,028.84
2,028.84
[2/2]
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
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27 de 58
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REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
5.4 Precio de la Potencia de Punta
A continuación se presenta el Costo Marginal de Potencia correspondiente al año 2015, conforme a lo
establecido en la Resolución SIE 011-2013-MEM.
Tabla 19. Costo Marginal de Potencia de Punta en Palamara 138kV en el 2015 [RD$/kW-mes].
Ene
378.76
234.812
236.151
0.9943
44.23
44.14
377.38
COSTO MARGINAL DE POTENCIA UNIDADES
[RD$/kW-mes]
[RD$/US$]
[RD$/US$]
[RD$/kW-mes]
CMPPBRDic n-1
CPI Mes i-1
CPI Nov n-1
A = Min (CPI Mes i-1/CPI Nov n-1;1.02)
D Mes i-1
D Nov n-1
CMPPBRMes i
Feb
378.76
233.71
236.15
0.9897
44.58
44.14
378.56
Promedio
378.76
234.26
236.15
0.9920
44.40
44.14
377.97
El costo Marginal de potencia de punta es el precio al cual se valorizan las transacciones de potencia de
punta y es determinado según el artículo 278 del reglamento de la ley General de Electricidad. En el
siguiente gráfico se indican los valores mensuales del costo marginal de potencia de punta para el año
2015.
Costo Marginal de Potencia de Punta
380
RD$/kW-Mes
375
370
365
360
355
350
[RD$/kW-mes]
Ene
Feb
377.38
378.56
Figura 7. Costo Marginal de potencia de punta.
5.5 Valorización de las Transferencias de Potencia
Las siguientes tablas muestran la valorización de las transferencias de potencia de los Agentes del MEM,
que resulta de la potencia firme inyectada por sus unidades generadoras y sus contratos junto a la
potencia retirada destinada a los usuarios finales y a sus contratos.
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
28 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 20. Inyecciones de potencia de unidades generadoras y de contratos en el 2015 [Millones de RD$].
[Millone s de RD$]
Inye cción x Ge ne ración
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción x Ge ne ración
Inye cción x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción x Contrato
Inye cción Total
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Total
Ene
86.70
5.48
22.43
30.86
180.84
64.65
127.13
77.46
40.17
13.70
14.27
41.25
31.38
9.47
Fe b
85.8
0.5
22.4
30.8
182.3
64.8
126.9
77.1
40.4
13.5
14.5
41.4
30.9
9.5
172.5
6.0
44.8
61.7
363.1
129.5
254.0
154.6
80.5
27.2
28.7
82.6
62.3
19.0
15.80
761.6
22.7
763.4
38.5
1525.0
201.00
104.90
123.15
67.89
202.3
105.4
122.6
70.0
403.34
210.29
245.76
137.92
496.9
86.70
5.48
22.43
30.86
180.84
64.65
127.13
77.46
40.17
13.70
14.27
41.25
31.38
9.47
500.4
85.8
0.5
22.4
30.8
182.3
64.8
126.9
77.1
40.4
13.5
14.5
41.4
30.9
9.5
997.3
172.45
5.95
44.82
61.67
363.11
129.49
254.00
154.58
80.53
27.21
28.74
82.63
62.27
18.99
201.00
104.90
123.15
67.89
202.3
105.4
122.6
70.0
403.34
210.29
245.76
137.92
15.80
1,258.5
22.7
1,263.7
38.52
2,522.3
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
29 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 21. Retiros de potencia de usuarios finales y contratos en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTE
Inyección x Generación
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inyección x Generación
Inyección x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inyección x Contrato
Inyección Total
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inyección Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
Total
Feb
0.36
0.3
0.70
0.15
0.1
0.30
0.14
0.1
0.28
2.81
2.8
5.62
225.70
231.16
230.71
67.89
227.2
232.2
229.7
70.0
452.91
463.41
460.36
137.92
2.69
0.8
0.0
3.46
0.01
761.6
89.97
763.4
90.5
1,525.0
180.45
82.76
83.3
166.08
57.03
138.49
95.72
57.0
138.7
95.8
114.04
277.21
191.56
0.05
0.26
2.0
0.3
2.02
0.52
23.27
2.82
6.56
23.4
2.8
6.6
46.63
5.66
13.12
496.9
89.97
0.36
500.4
90.5
0.3
997.3
180.45
0.70
82.91
83.5
166.38
57.03
138.62
95.72
57.0
138.9
95.8
114.04
277.49
191.56
2.81
0.05
0.26
2.8
2.0
0.3
5.62
2.02
0.52
248.97
233.98
237.26
67.89
250.6
235.1
236.2
70.0
499.53
469.07
473.48
137.92
2.69
0.8
0.0
3.46
0.01
1,258.5
1,263.7
2,522.3
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
30 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 22. Transferencias de potencia en el Mercado Spot en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTE
Ventas al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Ventas al Mercado Spot
Compras al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Compras al Mercado Spot
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
Total
Feb
5.13
22.43
0.1
22.4
5.25
44.82
180.84
7.63
182.3
7.8
363.11
15.45
40.17
10.89
14.22
40.99
31.38
9.47
40.4
10.7
12.5
41.1
30.9
9.5
80.53
21.58
26.72
82.11
62.27
18.99
15.80
378.9
3.27
22.7
380.4
4.7
38.52
759.3
8.00
52.05
52.7
104.71
11.49
18.26
12.0
18.7
23.49
36.98
47.97
129.09
114.11
48.2
129.7
113.6
96.20
258.78
227.72
2.69
-
0.8
0.0
3.46
0.01
378.9
380.4
759.3
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
31 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 23. Resumen Transferencias de potencia en el MEM en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTE
Inyección x
Generación
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total [Millones de RD$]
Inyección x
Contrato
172.45
5.95
44.82
61.67
363.11
129.49
254.00
154.58
80.53
27.21
28.74
82.63
403.34
210.29
245.76
62.27
18.99
137.92
38.52
1,525.0
Inyección
Total
172.45
5.95
44.82
61.67
363.11
129.49
254.00
154.58
80.53
27.21
28.74
82.63
403.34
210.29
245.76
62.27
18.99
137.92
Retiro x
Consumo
Retiro x
Contrato
180.45
0.70
0.30
0.28
166.08
180.45
0.70
114.04
277.49
191.56
2.02
0.52
46.63
5.66
13.12
5.62
2.02
0.52
499.53
469.07
473.48
2,522.3
Neto Mercado Spot
8.00
5.25
44.82
104.71
363.11
15.45
23.49
36.98
80.53
21.58
26.72
82.11
96.20
258.78
227.72
62.27
18.99
137.92
137.92
3.46
0.01
3.46
0.01
38.52
997.3
Ventas al
Compras al
Mercado Spot Mercado Spot
166.38
114.04
277.21
191.56
5.62
452.91
463.41
460.36
Retiro Total
1,525.0
997.3
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
2,522.3
(8.00)
5.25
44.82
(104.71)
363.11
15.45
(23.49)
(36.98)
80.53
21.58
26.72
82.11
(96.20)
(258.78)
(227.72)
62.27
18.99
38.52
3.46
0.01
-
(3.46)
(0.01)
38.52
759.3
759.3
0.00
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
32 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
6 PEAJE DE TRANSMISIÓN
6.1 Peaje Mensual de Transmisión
A continuación se presenta el Peaje del Sistema de Transmisión correspondiente al 2015. El Peaje Total
se indexa mensualmente de conformidad a lo establecido en el Artículo 2 de la Resolución SIE-044-2014MEM de fecha del 30 de diciembre de 2014.
Tabla 24. Peaje de Transmisión en el 2015 según Resolución SIE-058-2013 [RD$].
PTb
CPI Mes i-1
CPI base
A = Min(CPI Mes i-1/CPI Nov n-1; 1.02)
D Mes i-1
PT 2015
Ene
US$
10,246,322.00
234.81
234.81
1.00
[RD$/US$]
44.29
RD$
453,845,463.51
Feb
10,246,322
233.71
234.81
0.995
44.71
Promedio
10,246,322
234.26
234.81
0.9976
44.50
455,947,027.78 454,896,245.65
6.2 Derecho de Conexión Unitario Provisional
Tabla 25. Peaje de Transmisión y Derecho de Conexión Unitario provisional en el 2015 [RD$/kW-mes].
DERECHO DE USO ENERGÍA
[MMRD$]
DERECHO DE USO POTENCIA
[MMRD$]
DERECHO DE CONEXIÓN
[MMRD$]
DERECHO DE USO ENERGÍA
[%]
DERECHO DE USO POTENCIA
[%]
DERECHO DE CONEXIÓN
[%]
DEMANDA DE POTENCIA DE PUNTA
[MW]
DEMANDA DE METALDOM
[MW]
DEMANDA NETA
POTENCIA FIRME
[MW]
[RD$/kWmes]
[MW]
PAGO POR DERECHO DE CONEXIÓN
[MMRD$]
TRANSFERENCIA POR DERECHO DE CONEXIÓN (ETED)
[MMRD$]
DERECHO DE CONEXIÓN UNITARIO
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
Ene
41.8
15.8
396.2
9.2%
3.5%
87.3%
1,980.1
7.4
1,972.8
Feb
36.1
22.7
397.1
7.9%
5.0%
87.1%
1,980.1
7.4
1,972.8
200.86
2,019.8
404.2
8.0
201.31
2,019.5
405.1
7.9
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
Total
77.89
38.52
793.38
8.6%
4.2%
87.2%
1,980.13
7.36
1,972.76
201.08
2,019.66
809.28
15.90
33 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
6.3 Pagos del Derecho de Conexión Provisional
La siguiente tabla muestra los pagos de los generadores al Propietario del Sistema de Transmisión
durante el 2015, considerando las inyecciones de potencia firme preliminar y el derecho de conexión
unitario.
Tabla 26. Pagos por Derecho de Conexión provisional en el 2015 [Millones de RD$].
PAGO x DC [Millone s de RD$]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
EGEHID
ETED
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
Total
MES
Total
Ene
47.01
2.88
11.79
16.28
Fe b
46.4
0.2
11.7
16.2
101.39
105.9
207.24
34.24
69.63
41.05
21.78
5.74
7.55
21.75
18.16
4.97
34.3
69.5
40.8
21.8
5.6
7.6
21.8
18.1
5.0
68.53
139.13
81.88
43.61
11.36
15.19
43.54
36.28
9.95
404.2
405.1
93.42
3.13
23.50
32.52
809.3
A continuación se muestra el evolutivo del derecho de conexión durante el año 2015. El Peaje de
Transmisión es recaudado mensualmente a través del Derecho de Uso y el Derecho de Conexión. En el
caso puntual de las empresas de generación, estas serán responsables de recaudar el Derecho de
Conexión de sus clientes.
Derecho de Conexión
210.00
208.00
RD$/kW-Mes
206.00
204.00
202.00
200.00
198.00
196.00
[RD$/kW-mes]
Ene
Feb
200.86
201.31
Figura 8. Derecho de conexión.
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
34 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
6.4 Transferencias del Derecho de Conexión Provisional
Tabla 27. Inyecciones de derecho conexión de unidades generadoras y contratos en el 2015 [Millones de RD$].
[Millone s de RD$]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
Inye cción x Ge ne ración
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción x Ge ne ración
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
Inye cción x Contrato
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
Inye cción Total
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Inye cción Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
47.01
2.88
11.79
16.28
101.39
34.24
69.63
41.05
21.78
7.22
7.55
21.75
18.16
4.97
405.7
102.44
54.83
65.68
35.56
-
Fe b
46.4
0.2
11.7
16.2
105.9
34.3
69.5
40.8
21.8
7.1
7.6
21.8
18.1
5.0
406.6
Total
93.42
3.13
23.50
32.52
207.24
68.53
139.13
81.88
43.61
14.32
15.19
43.54
36.28
9.95
812.2
102.7
55.0
65.8
205.11
109.79
131.51
35.56
36.7
36.65
258.5
47.01
2.88
11.79
16.28
101.39
34.24
69.63
41.05
21.78
7.22
7.55
21.75
18.16
4.97
260.1
46.4
0.2
11.7
16.2
105.9
34.3
69.5
40.8
21.8
7.1
7.6
21.8
18.1
5.0
102.44
54.83
65.68
35.56
102.7
55.0
65.8
0.0
205.11
109.79
131.51
35.56
36.7
36.65
664.2
666.7
518.6
93.4
3.13
23.50
32.52
207.24
68.53
139.13
81.88
43.61
14.32
15.19
43.54
36.28
9.95
1330.9
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
35 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 28. Retiros de derecho de conexión de usuarios finales y contratos en el 2015 [Millones de RD$].
[Millone s de RD$]
AGENTE
Re tiro x Cons umo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Re tiro x Cons umo
Re tiro x Contrato
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Re tiro x Contrato
Re tiro Total
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Re tiro Total
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
Fe b
0.19
0.2
0.37
0.08
0.1
0.16
0.07
0.1
0.15
1.48
1.5
2.96
115.03
120.84
123.07
35.56
115.3
121.1
123.3
0.0
230.31
241.95
246.41
35.56
Total
1.42
7.97
405.7
46.22
0.4
36.7
7.9
406.6
46.32
1.83
36.65
15.90
812.2
92.54
42.18
42.28
84.46
30.13
72.51
50.21
30.20
72.67
50.33
60.33
145.18
100.54
0.02
0.14
1.04
0.14
1.06
0.28
12.15
1.47
3.47
12.18
1.47
3.48
24.32
2.94
6.95
258.5
46.2
0.2
260.1
46.3
0.2
518.6
92.5
0.37
42.3
42.4
84.61
30.1
72.6
50.2
30.2
72.7
50.3
60.33
145.33
100.54
1.5
0.0
0.1
1.5
1.0
0.1
2.96
1.06
0.28
127.2
122.3
126.5
35.6
127.5
122.6
126.8
0.0
254.64
244.89
253.37
35.56
1.4
0.0
8.0
664.2
0.4
36.7
7.9
666.7
1.83
36.65
15.90
1,330.9
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
36 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 29. Transferencias de derecho de conexión en el Mercado Spot en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Ventas al Mercado Spot SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Ventas al Mercado Spot
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
Compras al Mercado Spot SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total Compras al Mercado Spot
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
0.80
2.70
11.79
Feb
0.1
0.1
11.7
101.39
4.11
105.9
4.1
207.24
8.20
21.78
5.74
7.52
21.60
18.16
4.97
21.8
5.6
6.6
21.7
18.1
5.0
43.61
11.36
14.13
43.26
36.28
9.95
200.5
200.6
Total
0.88
2.76
23.50
401.2
25.98
26.1
52.10
2.95
9.17
3.2
9.5
6.20
18.66
24.74
67.47
60.86
24.8
67.6
61.0
49.53
135.10
121.86
1.42
0.4
1.83
7.97
200.5
7.9
200.6
15.90
401.2
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
37 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 30. Transferencias de derecho de conexión en el MEM en el 2015 [Millones de RD$].
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
FALCONDO
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
UNR
DURALON
DOS RÍOS ENTERPRISES
SAN FELIPE
ETED
Total [Millones de RD$]
Inyección x Generación Inyección x Contrato Inyección Total Retiro x Consumo Retiro x Contrato Retiro Total Ventas al Mercado Spot Compras al Mercado Spot
93.42
3.13
23.50
32.52
207.24
68.53
139.13
81.88
43.61
14.32
15.19
43.54
36.28
9.95
812.2
93.42
3.13
23.50
32.52
207.24
68.53
139.13
81.88
43.61
14.32
15.19
43.54
36.28
9.95
0.16
0.15
92.54
0.37
84.46
84.61
60.33
145.18
100.54
60.33
145.33
100.54
1.06
0.28
2.96
1.06
0.28
2.96
205.11
109.79
131.51
35.56
205.11
109.79
131.51
35.56
230.31
241.95
246.41
35.56
36.65
36.65
1.83
36.65
15.90
518.6
1,330.9
812.2
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
92.54
0.37
24.32
2.94
6.95
518.6
0.88
2.76
23.50
52.10
207.24
8.20
6.20
18.66
43.61
11.36
14.13
43.26
36.28
9.95
254.64
244.89
253.37
35.56
49.53
135.10
121.86
0.00
1.83
36.65
15.90
1.83
1,330.9
15.90
401.2
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
401.2
38 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
7 SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA
A continuación se presentan los saldos por compensación del servicio de regulación de frecuencia
detallados por agentes, correspondientes al 2015, considerando la Resolución SIE 057-2013-MEM.
Tabla 31. Compensación por participar en el servicio de regulación de frecuencia en e l 2015 [Millones de RD$].
[Millone s de RD$]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RPF Comple me nto
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RPF Comple me nto
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RPF Ince ntivo
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RPF Ince ntivo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RSF Comple me nto
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RSF Comple me nto
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RSF Ince ntivo
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RSF Ince ntivo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
Ge ne ración Forzada
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total Ge ne ración Forzada
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
Se rvicio RF
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total Se rvicio RF
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Total
Ene
16.44
Fe b
0.0
1.56
22.20
25.63
5.62
16.04
4.22
1.38
1.7
14.8
22.6
3.8
11.3
2.2
0.9
3.22
36.96
48.19
9.37
27.33
6.46
2.26
3.95
2.17
3.7
2.4
7.64
4.55
99.2
2.37
0.36
0.33
3.89
2.16
1.55
3.75
1.00
0.34
63.2
0.0
0.6
0.4
3.1
2.1
1.4
3.4
1.0
0.3
162.4
2.37
0.94
0.77
7.03
4.22
2.93
7.17
1.95
0.59
0.98
0.62
17.4
20.16
0.9
0.7
0.0
13.9
0.0
1.93
1.34
31.2
20.16
20.91
13.4
34.34
1.89
2.4
4.30
30.02
15.2
45.26
73.0
2.87
31.1
0.0
3.57
0.25
0.43
2.9
0.4
0.9
6.43
0.68
1.37
7.03
6.3
13.30
14.2
10.5
16.44
104.1
2.9
24.6
-
0.6
0.62
-
21.4
21.37
-
1.7
1.67
41.84
0.36
1.90
50.56
28.04
9.49
19.79
42.27
1.72
23.7
0.0
1.2
2.1
34.2
25.0
29.9
14.7
26.4
1.1
23.7
41.84
1.56
3.98
84.76
53.09
39.34
34.50
68.64
2.85
4.93
2.78
4.6
3.1
9.57
5.89
203.7
142.3
346.0
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
39 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
A continuación se presenta el resumen de la compensación por regulación de frecuencia para Febrero 2015, donde están segregados los
montos compensados por regulación primaria, segundaria y regulación forzada.
compensación Regulación de Frecuencia Febrero 2015
30.00
MM RD$
25.00
20.00
15.00
10.00
5.00
-
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
LAESA
METALDOM
PVDC
SEABOARD
COMPENSACION RPF
-
0.58
2.09
17.90
24.62
5.13
14.71
3.19
1.13
3.10
4.63
COMPENSACION RSF
-
-
-
16.29
0.42
3.35
-
21.51
-
-
-
COMPENSACION REGULACION FORZADA
-
0.62
-
-
-
21.37
-
1.67
-
-
-
Figura 9. Compensación Regulación de Frecuencia.
Costo Promedio Frecuencia
La siguiente gráfica muestra el evolutivo del costo promedio de frecuencia, El
mismo se determina a partir de cargo total de regulación de frecuencia sobre
las inyecciones física.
350.00
300.00
Costo Promedio Frecuencia =
Total Cargo RF (RD$)
Inyecciones Físicas (MWh)
[RD$/MWh]
250.00
200.00
150.00
100.00
50.00
Costo Promedio Frecuencia
Ene
Feb
187.19
142.89
Figura 10. Costo promedio de frecuencia.
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
40 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 32. Transacciones por el Servicio de Regulación de Frecuencia en el 2015 [Millones de RD$].
[Millone s de RD$]
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RPF Comple me nto
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RPF Comple me nto
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RPF Ince ntivo
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RPF Ince ntivo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RSF Comple me nto
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RSF Comple me nto
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
RSF Ince ntivo
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total RSF Ince ntivo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
Ge ne ración Forzada
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total Ge ne ración Forzada
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
Se rvicio RF
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
PVDC
LOS ORIGENES
Total Se rvicio RF
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Total
Ene
16.44
Fe b
0.0
1.56
22.20
25.63
5.62
16.04
4.22
1.38
1.7
14.8
22.6
3.8
11.3
2.2
0.9
3.22
36.96
48.19
9.37
27.33
6.46
2.26
3.95
2.17
3.7
2.4
7.64
4.55
99.2
2.37
0.36
0.33
3.89
2.16
1.55
3.75
1.00
0.34
63.2
0.0
0.6
0.4
3.1
2.1
1.4
3.4
1.0
0.3
162.4
2.37
0.94
0.77
7.03
4.22
2.93
7.17
1.95
0.59
0.98
0.62
17.4
20.16
0.9
0.7
0.0
13.9
0.0
1.93
1.34
31.2
20.16
20.91
13.4
34.34
16.44
1.89
2.4
4.30
30.02
15.2
45.26
73.0
2.87
31.1
0.0
3.57
0.25
0.43
2.9
0.4
0.9
6.43
0.68
1.37
7.03
6.3
13.30
14.2
10.5
104.1
2.9
24.6
-
0.6
0.62
-
21.4
21.37
-
1.7
1.67
41.84
0.36
1.90
50.56
28.04
9.49
19.79
42.27
1.72
23.7
0.0
1.2
2.1
34.2
25.0
29.9
14.7
26.4
1.1
23.7
41.84
1.56
3.98
84.76
53.09
39.34
34.50
68.64
2.85
4.93
2.78
4.6
3.1
9.57
5.89
203.7
142.3
346.0
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
41 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
8 COMPENSACIÓN POR DESPACHO FORZADO SEGÚN RESOLUCIÓN SIE-047-2014-MEM
Las siguientes tablas presentan las centrales y los montos resultantes de la compensación por despacho
forzado de máquinas generadoras, cuyos costos de operación sean superiores al costo marginal tope, y
los saldos por compensación del servicio durante el 2015, conforme a lo indicado en la Resolución SIE047-2014-MEM.
Tabla 33. Compensaciones a unidades generadoras por Resolución SIE-047-2014 en el 2015 [Millones de RD$].
[Millone s de RD$]
UNIDAD
AES ANDRES
CENTRAL RIO SAN JUAN
CESPM 1
CESPM 2
CESPM 3
SAN FELIPE
CEPP
CEPP 1
CEPP 2
DPP
LOS MINA 5
LOS MINA 6
EGEHID
MAGUEYAL
GPLV
LA VEGA
PALAMARA
HAINA
BARAHONA CARBON
HAINA 1
HAINA 2
HAINA 4
HAINA TG
PUERTO PLATA 1
PUERTO PLATA 2
QUISQUEYA 2
SAN PEDRO VAPOR
SULTANA DEL ESTE
ITABO
ITABO 1
ITABO 2
SAN LORENZO 1
LAESA
PIMENTEL - T1
PIMENTEL - T2
PIMENTEL - T3
LOS ORIGENES LOS ORIGENES
METALDOM
METALDOM
MONTE RIO
BERSAL
INCA D L01
PVDC
AUTOPRODUCTOR PVDC
MONTE RIO
ESTRELLA DEL MAR 2
SEABOARD
Total
AGENTE
AES ANDRES
CDEEE
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
Fe b
Total
2.7775
10.988
22.261
35.732
1.2041
95.575
78.366
92.251
3.9816
106.563
100.627
127.983
0.0227
0.0587
0.0000
-
0.0227
0.0587
0.0037
0.0020
0.0172
0.5042
0.0210
0.5062
140.445
59.0069
199.452
-
0.0122
0.0122
0.0001
0.0001
0.0006
0.3246
0.2510
0.0903
0.3247
0.2511
0.0909
0.0101
0.0065
0.0212
0.0038
0.0017
0.0212
0.0139
0.0082
0.0674
0.0300
0.0974
212.4
327.7
540.0
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
42 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 34. Efecto del Costo Marginal Tope en las transacciones de energía en el 2015 [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTES
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
Beneficio por CMgMáx
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Total Beneficio por CMgMáx
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
Beneficio por CVDMáx
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Total Beneficio por CVDMáx
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Total
Ene
116.22
0.22
0.00
0.50
0.58
2.60
7.35
Feb
258.1
0.0
0.0
0.1
0.5
0.5
13.4
33.6
0.00
0.12
0.01
81.70
233.68
232.28
0.2
0.1
0.0
0.0
90.3
281.1
289.1
0.20
0.14
0.14
0.01
171.98
514.74
521.41
6.84
682.1
190.73
0.11
0.00
0.44
0.65
0.51
1.86
0.00
2.0
968.9
46.4
0.0
0.0
0.0
0.3
0.0
2.3
8.7
0.0
8.87
1651.0
237.2
0.11
0.00
0.46
0.90
0.03
2.81
10.51
0.00
374.29
0.22
0.01
0.61
1.08
0.45
15.96
40.93
0.00
0.24
0.14
0.0
0.0
0.0
0.01
0.24
0.14
81.92
232.43
238.30
16.3
50.7
51.8
98.22
283.16
290.11
7.20
754.5
0.1
176.7
7.33
931.2
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
43 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Tabla 35. Transacciones Económicas provenientes de la Resolución SIE-047-2014-MEM [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTES
Cargo
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
PVDC
SEABOARD
LOS ORIGENES
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Total Cargo
MES
Ene
36.59
0.07
0.01
0.10
40.84
63.27
68.36
0.11
0.01
0.92
0.29
0.00
0.02
0.02
0.04
0.03
Feb
58.2
0.0
0.0
0.1
61.4
93.2
102.1
0.2
0.1
3.8
7.0
0.0
0.0
0.6
0.2
0.1
0.0
0.02
1.68
212.4
0.0
0.6
327.7
Total
94.84
0.10
0.03
0.16
102.21
156.50
170.45
0.29
0.14
4.69
7.34
0.01
0.02
0.58
0.17
0.12
0.04
0.06
2.29
540.0
[1/2]
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
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44 de 58
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
[Millones de RD$]
AGENTES
Saldo Neto Acreedor
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
LOS ORIGENES
PVDC
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Total Saldo Neto Acreedor
Saldo Neto Deudor
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
SEABOARD
LOS ORIGENES
PVDC
DURALON
SAN FELIPE
DOS RÍOS ENTERPRISES
Total Saldo Neto Deudor
MES
Total
Ene
Feb
71.69
0.07
267.4
0.0
339.05
0.07
139.52
0.4
55.2
0.39
194.77
-
0.7
0.66
0.05
0.0
0.05
211.3
(36.59)
323.7
-58.2
535.0
(94.84)
(0.10)
(40.84)
(63.27)
(68.36)
(0.11)
0.0
-0.1
-61.4
-93.2
-102.1
-0.2
(0.02)
(0.16)
(102.21)
(156.50)
(170.45)
(0.29)
(0.29)
(0.00)
(0.01)
(0.04)
(0.03)
-
-7.0
0.0
0.0
-0.6
-0.1
0.0
-0.1
(7.34)
(0.00)
(0.00)
(0.56)
(0.12)
(0.04)
(0.13)
(0.02)
0.0
(1.68)
-0.6
-211.3
-323.7
(0.06)
(2.29)
-535.0
[2/2]
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
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9 COMPENSACIÓN POR DESVÍO SEGÚN RESOLUCIÓN SIE 374-2012, SIE-018-2013-MEM Y SIE
041-2013-MEM.
Las siguientes tablas presentan las centrales y los montos resultantes de la compensación por
desviaciones del programa diario de operación. Para el cálculo de estas compensaciones se han
considerado las disposiciones contenidas en la Resolución SIE-041-2013-MEM de la Superintendencia de
Electricidad, emitida en fecha 30/09/2013.
A continuación se detallan cargos y saldos por compensación de desvío durante el 2015.
Tabla 36. Cargos por Agentes Compensación por Desvío [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTES
Cargos Generadores
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
DURALON
DOS RIOS ENTERPRISES
Total Cargos Generadores
Cargos Distribuidoras
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
DURALON
DOS RIOS ENTERPRISES
Total Cargos Distribuidoras
MES
Ene
Feb
1.17
0.13
0.18
0.09
0.22
0.43
0.66
0.17
0.02
-
0.2
0.1
0.1
0.2
0.1
0.5
0.8
0.6
0.1
0.1
0.1
1.39
0.23
0.12
0.36
0.16
0.71
1.27
1.24
0.24
0.09
0.08
0.25
0.1
0.36
3.3
2.9
6.3
1.64
0.12
0.15
1.2
0.1
0.9
2.9
0.2
1.1
1.9
2.3
4.2
Total
[1/2]
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[Millones de RD$]
AGENTES
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
Cargos UNR y Otros Agentes METALDOM
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
DURALON
DOS RIOS ENTERPRISES
Total Cargos UNR y Otros Agentes
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EGEHID
GPLV
HAINA
ITABO
LAESA
METALDOM
Cargos
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
DURALON
DOS RIOS ENTERPRISES
Total Cargos
MES
Ene
Feb
0.07
0.1
0.20
1.29
0.8
2.13
1.4
1.0
2.3
1.17
0.13
0.18
0.09
0.29
0.43
0.66
0.17
0.02
-
0.2
0.1
0.1
0.2
0.1
0.6
0.8
0.6
0.1
0.1
0.1
1.39
0.23
0.12
0.36
0.16
0.91
1.27
1.24
0.24
0.09
0.08
0.25
2.93
0.12
0.15
0.1
2.1
0.1
0.9
0.36
5.01
0.24
1.10
6.6
6.2
12.8
Total
[2/2]
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El siguiente gráfico muestra el desglose de los cargos asociados a
los generadores en la compensación por desvío para el mes de
Febrero-2015
Figura 11. Cargo a los generadores Compensación por Desvío Febrero 2015.
Compensacion Desvio Cargo a Generadores Febrero 2015
PVDC
3%
SEABOARD
4%
MONTE RIO
2%
METALDOM
2%
CEPP
4%
CDEEE
7%
Figura 12. Cargo a las distribuidoras Compensación por Desvío Febrero 2015.
Compensacion Desvio Cargo a Distribuidora Febrero 2015
DPP
4%
EGEHID
6%
GPLV
2%
LAESA
20%
A continuación se muestra de manera porcentual los cargos
asociados a las Empresas Distribuidoras en la compensación
de Desvío para Febrero 2015.
HAINA
17%
EDESUR
41%
EDEESTE
54%
EDENORTE
5%
ITABO
29%
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Tabla 37. Saldos por Agentes Compensación por Desvío [Millones de RD$].
[Millones de RD$]
AGENTES
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
EGEHID
GPLV
Saldo Acreedor Compensaciones
HAINA
por Desvío
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
DURALON
DOS RIOS ENTERPRISES
Total Saldo Acreedor Compensaciones por Desvío
AES ANDRES
CDEEE
CEPP
DPP
EDEESTE
EDENORTE
EDESUR
EGEHID
GPLV
Saldo Deudor Compensaciones
HAINA
por Desvío
ITABO
LAESA
METALDOM
MONTE RIO
PVDC
LOS ORIGENES
SEABOARD
DURALON
DOS RIOS ENTERPRISES
Total Saldo Deudor Compensaciones por Desvío
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
MES
Ene
1.15
Feb
1.1
1.87
1.99
1.7
1.0
3.54
3.01
5.0
3.8
8.8
(1.17)
(0.13)
(1.65)
-0.2
-0.1
-0.1
-0.9
(1.39)
(0.23)
(0.12)
(2.54)
(0.18)
(0.09)
(0.29)
(0.42)
(0.66)
(0.17)
(0.02)
-
-0.2
-0.1
-0.6
-0.7
-0.6
-0.1
-0.1
-0.1
(0.36)
(0.16)
(0.91)
(1.13)
(1.24)
(0.24)
(0.08)
(0.08)
(0.25)
-0.1
(0.35)
-5.0
-3.8
-8.8
Total
2.27
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49 de 58
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10 RESUMEN DE LAS TRANSACCIONES DEL MEM EN EL 2015
Tabla 38. Resumen de las Transacciones Económicas del MEM en el 2015 [MMRD$] y [MMUS$] 7.
[Millone s de RD$]
Ene rgía
Pote ncia
Pago DC
Transfe re ncia DC
Fre cue ncia
Compe nsación SIE 047-2014-MEM
Compe nsación SIE 041-2013-MEM
Total
Ene
1,946.48
378.95
404.21
200.55
98.69
211.34
5.02
3,245.2
Fe b
1,883.99
380.40
405.08
200.62
64.65
323.67
3.81
3,262.2
Total
3,830.47
58.86%
759.35
11.67%
809.28
12.44%
401.17
6.16%
163.34
2.51%
535.00
8.22%
8.83
0.14%
6,507.4
100%
[RD$/US$]
Ene
Fe b
Prome dio
44.7090
44.8745
44.79
Tasa de Cambio prome dio
*Tasa de Cambio Promedio Ponderada para la Venta de Divisas de los Agentes de Cambio, publicada por el
[Millone s de US$]
Ene rgía
Pote ncia
Pago DC
Transfe re ncia DC
Fre cue ncia
Compe nsación SIE 047-2014-MEM
Compe nsación 041-2013-MEM
Total
Ene
43.54
8.48
9.04
4.49
2.21
4.73
0.11
72.59
Fe b
41.98
8.48
9.03
4.47
1.44
7.21
0.08
72.7
Total
85.52
16.95
18.07
8.96
3.65
11.94
0.20
145.3
7
Las cifras en dólares de los Estados Unidos de América se estiman a partir de las cifras en pesos dominicanos divididas por la tasa de cambio promedio del mes
correspondiente. La tasa de cambio se ha seleccionado para que corresponda con la especificada en la Resolución SIE 055-2013-MEM, al considerar la misma que publica el
Banco Central de la República Dominicana como un promedio ponderado para la venta de divisas de los Agentes de Cambio, obtenida el día martes anterior a la vigencia de la
programación semanal correspondiente.
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50 de 58
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REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
11 COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGÍA
El siguiente gráfico muestra el comportamiento de los costos marginales de energía del sistema principal en la barra de referencia Palamara
138kV correspondiente al 2015. Estos cálculos consideran la aplicación del Costo Marginal Tope en Barra de Referencia establecido en la
Resolución SIE 055-2013-MEM.
6,000
5,000
[RD$/MWh]
4,000
3,000
2,000
1,000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2015
Barra de Referencia Palamara 138 kv
CmgMax
Figura 13. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía [RD$/MWh].
A continuación se muestran los costos marginales de energía promedios calculados para el sistema principal durante el 2015. Adicionalmente,
se muestran los costos marginales de energía promedios para las horas de pico (Bloque 1: horas 20 a 24), horas de llano (Bloque 2: horas 7 a
19) y horas de valle (Bloque 3: horas 1 a 6).
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
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Tabla 39. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por Bloques Horarios [RD$/MWh].
Costos Marginales por Bloques
Bloque I (Pico)
RD$/MWh
Bloque II (llano)
RD$/MWh
Bloque III(valle)
RD$/MWh
Promedio
RD$/MWh
ENE 2015
5,009.92
4,862.40
4,165.29
4,718.86
FEB 2015
4,546.86
4,402.79
3,848.55
4,294.25
10000
9000
8000
[RD$/MWh]
7000
6000
5000
4000
3000
2000
Años
Horas 20 a 24
Horas 07 a 19
Horas 01 a 06
Promedio
Figura 14. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía 2001 - 2015 [RD$/MWh].
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52 de 58
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
0
2001
1000
ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
11.1 Indexación Costo Marginal Tope
Los Costos Marginales de Corto Plazo de Energía se utilizan para valorizar las transferencias de energía
entre Agentes del MEM, y para el año 2015 fueron acotados a un valor tope establecido por la
Superintendencia de Electricidad, mediante la Resolución SIE 046-2014-MEM de fecha 30 de diciembre
del 2014.
La indexación del Costo Marginal Tope para el 2015 se muestra en la siguiente tabla.
Tabla 40. Costo Marginal Tope en el 2015 [US$/MWh].
COSTO MARGINAL TOPE 2015
Costo Marginal Tope Base
CPI Mar 2001
CPI Mes i-2
A = CPI Mes i-2/CPI Mar 2001
Precio Fuel Oil N°6 - Base
Precio Fuel Oil N°6 - Promedio
Aporte CPI
Aporte Precio Fuel Oil N°6
COSTO MARGINAL Tope
Variación CMgTope (respecto mes anterior)
Variación CMgtope (respecto de enero)
[US$/MWh]
[US$/barril]
[US$/barril]
[US$/MWh]
[US$/MWh]
[US$/MWh]
%
%
Ene
56.38
176.20
236.15
1.34
17.00
48.88
30.22
97.25
127.47
-19.2%
0.0%
Feb
Promedio
56.38
56.38
176.20
176.20
234.81
235.48
1.33
1.3364
17.00
17.00
38.49
43.68
30.05
30.14
76.58
86.91
106.63
117.05
-16.3% -17.8%
-16.3%
-8.2%
11.2 Tasa de Cambio usada para llevar el Costo Marginal Máximo a Pesos Dominicanos.
A continuación se presenta la tasa de cambio utilizada para llevar el Costo Marginal Tope a Pesos
Dominicanos, según lo establece el Artículo 1 de la Resolución SIE 046-2014-MEM. Esta misma tasa de
cambio fue utilizada para realizar una estimación de las Transacciones Económicas en dólares
estadounidenses.
47.5
TASA DE CAMBIO
45.5
43.5
41.5
39.5
37.5
35.5
33.5
INFORME MENSUAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS FEBRERO 2015
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53 de 58
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REPÚBLICA DOMINICANA, INC.
Figura 15. Tasa de Cambio del 2015 [RD$/US$].
11.3 Comparación Costo Marginal Tope en RD$/MWh y en US$/MWh
En el siguiente gráfico se muestra una comparación del Costo Marginal Tope de Energía definido
mediante la Resolución SIE 046-2014-MEM RD$/MWh y la estimación en US$/MWh, utilizando la tasa
de cambio utilizada en la figura 3.
COSTO MARGINAL TOPE
RES. SIE-046-2014-MEM
150.0
6,000
5,000
100.0
4,000
3,000
50.0
2,000
1,000
0.0
0
MES
CMET [US$/MWh]
CMET [RD$/MWh]
Figura 16. Comparación Costo Marginal Tope en [US$/MWh] y [RD$/MWh].
11.4 Comparación Costo Marginal Tope Versus Costo Marginal sin Aplicar La Resolución SIE 046-2014MEM.
En los siguientes gráficos se muestra una comparación del Costo Marginal Tope de Energía calculado
considerando la Resolución SIE 046-2014-MEM, y el Costo Marginal de Energía que resultaría sin la
aplicación de la misma.
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COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGIA 2015 [US$/MWh]
350.0
300.0
250.0
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0
MES
CMG sin Tope
CMG con Tope
Figura 17. Comparación Costo Marginal de Corto Plazo de Energía en [RD$/MWh].
En la tabla siguiente se registran las horas en las que se verifican estas relaciones:
•
CMgT < CMgTope. Reúne las horas en que el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía es inferior al
Costo Marginal Tope que establece la Resolución SIE 046-2014-MEM.
•
Desabastecimiento. Reúne las horas en que el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y el Costo
Marginal de Corto Plazo de Energía Preliminar corresponden al Costo de Desabastecimiento
establecido en la Resolución SIE 046-2014-MEM.
•
CMgP > CMgTope. Reúne las horas en que el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Preliminar
excede el Costo Marginal Tope y el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía está acotado al Costo
Marginal Tope que establece la Resolución SIE 046-2014-MEM.
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Tabla 41. Horas con Costo Marginal Mayor o igual al Tope durante el año 2015.
MES
Data
# HORAS
% HORAS
CMgMÁX
CMgT < CMgTope
Desabastecimiento
CMgP > CMgTope
CMgT < CMgTope
Desabastecimiento
CMgP > CMgTope
Total # HORAS
Total % HORAS
01
397
112
235
53%
15%
32%
744
100%
02 Grand Total
241
638
41
153
390
625
36%
45%
6%
11%
58%
44%
672
1416
100%
100%
Nota: CMg Tope en desabastecimiento muestra las horas completas en la que el sistema se encuentra en desabastecimiento.
11.5 Subsistemas durante el Año 2015.
A continuación se muestran los subsistemas que ocurrieron durante el 2015, y la cantidad de horas que
se presentaron para cada mes.
Tabla 42. Desacoplamientos y Subsistemas observados en el año 2015 con efecto en las transacciones económicas.
MES
Data
SUBSISTEMA
Promedio CMg [US$/MWh]
Palamara 138 [kV]
105.8
95.7
101.0
Promedio CMg [RD$/MWh]
Palamara 138 [kV]
4,719
4,294
4,517
Número de Horas
Palamara 138 [kV]
744
672
1416
Pocentaje de Horas
Palamara 138 [kV]
100.0%
100.0%
100.00%
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2015-01
2015-02
Grand Total
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12 INDICADORES DEL MEM
A continuación se muestran algunos indicadores del MEM, relacionados con cantidades, precios y
costos, y transacciones económicas de energía y potencia.
Tabla 43. Indicadores del MEM
CANTIDADES
AÑO 2015
CONCEPTO
UNIDADES
VARIACIÓN
ENERO
FEBRERO
%
INDICADOR
Generación
GWh
1,088.25
996.01
-8.48%
Retiros
GWh
1,069.75
982.22
-8.18%
Pérdidas Transmisión
GWh
18.50
13.79
-25.46%
Horas Desabastacimiento
Horas
139.75
68.15
-51.23%
↓
↓
↓
↓
MW
1,804.37
1,817.80
0.74%
↑
Demanda Máxima Mensual Horaria Real
(Inyecciones Netas en AT)
[1/3]
PRECIOS Y COSTOS
AÑO 2015
CONCEPTO
UNIDADES
VARIACIÓN
ENERO
FEBRERO
%
INDICADOR
[US$/MWh]
127.47
106.63
-16.35%
RD$/MWh
4,718.86
4,294.25
-9.00%
↓
↓
CMG Potencia
[RD$/kW-mes]
377.38
378.56
0.31%
↑
Derecho Conexión Unitario
[RD$/kW-mes]
200.86
201.31
0.23%
↑
Costo Promedio Frecuencia
[RD$/MWh]
187.19
142.89
-23.67%
↓
Costo Marginal Tope de Energía
Costo Marginal de Energía Promedio
[2/3]
CONCEPTO
TRANSACCIONES ECONÓMICAS
AÑO 2015
MERCADO
ENERO
FEBRERO
VARIACIÓN
%
INDICADOR
403
439
9.01%
1,946.5
1,884.0
-3.21%
↑
↓
790.6
727.3
-8.00%
↓
3,856
3,221
-16.5%
↓
Spot
40
39
-0.61%
Contrato
497
500
0.7%
↓
↑
Spot
Energía
Contrato
Potencia
[3/3]
En la tabla de precios y Costos se incluyen indicadores de costos para facilitar el análisis en las
compensaciones por regulación de frecuencia y en las compensaciones por despacho forzado.
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En las compensaciones por regulación de frecuencia, el indicador es un costo promedio que se carga al
generador y se determina a partir de la siguiente relación:
Costo Promedio Frecuencia =
Total Cargo RF (RD$)
Inyecciones Físicas (MWh)
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•
FORMULARIOS DE ADMINISTRACIÓN DE CONTRACTO DEL MEM (FAC).
La siguiente tabla muestra los UNR’s que cambiaron de agente suministrador para el mes de
Febrero 2015.
FM-CO-##-AAAA
FM-CO-07-2015
AGENTE
VENDEDOR
ANT.
Mercado Spot
AGENTE COMPRADOR
AGENTE
VENDEDOR ACTUAL
FECHA INICIO
DOS RIOS
MONTE RIO
09-Feb-15

El UNR ZF DOS RIOS participó en el mercado spot hasta el 08-Feb-15 a las 23:59.
•
COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO DE ENERGIA ACTIVA.
Para Febrero del 2015, el promedio del costo marginal de corto plazo de energía activa referido
a la barra de referencia ascendió a 10.00 cUS$/kWh. La tasa utilizada para convertir el costo
marginal en dólares corresponde a la publicada por el Banco Central de República Dominicana
para venta de efectivo de los Agentes de Cambio de Febrero-15 (RD$/US$ 44.7090).
•
HABILITACIÓN SERVICIO REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA.
Como resultado de las visitas realizadas a distintas centrales del SENI para la habilitación
de la regulación primaria de frecuencia, se logró evidenciar cuales centrales responden
adecuadamente a las variaciones de frecuencia. A continuación se presenta las centrales
que quedaron rehabilitadas para prestar el servicio de regulación primaria con sus
márgenes correspondientes.
Agente
HAINA
CEPP
CEPP
HAINA
Central
SULTANA DEL ESTE
CEPP I
CEPP II
HAINA TG
Prueba exitosa MRPF (MW)
Sí
1.3
Sí
0.5
Sí
0.5
Sí
5.3
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Mes
FEBRERO
FEBRERO
FEBRERO
FEBRERO
Año
2015
2015
2015
2015
Informe
OC-GO-14-RRPFSEST1502-150202-V0
OC-GO-14-RRPFCEP11502-150203-V0
OC-GO-14-RRPFCEP21502-150203-V0
OC-GO-14-HRPFHG1502-150209-V0
OC-GC-14-IMTE1502-150323-V0
58 de 58

Listado Militares Abril 2015

Rutas Maritimas 20150224.xlsx

consorcio energetico punta cana- macao - Feller Rate