plan nacional de electrificaciÓn 2002 2011 · ministerio de energía y minas llevar adelante el...

PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN

2002 – 2011

FEBRERO 2002

CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD

ECUADOR

(REIMPRESIÓN CON CORRECCIÓN DE ERRATAS – JUNIO 2002)

PPLLAANN DDEE EELLEECCTTRRIIFFIICCAACCIIÓÓNN DDEELL EECCUUAADDOORR ÍÍNNDDIICCEE

P R Ó L O G O 11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN .......................................................................................................................................................................................... 11 11..11.. MMAARRCCOO LLEEGGAALL GGEENNEERRAALL ................................................................................................................................................................ 11 11..22.. OOBBJJEETTIIVVOOSS FFUUNNDDAAMMEENNTTAALLEESS DDEE LLAA LLEEYY .............................................................................................................. 44 11..33.. DDOOCCUUMMEENNTTOOSS DDEE BBAASSEE PPAARRAA LLAA PPRREEPPAARRAACCIIÓÓNN DDEE EESSTTEE PPLLAANN .................................... 44 22.. PPEERRSSPPEECCTTIIVVAASS PPAARRAA EELL SSEECCTTOORR EELLÉÉCCTTRRIICCOO ............................................................................ 1100 22..11.. RREELLAACCIIOONNEESS DDEELL CCOONNEELLEECC CCOONN LLAASS EENNTTIIDDAADDEESS DDEELL SSEECCTTOORR .................................. 1100 22..22.. MMEERRCCAADDOO EELLEECCTTRRIICCOO MMAAYYOORRIISSTTAA ............................................................................................................................ 1122 22..33.. AASSPPEECCTTOOSS TTAARRIIFFAARRIIOOSS ................................................................................................................................................................ 1133 22..44.. AACCCCIIOONNEESS NNEECCEESSAARRIIAASS PPAARRAA MMEEJJOORRAARR LLOOSS SSEERRVVIICCIIOOSS ...................................................... 1166 22..55.. PPRROOTTEECCCCIIÓÓNN YY CCOONNSSEERRVVAACCIIÓÓNN DDEELL MMEEDDIIOO AAMMBBIIEENNTTEE .............................................................. 1188 22..66.. FFIINNAANNCCIIAAMMIIEENNTTOO DDEE LLOOSS PPRROOYYEECCTTOOSS .................................................................................................................. 2211 22..77.. UUSSOO EEFFIICCIIEENNTTEE YY CCOONNSSEERRVVAACCIIÓÓNN DDEE EENNEERRGGÍÍAA ...................................................................................... 2211 22..88.. DDIISSMMIINNUUCCIIÓÓNN DDEE PPÉÉRRDDIIDDAASS DDEE EENNEERRGGÍÍAA .......................................................................................................... 2222 33.. SSIITTUUAACCIIÓÓNN DDEELL SSEECCTTOORR EELLÉÉCCTTRRIICCOO NNAACCIIOONNAALL...................................................................... 2277 33..11.. DDAATTOOSS GGEENNEERRAALLEESS ............................................................................................................................................................................ 2277 33..22.. GGEENNEERRAACCIIÓÓNN .................................................................................................................................................................................................. 2299 33..33.. TTRRAANNSSMMIISSIIÓÓNN ................................................................................................................................................................................................ 3333 33..44.. DDIISSTTRRIIBBUUCCIIÓÓNN .............................................................................................................................................................................................. 3366 44.. DDEEMMAANNDDAA EELLÉÉCCTTRRIICCAA .............................................................................................................................................................. 7700 44..11.. MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA ............................................................................................................................................................................................ 7700 44..22.. PPRROOYYEECCCCIIÓÓNN DDEELL CCOONNSSUUMMOO DDEE EENNEERRGGÍÍAA EELLÉÉCCTTRRIICCAA ................................................................ 7722 44..33.. PPRROOYYEECCCCIIÓÓNN DDEE LLAA DDEEMMAANNDDAA AALL NNIIVVEELL DDEE BBAARRRRAASS DDEE SSUUBBEESSTTAACCIIÓÓNN DDEE

EENNTTRREEGGAA .............................................................................................................................................................................................................. 7755 44..44.. PPRROONNÓÓSSTTIICCOO DDEE LLAA DDEEMMAANNDDAA EENN BBOORRNNEESS DDEE GGEENNEERRAACCIIÓÓNN .......................................... 7777 44..55.. CCUURRVVAASS DDEE CCAARRGGAA DDIIAARRIIAA ...................................................................................................................................................... 7788 55.. EEXXPPAANNSSIIÓÓNN DDEE LLAA GGEENNEERRAACCIIÓÓNN .......................................................................................................................... 9911 55..11.. PPRROOYYEECCTTOOSS EENN MMAARRCCHHAA ............................................................................................................................................................ 9911 55..22.. AAUUTTOORRIIZZAACCIIOONNEESS PPAARRAA NNUUEEVVAASS CCEENNTTRRAALLEESS ........................................................................................ 9944 55..33.. SSOOLLIICCIITTUUDDEESS EENN TTRRÁÁMMIITTEE.......................................................................................................................................................... 9966 55..44.. BBAALLAANNCCEE DDEE PPOOTTEENNCCIIAA YY EENNEERRGGÍÍAA............................................................................................................................ 9966 55..55.. PPOOTTEENNCCIIAA PPOORR TTIIPPOO DDEE PPLLAANNTTAA GGEENNEERRAADDOORRAA.................................................................................. 110022 55..66.. RREESSEERRVVAA TTÉÉCCNNIICCAA RREECCOOMMEENNDDAABBLLEE .................................................................................................................... 110044 55..77.. CCEENNTTRRAALLEESS HHIIDDRROOEELLÉÉCCTTRRIICCAASS PPRROOMMOOVVIIDDAASS .................................................................................... 110044 66.. EEXXPPAANNSSIIÓÓNN DDEE LLAA TTRRAANNSSMMIISSIIÓÓNN...................................................................................................................... 113333 66..11.. LLEEVVAANNTTAAMMIIEENNTTOO DDEE RREESSTTRRIICCCCIIOONNEESS ................................................................................................................ 113344 66..22.. PPLLAANN DDEE EEQQUUIIPPAAMMIIEENNTTOO DDEELL SSNNTT ............................................................................................................................ 113344 66..33.. PPRREESSUUPPUUEESSTTOO DDEE LLAASS OOBBRRAASS ...................................................................................................................................... 114455 66..44.. IINNTTEERRCCOONNEEXXIIOONNEESS CCOONN LLOOSS PPAAÍÍSSEESS VVEECCIINNOOSS .................................................................................... 114455 77.. EEXXPPAANNSSIIÓÓNN DDEE LLAA DDIISSTTRRIIBBUUCCIIÓÓNN ............................................................................................................ 115500 77..11.. ÁÁRREEAASS DDEE CCOONNCCEESSIIÓÓNN ................................................................................................................................................................ 115500 77..22.. RREESSPPOONNSSAABBIILLIIDDAADD DDEE LLAA EEXXPPAANNSSIIÓÓNN YY MMEEJJOORRAA ............................................................................ 115522 77..33.. PPRROOYYEECCTTOOSS EENN EEJJEECCUUCCIIOONN .............................................................................................................................................. 115544 77..44.. IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS RREEQQUUEERRIIDDAASS PPAARRAA SSAATTIISSFFAACCEERR LLAA DDEEMMAANNDDAA ............................ 115566 77..55.. EELLEECCTTRRIIFFIICCAACCIIÓÓNN RRUURRAALL YY UURRBBAANNOO MMAARRGGIINNAALL .............................................................................. 115577 77..66.. PPOOLLÍÍTTIICCAA TTAARRIIFFAARRIIAA PPAARRAA EELL VVAADD .......................................................................................................................... 115599

PROCESO DE APROBACIÓN.............................................................................. 167

PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011

P R Ó L O G O El 10 de Octubre de 1996, en el Suplemento al Registro Oficial No. 43, se publica la Ley de Régimen del Sector Eléctrico como respuesta a la necesidad de reformular el grado de participación estatal en este sector, y plantea como objetivo proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad, para garantizar su desarrollo económico y social, dentro de un marco de competitividad en el mercado de producción de electricidad, para lo cual, se promoverán las inversiones de riesgo por parte del sector privado. Todo lo anterior, estará orientado fundamentalmente a brindar un óptimo servicio a los consumidores y a precautelar sus derechos, partiendo de un serio compromiso de preservación del medio ambiente. El artículo 13 de la precitada Ley, establece como una de las principales funciones del CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD, CONELEC, la elaboración del Plan de Electrificación. Por disposición de la ley, este Plan tiene el carácter de referencial para el sector privado, permitiendo a ese sector el desarrollo de proyectos alternativos; y, la real posibilidad de constituirse en el principal gestor de este proceso de cambio y desarrollo en el campo eléctrico. En octubre de 1998 se aprobó y publicó el primer Plan de Electrificación basado en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, correspondiente al decenio 1998-2007. A fines del año 2000 se puso en vigencia el Plan Nacional de Electrificación, actualizado para el período 2000 – 2009. los cuales fueron impresos, distribuidos y difundidos inclusive mediante la página web www.conelec.gov.ec que mantiene el CONELEC en Internet. En esta ocasión, el CONELEC, cumpliendo con lo preceptuado en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, pone a consideración del país y de las entidades y empresas internacionales, el “PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN 2002-2011”, en el que, se describe la situación del sector eléctrico nacional y sus perspectivas, así como una proyección del mercado eléctrico ecuatoriano en cuanto se refiere a la demanda de potencia y energía, todo lo cual permitirá orientar la inversión privada, para la formulación y desarrollo de proyectos que a más de asegurar una oferta de electricidad administrada efectivamente por el Mercado Eléctrico Mayorista, sea fuente de bienestar para los ecuatorianos. Este Plan será actualizado cada año, en vista del dinámico crecimiento de la demanda eléctrica ecuatoriana y de los drásticos cambios ocurridos en el Sector Eléctrico a raíz de la aplicación paulatina de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y de las condiciones sociales y económicas que han afectado el desarrollo del país especialmente en los últimos años.

Ing. Javier Astudillo F. DIRECTOR EJECUTIVO

PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011 1

PPLLAANN DDEE EELLEECCTTRRIIFFIICCAACCIIÓÓNN

DDEELL EECCUUAADDOORR 22000022 -- 22001111

1. INTRODUCCIÓN 1.1. MARCO LEGAL GENERAL El 10 de octubre de 1996, en el Suplemento del Registro Oficial No. 43 se publicó la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), la cual sustituye a la Ley Básica de Electrificación. Mediante esta Ley y sus reformas del: 2 de enero, 19 de febrero y 30 de septiembre de 1998, 13 de marzo y 18 de agosto de 2000, se establece, entre otros aspectos: q Que el suministro de energía eléctrica, es un servicio de utilidad pública de

interés nacional; por tanto, es deber del Estado satisfacer directa o indirectamente las necesidades de energía eléctrica del país, mediante el aprovechamiento óptimo de los recursos naturales, de conformidad con el Plan Nacional de Electrificación; y,

q Que es facultad del Estado delegar al sector privado, por intermedio del

Consejo Nacional de Electricidad como ente público competente, las actividades de generación y los servicios públicos de transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como las actividades de importación y exportación de esta energía.

q Que es necesario adaptar la Ley a las disposiciones constitucionales

vigentes, incluyendo aquellas relativas a la promoción de la competencia, así como a reflejar la práctica internacional y la realidad económica del país, promoviendo el desarrollo e inversión privada en el sector eléctrico.

q Que el Estado queda facultado, durante un período de transición hacia la

estructuración de mercados competitivos, para garantizar el pago al generador que suscriba contratos de compraventa de potencia y energía con empresas distribuidoras en las que el Estado fuere titular de la mayoría del capital accionario con derecho a voto.


Según la LRSE, el Sector Eléctrico se estructura de la siguiente manera: a) El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC-; b) El Centro Nacional de Control de Energía –CENACE-; c) Las empresas eléctricas concesionarias de generación; d) La empresa eléctrica concesionaria de transmisión; y, e) Las empresas eléctricas concesionarias de distribución y comercialización. Está además en funcionamiento el COMOSEL (Consejo de Modernización del Sector Eléctrico), que es un organismo temporal encargado de definir, por delegación del CONAM (Consejo Nacional de Modernización), las unidades de negocio de generación, valorar como negocios en marcha las empresas eléctricas que tienen participación del sector público y llevar a cabo los procesos para promover la participación del sector privado en la operación y propiedad de las mismas. El Instituto Ecuatoriano de Electrificación -INECEL-, que venía funcionando desde mayo de 1961, cuando se promulgó la Ley Básica de Electrificación, concluyó su vida jurídica el 31 de marzo de 1999. El INECEL desarrolló durante su período de vida, las grandes centrales de generación, el sistema nacional de transmisión y obras de distribución, pues según la Ley mencionada, tenía bajo su responsabilidad todas las actividades inherentes al sector eléctrico, esto es: regulación, planificación, aprobación de tarifas, construcción, operación; y, era el accionista mayoritario en casi todas las empresas eléctricas que realizaban la distribución de electricidad en el país. Mediante Decreto Ejecutivo No. 773, del 14 de abril de 1999, se encargó al Ministerio de Energía y Minas llevar adelante el proceso de cierre contable, presupuestario, financiero y técnico del ex-INECEL, posterior a marzo de 1999. La LRSE creó El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC-, como persona jurídica de derecho público, con patrimonio propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa. Comenzó a organizarse a partir del 20 de noviembre de 1997, una vez promulgado el Reglamento General Sustitutivo de la LRSE. El CONELEC se constituye como un ente regulador, normativo y controlador, a través del cual el Estado puede delegar las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, a empresas concesionarias. Además, el CONELEC tiene que elaborar el Plan de Electrificación. En virtud del Art. 26 de la LRSE y por resolución del COMOSEL, las instalaciones de generación y las de transmisión que eran de propiedad del Estado, por intermedio del ex - INECEL, fueron transferidas a favor del Fondo de Solidaridad, constituyéndose seis empresas de generación y una de transmisión, que se conformaron como sociedades anónimas e iniciaron su operación el 1 de abril de 1999.


Empresa eléctrica de transmisión:

• TRANSELECTRIC S.A. Empresas eléctricas de generación:

• HIDROPAUTE S.A. • HIDROAGOYAN S.A. • HIDROPUCARA S.A. • TERMOESMERALDAS S.A. • TERMOPICHINCHA S.A. • ELECTROGUAYAS S.A. A inicios del año 2001, Hidroagoyán S.A. absorbió a Hidropucará S.A.

A más de estas, existen otras empresas generadoras Según la misma Ley, las empresas de distribución continuarán operando bajo su actual régimen jurídico hasta que negocien con el CONELEC sus concesiones de conformidad con las disposiciones de la LRSE. Las empresas generadoras, la transmisora y las distribuidoras, que tienen participación accionaria del Fondo de Solidaridad, tendrán a futuro participación del sector privado (algunas distribuidoras ya tienen) pues hasta el 51% de las acciones podrán ser transferidas a operadores calificados, que administrarán las empresas. Hasta el 10% de dichas acciones se pondrán a disposición de los trabajadores y ex- trabajadores del sector eléctrico. El Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, se constituyó como corporación civil de derecho privado, contando como sus miembros a todas las empresas de generación, transmisión, distribución y grandes consumidores. Inició su funcionamiento, en la nueva condición, a partir del 1 de febrero de 1999. Hasta Diciembre de 2001, se encuentra vigente o por aprobarse, la normativa relacionada directa o indirectamente con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, que consta en el Anexo 1.01. La información actualizada sobre esta normativa, se mantiene en el sitio web del CONELEC: http://www.conelec.gov.ec./ En cuanto a la normativa en tramite de elaboración o aprobación, los siguientes reglamentos y regulaciones serán emitidos en el corto plazo: q Regulación para la determinación de aportes de nuevos consumidores q Regulaciones ambientales


1.2. OBJETIVOS FUNDAMENTALES DE LA LEY Los objetivos fundamentales de la LRSE son: a) Proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que

garantice su desarrollo económico y social; b) Promover la competitividad de los mercados de producción de electricidad y las

inversiones de riesgo del sector privado para asegurar el suministro a largo plazo; c) Asegurar la confiabilidad, igualdad y uso generalizado de los servicios e

instalaciones de transmisión y distribución de electricidad; d) Proteger los derechos de los consumidores y garantizar la aplicación de tarifas

preferenciales para los sectores de escasos recursos económicos; e) Reglamentar y regular la operación técnica y económica del sistema, así como

garantizar el libre acceso de los actores del servicio a las instalaciones de transmisión y distribución;

f) Regular la transmisión y distribución de electricidad, asegurando que las tarifas que se apliquen sean justas tanto para el inversionista como para el consumidor;

g) Establecer sistemas tarifarios que estimulen la conservación y el uso eficiente de la energía;

h) Promover la realización de inversiones privadas de riesgo en generación, transmisión y distribución de electricidad velando por la competitividad de los mercados;

i) Promover la realización de inversiones públicas en transmisión; j) Desarrollar la electrificación en el sector rural; y, k) Fomentar el desarrollo y uso de los recursos energéticos no convencionales a

través de los organismos públicos, las universidades y las instituciones privadas. Según el Art. 15 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de La Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el Plan de Electrificación debe considerar los siguientes objetivos: • Extenderse al Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) y los Sistemas Eléctricos

no incorporados, según la definición de los mismos; • Procurar el aprovechamiento óptimo de los recursos naturales; • Mantener actualizado el inventario de recursos energéticos; y, • Propiciar la mejora de la eficiencia y desarrollo tecnológico de las instalaciones

eléctricas. 1.3. DOCUMENTOS DE BASE PARA LA PREPARACIÓN DE

ESTE PLAN Para la elaboración de este Plan de Electrificación, el CONELEC ha tomado como documentos de base, principalmente los detallados en el listado de la página siguiente. Según el Reglamento General de la LRSE, el Plan será revisado anualmente; pero, si las circunstancias lo exigen se lo actualizará en períodos menores. El presente Plan actualiza la versión aprobada por el Directorio del CONELEC el 18 de octubre de 2000, para el período 2000 - 2009; en función del documento para el período 2001 - 2010, que fuera acogido por el Directorio.


DOCUMENTOS QUE SIRVEN DE BASE PARA LA PREPARACIÓN DEL PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 1. Plan Maestro de Electrificación. Período 1993-2002. PLM-001/93 de marzo de 1993,

elaborado por el Ex - INECEL. 2. Actualización del Plan Maestro de Electrificación. Período 1996-2010. DPT-020/96 de

Agosto de 1996. 3. Equipamiento de Generación del Sistema Nacional Interconectado -SNI-DPT/020/97 de

Agosto de 1997, elaborado por INECEL. 4. Resultados de Operación del Sistema Eléctrico de INECEL. Enero - Diciembre de 1997.

DOSNI-INECEL. 5. Plan de Operación de 1998. DOSNI-INECEL. 6. Estudio de Expansión del Sistema Nacional de Transmisión. II/TR/401. Ene/98. DIPLAT-

INECEL. 7. Plan de Electrificación del Ecuador; Período 1998 - 2007, Oct/98.- CONELEC. 8. Expansión de la Generación del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador. Dic/98.-

CONELEC, CONAM, OLADE. 9. Manuales de Referencia y del Usuario del modelo SUPER OLADE. 10. Programa de Operación del MEM y sus actualizaciones; CENACE. 11. Plan de Expansión del Sistema de Transmisión; Período 2001 - 2010, Sep-2001

TRANSELECTRIC. 12. Sistema de Información del Sector Eléctrico Ecuatoriano, SISEE.- CONELEC. 13. Expansión de la Generación del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador. Dic/99.-

CONAM, OLADE. 14. Datos constantes en las siguientes páginas Web o sus enlaces, que se pueden encontrar

en INTERNET:

• Centro Nacional de Control de Energía, CENACE: www.cenace.org.ec

• Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC: www.conelec.gov.ec/

• Banco Central del Ecuador: www.bce.fin.ec

• Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, INEC: www4.inec.gov.ec

• Organización Latinoamericana de Energía, OLADE: www.olade.org.ec

• Comisión de Integración Eléctrica Regional, CIER: www.secier.org.uy

• Consejo Nacional de Modernización, CONAM: www.conam.gov.ec


Anexo 1.01 1 de 4

No. DESCRIPCIÓN REFERENCIA FECHA OBSERVACIÓN

1 Constitución Política de la República del Ecuador R.O. 1 11-Ago-98

2 Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) R.O.S. 43 10-Oct-96 Y sus reformas.Ver Nos. 11,

12, 16, 51 y 58

3Ley para la Constitución de Gravámenes y Derechos Tendientes a Obras de Electrificación

R.O. 472 28-Nov-79 Y sus reformas

4

Reglamento sobre los documentos que deben presentar dueños de predios o de cultivos afectados por obras de electrificación, para pago de indemnizaciones

R.O. 201 01-Jun-93

5Ley de Modernización del Estado, Privatizaciones y Prestación de Servicios Públicos por parte de la Iniciativa Privada

R.O. 349 31-Dic-93 Y sus reformas

6 Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico R.O. 82 04-Dic-96 Derogado

7Reglamento para el Funcionamiento Transitorio del Instituto Ecuatoriano de Electrificación, INECEL

R.O. 82 04-Dic-96 Terminó vigencia 31 de marzo/99

8Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico

R.O.S. 182 28-Oct-97 Reformado. Ver Nos. 9 y 10

9Reforma No. 1 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico

R.O.S2. 191 11-Nov-97

10Reforma No. 2 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico

R.O. 202 26-Nov-97

11 Reforma No. 1 a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico R.O.S. 227 02-Ene-98

12 Reforma No. 2 a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico R.O.S. 261 19-Feb-98

13 Reglamento Constitutivo del COMOSEL R.O.S. 287 31-Mar-98 Reformado (R.O.S. 376 del 5-Ago-99)

14Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica

R.O.S. 290 03-Abr-98 Reformado el Art. 22. Ver No.48

15Reglamento para la Administración del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, FERUM

R.O.S. 373 31-Jul-98

16 Reforma No. 3 a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico R.O.S. 37 30-Sep-98

17Regulación FERUM-001/98: Instructivo para presentación, calificación y priorización de Programas FERUM

Res. Direct. 0085/98 06-Oct-98 Derogada. Se reemplaza con

Reg. No. 012/99

18 Regulación CONELEC PLAN-001-98: Definición de Grandes Consumidores

Res. Direct. 0115/98 22-Oct-98 Derogada. Se reemplaza con

Reg. No. 007/9919 Reglamento de Tarifas Eléctricas R.O. 54 26-Oct-98 Reformado. Ver No. 70

20 Estatuto de la Corporación CENACE (Acuerdo Ministerial 151). R.O. 55 27-Oct-98 Reformado. Ver No. 34

LEYES, REGLAMENTOS Y REGULACIONESRELACIONADOS CON EL SECTOR ELÉCTRICO


Anexo 1.01 2 de 4


21 Resolución No. 0123/98: Pliego Tarifario 1998 - 1999 R.O.S. 67 16-Nov-98 Superado. Última resolución No.

0245/01de 27/sept/2001

22 Reglamento para la Designación de los Delegados ante el Directorio del CENACE R.O. 87 14-Dic-98

23Decreto No. 413: Autoriza al Ministerio de Finanzas para que asuma e instrumente la asignación de los pasivos del INECEL

R.O. 96 28-Dic-98

24

Decreto No. 506: Dispone al Ministerio de Energía y Minas subrogue derechos y obligaciones del INECEL en Proceso de Liquidación, en los contratos con Electroquil, Ecuapower y Energy Corp

R.O. 118 28-Ene-99

25 Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad R.O. 134 23-Feb-99

Reformado con la Disposición General del Reglamento de Garantías

26 Reglamento para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) R.O. 134 23-Feb-99 Reformado. Ver No. 49

27 Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado R.O. 134 23-Feb-99

28 Regulación 001/99: Sistemas de Medición Comercial para los Agentes del MEM

Res. Direct. 0053/99 30-Mar-99 Derogada. Se reemplaza con Reg.

No. 013/99

29Regulación 002/99: Administración Transitoria de las Transacciones en el Sistema Nacional Interconectado

Res. Direct. 0054/99 30-Mar-99

Numeral 2.3: modificado 16-Sep-99 (Res. Direct. 0173/99),19-Nov-99 (Res. Direct. 0219/99) y 4-Jul-00 (res. Direct. 093/00) Numeral 1.2: modificado 10-Mar-00 (Res. Direct. 0026/00) 31-Mar-00 (Res. Direct. 0048/00) y 4-Oct-00 (Res. Direct. 048/00) Disposición Transitoria incorporada 4-Jul-00 (Res. Direct. 093/00)

30Regulación 003/99: Reducción Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución

Res. Direct. 0052/99 30-Mar-99

31

Decreto No. 773: Encarga al Ministerio de Energía y Minas llevar adelante el proceso de cierre contable, presupuestario, financiero y técnico del ex-INECEL.

R.O. 169 14-Abr-99

Reformado. Ver Nos. 35 y 47

32Regulación 004/99: Criterios para Remunerar a Generadores Hidroeléctricos durante Pruebas y Operación Experimental

Res. Direct. 0100/99 03-Jun-99

33 Acuerdo Ministerial 214: Crea la Unidad de Liquidación del Ex - Inecel R.O. 210 11-Jun-99

34 Reforma del Estatuto del CENACE (Acuerdo Ministerial 217) R. O. 225 02-Jul-99

35 Decreto No. 1056: Modifica el Decreto Ejecutivo No. 773 (R:O: 169; 14-Abr-99) R. O. 239 22-Jul-99



Anexo 1.01 3 de 4


36 Regulación 005/99: Declaración de Costos Variables de Producción

Res. Direct. 0129/99 29-Jul-99

Reemplazada con Regulación No. 003/00. Ver No. 53

37Regulación 006/99: Declaración de Costos de Arranque - Parada de Unidades Turbo - Vapor


Reemplazada con Regulación No. 004/00. Ver No. 54

38 Regulación 007/99: Requisitos para la calificación de grandes consumidores

Res. Direct. 0136/99 05-Ago-99 Superada. Ver No. 63

39Regulación 008/99: Criterios para Remunerar a Generadores Termoeléctricos durante Pruebas y Operación Experimental

Res. Direct. 0144/99 25-Ago-99

40Regulación 009/99: Transacciones de potencia reactiva en el Mercado Eléctrico Mayorista

Res. Directorio No. 0145/99 25-Ago-99

Reemplazada con Regulación No. 005/00

41 Regulación 010/99: Procedimientos del Mercado Eléctrico Mayorista

Res. Direct. 0146/99 25-Ago-99 Reemplazada con

Regulación No. 007/00

42 Regulación 011/99: Procedimientos de despacho y operación

Res. Direct. 0147/99 y 0160/99

25-Ago-99 08-Set-99

Reemplazada con Regulación No. 006/00

43 Regulación 012/99: Instructivo para programas del FERUM

Res. Direct. 0180/99 01-Oct-99

Reemplaza a Regulación CONELEC -FERUM-001-98. Varias reformas


Res. Direct. 0190/99 12-Oct-99

Reemplaza a Regulación No. CONELEC - 001/99. Derogada, se reemplaza co Regulación 002/01

45 Reglamento de Garantías para Compraventa de Energía R.O. 316 11-Nov-99

46 Regulación 014/99: Administración Técnica y Operativa del Sistema de Transmisión

Res. Direct. 0210/99 11-Nov-99

47 Decreto No. 1519: Modifica el Decreto Ejecutivo No. 773 (R:O: 169; 14-Abr-99) R. O. 330 01-Dic-99

48 Reforma al Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias (Decreto No. 1581) R.O. 340 16-Dic-99

49Reforma al Reglamento para el Funcionamiento del MEM (Decreto No. 1582)

R.O. 340 16-Dic-99

50 Regulación 001/00: Cálculo de la Potencia Remunerable Puesta a Disposición

Res. Direct. 0023/00 20-Ene-00

51 Ley Fundamental para la Transformación Económica del Ecuador R.O.S. 34 13-Mar-00

Capítulo VIII: "De las Reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico"

52 Regulación 002/00: Restricciones e Inflexibilidades Operativas

Res. Direct. 0068/00 17-Abr-00

53 Regulación 003/00: Declaración de Costos Variables de Producción


Reemplaza a la Regulación005/99

54Regulación 004/00: Declaración de Costos de Arranque - Parada de Unidades Turbo - Vapor





Anexo 1.01 4 de 4


55 Regulación 005/00: Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM

Res. Directorio 0124/00 09-Ago-00

Reemplaza a la Regulación 009/99. Incorporada Transitoria Segunda 11-Abr-01 (Res. Direct. 075/01)

56 Regulación 006/00: Procedimientos de Despacho y Operación


Reemplaza a la Regulación 011/99.

57 Regulación 007/00: Procedimientos del Mercado Eléctrico Mayorista



58 Ley para la Promoción de la Inversión y la participación Ciudadana R.O.S. 144 18-Ago-00

Título 6: De las Reformas a laLey de Régimen del SectorEléctrico

59Regulación 008/00: Precios de la Energía producida con Recursos Energéticos Renovables no Convencionales

Res. Directorio 0161/00 27-Sep-00

60 Regulación 009/00: Indices de gestión para Elaboración de Pliegos Tarifarios

Res. Directorio No. 018/00 30-Oct-00

61Regulación 001/01: Participación de los Autoproductores con sus Excedentes de Generación

Res. Directorio No. 0025/01 24-Ene-01

Modificados #s 2 y 6, aumenta# 17, Res. 258/01, 25-oct-01


Res. Directorio No. 0055/01 14-Mar-01


63 Regulación 003/01: Requisitos para la calificación de Grandes Consumidores

Res. Directorio No. 0056/01 14-Mar-01


64 Regulación 004/01: Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución

Res. Directorio No. 0116/01 23-May-01

65 Regulación 005/01: Póliza de seguros por Daños a Terceros

Res. Directorio No. 0121/02 31-May-01

66 Reglamento para Importación y Exportación de Energía

R. O. 365 10-Jul-01

67 Reglamento sobre Libre Acceso a los Sistemas de Transmisión y Distribución

R. O. 365 10-Jul-01

68 Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas

R. O. 396 23-Ago-01

69Reglamento sobre el Control de Abusos de posiciones monopólicas en las Actividades del Sector Eléctrico

R.O. 408 10-Sep-01

70 Reforma al Reglamento de Tarifas R.O. 420 26-Sep-01

71

Operación del Sistema Nacional Interconectado en Condiciones de Déficit de Generación (Regulación No. CONELEC - 006/01)

Res. Directorio Nos. 0228/01 y 0241/01

20 y 26- Sep-01

se modificó numerales 2, 4, 5, yse incrementó el numeral 11,mediante ResolucionesNo.0252/01 y 0259/01, ensesión de 25 de octubre de2001

1Regulación para la determinación de aportes de nuevos consumidores En revisión

2 Regulación para Aporte al Fideicomiso Mercantil. En Directorio


A partir del No. 3, ordenados cronológicamente

EN TRAMITE


2. PERSPECTIVAS PARA EL SECTOR

ELÉCTRICO El Ecuador tiene una superficie de 256 370 Km2 (Gráfico 1) luego de haberse definido su territorio con la firma del acuerdo de paz con el Perú. La población estimada en el 2000, es de 12 646 095 habitantes; la inflación en ese año fue de 90,0 %, medida con base al índice de precios al consumidor urbano; y, la tasa de incremento del producto interno bruto con relación al año 1999 creció en un 2,3 %. El Anexo 2.01 detalla algunos indicadores económicos anuales. El sector eléctrico ecuatoriano continúa dentro del proceso de modernización. Bajo la responsabilidad del Consejo Nacional de Modernización, CONAM, avanzan las actividades programadas para el traspaso parcial a inversionistas privados de 25 empresas eléctricas (5 de generación, 19 de distribución y una de transmisión). Esta constituye al momento la perspectiva de mayor trascendencia. Existe un acuerdo de asistencia global para el proceso de privatización del sector y el Banco de Inversión contratado, está efectuando el diagnóstico técnico - operacional, contable - financiero, jurídico, ambiental, y laboral - actuarial, de cada una de las empresas eléctricas; de su conformación y valoración; del diseño de un modelo para la venta y finalmente, la promoción y venta de las empresas. El CONAM ha previsto que la parte de ese proceso correspondiente a 17 distribuidoras, se ejecutará hasta inicios del 2002 y tiene como meta la venta a inversionistas privados, de hasta el 51 por ciento de las acciones que el Fondo de Solidaridad dispone en esas empresas. Por su parte, los Consejos Provinciales deberán vender las acciones que poseen en las empresas distribuidoras pudiendo mantener hasta un 5 por ciento del capital social, de acuerdo con las reformas a la LRSE. Otro 10 por ciento de las acciones del Fondo de Solidaridad se ofrecerá en venta a trabajadores, ex trabajadores y jubilados del sector eléctrico 2.1. RELACIONES DEL CONELEC CON LAS ENTIDADES DEL

SECTOR De conformidad con el objetivo principal de la Ley, de que el país cuente con un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que garantice su desarrollo económico y social, el CONELEC, ha tenido como normas de actuación las siguientes:


- Transparencia y trato justo e igualitario a todos los actores o participantes del mercado, los cuales se denominan Agentes del MEM según la reglamentación.

- Discusión y difusión de la reglamentación, con participación de los

interesados, mediante consultas, reuniones y audiencias públicas. - Elaboración de los procedimientos, con la participación de los actores del

mercado, que evite cambios en la Reglamentación aprobada, que afecten o favorezcan discriminadamente a los participantes del mercado o que deterioren el servicio comercial o técnico a los usuarios del servicio eléctrico.

- Acceso igualitario y oportuno a la información, para lo cual el CONELEC

desarrolla y publica bases de datos técnicos, económicos y financieros, en Internet, accesibles por parte de los Agentes y de cualquier persona.

- Sanción de prácticas monopólicas de conformidad con la Ley y los

Reglamentos. Las perspectivas por concesiones para nuevos equipamientos de generación, así como los planes de expansión presentados por TRANSELECTRIC y las empresas distribuidoras, requerirán de una inversión estimada en unos 2434,8 millones de US dólares en el período del Plan. Las inversiones aproximadas en las diversas etapas del servicio eléctrico se indican en el siguiente cuadro.

INVERSIONES REQUERIDAS

Millones de US $

Inversiones en generación 1 129,8 Inversiones en transmisión 178,3 Inversiones en distribución (incluyendo FERUM) 1 126,7

TOTAL 2002 - 2011 2 434,8 Los proyectos de generación considerados son aquellos que cuentan con contratos de concesión o sus procesos se hallan bastante avanzados. Estos son: Sibimbe, Loreto, Termoriente, San Francisco, Mazar y Bajo Alto (Machala Power - EDC) los cuales aportarán en total unos 1 018 MW adicionales al SNI hasta el año 2008 (436 MW en centrales hidroeléctricas y 582 MW son termoeléctricos de los cuales 312 MW corresponden a gas natural). En su condición de ente concesionario y regulador del sector eléctrico, el CONELEC está impulsando, en coordinación con el Fondo de Solidaridad como principal accionista, la suscripción de los contratos de concesión de las respectivas empresas de generación y distribución del Estado, así como la escisión de la generación de estas últimas.


Como necesidad para simplificar los procesos de concesión de proyectos eléctricos, en los ámbitos en que se requiere la participación de otras entidades gubernamentales, el CONELEC continuará efectuando las gestiones que permitan agilitar los trámites que al momento son excesivos en cuanto a tiempo u otro tipo de exigencias. Otros aspectos relacionados específicamente con las empresas de Generación, Transmisión y Distribución, se detallan en los capítulos 5, 6 y 7, respectivamente. 2.2. MERCADO ELECTRICO MAYORISTA Con la nueva estructura se ha creado el Mercado Eléctrico Mayorista –MEM-, constituido por los generadores, distribuidores y grandes consumidores incorporados al SNI. El Directorio del CONELEC resolvió iniciar el funcionamiento de este Mercado, en forma parcial, a partir de abril de 1999, con la administración técnica y económica del CENACE de las transacciones de potencia y energía eléctricas entre los Agentes del MEM. Este funcionamiento sigue vigente y se está consolidando con las regulaciones complementarias. El MEM abarca la totalidad de las transacciones de suministro eléctrico que se celebren entre generadores; entre generadores y distribuidores; y, entre generadores y grandes consumidores. Igualmente en este mercado se realizarán las transacciones de exportación o importación de energía y potencia. Las transacciones en el MEM deben ajustarse a los reglamentos y procedimientos vigentes para el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista y para el despacho y operación del Sistema Nacional Interconectado. A efectos de la aplicación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y sus Reglamentos, el Directorio del CONELEC debe establecer periódicamente los parámetros que definen a los “grandes consumidores”; por lo cual ha emitido las Regulaciones pertinentes en este tema. Durante el periodo de funcionamiento del MEM, este atraviesa por varias dificultades ocasionadas fundamentalmente por bajo nivel de pago de los distribuidores, y por una gestión empresarial de los agentes incompatible con las limitaciones que tiene el sector y con la dinámica que debe imprimirse al proceso de modernización del sector. Para resolver las dificultades existentes se están tomando un conjunto de acciones en los siguientes temas: q Mejorar el pago de los distribuidores en el MEM.


q Suscripción de contratos a plazo para compraventa de energía, entre las empresas de generación del Fondo de Solidaridad y todas las distribuidoras incorporadas al SNI.

q Concesiones y escisión de la generación que deben efectuar las empresas

distribuidoras. q Definir e implementar mecanismos para controlar los efectos del déficit

tarifario y de los precios de combustibles. q Estudiar la conveniencia de emitir normativas de carácter transitorio para

mejorar la eficiencia de los pagos en el MEM. q Diagnóstico del sector, consultas y propuestas al más alto nivel del

Gobierno para impulsar el proceso de transformación y reforma. 2.3. ASPECTOS TARIFARIOS En los Artículos 53 y 57 de la LRSE, se asigna al CONELEC la facultad de fijar y aprobar los pliegos tarifarios que deben regir para la facturación a los consumidores finales. Las tarifas de transmisión y distribución se fijarán y publicarán anualmente, así como sus fórmulas de reajuste. Entrarán en vigencia el 30 de octubre del año en que corresponda. Las tarifas incorporadas a estos pliegos tarifarios deben cubrir: a) Los precios referenciales de generación;

b) Los costos medios del sistema de transmisión; y,

c) El valor agregado de distribución (VAD).

Para la fijación de los pliegos tarifarios pueden, si así fuere el caso, considerarse, además, los siguientes conceptos: • Los costos correspondientes al servicio prestado a una categoría o grupo de

clientes pueden ser recuperados mediante las tarifas cobradas a otras categorías de clientes. Según el último acápite del artículo 53 de la LRSE, los consumidores residenciales que no superen el consumo residencial mensual promedio, en su respectiva zona geográfica de concesión, pero que no superen el consumo residencial promedio nacional, son subsidiados por los usuarios residenciales de mayor consumo en cada zona.

• Las tarifas deben calcularse mediante la aplicación de criterios referentes a

empresas eficientes, sobre la base de procedimientos internacionalmente aceptados, en mercados similares a aquel para el cual se definirán las tarifas y la rentabilidad del capital invertido en el país, la tasa interna de


retorno de las diferentes empresas distribuidoras y de la empresa de transmisión, la depreciación de los activos, la calidad y la economía del servicio eléctrico a los consumidores finales.

• Los pliegos tarifarios incluirán ajustes automáticos de tarifas, en más o en

menos, debido a cambios excepcionales e imprevistos de costos que no han podido ser controlados directamente por el concesionario. Estos ajustes automáticos se aplicarán si la variación de costos es superior al 5% en más o en menos, respecto a los valores considerados a la fecha de cálculo de las tarifas originales.

• Las tarifas aplicables a la facturación de los usuarios de los proyectos

rurales y urbano - marginales financiados con fondos del FERUM, se regirán además a lo establecido en el reglamento correspondiente; teniendo en cuenta que uno de los objetivos de la LRSE, es la aplicación de tarifas preferenciales para los usuarios de escasos recursos económicos.

El Directorio del CONELEC, mediante Resoluciones No. 245/01 del 27 de septiembre y 254 de 25 de octubre del 2001, procedió a la aprobación de la estructura tarifaria del sector y entre otras medidas resolvió lo siguiente: q Aprobar el Precio Unitario de Potencia para Remuneración (componente de

potencia), de US$ 5,70 / kW-mes, q Aprobar el Precio Referencial de Generación Estabilizado (componente de

energía en la barra de mercado) por un valor de US$ 0,0416 / kWh, valor que ha sido determinado sobre la base del estudio entregado por el CENACE,

q Aprobar los Factores de Nodo entregados por el CENACE, q Aprobar la Tarifa de Transmisión, que deberá ser pagada por cada

distribuidor o gran consumidor, por el valor de US$ 3,10 / KW-mes de demanda máxima no coincidente registrada en las barras de entrega al distribuidor o gran consumidor, en el mes que corresponda, de conformidad con la información entregada por la Empresa de Transmisión TRANSELECTRIC,

q Aprobar los Valores Agregados de Distribución (VAD) de las Empresas

Eléctricas Distribuidoras, ajustados por el CONELEC, conforme su detalle de cálculo,

q Mantener el procedimiento que se aplica para la determinación del subsidio

cruzado a favor de los consumidores de escasos recursos del sector residencial del servicio de energía eléctrica,


q Introducir las modificaciones necesarias al pliego tarifario a fin de ajustar el mismo a la nueva estructura, en virtud de que el proceso de ajuste progresivo que se viene implementando hasta alcanzar la tarifa objetivo, al momento está por superar la tarifa correspondiente de media tensión,

q Aprobar los “Cargos Tarifarios Empresas Eléctricas”, para consumidores

finales, y para alumbrado público, q La meta para alcanzar los valores de tarifas señalados en los numerales

anteriores, se determinará conforme el cronograma y la estrategia de implementación establecidos por el Directorio, mientras que, se continuará con el sistema de ajustes mensuales aprobados mediante resoluciones 0087/00 de 24 de mayo del 2000 y 106/00 de 19 de julio del 2000. En el caso de aquellas tarifas que de conformidad con el plan en vigencia, han alcanzado los valores de precio real, se mantendrán en esos niveles,

q Las Empresas Eléctricas de Distribución observarán y cumplirán con lo

dispuesto en el Decreto Ejecutivo No. 1844, publicado en el Registro Oficial No. 408 de 10 de septiembre de este año, por lo cual, las empresas eléctricas, previo acuerdo con los municipios que correspondan, adoptarán las acciones que sean pertinentes, a fin de que, a partir del día 1 de enero del año 2002, se proceda en los términos previstos en el referido Decreto Ejecutivo,

q El citado esquema tarifario, entró en vigencia, conforme lo dispone el Art. 57

de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el día 30 de octubre de 2001, y se aplica a los consumos y servicios que se realizan a partir del 1 de noviembre del mismo año, sin perjuicio de su publicación en el Registro Oficial.

Niveles tarifarios para el cuatrienio Noviembre 2001 - Octubre 2005: Período de estabilización El pliego tarifario aprobado por el CONELEC, establece la tarifa promedio aplicable a cliente final durante los cuatro próximos años (hasta octubre del año 2005), período llamado de estabilización. Sin embargo, de acuerdo a la Ley, el CONELEC fijará y publicará los cargos tarifarios en forma anual, los cuales serán en función de la revisión anual de los Costos Medios del Sistema de Transmisión (CMST) y del VAD. Según el estudio tarifario presentado al Directorio de CONELEC en septiembre del año 2001, los costos medios eran como sigue:


ETAPA U$c / kWhGENERACIÓN 5,47- Energía 4,16- Potencia 1,31TRANSMISIÓN 0,71DISTRIBUCIÓN (Promedio) 3,30TOTAL COSTO PROMEDIO 9,48

Ese costo total es 86% superior al precio medio en diciembre del año 2000. En la aprobación final de los pliegos, en octubre de 2001, se formalizó el ajuste al costo fijo por comercialización, que forma parte de la distribución, optando por el valor promedio del conjunto de empresas y no por el de la empresa con menor costo. Esto significa que el promedio por distribución quedó en 4,22 U$c / kWh y por tanto, la tarifa promedio objetivo es 10,40 U$c / kWh. El ajuste a dicha tarifa, necesaria para cubrir los costos reales, se hace de manera gradual, lo cual implica un incremento medio mensual del orden de 2%. 2.4. ACCIONES NECESARIAS PARA MEJORAR LOS

SERVICIOS La actividad de todos los actores del sector eléctrico debe orientarse a satisfacer las necesidades de los clientes, en condiciones de eficiencia, economía y calidad. Por tanto, las empresas generadoras, la transmisora y las distribuidoras, bajo la coordinación operativa del CENACE y el control del CONELEC, deben realizar sus actividades, sujetándose a los reglamentos de Suministro del Servicio de Electricidad, Mercado Mayorista, Operación del S.N.I. y Tarifas, para asegurar que los usuarios de la energía eléctrica, reciban la misma con características óptimas en cuanto a:

• Instalación ágil de los nuevos suministros solicitados

• Disponibilidad oportuna y suficiente de potencia y energía

• Nivel de voltaje dentro del rango reglamentario

• Forma adecuada de la onda de voltaje

• Rango y pendiente de variación de la frecuencia

• Índices de confiabilidad del servicio

• Atención rápida de los problemas que se presenten

• Sistemas de facturación y recaudación confiables y comprensibles por

los usuarios


• Sistemas modernos y personalizados de atención a los clientes

La Ley Orgánica de Defensa del Consumidor, publicada en el Suplemento del Registro Oficial No. 116, de 10 de Julio del 2000, estipula una serie de obligaciones de las entidades que venden bienes o prestan servicios; así como los derechos de los clientes o usuarios. En lo aplicable al servicio eléctrico, los principales derechos que tienen los usuarios son: § A Servicios eficientes, de calidad, oportunos y continuos, a precios justos. § A ser informado sobre las condiciones, de los contratos, que deberán ser

escritos. § A indemnización por muerte o perjuicio a la salud, por negligencia o mala

calidad. § A devoluciones y reintegros, por incumplimientos en la provisión de los

servicios, con igual criterio utilizado para recargos por mora. § A que se mantengan oficinas de reclamos y registros de reclamaciones. § A información sobre seguridad de las instalaciones y sus artefactos. § A pedir que la autoridad de control verifique los instrumentos de medición. § Al reintegro, en 30 días de plazo, de valores cobrados por servicios no

prestados. § Al pago por daños y perjuicios, por alteración o interrupción culposa del

servicio. § A pagar el promedio de 6 meses mientras se resuelva un reclamo oportuno. § A que en planillas sólo consten rubros por: valor del consumo y recargos

legales. § A que no se planille con valores presuntivos o estimativos en el sector

urbano. § A que no se trasladen a planillas, pérdidas por causas imputables al

prestador. Para lograr esos propósitos, se requiere que las Empresas Generadoras, la Transmisora y las Distribuidoras, hagan inversiones para que la oferta energética sea suficiente y las redes eléctricas tengan características adecuadas para la prestación del servicio. Uno de los objetivos de la LRSE es promover la realización de inversiones públicas en transmisión; lo cual puede concretarse principalmente, mediante la reinversión de las utilidades de la empresa transmisora, que correspondan al Estado a través del Fondo de Solidaridad. Además los sistemas deben ser coordinados, operados y mantenidos de manera eficiente y económica; aplicando procedimientos técnicos y administrativos enfocados a servir con calidad a los clientes.


2.5. PROTECCIÓN Y CONSERVACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE El Estado Ecuatoriano, reconoce a las personas el derecho a vivir en un ambiente libre de contaminación, ecológicamente equilibrado, garantizando así un desarrollo sustentable. En tal virtud, es de fundamental importancia en el desarrollo de todas las actividades relativas a la generación, transmisión; y, distribución y comercialización de energía eléctrica, la conservación de la naturaleza y la protección del medio ambiente, en estricto apego a la legislación ecuatoriana vigente. Por lo tanto, es obligación de los organismos e instituciones interesadas en desarrollar actividades en el sector, realizar para cada proyecto, un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) conteniendo su respectivo Plan de Manejo Ambiental (PMA). Merece mención especial la necesidad de poner en práctica programas de manejo en las cuencas hidrográficas, como elemento esencial y destacado del Plan de Manejo Ambiental de aprovechamientos hidroeléctricos. En los estudios de centrales de generación que usen combustibles, se deberán cuantificar las distintas emisiones hacia el aire y su consecuente dispersión hacia el agua, el suelo y el subsuelo del área circundante, en función de las normas pertinentes. Según el Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas, publicado en el Registro Oficial No. 396, de 23 de Agosto de 2001, en su artículo 7 se establecen las siguientes competencias para el CONELEC: a) Cumplir y hacer cumplir la legislación ambiental aplicable a las actividades

de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica así como las disposiciones que se deriven de este Reglamento;

b) Aprobar los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) y sus correspondientes

Planes de Manejo Ambiental (PMA) de los proyectos u obras de generación, transmisión y distribución, excepto para los casos contemplados en el artículo 10, literal d) de este reglamento;

c) Incorporar en el Plan de Electrificación las políticas ambientales del Estado,

evaluar conjuntamente con el Ministerio de Energía y Minas el cumplimiento y efectividad de las mismas y, sobre esta base, proponer las modificaciones que permitan alcanzar el desarrollo sustentable del sector;

d) Dictar instructivos de aplicación de la Ley y sus reglamentos, en materia de

protección del ambiente, los cuales se emitirán mediante Regulaciones;


e) Dictar, de acuerdo con la Ley, las regulaciones referentes a parámetros

técnicos de tolerancia y límites permisibles, a los cuales deben sujetarse las actividades eléctricas, a fin de atenuar los efectos negativos en el ambiente. Para el efecto observará las directrices impuestas por el Consejo Nacional de Desarrollo Sustentable de acuerdo con la Ley de Gestión Ambiental y coordinará al respecto con el Ministerio del Ambiente en función del artículo 9, literal d) de la indicada Ley de Gestión Ambiental;

f) Controlar la realización de los Planes de Manejo Ambiental de las empresas

autorizadas que se encuentren operando en actividades de generación, transmisión o distribución de energía eléctrica, sobre la base de las auditorias ambientales que deberán practicarse;

g) Diseñar y aplicar, en coordinación con los organismos públicos

competentes, incentivos para estimular la protección y manejo sustentable de los recursos naturales que son aprovechados por los proyectos eléctricos, así como fomentar el desarrollo y uso de tecnologías limpias y el uso de recursos energéticos no convencionales;

h) Llevar el registro de empresas y consultores individuales calificados por el

Ministerio del Ambiente, para realizar los estudios y auditorías ambientales en el sector eléctrico;

i) Aplicar las sanciones por incumplimiento de las disposiciones ambientales

previstas en este Reglamento, las cuales deberán incluirse en los respectivos contratos de concesión, permiso o licencia;

j) Requerir de los agentes, generadores, el transmisor y los distribuidores, los

documentos e información necesaria para verificar el cumplimiento de las normas y regulaciones ambientales, estando facultado para realizar las inspecciones y verificaciones que al efecto resulten necesarias;

k) Asegurar la publicidad de las decisiones de aplicación general e instructivos

en materia ambiental, incluyendo los antecedentes sobre la base de los cuales fueron expedidos;

l) Receptar y analizar el informe anual que le corresponde presentar al

Director Ejecutivo del CONELEC, en el cual necesariamente se incorporará la parte inherente al cumplimiento de las políticas y normas ambientales aplicables al sector eléctrico, y;

m) Permitir el acceso de la ciudadanía a la información ambiental de acuerdo a

lo estipulado por la Ley de Gestión Ambiental. Quienes soliciten dicha información serán responsables de su uso y respetarán la propiedad intelectual.


Adicionalmente, según este Reglamento, el CONELEC mantendrá una estrecha coordinación y cooperación con el Ministerio del Ambiente y las entidades de supervisión, regulación y control en materia de protección ambiental, a fin de fortalecer la gestión, agilitar los trámites, prevenir y solucionar los conflictos ambientales, con sujeción al Sistema Descentralizado de Gestión Ambiental previsto en la Ley de Gestión Ambiental. Para el efecto podrá convocar a reuniones, audiencias públicas y utilizar otros mecanismos de cooperación y colaboración interinstitucional, tanto a nivel público como privado. El otorgamiento por parte del CONELEC de concesiones, permisos y licencias señalado en el Reglamento de la materia se halla condicionado al cumplimiento previo de las normas ambientales contenidas en el Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas y en las regulaciones e instructivos que al efecto emita el CONELEC. El CONELEC suscribirá los contratos de concesión, permiso o licencia para realizar las actividades de generación, transmisión o distribución de energía eléctrica, una vez que verifique la presentación por parte de los interesados, de los informes de carácter ambiental que deban ser otorgados por las autoridades competentes, según proceda en cada caso; en concordancia con el artículo 44 del Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica. Como aspectos específicos, en principio, se ha establecido que todos los proyectos de generación de energía eléctrica igual o mayor de 1 MW y las líneas de transmisión y distribución cuyo voltaje y longitud sean iguales o mayores a 40 kV y 5 km, respectivamente, deberán presentar el EIA, e incluir la evaluación de las posibles afectaciones respecto del terreno, el medio biótico, la atmósfera y las edificaciones, dentro de la franja de seguridad, de conformidad con las normas aplicables. También, en los proyectos de subestaciones se deben considerar los impactos del ambiente y hacia el ambiente, especialmente respecto de los terrenos y la población aledaños. En aquellos proyectos que están en operación se deben realizar Auditorias Ambientales, para desarrollar los Planes de Manejo Ambiental (PMA) como una herramienta que permita contar con información acerca de los proyectos y sus interrelaciones con el entorno, a fin de compensar o remediar los impactos y efectos que, sobre el medio ambiente, se estén produciendo o puedan producirse por su operación y mantenimiento. Igualmente, busca identificar y evaluar los impactos y efectos del ambiente sobre tales proyectos, relacionados con su operación y mantenimiento. A través de los PMA, se establecerá el diseño y la adecuación de los planes y medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación, con miras a


ajustar gradualmente el desempeño ambiental de las instalaciones en operación a la normatividad vigente. 2.6. FINANCIAMIENTO DE LOS PROYECTOS Los precios y tarifas que los diferentes Agentes del MEM cobren por sus servicios, deben ser suficientes para cubrir los costos de las obras que se deban realizar en el Sector Eléctrico para el mejoramiento y expansión de los sistemas y para ofrecer una utilidad razonable a los inversionistas. El financiamiento de los proyectos, en consecuencia, estará soportado, fundamentalmente, por la inversión privada; pues se sustentará en los resultados financieros de cada empresa, provenientes de los cobros mediante precios y tarifas, más los aumentos de capital y los créditos que cada empresa pueda conseguir en el mercado financiero. Según el Art. 37 de la LRSE las utilidades correspondientes al Estado, que el ejercicio económico de estas empresas genere, serán reinvertidas en el mejoramiento de su infraestructura, expansión de servicios y capacidad técnica operativa, según lo establezcan los presupuestos de inversiones anuales. La Ley y los reglamentos correspondientes, permiten también el financiamiento, especialmente para obras de distribución, por parte de los consumidores, Municipios, Consejos Provinciales y organismos no gubernamentales. 2.7. USO EFICIENTE Y CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Una buena alternativa para que las planillas por el servicio eléctrico sean convenientes para los consumidores finales, así como para diferir inversiones y evitar, en parte, posibles déficit de energía eléctrica, es la optimización en el uso de esta energía, sin afectar la producción y el nivel de satisfacción de las necesidades. Entre las medidas de uso eficiente de energía eléctrica que el CONELEC recomienda se indican a continuación: • Cambio de luminarias poco eficientes de usuarios y de alumbrado público.

• Sustitución de refrigeradoras de tecnología obsoleta, por otras más

eficientes, al final de la vida útil de las existentes.

• Mejoras en la operación de los tanques para calentamiento de agua, uso de

equipos similares más eficientes y calentadores solares.

• Sustitución de equipos de aire acondicionado por otros más eficientes, al

final de la vida útil de los existentes.


• Motores eléctricos más eficientes con mejores controles.

• Programa de auditorias energéticas especialmente en grandes industrias.

Según los resultados de estudios realizados sobre esta materia, se podría alcanzar en un período de 12 años un desplazamiento de 238 MW en los requerimientos de potencia y un ahorro de 422 GWh /año, con una inversión anual del 1 al 2 % de los ingresos anuales brutos de las empresas distribuidoras del país. Como uno de los pasos, el CONELEC está apoyando a la Dirección de Energías Alternativas del Ministerio de Energía y Minas, en un programa asesorado por un organismo especializado del Perú. En este proyecto se incluyen acciones educativas y publicitarias para incentivar el uso eficiente de la electricidad y la utilización de focos fluorescentes compactos. 2.8. DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA En el año 2000, las pérdidas totales de energía eléctrica en el Sistema Nacional Interconectado y Sistemas No Incorporados, esto es en el conjunto de líneas, subestaciones y redes, de las empresas eléctricas transmisora y distribuidoras, fue del orden de 24,6 % respecto de la energía neta producida por el conjunto de centrales generadoras. Las pérdidas en el Sistema Nacional de Transmisión, de propiedad de TRANSELECTRIC, constituido por líneas y subestaciones, fueron un 3,8 % respecto de la energía total transportada por ese sistema, o 3,3 % si se compara con el total de la energía neta generada al nivel del país. En los sistemas de las empresas eléctricas de distribución, conformados por: líneas de subtransmisión, subestaciones, redes, transformadores, acometidas y sistemas de medición para abonados; las pérdidas fueron aproximadamente 22 % de la energía total disponible en las subestaciones de recepción de los sistemas. Vale anotar que, según estimaciones de 2000, las pérdidas técnicas fueron aproximadamente 9,2 %; y el resto, 12,8 %, correspondió a pérdidas comerciales. Según estas estimaciones, algunos sistemas de distribución tuvieron en 1999 pérdidas de hasta 29 % y en el 2000 una empresa llegó al 32 %. Estos índices de pérdidas continúan siendo demasiado altos, pues en el ámbito mundial y latinoamericano (Ej.: Perú) existen sistemas eléctricos nacionales que registran pérdidas totales de energía eléctrica, del orden de 10 %. El Reglamento de Tarifas vigente establece que los límites admisibles para las pérdidas no técnicas en el cálculo de tarifas, serán fijadas por el CONELEC para cada distribuidor, hasta llegar al 2% en el año 2002, porcentaje máximo


aceptable que deberá mantenerse a futuro. Se consideran dentro del cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD), la incidencia de las inversiones e incrementos en costos que el distribuidor realiza para cada período anual en el cumplimiento del programa de reducción de pérdidas no técnicas. El CONELEC mediante Regulación 003/99 (Resolución 052/99) aprobó los niveles de pérdidas no técnicas para cada una de las Empresas Distribuidoras, reconociendo únicamente el 50% de tales pérdidas, como base para la determinación de este componente en los precios a consumidores finales. El Plan de reducción de pérdidas no técnicas para las empresas distribuidoras se indica en el siguiente cuadro:

ANEXO "A" A LA REGULACION No. CONELEC - 003/99

REDUCCION ANUAL DE PERDIDAS NO TECNICAS EN LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DEL PAIS

EMPRESAS ELÉCTRICAS

PORCENTAJE ANUAL ADMISIBLE DE PERDIDAS % REDUCCIÓN ANUAL 1999 2000 2001 2002

AMBATO 2,00 2,00 2,00 2,00 0,00 AZOGUES 2,00 2,00 2,00 2,00 0,00 BOLIVAR 3,31 2,87 2,44 2,00 0,44 CENTRO SUR 2,14 2,10 2,05 2,00 0,05 COTOPAXI 2,00 2,00 2,00 2,00 0,00 EL ORO 3,50 3,00 2,50 2,00 0,50 EMELEC 7,58 5,72 3,86 2,00 1,86 ESMERALDAS 4,52 3,68 2,84 2,00 0,84 GUAYAS - LOS RIOS 2,99 2,66 2,33 2,00 0,33 LOS RIOS 4,79 3,86 2,93 2,00 0,93 MANABI 5,56 4,37 3,19 2,00 1,19 MILAGRO 6,47 4,98 3,49 2,00 1,49 NORTE 2,00 2,00 2,00 2,00 0,00 QUITO 2,24 2,16 2,08 2,00 0,08 RIOBAMBA 3,83 3,22 2,61 2,00 0,61 STA ELENA 2,00 2,00 2,00 2,00 0,00 STO DOMINGO 2,00 2,00 2,00 2,00 0,00 SUR 2,08 2,05 2,03 2,00 0,03 Por tanto, se deben aplicar las siguientes acciones en las Empresas concesionarias de transmisión y distribución y en el CENACE, para que las pérdidas de energía disminuyan hasta valores óptimos, a fin de que el costo de la energía que se entregue a los usuarios, sea el menor posible:


• El CENACE, en función de los reglamentos de Operación y Mercado Mayorista, coordinará la operación de generación y transmisión, optimizando las pérdidas de potencia y energía, para lograr la operación más económica posible del sistema en su conjunto.

• En los planes decenales de la empresa de transmisión, TRANSELECTRIC,

se deben evaluar, para el año anterior y los planeados, las pérdidas de potencia activa y reactiva máximas; y, las pérdidas de energía activa, en cada uno de los transformadores de potencia de las subestaciones y en cada una de las líneas de transmisión; así como los auto consumos de cada subestación. El Plan de expansión del sistema nacional de transmisión, contendrá la descripción y evaluación económica de las estrategias operativas y los proyectos, tendientes a disminuir las pérdidas.

• En los estudios de costos para el cálculo del Valor Agregado de Distribución

(VAD), que servirán para la aprobación de las tarifas a los clientes finales; las distribuidoras deben asumir pérdidas de energía definidas por el CONELEC.

En las reuniones periódicas de los responsables de las unidades de pérdidas de las Empresas Eléctricas, se han emitido una serie de recomendaciones, entre las cuales conviene destacar las siguientes, que podrán adoptarse evaluando la relación beneficio / costo: • Usar transformadores y equipos más eficientes; • Instalar condensadores para compensar cargas reactivas; • Instalar sistemas de medida modernos en subestaciones, alimentadores y

otros puntos del sistema, para identificar los subsistemas con mayores pérdidas;

• Utilizar programas informáticos para optimizar las ampliaciones, cambios,

mejoras y operación de los sistemas de distribución; así como los procesos de registro de clientes, lectura, facturación y control de robos de energía; y,

• Realizar campañas de educación y publicidad, para difundir los derechos y

obligaciones de los distribuidores y los clientes En consecuencia, las empresas concesionarias de distribución deben priorizar la aplicación de acciones legales para evitar el robo de la energía, que según la LRSE es considerada un bien mueble; y, las medidas técnicas y comerciales necesarias, para que cada uno de los elementos de los sistemas de distribución, sea operado y mejorado técnica y económicamente, todo en concordancia con el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad; y, teniendo en cuenta que estas acciones son de beneficio para las empresas distribuidoras y para el país.


AÑO (Dic)

POBLACIÓN (miles)

PARIDAD CAMBIARIA VENTA (1)

(sucres / US$)

INFLACIÓN ANUAL (1)

(%)

DEUDA EXTERNA (1) (miles US$)

INTERÉS ACTIVO

(1) (2) (%)

PRODUCTO INTERNO

BRUTO (3) (106 US$)

CRECI-MIENTO P I B (4)

(%)

RESERVA MONETARIA (miles US$)

EXPORTA-CIONES

(miles US$)

IMPORTA-CIONES

(miles US$)

1989 10 031 668 75,6 11 533 43,7 9 714 0,3 203 2 354 1 6341990 10 264 900 48,5 12 222 50,5 10 569 3,0 603 2 724 1 6471991 10 503 1 302 48,7 12 802 56,8 11 525 5,0 760 2 851 2 1171992 10 743 1 847 54,6 12 795 53,6 12 430 3,6 782 3 102 1 9771993 10 982 2 044 45,0 13 631 39,2 14 540 2,0 1 254 3 066 2 2231994 11 221 2 280 27,3 14 589 49,0 16 880 4,3 1 712 3 843 3 2091995 11 460 2 926 22,9 13 934 54,2 18 006 2,3 1 557 4 411 3 7371996 11 698 3 634 24,4 14 586 42,0 19 157 2,0 1 831 4 900 3 5711997 11 937 4 437 30,7 15 099 44,8 19 760 3,4 2 093 5 264 4 5201998 12 175 6 770 43,4 16 400 62,8 19 739 0,4 1 698 4 203 5 1101999 12 411 19 917 60,7 16 282 55,7 13 769 -7,3 1 276 4 162 2 7372000 12 646 25 000 91,0 13 458 14,5 13 649 2,3 1 180 4 822 3 160

Fuente: Página Web del Banco Central del Ecuador: http://www.bce.fin.ec

(3) - Obtenido como cociente entre el PIB a precios corrientes y el tipo de cambio(4) - Tasas de variación referidas a precios constantes (sucres de 1975)

(1) - Al final del período. Desde fines de enero de 2000 se decretó la dolarización de la economía ecuatoriana, con una relación: 25 000 S/. / US$

Anexo 2.01PRINCIPALES INDICADORES ECONÓMICOS DEL ECUADOR

(2) - Bancos privados, al sector corporativo


3. SITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL

3.1. DATOS GENERALES A más de los datos geográficos, poblacionales y económicos mencionados al inicio del capítulo 2, conviene indicar lo siguiente: Se estima que a fines del año 2000, el 81 % de la población disponía de servicio de energía eléctrica, es decir unos 10 243 336 habitantes. El índice de cobertura de las viviendas que tienen servicio de energía eléctrica en el ámbito urbano se estimaba en 96 % y en el sector rural el 55 %. Solo con los resultados del Censo Nacional de Población y Vivienda, de noviembre de 2001 se podrían tener datos más confiables a fines del 2002. La distribución y comercialización de la energía eléctrica se realiza por medio de 20 empresas (Anexo: Gráfico 2). De estas empresas, una de ellas, la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. -EMELEC- es totalmente privada y atiende básicamente a la ciudad de Guayaquil, que representa alrededor del 29 % de la energía total facturada en el país. Respecto de esta empresa, en el año 2000 el CONELEC declaró terminada en forma definitiva la operación que venía desarrollando y en el 2001 contrató una firma para asesorar en la valoración de activos y en la selección de la nueva concesionaria que prestará el servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica en el área de Guayaquil. Para la operación del servicio eléctrico en el área de la citada empresa, el CONELEC designó según la ley un Administrador Temporal, que está trabajando en coordinación con el representante legal de la compañía. Las demás empresas están constituidas como sociedades anónimas, siendo los accionistas: el Fondo de Solidaridad, muchos Municipios, los Consejos Provinciales y otras Entidades Públicas. En algunas de estas empresas existen accionistas particulares. En la mayoría de estas empresas de distribución, el principal accionista es el Fondo de Solidaridad. En el año 2000, la demanda máxima del Sistema Nacional Interconectado (sin considerar los sistemas no incorporados), en bornes de generación, ocurrió el jueves 14 de diciembre y fue de 1 955 MW. (La demanda máxima preliminar del 2001, sujeta a confirmación, ha sido 2 005 MW). En las subestaciones de entrega a las empresas distribuidoras, esta demanda máxima fue de 1 863 MW. Las pérdidas de potencia en el sistema de transmisión y los consumos propios de las plantas generadoras, suman 92 MW que representan el 4,7 %.


La energía bruta producida en el 2000, también medida en bornes de generación (S.N.I. + No Incorporados) , fue de 10 612 GWh. La energía generada en el SNI en el 2001, sujeta a confirmación, ha sido 10 860 GWh. Con excepción de enero, la demanda bruta de energía eléctrica fue superior, respectivamente, a los mismos meses de 1999. La energía en las subestaciones o barras de entrega a las empresas distribuidoras, fue de 10 099 GWh; por lo tanto, las pérdidas de energía por transporte, más los consumos propios de las centrales suman 513 GWh, equivalente al 4,8 %. En el Anexo 3.01, se indican las cifras correspondientes a la energía generada, autoconsumo y pérdidas en transmisión y distribución al nivel nacional, es decir, S.N.I. más los Sistemas No Incorporados, a partir de 1992. Las pérdidas en distribución se han mantenido en niveles muy altos, con una tendencia de incremento durante el año 2000, alcanzando al 21,99 % frente a un 20,92 % que se obtuvo en 1999. La estructura del consumo de energía eléctrica al nivel nacional, durante el 2000, fue de 35,4 % para el sector residencial; 17,2 % para el comercial; 27,8 % para el sector industrial; 7,9 % para el alumbrado público; y, 11,7 % para otros suministros. Los datos de consumo correspondientes a las empresas distribuidoras, en los últimos 4 años, se detallan en el Anexo 3.02. Al total de abonados se les ha facturado en el 2000, 7 889 GWh, por lo cual, el consumo promedio mensual por abonado, se ubica en 273 kWh. Los abonados residenciales tuvieron un consumo promedio unitario de 111 kWh / mes, los comerciales 472 kWh / mes, los industriales 6 214 kWh / mes. Según las Estadísticas del sector eléctrico del país correspondientes al 2000, elaboradas y publicadas por el CONELEC, existieron 2 404 952 abonados como promedio anual; sin la información del sistema de distribución Tena, el cual forma parte del área de concesión de la empresa Ambato. Un resumen del Anexo 3.03 se indica en el cuadro siguiente:

GRUPO ABONADOS PORCENTAJE Residencial 2 101 967 87,4 Comercial 9 991 10,0 Industrial 29 454 1,2 Al. Público 295 0,01 Otros 33 246 1,4 TOTAL 2 404 952 100,0

Los abonados correspondientes a las empresas del Sistema Nacional Interconectado representaron alrededor del 99 % del total nacional y el resto aquellos de los sistemas no incorporados (Sucumbíos, Galápagos y Otros sistemas menores).


El consumo facturado anual por habitante alcanza a 624 kWh, cifra que ubica al Ecuador entre los de menor consumo por habitante de América Latina, lo que refleja el bajo grado de industrialización del país. 3.2. GENERACIÓN A mediados del 2000 se iniciaron las pruebas experimentales de la unidad en la Central “El Carmen” de la Empresa Municipal de Agua Potable y Alcantarillado de Quito, EMAAP-Q. La operación de esta central con su capacidad de 8,2 MW, constituye un aporte del orden de 64 GWh / año a la producción de energía hidroeléctrica. Se ha legalizado ya el contrato de permiso de esta central y se espera suscribir cuanto antes el de la denominada Recuperadora-Papallacta, de la misma empresa, que opera desde hace varios años. En el Anexo 3.04, se presenta el parque generador disponible en el ámbito nacional, actualizado a diciembre de 2001, descontando las unidades de Ecuapower, que se retiraron en febrero de 2001. Según estos cuadros, la potencia instalada alcanza los 3 860 MW, en tanto que la capacidad efectiva es de 3 247 MW, de los cuales un 53 %, es decir, 1 734 MW constituye la potencia de generación hidroeléctrica efectiva en el país, incluyendo autogeneración y generación no incorporada al S.N.I. El Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) cuenta a inicios del año 2002 con una potencia de generación instalada nominal, para servicio público (sin autogeneradores), de 3 159 MW, siendo la potencia efectiva de 2 851 MW. En los sistemas no incorporados de servicio público, se disponía de 40,1 MW como potencia de generación nominal, que podían dar efectivamente 27,8 MW. Los auto generadores que se autoabastecen parcial o totalmente, relacionados o no con el S.N.I. suman aproximadamente 368 MW de potencia efectiva. El Anexo 3.05 detalla en varios cuadros las características principales de las unidades de generación eléctrica, de las empresas generadoras y distribuidoras incorporadas al S.N.I.; así como las centrales de autogeneración; en tanto que, el Anexo 3.06 desglosa las unidades de servicio público, de los sistemas no incorporados. El siguiente cuadro resume la potencia de generación existente en el país: POTENCIA NOMINAL

(MW) MW

NOM / TOTAL

(%)

CAPACIDAD EFECTIVA (MW)

MW EFECT

/ TOTAL Hidro Termo Total Hidro Termo Total (%)

S N.I. 1 704,4 1 455,0 3 159,4 81,8% 1 691,5 1 159,8 2 851,3 87,8% No Incorpor. 2,4 37,7 40,1 1,0% 1,8 26,0 27,8 0,9%

Autogeneradores 41,7 618,8 660,5 17,1% 40,5 327,0 367,5 11,3% Total MW 1 748,6 2 111,5 3 860,0 100,0% 1 733,9 1 512,8 3 246,6 100,0%


Como capacidad de abastecimiento adicional, se puede disponer de 40 MW nominales (24 efectivos) mediante la línea de interconexión en 138 kV que conecta el sistema de la Empresa Eléctrica Norte con el sistema eléctrico colombiano, pero que no puede operar en sincronismo. En cuanto a la generación termoeléctrica existente para servicio público (S.N.I. + No Incorporados), su disponibilidad es variable por los períodos de vida útil de los equipos, adicionalmente, la potencia efectiva es igualmente diversa. La composición de esta generación es la siguiente:

Tipo de Central Nominal (kW) Efectiva (kW)

Térmica Gas (Opera con diesel) 671 080 495 800 Térmica MCI 347 129 249 962 Térmica Vapor 474 500 440 000 Total Termoeléctrica 1 492 709 1 185 762

La casi totalidad de los motores de combustión interna (MCI) tienen más de 20 años de instalación, razón por la cual sus rendimientos y factores de planta son bajos y deberán salir de servicio en forma progresiva durante los próximos 3 años, desplazadas en el mercado por la incorporación de unidades de generación más eficientes o por obsolescencia. En el Anexo 3.07, se presenta los cuadros con la energía que las plantas del S.N.I. pueden producir en forma mensual, para escenarios de hidrología media y seca, respectivamente, según se describe más adelante. Conviene aclarar que en estos cuadros no se incluyen las plantas eléctricas de uso particular o autogeneradores. Como se puede observar en el resumen del Anexo 3.07 (Cuadro 1 de 4), la energía disponible en el país, al nivel del S.N.I., en escenario de hidrología seca, es de 12 118 GWh, valor que equivale al 85,3 % de la energía disponible en el escenario de hidrología media (14 200 GWh). La disponibilidad de la energía de las centrales termoeléctricas irá decreciendo por sus características operacionales. La generación bruta en el 2000, en bornes de generación del S.N.I., alcanzó los 10 521 GWh, de los cuales 7 595 GWh (72,1 %) fueron producidos por las plantas hidroeléctricas. Las condiciones hidrológicas han sido favorables y a pesar de no tener tantos caudales como el año anterior, la producción hidroeléctrica ha sido un 6,2 % más que en 1999, año en el que se generaron 7 151 GWh. El crecimiento de la demanda en el 2000 fue 2,7 % en la energía bruta con respecto a 1999. Aún no se tienen datos finales del año 2001. La generación termoeléctrica bruta durante el 2000 fue de 2 926 GWh (28 % del total). No se cuenta con información sobre la producción de auto-generadores.


En cuanto a la energía mensual disponible, esta se indica en los cuadros del Anexo 3.07 y es referida a los siguientes escenarios de disponibilidad: • Hidrología Media, 50 % de probabilidad de ocurrencia anual o mayor, • Hidrología Seca, 90 % de probabilidad de ocurrencia o mayor, en función de

los caudales mensuales aportados y la capacidad del reservorio. Esta disponibilidad se puede apreciar en el gráfico siguiente:

Las plantas hidráulicas mayores se encuentran ubicadas en la vertiente amazónica, donde la época lluviosa ocurre generalmente de abril a septiembre y el período seco de octubre a marzo. Por esta razón, los mantenimientos de las plantas térmicas, preferentemente se los programa para la estación lluviosa y los de las unidades hidráulicas para la estación seca. El 90% de la capacidad existente en centrales hidroeléctricas está constituida principalmente por las cuatro grandes centrales del Sistema Nacional Interconectado: Paute (1075 MW) que es la mayor de todas, seguida por Marcel Laniado (213 MW), Agoyán (156 MW) y Pisayambo - Pucará (74 MW). La capacidad del embalse Amaluza de la central Paute (81,5 GWh), hace que sea considerada de regulación semanal. Esta limitación provoca dificultades en el abastecimiento eléctrico en época de estiaje ya que su producción se reduce notablemente. La central Agoyán prácticamente no tiene regulación y la central Pisayambo - Pucará (88,5 GWh) no tiene un embalse de importancia, dada la limitada capacidad instalada. Con la central Marcel Laniado se puede operar mejor los otros embalses, ya que afirma energía secundaria de las centrales con embalse y, por estar ubicada en el occidente del país, tiene un régimen hidrológico complementario al de las otras tres centrales principales, situadas en la vertiente oriental o amazónica. En los cuadros del Anexo 3.08, se indican los caudales afluentes medios mensuales de las cuatro centrales hidroeléctricas más importantes del SNI.

DISPONIBILIDAD MENSUAL DE ENERGÍA - SITUACIÓN ACTUAL

800

1000

1200

1400

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GWhHidrología mediaHidrología seca


En el siguiente cuadro, se presenta la composición mensual de la energía expresada en porcentaje del total anual de cada central, para hidrología media.

Se puede observar que el período crítico de Marcel Laniado se inicia en junio y termina en octubre, período en el cual en el sistema eléctrico ecuatoriano la demanda no es la más alta. En cambio, el período crítico de las otras 3 centrales está comprendido entre los meses de noviembre a marzo, en el cual se encuentra el período de máxima demanda del sistema eléctrico ecuatoriano. La operación del Mercado Eléctrico Mayorista, se está efectuando de acuerdo con lo establecido en los reglamentos correspondientes. Se considera particularmente importante mencionar en este Plan, los costos variables de producción establecidos por el CENACE en su Plan de Operación del MEM para el período Enero-Diciembre 2001. En el Anexo 3.09 se tienen los costos variables de producción para los grupos de generación para las condiciones de fines del 2000, ordenados de menor a menor, según los siguientes precios de combustible.

PERÍODO FUEL OIL No. 4

(US Dólares / galón) DIESEL 2

(US Dólares / galón)

Enero – Diciembre 2001

0,533427

0,942980 Adicionalmente, en el anexo mencionado, se indican otras características operativas relevantes del actual parque de generación del S.N.I., como datos indicativos que permiten efectuar análisis técnico – económicos de proyectos de generación. Las principales características de los trasformadores de elevación de las subestaciones iguales o mayores a 10 MVA, acopladas a las centrales que forman parte del S.N.I., se indican en el Anexo 3.10.

DISTRIBUCION MENSUAL DE LA ENERGÍA DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MÁS GRANDES. (%)

Mes Agoyán M. Laniado Paute Pisayambo Enero 7,0 13,3 4,8 6,5 Febrero 6,8 10,4 5,4 5,9 Marzo 8,8 11,5 7,8 4,1 Abril 9,2 13,6 10,2 3,1 Mayo 9,6 12,3 10,5 1,2 Junio 9,6 7,6 11,7 1,2 Julio 10,0 4,5 12,2 5,0 Agosto 8,8 3,7 10,8 14,3 Septiembre 8,4 3,5 8,3 10,9 Octubre 7,6 3,9 7,3 7,8 Noviembre 7,4 8,3 5,6 17,0 Diciembre 6,8 7,4 5,5 22,9 TOTAL 100 100 100 100


3.3. TRANSMISIÓN El Sistema Nacional de Transmisión –SNT- se encuentra conformado por un anillo a 230 kV, con líneas de doble circuito que unen las subestaciones de Paute, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Sto. Domingo, Sta. Rosa (Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba. Vincula fundamentalmente el principal centro de generación del país (Paute), con los dos grandes centros de consumo: Guayaquil y Quito. Además, se dispone de una línea adicional de 230 kV, doble circuito, entre Paute, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil), la misma que, junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones, excepto por voltajes, la generación disponible de la central hidroeléctrica Paute. Del anillo troncal de transmisión de 230 kV, se derivan líneas radiales de 138 y 69 kV, para enlazar los principales centros de generación y de consumo del país, excepto algunas zonas del oriente y las islas Galápagos, que operan como sistemas aislados. La configuración actual del SNT más las principales centrales generadoras, se presenta en el Anexo Gráfico 3. Las principales características de las líneas de transmisión y de los transformadores de las subestaciones principales del sistema de transmisión, se indican en los Anexos 3.11 y 3.12. A diciembre de 2000 el sistema de transmisión, estaba conformado por: 1 041 km de líneas de 230 kV, 1 360 km aislados para 138 kV; y, 2 464 MVA de capacidad OA en transformadores de reducción, de los cuales unos 1 595 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, son de entrega para distribución. En el 2001 ha habido pequeños cambios que constará en las estadísticas que se publican en el primer semestre del año siguiente. Casi en su totalidad, las líneas de 230 kV y las de 138 kV, han sido construidas en torres de acero galvanizado y conductores ACSR. La configuración predominante en las subestaciones de 230 kV, es la de doble barra y un disyuntor; en cambio, en 138 kV predomina el esquema de barra principal y transferencia, con algunas excepciones, donde existe doble barra y un disyuntor. El equipamiento de las subestaciones del SNT es de tipo convencional, excepto el de la S/E Policentro y los patios de maniobra de las centrales Paute, Agoyán y Trinitaria, que son de tipo compacto en SF6. Además de las líneas de TRANSELECTRIC indicadas en el Anexo 3.11, existen líneas de 138 kV como la Sta. Rosa - Selva Alegre - S/E 19 – Pomasqui, que es de propiedad de la Empresa Eléctrica Quito; la línea Papallacta – El Carmen - Sta. Rosa, que pertenece a la Empresa Municipal de Agua Potable de Quito (EMAAP-Q); y la línea Baños – Puyo, que opera a 69 kV, de propiedad de la Empresa Eléctrica Ambato.


Las líneas de TRANSELECTRIC Puyo – Tena y Cuenca – Limón (Plan de Milagro), son aisladas para 138 kV pero operan a 69 kV. Desde hace algunos años y aún a fines del 2000, el Sistema de Transmisión se encontraba operando en condiciones críticas debido principalmente a: • Retraso en las actividades de mantenimiento que requiere el sistema; • Demora en la ejecución de las obras programadas; • Limitaciones financieras de la empresa de transmisión, Transelectric S.A.; y, • Restricciones en el Sistema que han obligado a soluciones emergentes, las

cuales están afectando la calidad del servicio; Esto ha ocasionado sobrecargas y fallas en transformadores importantes del sistema, además de condiciones de inseguridad, disminución de los niveles de confiabilidad, bajos voltajes, generación forzada y pérdidas excesivas en algunos de sus elementos. Las principales restricciones y modificaciones provisionales y emergentes en el Sistema Nacional de Transmisión, se mencionan enseguida: - Operación a 138 kV de uno de los dos circuitos de la línea de 230 kV

Milagro - Pascuales, para controlar la sobrecarga de los transformadores 230 / 69 kV y 69 / 138 kV de la subestación Milagro. Este cambio permite servir la carga de la Empresa Los Ríos desde Pascuales.

- Sobrecarga del transformador 138 / 69 kV, 150 MVA, de la subestación

Salitral, tanto en condiciones de alta disponibilidad hídrica en la Central Paute, como en condiciones de estiaje en la mencionada central, al no poder evacuar la generación térmica ubicada en la ciudad de Guayaquil

- Sobrecarga del transformador 138 / 46 kV de la subestación Santa Rosa.

Esta restricción fue parcialmente superada instalando la subestación móvil de reserva 138 / 69 / 46 kV y por la redistribución de la carga efectuada por la Empresa Eléctrica Quito. Posteriormente se ha instalado un transformador nuevo según convenio con la mencionada empresa para la adquisición e instalación de este equipo.

- Deficiente regulación de voltaje en las áreas de Manabí, debido al estado

de carga de la línea de transmisión Quevedo – Daule Peripa – Portoviejo de 138 kV, razón por la cual se requiere recurrir a generación térmica local. La situación puede ser aún más crítica cuando la central Marcel Laniado deba estar fuera de operación.

- La línea de transmisión Santo Domingo – Quevedo de 230 kV, doble

circuito, estaba operando únicamente con un circuito, por cuanto la posición


de línea en la subestación Santo Domingo era ocupada por la empresa Ecuapower. Por esta circunstancia el anillo de 230 kV del Sistema Nacional de Transmisión no estaba operando en forma completa de acuerdo a su diseño, situación que le restaba confiabilidad. Esta condición fue superada en febrero del 2001, pues se retiró Ecuapower.

3.3.1. Voltajes en el Sistema de transmisión Según las regulaciones del CONELEC, es responsabilidad del transmisor mantener los voltajes nominales en las barras de entrega, con variaciones no mayores de 5% para 230 y 138 kV; y, de 3% para 69, 46 y 34,5 kV. De los registros de operación proporcionados por el CENACE y Transelectric, se advierte que es en el período lluvioso, en las horas de máxima demanda, cuando se presentan los más bajos voltajes en algunas subestaciones del sistema. Esto se debe a que en esta época, el sistema de transmisión se encuentra más cargado, ya que la central hidroeléctrica Paute produce mayor potencia y energía, que se transporta a los centros de consumo y las centrales térmicas ubicadas junto a ellos, generan en menor proporción. Se han registrado varios períodos con voltajes menores o iguales al 95 % del nominal en las barras de entrega a los sistemas de distribución, referidos a niveles de 34,5, 46 y 69 kV. Esta condición desfavorable para la calidad del suministro, es el resultado de las limitaciones técnicas en las cuales ha operado el SNT (Anexo 3.13). Adicionalmente, considerando los LTC y las posiciones de las derivaciones de los transformadores, los voltajes en por unidad en las barras de recepción pueden ser aún menores a los de las barras de entrega. El sistema de transmisión dispone de bancos de condensadores, en los terciarios de los transformadores de las siguientes subestaciones, que totalizaban 54 MVAR, según se indica a continuación: Milagro 18, Machala 12, Policentro 12 e Ibarra 12 MVAR.

También para controlar los altos voltajes que se producen en condiciones de mínima demanda, el sistema contaba con 90 MVAR en bancos de reactores en derivación (Shunt), instalados en los terciarios de los transformadores (13,8 kV), de las siguientes subestaciones del anillo de transmisión de 230 kV: Subestación MVAR Subestación MVAR Paute 20 Sta. Rosa 20 Pascuales 20 Totoras 10 Sto. Domingo 10 Riobamba 10


3.3.2. Estado de cargabilidad de las Subestaciones de Transmisión En el Anexo 3.13 se presenta también el estado de cargabilidad de los transformadores del SNT a diciembre de 2000. Se observa que algunos equipos se encontraban cerca de su capacidad nominal (OA) y, en algunos casos, las sobrepasaban. Los más cargados eran: Transformador Relación kV Capacidad (MVA) Carga (%) Totoras 230 /138 60/80/100 129 Ibarra 138 / 69 20/26/33 113 Milagro 230 / 69 150 111 Pascuales 230 / 138 225/300/375 104 3.4. DISTRIBUCIÓN Existen en el país 20 Empresas Eléctricas que se dedican a la distribución; 19 de las cuales están conformadas como Sociedades Anónimas, con participación casi exclusiva de accionistas del sector público; y, una, EMELEC Inc., que es de propiedad privada y actualmente está en proceso de valoración y trámite de licitación para concesión a una nueva empresa. La Empresa Eléctrica Sucumbíos S.A., maneja un sistema de distribución aislado (no incorporado al S.N.I.), que no tiene conexión con el Sistema Nacional de Transmisión. Según el Plan de Expansión del Sistema Nacional de Transmisión, este sistema aislado se incorporaría al S.N.I. en el 2004, mediante la línea Tena – Coca de 138 kV. Esa empresa maneja además, varios sistemas aislados en Putumayo, Nuevo Rocafuerte, etc. Por otra parte, la Empresa Eléctrica Azogues C.A., opera un sistema de distribución enlazado al SNT por medio de líneas y subestaciones de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur S. A.. En febrero de 1999 se conformó la empresa eléctrica Provincial Galápagos, para atender con el servicio eléctrico a 4 islas habitadas de la provincia insular del mismo nombre. En ciertos sectores de las provincias orientales existen pequeños sistemas menores o no incorporados que están dentro del área de concesión de algunas empresas distribuidoras; por lo que, esos sistemas deben formar parte de las respectivas empresas. Algunas Empresas Distribuidoras operan también sistemas no incorporados; por ejemplo: E.E. El Oro en el Archipiélago de Jambelí, E.E. Guayas - Los Ríos en la Isla Puná, E.E. Sur en Zamora Chinchipe, E.E. Quito en Oyacachi, E.E. Centro Sur en Santiago y E.E. Esmeraldas en la zona norte.


Las empresas filiales de Petroecuador y las compañías petroleras que trabajan especialmente en el nor-oriente, disponen de sistemas de generación y distribución independientes. En especial la filial Petroproducción cuenta con un importante sistema con líneas de subtransmisión a 34,5 kV, aislado en parte para 69 kV; y, líneas de 13,8 kV. Los datos más importantes correspondientes al año 2000, de las 20 Empresas de distribución, se resumen en el Anexo 3.14, en relación con: Provincias a las que sirven total o parcialmente (con signo %), área de concesión, subestaciones del SNT a las que se conectan, número de abonados, longitud de redes primarias, demanda máxima de potencia, factor de carga, energía disponible, energía facturada y pérdidas porcentuales de energía. A su vez, en el Anexo 3.15 se visualizan en porcentaje, las energías facturadas por cada una de las Empresas, representando EMELEC y la Empresa Eléctrica Quito, el 28,7 y el 25,2 %, respectivamente. Los problemas más críticos en la mayoría de las empresas de distribución son: • Falta de información actualizada y confiable sobre las redes eléctricas, los

usuarios que reciben energía de las mismas (usuarios registrados y no registrados) y sobre las curvas de demanda en cada elemento del sistema.

• Excesivas pérdidas de potencia y energía eléctricas. • Ampliaciones sin la suficiente planificación y optimización técnico -

económica. • Falta de cumplimiento con la disposición de escindir su generación. • Características técnicas inadecuadas de equipos y redes. • Protecciones de sobrecorriente y sobrevoltaje sin coordinación. Como consecuencia de lo anterior, se tienen altas pérdidas de energía, mínima confiabilidad de suministro a los clientes, voltajes bajos y variables en muchos puntos del sistema, sobredimensionamientos y en otros casos sobrecargas en conductores y transformadores. Vale anotar que los datos estadísticos del año 2001 estarán disponibles una vez que las empresas eléctricas generadoras, transmisora y distribuidoras, reporten al CONELEC en los formularios normalizados, los datos revisados de todos los meses del referido año; con lo cual en el primer semestre del año siguiente se puede contar con la información consolidada.


1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000ENERGÍA GENERADA BRUTA (GWh) 7 196 7 411 8 144 8 429 9 679 10 362 10 890 10 332 10 612

(GWh) 134 111 111 146 139 158 181 197 163% 1,9 1,5 1,4 1,7 1,4 1,5 1,7 1,9 1,5

ENERGÍA GENERADA NETA (GWh) 7 062 7 300 8 033 8 282 9 540 10 203 10 710 10 135 10 449

(GWh) 233 284 349 352 763 422 420 325 350% 3,29 3,89 4,35 4,25 8,00 4,13 3,92 3,21 3,35

ENERGÍA DISPONIBLE S/E DE ENTREGA (GWh) 6 830 7 017 7 683 7 931 8 777 9 782 10 290 9 810 10 099

(GWh) 1 350 1 480 1 612 1 542 1 715 1 981 2 095 2 053 2 221% 19,77 21,10 20,98 19,45 19,54 20,25 20,36 20,92 21,99

ENERGÍA FACTURADA (CONSUMO) (GWh) 5 480 5 536 6 071 6 388 7 062 7 801 8 195 7 757 7 878

(GWh) 1 582 1 764 1 962 1 894 2 478 2 402 2 515 2 378 2 571% 22,41 24,17 24,42 22,87 25,98 23,54 23,48 23,46 24,60

GENERACIÓN Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS

- INCLUYE LAS E.E. GALÁPAGOS Y SUCUMBÍOS, QUE SON NO INCORPORADOS

Anexo 3.01

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DEL PAÍS(SNI Y NO INCORPORADOS) (1)

AUTOCONSUMO GENERACIÓN

PÉRDIDA EN TRANSMISION

PÉRDIDA EN DISTRIBUCIÓN

PÉRDIDA TOTAL

DESCRIPCIÓN

FUENTE: BOLETÍN ESTADÍSTICO DEL CONELEC, CON AJUSTES ÚLTIMOS

- EN LA ENERGÍA FACTURADA 2000 SE HA DISMINUIDO 11 GWh POR UN PROBLEMA DE FACTURACIÓN DE LA E.E. CENTRO SUR

GENERACIÓN Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

11 000

12 000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

S.N.I. Y NO INCORPORADOS

GWh

-

5

10

15

20

25

30

Año

%

ENERGÍA GENERADA BRUTA

ENERGÍA GENERADA NETA

ENERGÍA DISPONIBLE S/E DE ENTREGA

ENERGÍA FACTURADA (CONSUMO)

PÉRDIDA EN DISTRIBUCIÓN

PERDIDA TOTAL PAIS


EMPRESA AÑO RESI-DENCIAL

COMER-CIAL

INDUS-TRIAL

ALUMB. PÚBLICO OTROS TOTAL

1997 102 897 29 714 44 298 18 474 22 396 217 7791998 115 264 33 751 49 682 20 778 23 582 243 0571999 95 548 29 042 47 776 19 822 19 811 211 9992000 92 484 29 001 54 892 20 649 37 519 234 5461997 16 815 2 932 13 018 3 414 1 102 37 2821998 18 351 3 531 9 623 3 579 1 250 36 3331999 15 690 3 497 12 291 3 546 1 157 36 1822000 15 665 3 480 12 867 3 683 1 141 36 8361997 20 329 3 720 488 7 211 2 140 33 8871998 23 123 3 563 521 7 211 3 254 37 6711999 18 815 3 712 537 7 120 2 757 32 9422000 18 862 3 972 619 7 211 4 246 34 9111997 176 921 41 307 137 463 29 337 16 862 401 8911998 191 071 45 108 135 916 30 467 19 491 422 0531999 160 374 42 640 137 987 28 805 19 762 389 5682000 183 241 48 622 161 622 32 429 24 743 450 6561997 45 713 7 690 60 411 8 314 12 279 134 4061998 51 797 8 720 66 752 9 143 13 452 149 8631999 44 316 8 122 67 222 9 765 12 129 141 5552000 37 648 8 360 74 487 10 602 13 390 144 4871997 155 976 47 270 36 795 28 263 30 262 298 5661998 165 742 53 403 42 100 30 078 28 908 320 2301999 130 142 49 726 42 134 30 351 30 845 283 1972000 120 092 51 339 44 783 31 608 29 089 276 9111997 856 199 519 652 790 605 66 368 182 897 2 415 7211998 856 472 598 542 714 231 66 839 182 776 2 418 8591999 722 755 531 433 735 720 74 916 220 703 2 285 5272000 703 599 539 850 674 990 78 366 256 936 2 253 7411997 65 968 18 868 35 986 16 870 23 196 160 8871998 75 014 20 731 50 244 22 353 19 787 188 1291999 59 814 21 762 23 597 21 986 45 060 172 2212000 58 354 21 523 28 423 22 919 59 611 190 8301997 4 849 2 840 203 290 1 839 10 0211998 5 501 3 143 124 290 2 222 11 2801999 5 131 3 183 143 1 021 2 408 11 8852000 5 636 3 554 170 1 056 2 449 12 8661997 194 834 47 344 97 635 32 399 175 086 547 2981998 208 360 55 399 106 981 31 879 176 213 578 8311999 171 034 50 445 109 554 34 220 172 339 537 5912000 148 644 49 235 100 587 33 671 173 441 505 5791997 63 127 17 231 29 021 9 206 15 513 134 0971998 73 503 19 324 26 340 10 848 16 290 146 3051999 70 625 20 541 34 119 10 848 11 005 147 1392000 67 800 19 628 34 138 12 375 18 863 152 8041997 197 447 51 176 69 818 84 593 62 443 465 4771998 212 377 55 220 79 943 98 562 54 453 500 5551999 169 454 50 756 79 501 100 499 55 569 455 7792000 160 185 58 509 80 217 104 919 64 668 468 4981997 84 510 36 011 63 546 11 148 17 297 212 5131998 89 065 34 276 75 712 12 000 19 556 230 6091999 74 617 33 773 83 893 11 332 19 241 222 8552000 62 313 31 597 103 512 11 642 34 492 243 556

(1) 1997 y 1998 incluye sistema eléctrico Tena(2) 1999 no incluye sistema Morona

BOLÍVAR

CENTRO SUR (2)

1 de 2

ENERGÍA FACTURADA (MWh) (Clientes finales + Distribuidoras)

AMBATO (1)

AZOGUES

Anexo 3.02

MANABÍ

MILAGRO

COTOPAXI

EL ORO

GUAYAS-LOS RÍOS

LOS RÍOS

EMELEC

ESMERALDAS

GALÁPAGOS



COMER-CIAL

INDUS-TRIAL


1997 108 349 23 111 80 507 17 700 14 281 243 9481998 116 263 27 133 79 565 19 400 15 524 257 8851999 105 701 28 179 65 926 20 400 15 066 235 2712000 100 684 28 376 70 949 20 400 14 745 235 1541997 827 703 287 695 452 791 122 920 154 155 1845 2641998 857 390 314 417 520 168 132 728 145 690 1970 3921999 802 327 279 703 501 430 141 674 153 573 1878 7082000 745 850 355 427 599 880 150 899 127 266 1979 3221997 71 421 14 722 38 243 12 418 7 352 144 1561998 77 011 16 590 34 859 16 492 11 512 156 4641999 69 507 16 968 30 119 19 882 8 428 144 9032000 60 413 17 764 44 205 19 383 8 955 150 7191997 93 397 19 684 38 163 17 639 18 619 187 5021998 87 776 18 942 40 463 19 054 14 955 181 1901999 73 999 19 245 57 671 20 317 13 211 184 4422000 66 466 21 457 64 736 21 040 15 559 189 2581997 76 829 32 782 28 813 12 025 8 042 158 4901998 82 764 37 681 29 730 12 008 11 890 174 0731999 73 601 37 934 33 003 12 551 14 118 171 2072000 67 700 38 105 35 029 13 760 11 959 166 5541997 16 191 10 001 3 483 3 048 1 533 34 2551998 18 824 11 703 3 946 3 869 3 291 41 6331999 15 505 11 310 4 006 3 936 4 144 38 9012000 14 262 11 306 4 495 3 769 5 557 39 3911997 68 814 13 508 4 354 14 250 15 708 116 6331998 75 846 15 523 5 241 15 629 15 923 128 1621999 65 359 16 238 4 792 16 885 16 933 120 2072000 64 116 18 087 5 675 18 903 15 528 122 3091997 665 389 21 0 10 1 0851998 852 499 28 0 13 1 393199920001997 3 248 955 1 227 646 2 025 661 515 885 783 010 7 801 1581998 3 402 366 1 377 197 2 072 168 563 207 780 031 8 194 9671999 2 944 312 1 258 208 2 071 423 589 876 838 259 7 702 0792000 2 794 016 1 359 192 2 196 278 619 283 920 157 7 888 9261997 41,6% 15,7% 26,0% 6,6% 10,0% 100%1998 41,5% 16,8% 25,3% 6,9% 9,5% 100%1999 38,2% 16,3% 26,9% 7,7% 10,9% 100%2000 35,4% 17,2% 27,8% 7,9% 11,7% 100%1997 145 460 6 535 280 983 2 244 3021998 145 507 6 390 284 448 2 093 3051999 121 454 6 137 157 552 2 218 2782000 111 472 6 214 174 939 2 306 273

(3) Sin los pequeños sistemas no incorporados que opera en el nororiente(4) No se dispone de datos de Otros Sistemas pequeños no incorporados

% de Total

kWh/ab/mes

SUCUMBÍOS (3)

SUR

TOTALES

OTROS SISTEMAS

(4)

QUITO

RIOBAMBA

STA. ELENA

STO. DOMINGO

Anexo 3.02 2 de 2

ENERGÍA FACTURADA (MWh) (Clientes finales y Distribuidoras)

NORTE



COMER-CIAL

INDUS-TRIAL


1997 101 927 13 627 2 402 17 3 240 121 2131998 106 580 13 645 2 642 17 3 441 126 3251999 106 290 12 680 2 759 16 3 142 124 8872000 111 706 13 108 2 987 16 3 183 131 0001997 18 311 1 340 218 2 384 20 2551998 18 929 1 390 246 2 421 20 9881999 19 318 1 433 263 1 420 21 4352000 20 214 1 451 264 1 421 22 3511997 30 706 2 219 111 7 698 33 7411998 31 725 1 960 103 7 1 004 34 7991999 32 341 2 029 104 28 1 025 35 5272000 32 487 2 141 100 7 1 029 35 7641997 157 534 13 682 3 037 2 2 148 176 4031998 164 243 13 950 3 235 2 2 352 183 7821999 163 237 13 435 3 228 12 1 914 181 8262000 179 556 15 019 3 599 16 2 510 200 7001997 55 228 3 458 2 119 1 1 194 62 0001998 57 643 3 533 2 242 1 1 265 64 6841999 59 064 3 579 2 303 1 1 312 66 2592000 60 666 3 668 2 325 1 1 376 68 0361997 95 561 11 136 1 006 17 1 708 109 4281998 99 074 10 788 1 066 28 1 744 112 7001999 102 592 11 510 1 156 26 1 817 117 1012000 110 133 12 731 1 267 32 1 967 126 1301997 265 537 46 707 3 318 1 1 086 316 6491998 271 162 47 108 3 236 1 858 322 3651999 278 948 46 696 3 186 45 1 301 330 1762000 283 521 47 607 3 165 42 1 341 335 6761997 41 645 4 680 368 6 904 47 6031998 42 497 4 719 402 6 945 48 5691999 42 311 4 693 414 6 1 003 48 4272000 46 396 4 962 471 6 1 102 52 9371997 2 482 562 69 1 210 3 3241998 2 733 575 67 1 221 3 5971999 2 984 646 80 4 264 3 9782000 3 288 722 100 4 271 4 3851997 108 163 8 535 596 31 1 439 118 7641998 117 643 8 948 620 31 1 536 128 7781999 122 380 9 413 623 31 1 596 134 0432000 120 210 9 151 644 27 1 503 131 5351997 43 854 5 211 499 9 889 50 4621998 45 855 5 002 505 9 923 52 2941999 48 251 5 248 515 9 1 089 55 1122000 50 248 5 509 530 9 998 57 2941997 129 380 9 749 397 1 1 875 141 4021998 137 623 9 881 405 1 1 992 149 9021999 146 142 10 063 414 1 2 020 158 6402000 151 623 10 271 408 1 2 119 164 422

(1) 1997 y 1998 incluye sistema eléctrico Tena(2) 1999 no incluye sistema Morona

COTOPAXI

EL ORO

EMELEC

ESMERALDAS

GUAYAS-LOS RÍOS

LOS RÍOS

MANABÍ

1 de 2Anexo 3.03NÚMERO DE CONSUMIDORES PROMEDIO ANUAL

GALÁPAGOS

AMBATO (1)

AZOGUES

BOLÍVAR

CENTRO SUR (2)


2 de 2


COMER-CIAL

INDUS-TRIAL

ALUMB. PUBLICO OTROS TOTAL

1997 63 069 11 162 150 1 974 75 3561998 65 410 11 244 159 1 1 072 77 8861999 67 909 11 346 164 81 1 012 80 5122000 69 688 11 323 179 83 1 237 82 5101997 96 301 8 106 1 885 14 2 344 108 6501998 99 955 8 494 1 996 14 2 372 112 8311999 105 662 9 005 2 246 14 1 939 118 8662000 111 610 9 651 2 247 14 2 062 125 5841997 391 746 51 154 7 475 1 4 071 454 4471998 408 662 53 375 7 872 1 4 519 474 4291999 426 404 56 406 8 367 1 4 894 496 0722000 441 456 58 318 8 789 1 5 133 513 6971997 86 083 8 723 369 2 940 96 1171998 89 018 9 031 382 2 1 031 99 4641999 91 817 9 190 386 2 1 213 102 6082000 93 690 9 293 394 1 1 202 104 5801997 49 500 3 565 308 5 931 54 3091998 50 688 3 370 273 5 917 55 2531999 52 250 3 522 319 5 749 56 8452000 52 671 3 881 350 5 786 57 6931997 51 593 9 239 149 3 950 61 9341998 55 397 9 031 156 3 1 045 65 6321999 59 601 9 270 159 3 1 136 70 1692000 64 219 9 743 170 3 1 214 75 3491997 10 718 2 997 299 6 257 14 2771998 11 897 3 173 307 7 358 15 7421999 13 441 3 425 333 1 463 17 6632000 14 615 3 639 349 1 558 19 1621997 71 722 6 583 1 041 25 2 838 82 2091998 75 545 6 789 1 090 25 3 044 86 4931999 79 110 7 178 1 110 25 3 180 90 6032000 83 973 7 802 1 115 26 3 234 96 1501997 849 186 15 1 1 1 0521998 1 035 227 19 1 1 1 283199920001997 1 871 908 222 622 25 830 153 29 080 2 149 5931998 1 953 312 226 233 27 022 165 31 058 2 237 7891999 2 020 051 230 766 28 129 312 31 488 2 310 7462000 2 101 967 239 991 29 454 295 33 246 2 404 9521997 87,29% 10,11% 1,21% 0,01% 1,39% 100%1998 87,42% 9,99% 1,22% 0,01% 1,36% 100%1999 87,40% 9,98% 1,22% 0,01% 1,38% 100%2000 87,29% 10,11% 1,21% 0,01% 1,39% 100%

(3) Sin los pequeños sistemas no incorporados que opera en el nororiente(4) No se dispone de datos de Otros Sistemas pequeños no incorporados

SUR

OTROS SISTEMAS (4)

% de Total

RIOBAMBA

STA. ELENA

TOTALES

STO. DOMINGO

SUCUMBIOS (3)

Anexo 3.03NÚMERO DE CONSUMIDORES PROMEDIO ANUAL

NORTE

QUITO

MILAGRO


Sistema Tipo de Empresa

Empresa / Entidad

Nominal (kW)

Efectiva (kW)

Nominal (kW)

Efectiva (kW)

Nominal (kW)

Efectiva (kW)

Nominal (kW)

Efectiva (kW)

Ecuapower (2) 0 0 0 0Elecaustro 38 400 38 400 30 825 22 900 69 225 61 300Electroecuador 188 440 160 000 63 000 57 000 251 440 217 000Electroguayas 132 940 112 000 279 000 258 000 411 940 370 000Electroquil 160 000 160 000 160 000 160 000Energycorp (3) 115 000 0 115 000 0Ex - Inecel 23 400 18 800 7 420 4 548 30 820 23 348Hidroagoyán 156 000 156 000 156 000 156 000Hidronación 213 000 213 000 213 000 213 000Hidropaute 1 075 000 1 075 000 1 075 000 1 075 000Hidropucará (4) 76 000 74 000 76 000 74 000Termoesmeraldas 132 500 125 000 132 500 125 000Termopichincha 51 300 45 000 31 200 29 400 82 500 74 400

1 558 400 1 556 400 671 080 495 800 69 445 56 848 474 500 440 000 2 773 425 2 549 048Ambato 4 176 2 940 10 980 7 700 15 156 10 640Bolívar 1 785 1 550 2 350 1 600 4 135 3 150Centro Sur 560 360 560 360Cotopaxi 11 060 10 000 11 060 10 000El Oro 41 344 34 000 41 344 34 000Esmeraldas 10 500 7 000 10 500 7 000Los Ríos 11 460 11 460 11 460 11 460Manabí 50 600 22 000 50 600 22 000Milagro 15 000 12 000 15 000 12 000Norte 14 600 13 600 2 500 1 600 17 100 15 200Quito 96 896 90 976 43 395 34 300 140 291 125 276Riobamba 14 508 13 300 3 060 2 400 17 568 15 700Sta. Elena 24 070 18 600 24 070 18 600Sto. Domingo (1) 5 000 0 5 000 0Sur 2 400 2 400 19 736 14 500 22 136 16 900

145 985 135 126 0 0 239 995 167 160 0 0 385 980 302 286 40 137 39 235 282 912 79 553 38 852 31 250 361 901 150 038

1 744 522 1 730 761 671 080 495 800 592 352 303 561 513 352 471 250 3 521 306 3 001 372Cotopaxi 1 100 900 1 100 900El Oro 401 295 401 295Esmeraldas 1 361 1 178 1 361 1 178Galápagos 7 887 6 310 7 887 6 310Guayas-Los Ríos 700 700 700 700Norte 298 174 298 174Sucumbíos 400 200 22 550 14 100 22 950 14 300Sur 240 200 240 200Ex - Inecel (6) 405 336 4 791 3 372 5 196 3 708

2 443 1 810 0 0 37 690 25 954 0 0 40 133 27 763 1 600 1 300 70 170 60 900 218 918 148 671 7 910 6 628 298 598 217 499 4 043 3 110 70 170 60 900 256 608 174 624 7 910 6 628 338 731 245 262

1 748 565 1 733 871 741 250 556 700 848 960 478 185 521 262 477 878 3 860 037 3 246 63445% 53% 19% 17% 22% 15% 14% 15% 100% 100%

(8) Las Empresas Eléctricas Distribuidoras deben escindir su generación conectada al S.N.I.(9) Además se puede disponer 40 MW nominales (24 efectivos), conectando parte del sistema de E.E. Norte a Colombia-Según la LRSE, ninguna Empresa debe tener más del 25% del total, excepto Hidropaute, que puede tener, temporalmente hasta el 33 %.

(4) Hidropucará desde feb-2001 es absorvida por Hidroagoyán S.A.(5) La mayoría de los Autogeneradores no pueden trabajar en sincronismo con el S.N.I.(6) Pequeñas centrales del Ex -Inecel están siendo transferidas por el Ministerio de Energía y Minas a las Empresas Eléctricas(7) Principalmente empresas petroleras en el nororiente

RELACIÓN CON TOTALES

(2) Ecuapower se retira del mercado en Feb-2001(3) Energycorp sin permiso de operación desde inicios de 2000

(1) Central Toachi / Sto. Domingo deja de operar a fines del 2000 MCI: Motor de Combustión Interna

Total Nominal

(kW)

Total Efectiva

(kW)

Total GENERADORAS

AUTOGENERADORES (5)

Térmica MCI Térmica Vapor

Total NO INCORPORADOTotal G E N E R A L (9)

NO IN

CORP

ORAD

O AL

S.N

.I.

DISTRI-BUIDORA

Total DISTRIBUIDORASAUTOGENERADORES (7)

Anexo 3.04POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADA

Resumen por Empresa o Entidad Dic-2000

Total S.N.I.

Hidráulica Térmica Gas

SIST

EMA

NA

CIO

NA

L IN

TER

CO

NEC

TAD

O

DISTRI-BUIDORA (8)

Total DISTRIBUIDORAS

GENERA-DORA


1 de 7

Empresa / Entidad

Tipo de Central

Tipo de Combustible Central Unidad Nominal

(kW) Efectiva

(kW)Sta. Elena 1 - -

1 - - 2 - - 1 4 000 4 0002 4 000 4 0003 8 000 8 0004 8 000 8 0001 1 250 1 2502 1 250 1 2503 1 950 1 9504 1 950 1 9505 4 000 4 0006 4 000 4 0001 4 800 4 0002 4 800 4 0003 4 800 4 0004 4 800 4 0001 1 500 1 0002 1 500 1 0003 1 500 1 0004 2 375 1 3005 2 375 1 3006 2 375 1 3001 40 000 35 0002 34 940 34 0001 20 000 20 0002 20 000 20 0003 20 000 15 0005 20 000 18 0006 20 000 18 000

Guayaquil (G) 1 13 500 0Aníbal Santos (V) 1 33 000 27 000

1 5 000 5 0002 5 000 5 0003 10 000 10 0004 10 000 10 000


Unidades de Empresas Eléctricas Generadoras en el SNI (1 de 2)

Diesel

Hidráulica ----

Saucay 1-2

Saymirín 1-2

Saymirín 3-4

Térmica MCI

Diesel

Monay

Electroecuador

Térmica Gas

Alvaro Tinajero

Aníbal Santos (G)

Térmica Vapor Bunker Guayaquil (V)

Elecaustro

Bunker El Descanso

Ecuapower Térmica Gas Diesel Sto. Domingo


2 de 7

Empresa / Entidad Tipo de Central


(kW) Efectiva

(kW)E.García (Pascuales) 1 102 000 92 000

G. Zevallos (G) 1 30 940 20 0001 73 000 62 5002 73 000 62 500

Trinitaria 1 133 000 133 0001 40 000 40 0002 40 000 40 0003 40 000 40 0004 40 000 40 000

Energycorp Térmica Gas Nafta Barcaza 1 115 000 01 78 000 78 0002 78 000 78 0001 71 000 71 0002 71 000 71 0003 71 000 71 0001 100 000 100 00010 115 000 115 0002 100 000 100 0003 100 000 100 0004 100 000 100 0005 100 000 100 0006 115 000 115 0007 115 000 115 0008 115 000 115 0009 115 000 115 0001 38 000 37 0002 38 000 37 000

Termoesmeraldas Térmica Vapor Bunker Esmeraldas 1 132 500 125 0001 17 100 15 0002 17 100 15 0003 17 100 15 0001 5 200 4 9002 5 200 4 9003 5 200 4 9004 5 200 4 9005 5 200 4 9006 5 200 4 900

2 742 605 2 525 700

Térmica Gas Diesel

Térmica Vapor Bunker

GuangopoloDiesel

Hidroagoyán Agoyán

Hidronación M. Laniado

Hidropaute Paute Molino

Hidropucará Pisayambo (Pucará)

Total general

Térmica Gas

Hidráulica ----

Hidráulica ----

Termopichincha

Térmica Gas Sta. Rosa

Térmica MCI

Hidráulica ----

Diesel

Hidráulica


Unidades de Empresas Eléctricas Generadoras en el SNI (2 de 2)

----

G. Zevallos (V)

Electroquil DieselElectroquil 2

Electroquil 3

Electroguayas


3 de 7

Empresa / Entidad

Tipo de Central


(kW) Efectiva

(kW)1 264 02 264 03 528 04 120 01 500 4802 500 4803 500 4804 1 500 1 5001 750 02 750 5003 1 500 1 0004 2 980 2 2001 2 500 2 0002 2 500 2 0001 235 2002 450 4503 1 100 9001 1 575 1 2002 775 400

Coyoctor 1 360 360Sumblid 1 200 0

1 850 4002 850 4001 680 6002 680 6003 1 400 1 4004 1 400 1 4001 2 600 2 6002 2 600 2 6001 4 088 3 8002 4 088 3 8003 5 500 4 6004 5 500 4 3001 2 144 1 5002 2 144 1 5003 2 144 2 0004 2 500 2 0005 2 500 2 0006 4 088 3 0007 4 088 3 5008 2 560 2 000

Térmica MCI


Unidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras en el SNI (1 de 4) Dic-2000

Hidráulica ----Centro Sur

Chimbo

Guaranda

Ambato

Hidráulica

El Estado

Illuchi 1

Illuchi 2

El Oro

Bunker Colin Lockett (El Cambio)

Diesel Machala

Hidráulica ----Cotopaxi

BolívarHidráulica ----

Térmica MCI Diesel

----

Miraflores

Península

Térmica MCI DieselEl Batán

Lligua


4 de 7

Empresa / Entidad

Tipo de Central


(kW) Efectiva

(kW)Térmica MCI La Propicia 3 4 000 3 500

4 4 000 3 500Diesel La Propicia 1 2 500 0

1 7 750 6 2002 7 900 6 4003 7 750 6 200

Térmica MCI 1 1 140 6002 2 500 1 5003 1 140 6001 1 320 9242 1 320 924

Térmica MCI 1 2 865 2 8652 2 865 2 8653 2 865 2 8654 2 865 2 8651 3 400 02 3 400 03 3 400 2 0004 3 400 010 2 500 2 00011 6 000 012 6 000 013 2 500 2 00014 2 500 2 00015 2 500 2 00016 2 500 2 00018 2 500 2 00022 2 500 2 0007 2 500 2 0008 2 500 2 0009 2 500 2 0003 2 500 2 0004 2 500 2 0005 2 500 2 0006 2 500 2 0007 2 500 2 0008 2 500 2 000

Térmica Gas

Milagro Milagro

Térmica MCI

Térmica MCI

Diesel

Diesel

Diesel

Manabí

Bunker

Miraflores

Los Ríos Centro Industrial



Diesel

Grupos Mexicanos

Macas

Tena

Esmeraldas Bunker

Ex - Inecel


5 de 7

Empresa / Entidad

Tipo de Central


(kW) Efectiva

(kW)1 4 000 4 0002 4 000 4 0001 200 1802 200 1801 200 1802 200 1801 200 1802 200 01 400 4002 400 4003 400 4001 200 02 200 0

Otavalo 2 1 400 400San Gabriel 1 400 200San Miguel de Car 1 3 000 2 900

Térmica MCI Diesel San Francisco 1 2 500 1 6001 10 000 10 0002 10 000 10 0003 10 000 10 0004 10 000 10 0001 1 700 1 7002 1 700 1 7003 2 000 1 5004 2 000 1 5005 2 000 1 5006 11 520 7 1001 888 8882 888 8881 14 850 14 8502 14 850 14 8501 2 250 2 2502 2 250 2 2501 5 720 5 3002 5 720 5 0003 5 720 04 5 720 5 3005 5 720 5 3006 5 720 5 300

11 3 025 2 70012 3 025 2 70013 3 025 2 700



Pasochoa

G. Hernández

Diesel Luluncoto

Cumbayá

Guangopolo

Los Chillos

Nayón

Térmica MCI

Bunker

Norte Hidráulica ----

----

Quito

Hidráulica

La Playa

Otavalo 1

Ambi

Atuntaqui

Cotacachi

Espejo


6 de 7

Empresa / Entidad

Tipo de Central


(kW) Efectiva

(kW)1 2 624 2 5002 2 624 2 5003 2 624 2 5004 2 624 2 500

Cordovez 1 700 300Nizag 1 312 300Río Blanco 1 3 000 2 700

Térmica MCI Alausí 1 560 400Riobamba 1 2 500 2 000

Térmica MCI 8 4 440 3 3009 4 440 3 300

Diesel 1 2 500 2 00010 2 500 2 00011 2 500 2 00012 2 500 2 0005 1 150 1 000

Playas 4 1 200 1 000Posorja 5 2 840 2 000

Térmica MCI Diesel 11 2 500 09 2 500 01 600 6002 600 6003 1 200 1 2001 1 280 90010 2 500 1 8002 1 280 9003 766 5004 1 575 1 0005 1 575 1 1006 2 880 2 3007 2 880 2 5008 2 500 2 0009 2 500 1 500

416 800 325 634

RiobambaHidráulica ----

Alao

Diesel

Catamayo

Sta. Elena

Bunker

La Libertad

Sto. Domingo Toachi



Total general

Sur

Hidráulica ---- C. Mora (San Francisco)

Térmica MCI Diesel


7 de 7

Provincia Tipo de Central Tipo de Combustible Nominal (kW) Efectiva (kW)

Térmica MCI Diesel 10 709 890Térmica Vapor Bunker 4 952 2 200

Bolívar Térmica MCI Diesel 164 170Cañar Térmica MCI Diesel 4 210 1 380Carchi Térmica MCI Diesel 100 150

Hidráulica ---- 1 600 1 300Bunker 5 262 4 000Diesel 375 480Diesel 7 714 5 676Diesel-Bunker 3 600 3 600

El Oro Térmica MCI Diesel 8 865 0Térmica MCI Diesel 1 369 1 075Térmica Vapor Fuel Oil No.4 30 750 26 500

Galápagos Térmica MCI Diesel 30 30Térmica Gas Gas 5 020 3 900

Bunker 38 912 38 912Diesel 124 423 13 580

Térmica Vapor Bunker 4 000 3 500Hidráulica ---- 3 275 3 275

Bunker 12 510 0Diesel 509 445

Hidráulica ---- 650 600Diesel 1 646 575Gasolina 9 0

Térmica Vapor Bagazo 3 150 2 550Los Ríos Térmica MCI Diesel 12 409 155Manabí Térmica MCI Diesel 14 295 2 530Morona S. Térmica MCI Diesel 20 0

Hidráulica ---- 6 440 6 000Térmica MCI Diesel 20 285 4 200

Diesel 37 000 34 000Gas-Diesel 4 000 3 200Diesel 50 155 19 782Gas 23 160 18 988

Térmica Vapor Diesel 1 735 1 388Diesel 2 746 870Diesel-Crudo 15 900 15 000

Hidráulica ---- 29 772 29 360Bunker 2 000 0Diesel 31 338 3 783

Por determinarTérmica MCI Diesel 1 438 1 438Térmica Gas Gas-Diesel 17 750 14 200

Diesel 47 054 41 278Gas 14 019 11 381Gas-Diesel 27 700 25 900

Térmica Vapor Diesel 2 175 1 740Térmica Gas Diesel 6 400 5 600

Diesel 11 740 8 992Gas 3 445 2 756

Tungurahua Térmica MCI Diesel 3 719 208660 499 367 537

POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Autogeneradores Dic-2000

Térmica MCI

Térmica MCI

Térmica MCI

Pastaza Térmica MCI

Pichincha

Térmica MCI

Azuay

Anexo 3.05

Napo

Orellana Térmica MCI

Térmica Gas

Loja Térmica MCI

Guayas Térmica MCI

Imbabura

Total general

Térmica MCI

Sucumbíos Térmica MCI

Chimborazo

Cotopaxi

Esmeraldas

Sucumbíos


1 de 2

Empresa / Entidad Tipo de Central Tipo de Combustible Central Unidad Nominal

(kW) Efectiva

(kW)1 150 150 2 150 150 1 400 300 2 400 300

Bella Vista 1 105 74 Costa Rica 1 53 37

1 100 77 2 100 77

Pongalillo 1 43 30 Ancón de Sardinas 6 37 26 Palma Real 1 37 26 Pampanal De Bolívar 1 37 26 San Lorenzo 1 1.250 1.100 Archidona 1 55 55 Isimanchi 1 130 91 Molleturo 1 120 120 Oyacachi 1 100 70

1 228 160 2 420 294 3 185 130 4 275 193

Chito 1 50 35 Chontapunta 1 60 60

1 100 70 2 60 42

El Chorro 1 50 35 Loreto 1 920 644 Nuevo Rocafuerte 1 250 175

1 50 35 2 160 112

San Andrés 1 50 35 1 175 123 2 75 53 1 113 79 2 60 42 1 100 70 2 40 28 1 113 79 2 50 35 3 50 35

Zumba 1 1.157 810

Térmica MCI

Térmica MCI

Diesel

Diesel

----

Carmen de Putumayo

Dayuma

Palma Roja

Santiago

Taracoa

Tarapoa

Tiputini

El Oro Jambelí

Esmeraldas

Ex - Inecel

Hidráulica

Térmica MCI Diesel

Anexo 3.06UNIDADES GENERADORAS DE SERVICIO PÚBLICOUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras no incorporadas al SNI Dic-2000

Cotopaxi Hidráulica ----Angamarca

Catazacón (Quinzaloma)


2 de 2

Empresa / Entidad Tipo de Central Tipo de Combustible Central Unidad Nominal

(kW) Efectiva

(kW)1 400 320 2 315 252 1 740 592 2 740 592 3 740 592 4 740 592 5 740 592 1 650 520 2 650 520 3 650 520 4 650 520 1 160 128 2 320 256 3 392 314 1 350 350 2 350 350

Buenos Aires 1 150 70 La Plata 1 148 104

1 200 100 2 200 100 1 2.500 2.000 2 750 - 3 750 - 4 2.500 2.500 1 2.500 1.400 2 2.500 1.800 3 2.500 1.600 4 2.500 1.200 1 750 - 2 650 400 3 1.500 1.000 4 2.500 1.800 5 650 400

Sur Hidráulica ---- Valladolid 1 240 200 40.133 27.763

Térmica MCI Diesel

Hidráulica

Hidráulica

----

----

Galápagos

Floreana

Pto. Ayora

Pto. Baquerizo

Pto. Villamil

DieselTérmica MCI

Lumbaqui

Térmica MCI Diesel

C.Castellanos (Laguna)

Anexo 3.06UNIDADES GENERADORAS DE SERVICIO PÚBLICOUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras no incorporadas al SNI Dic-2000

Total general

Guayas-Los Ríos Puná

Norte

Sucumbíos Jivino

Payamino


Tipo de central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoHidráulica 437,1 454,3 607,1 734,1 744,5 778,5 795,6 724,1 586,4 529,6 474,5 472,6 7 338,4Termoeléctrica 628,8 605,2 592,1 565,8 530,9 512,2 486,2 530,6 544,9 584,8 633,0 647,4 6 861,8

Térmica Gas 256,0 264,5 275,7 261,9 255,4 243,2 246,6 222,0 242,7 266,8 265,7 270,4 3 071,0Térmica MCI 64,7 62,4 69,9 65,3 59,8 60,3 54,8 62,1 63,7 71,5 69,1 68,9 772,5Térmica Vapor 308,1 278,3 246,5 238,5 215,7 208,7 184,9 246,5 238,5 246,5 298,1 308,1 3 018,3

Total S.N.I. 1 065,9 1 059,5 1 199,2 1 299,9 1 275,4 1 290,6 1 281,8 1 254,7 1 131,4 1 114,4 1 107,4 1 120,0 14 200,2

Tipo de central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoHidráulica 297,1 297,8 405,8 532,0 495,2 547,7 693,5 503,1 401,4 398,8 349,0 334,7 5 256,2Termoeléctrica 628,8 605,2 592,1 565,8 530,9 512,2 486,2 530,6 544,9 584,8 633,0 647,4 6 861,8Total S.N.I. 925,9 903,0 997,9 1 097,8 1 026,1 1 059,9 1 179,8 1 033,7 946,3 983,5 981,9 982,1 12 118,0

Tipo de central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoHidráulica 297,1 297,8 405,8 532,0 495,2 547,7 693,5 503,1 401,4 398,8 349,0 334,7 5 256,2Termoeléctrica 534,6 520,1 516,7 492,9 465,0 448,4 429,7 455,3 472,0 509,4 541,8 553,2 5 939,2Total S.N.I. 831,7 817,9 922,6 1 024,9 960,2 996,1 1 123,3 958,4 873,4 908,2 890,8 888,0 11 195,4

Tipo de centralHidráulicaTermoeléctrica

Térmica GasTérmica MCITérmica Vapor

Total S.N.I.

ENERGÍA (GWh) CON HIDROLOGÍA SECA (Probabilidad 90% mensual)

1 704,41 455,0

309,4

kW Nom. kW Efec.1 691,51 159,8

224,0

ENERGÍA CON HIDROLOGÍA SECA y SIN CENTRAL TÉRMICA MAYOR (Trinitaria 133 MW)

1 de 4ENERGÍA DISPONIBLE Y POTENCIA (CAPACIDAD) EN EL SNI

ENERGÍA (GWh) CON HIDROLOGÍA MEDIA ( Probabilidad 50% anual)CON DISPONIBILIDAD TOTAL DE CENTRALES (Servicio público, No Autogeneradores)

Anexo 3.07

CAPACIDAD DE GENERACIÓN A DIC-00 (MW)

495,8

440,0

671,1

2 851,3 474,53 159,4

DISPONIBILIDAD MENSUAL DE ENERGÍA - SITUACIÓN ACTUAL

800

1000

1200

1400


Hidrología mediaHidrología seca


EMPRESA Central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoAmbato Miraflores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ambato Península 0,3 0,3 0,8 1,0 1,4 1,4 1,4 0,9 0,8 0,8 0,4 0,4 9,9Bolívar Chimbo 0,4 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,4 0,4 0,6 0,3 6,2Cotopaxi El Estado 0,5 0,4 0,5 0,7 0,3 0,7 0,8 0,8 0,9 0,7 0,7 0,7 7,8Cotopaxi Illuchi 1 1,2 1,1 1,1 1,0 1,1 1,7 1,9 1,3 1,1 1,1 1,0 0,7 14,4Cotopaxi Illuchi 2 0,9 1,3 1,4 1,4 1,5 2,2 2,5 1,7 1,4 1,4 1,3 0,9 17,8Elecaustro Coyoctor 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Elecaustro Saucay 1-2 7,8 7,3 10,3 8,1 9,8 9,8 13,2 9,2 6,9 5,2 8,3 5,1 100,8Elecaustro Saymirín 1-2 1,8 3,1 3,5 2,5 2,8 3,8 2,5 3,4 3,5 4,3 1,7 3,5 36,5Elecaustro Saymirín 3-4 2,2 3,8 4,4 3,2 3,5 4,7 3,2 3,4 3,5 4,3 2,1 4,4 42,8Elecaustro Sumblid 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0EMAAP-Q Papallacta 3,6 3,5 5,2 5,8 8 7,7 6,8 8,4 6,3 4,3 1 1,6 62,2EMAAP-Q El Carmen 5,3 4,8 5,3 5,1 5,3 5,8 5,8 5,8 5,6 5,3 5,1 5,3 64,5HCJB Papallacta 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 7,6Hidroagoyán Agoyán 64,2 62,7 81,2 85,3 88,3 88,35 92,25 81,49 77,52 70,39 68,31 63,09 923,1Hidronación M. Laniado 56,9 44,6 49,5 58,2 52,9 32,7 19,2 15,9 14,9 16,7 35,5 31,9 428,9Hidropaute Molino A-B-C 232,1 264,2 381,4 500,4 511,7 570,4 593,9 527,1 405,5 357,9 272,7 268,7 4 886,0Hidropucará Pisayambo 11,9 10,7 7,5 5,7 2,1 2,2 9,0 26,0 19,8 14,2 30,9 41,7 181,7Norte Ambi 4,0 3,1 3,0 1,1 1,8 1,3 2,1 2,0 3,9 4,6 3,2 2,6 32,7Norte Atuntaqui 0,2 0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,0 0,2 0,2 1,8Norte Cotacachi 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,1 0,0 0,0 2,5Norte Espejo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte La Playa 0,5 0,5 0,5 0,8 0,7 0,7 0,6 0,7 0,5 0,6 0,6 0,6 7,3Norte Otavalo 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte Otavalo 2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 1,8Norte San Gabriel 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,1 0,7Norte S. Miguel Car 0,7 0,7 0,7 1,2 1,4 1,4 1,0 1,0 0,7 0,8 1,3 1,4 12,3Quito Cumbayá 12,9 12,5 14,9 15,4 15,2 12,1 10,3 8,9 8,3 9,8 11,3 11,6 143,1Quito Guangopolo 9,8 9,5 11,3 11,7 11,5 9,2 7,8 6,7 6,3 7,4 8,6 8,8 108,5Quito Los Chillos 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 6,4Quito Nayón 9,6 9,3 11,1 11,5 11,3 9,0 7,7 6,6 6,1 7,2 8,4 8,6 106,2Quito Pasochoa 1,4 1,4 1,7 1,7 1,7 1,4 1,2 1,0 0,9 1,1 1,3 1,3 16,1Riobamba Alao 4,5 4,5 5,7 6,0 5,9 6,0 6,4 6,1 6,4 6,2 5,6 4,9 68,3Riobamba Cordovéz 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4 0,3 0,3 0,3 3,7Riobamba Nizag 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,2 0,2 0,1 0,1 1,7Riobamba Río Blanco 1,3 1,3 1,6 1,7 1,7 1,7 1,8 1,7 1,8 1,7 1,6 1,4 19,3Sur C.Mora (S.Fco) 1,3 1,1 1,5 1,4 1,5 1,5 1,4 1,4 1,5 1,4 1,1 1,2 16,0

437 454 607 734 744 778 796 724 586 530 474 473 7 338TOTAL

Anexo 3.07

HIDROLOGÍA MEDIA (Probab. 50 % anual)ENERGÍA HIDROELÉCTRICA DISPONIBLE (GWh)

CENTRALES (Servicio público al S.N.I.)

2 de 4


EMPRESA CENTRAL Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Año

Ambato Miraflores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ambato Península 0,2 0,2 0,6 0,8 0,9 0,9 0,9 0,6 0,5 0,5 0,3 0,2 6,6Bolívar Chimbo 0,3 0,3 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,3 0,3 0,5 0,3 5,0Cotopaxi El Estado 0,5 0,4 0,5 0,6 0,3 0,6 0,7 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 6,9Cotopaxi Illuchi 1 1,0 0,9 1,0 0,9 1,0 1,5 1,7 1,2 1,0 1,0 0,9 0,6 12,8Cotopaxi Illuchi 2 0,8 1,2 1,2 1,2 1,3 2,0 2,2 1,5 1,2 1,2 1,1 0,8 15,8Elecaustro Coyoctor 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Elecaustro Saucay 1-2 7,9 6,3 9,1 5,7 7,0 7,0 9,4 6,5 4,9 3,7 5,9 3,6 76,8Elecaustro Saymirín 1-2 1,8 2,6 3,1 1,8 2,0 2,7 1,8 2,4 2,5 3,0 1,2 2,5 27,5Elecaustro Saymirín 3-4 2,3 3,3 3,9 2,3 2,5 3,3 2,3 2,4 2,5 3,0 1,5 3,1 32,4Elecaustro Sumblid 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0EMAAP-Q Papallacta 2,5 2,5 3,6 4,1 5,6 5,4 4,8 5,9 4,4 3,0 0,7 1,1 43,5EMAAP-Q El Carmen 3,7 3,4 3,7 3,6 3,7 4,1 4,1 4,1 3,9 3,7 3,6 3,7 45,2HCJB Papallacta 0,5 0,4 0,5 0,4 0,5 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,5 5,3Hidroagoyán Agoyán 50,3 54,0 67,7 70,1 76,3 86,2 90,8 80,2 61,3 58,8 58,3 55,3 809,4Hidronación M. Laniado 38,5 42,3 49,5 52,8 52,9 32,7 19,2 15,9 14,9 16,7 35,5 31,1 401,9Hidropaute Molino A-B-C 139,1 134,1 214,6 338,5 292,3 361,0 511,4 341,3 262,2 233,8 177,3 177,9 3 183,6Hidropucará Pisayambo 7,5 6,8 0,0 1,8 1,5 2,3 7,5 7,4 8,2 32,8 25,2 17,9 118,9Norte Ambi 2,2 2,6 2,5 0,9 1,5 1,1 1,8 1,6 3,2 3,9 2,7 2,2 26,3Norte Atuntaqui 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 1,5Norte Cotacachi 0,2 0,2 0,3 0,2 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,0 0,0 2,1Norte Espejo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte La Playa 0,4 0,4 0,4 0,7 0,6 0,5 0,5 0,6 0,4 0,5 0,5 0,5 6,1Norte Otavalo 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte Otavalo 2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,2Norte San Gabriel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4Norte S. Miguel Car 0,6 0,6 0,6 1,0 1,2 1,2 0,9 0,9 0,6 0,7 1,1 1,2 10,3Quito Cumbayá 11,4 10,9 12,9 13,4 13,2 9,7 9,0 7,7 7,2 8,5 9,1 9,2 122,2Quito Guangopolo 8,7 8,3 9,8 10,2 10,0 7,3 6,8 5,8 5,5 6,4 6,9 7,0 92,7Quito Los Chillos 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,4 0,4 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 5,5Quito Nayón 8,5 8,1 9,6 10,0 9,8 7,2 6,7 5,7 5,3 6,3 6,7 6,9 90,8Quito Pasochoa 1,3 1,2 1,5 1,5 1,5 1,1 1,0 0,9 0,8 1,0 1,0 1,0 13,8Riobamba Alao 3,8 3,8 4,8 5,0 4,9 5,0 5,3 5,1 5,4 5,1 4,7 4,1 57,0Riobamba Cordovéz 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,2 0,2 0,2 2,7Riobamba Nizag 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,2Riobamba Río Blanco 1,1 1,1 1,4 1,4 1,4 1,4 1,5 1,4 1,5 1,5 1,3 1,2 16,3Sur C.Mora (S.Fco) 1,0 1,0 1,3 1,2 1,3 1,3 1,2 1,2 1,3 1,2 1,0 1,1 14,4

297 298 406 532 495 548 694 503 401 399 349 335 5 256TOTAL

CENTRALES (Servicio público S.N.I.)

Anexo 3.07ENERGÍA HIDROELÉCTRICA DISPONIBLE (GWh)

HIDROLOGÍA SECA (Probab. 90 % mensual)

3 de 4


EMPRESA CENTRAL Tipo Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoAmbato Batán MCI - - - - - - - - - - - - 0,0Ambato Lligua MCI 0,5 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 5,6Bolívar Guaranda MCI 0,1 0,1 0,1 0,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 1,9El Oro C. Loked (El Cambio) MCI 2,5 2,3 2,5 2,4 2,5 2,4 1,9 1,9 2,4 2,5 2,4 2,5 28,2El Oro Machala MCI 0,8 0,7 0,8 0,7 0,6 0,6 0,8 0,8 0,7 0,8 0,7 0,8 8,8Elecaustro El Descanso MCI 8,6 7,7 8,6 4,1 4,3 4,1 6,4 6,4 6,2 8,6 8,3 8,6 82,0Elecaustro Monay MCI 1,4 1,3 1,8 1,7 1,4 1,4 1,4 1,8 1,7 1,8 1,7 1,8 19,5Esmeraldas La Propicia MCI 1,6 1,4 1,6 1,5 1,6 1,5 0,8 0,8 1,1 1,1 1,1 1,1 15,0Ex - Inecel Macas MCI 0,5 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 5,7Ex - Inecel Tena MCI 0,3 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 3,1Los Ríos Centro Industrial MCI 4,4 4,0 4,4 4,3 4,4 2,5 2,6 2,6 4,3 4,4 4,3 4,4 46,5Manabí Miraflores MCI 5,0 4,8 4,4 5,1 4,7 5,0 5,4 5,9 5,4 6,1 5,0 4,3 61,0Milagro Milagro MCI 1,5 1,4 1,5 1,5 1,5 1,5 0,6 0,6 0,6 1,5 1,5 1,5 15,5Norte San Francisco MCI 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,0Quito G. Hernández MCI 17,5 18,4 19,0 19,0 17,8 15,9 12,3 15,9 18,4 19,0 19,0 18,4 210,4Quito Luluncoto MCI 2,4 2,2 2,4 1,6 0,8 1,6 0,8 2,4 2,3 2,4 2,3 2,4 23,6Riobamba Alausí MCI - - - - - - - - - - - - 0,0Riobamba Riobamba MCI 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 4,9Sta. Elena La Libertad MCI 2,8 3,0 4,0 4,0 2,9 4,0 2,5 2,5 2,5 4,0 3,1 3,8 39,0Sta. Elena Playas MCI 0,0 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,0 0,3 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0Sta. Elena Posorja MCI 0,0 0,0 0,0 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,0 0,7 0,7 5,6Sto. Domingo Toachi MCI - - - - - - - - - - - - 0,0Sur Catamayo MCI 1,5 1,4 1,7 1,4 2,1 1,8 1,5 1,9 1,7 2,1 2,0 2,1 21,1Termopichincha Guangopolo MCI 12,9 11,7 15,1 15,2 12,4 15,2 15,5 15,7 13,9 15,1 15,0 14,6 172,2

64,7 62,4 69,9 65,3 59,8 60,3 54,8 62,1 63,7 71,5 69,1 68,9 772,5Ecuapower Sta. Elena TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ecuapower Sto. Domingo TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Electroecuador Alvaro Tinajero TG 32,6 48,3 50,0 48,4 45,4 33,8 34,9 7,0 23,6 46,5 42,8 46,5 459,8Electroecuador Aníbal Santos (G) TG 37,0 34,7 39,2 35,8 27,0 34,0 34,2 39,2 38,0 38,3 38,5 37,4 433,4Electroecuador Guayaquil (G) TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Electroguayas G. Zevallos (G) TG 10,1 9,1 10,1 9,7 10,1 9,7 10,1 10,1 9,7 5,5 9,7 10,1 114,0Electroguayas Pascuales (E.García) TG 50,4 45,5 50,4 48,8 50,4 48,8 50,4 50,4 48,8 50,4 48,8 50,4 593,3Electroquil Electroquil 2 TG 49,8 49,8 49,8 49,8 49,8 45,3 45,3 45,3 49,8 49,8 49,8 49,8 583,7Electroquil Electroquil 3 TG 49,3 51,9 49,3 50,1 49,3 45,5 44,8 44,8 50,1 49,3 50,1 49,3 583,7Energycorp Barcaza (Nafta) TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ex - Inecel Grupos Mexicanos TG 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 8,8Termopichincha Sta. Rosa TG 26,2 24,5 26,2 18,6 22,8 25,4 26,2 24,5 22,0 26,2 25,4 26,2 294,3

256,0 264,5 275,7 261,9 255,4 243,2 246,6 222,0 242,7 266,8 265,7 270,4 3071,0Electroecuador Aníbal Santos (V) TV 21,2 19,1 16,9 16,4 14,8 14,3 12,7 16,9 16,4 16,9 20,5 21,2 207,5Electroecuador Guayaquil (V) TV 20,2 18,3 16,2 15,7 14,2 13,7 12,1 16,2 15,7 16,2 19,6 20,2 198,3Electroguayas G. Zevallos (V) TV 98,2 88,7 78,5 76,0 68,7 66,5 58,9 78,5 76,0 78,5 95,0 98,2 961,6Electroguayas Trinitaria TV 94,2 85,1 75,3 72,9 65,9 63,8 56,5 75,3 72,9 75,3 91,1 94,2 922,6Termoesmeraldas Esmeraldas TV 74,3 67,2 59,5 57,6 52,0 50,4 44,6 59,5 57,6 59,5 71,9 74,3 728,3

308,1 278,3 246,5 238,5 215,7 208,7 184,9 246,5 238,5 246,5 298,1 308,1 3018,3629 605 592 566 531 512 486 531 545 585 633 647 6862TOTAL TERMOELÉCTRICAS

Total Motores Combustión Interna (MCI)

Total Turbinas a Gas (Diesel) (TG)

Total Turbinas a Vapor (Bunker) (TV)

ENERGÍA TERMOELÉCTRICA DISPONIBLE (GWh) Anexo 3.07

CENTRALES (Servicio público S.N.I.)

4 de 4


AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA

1964 81,0 66,2 82,1 154,8 200,4 250,5 139,3 177,9 221,4 84,5 66,5 42,6 130,61965 48,0 45,9 60,5 102,6 175,6 243,6 183,2 125,9 134,3 100,8 140,4 62,0 118,61966 118,7 83,3 109,5 107,3 82,4 92,6 123,0 127,5 89,2 82,1 44,4 46,1 92,21967 88,8 72,3 61,4 91,6 170,8 172,7 241,6 198,2 102,9 114,1 65,5 55,1 119,61968 80,1 30,6 95,3 100,3 61,6 101,1 238,2 139,1 106,5 119,5 55,7 25,8 96,21969 36,9 73,3 66,7 188,8 103,7 141,2 147,6 159,0 122,4 65,6 88,7 115,0 109,11970 108,7 190,7 145,9 164,4 172,0 299,4 161,9 214,4 161,9 107,6 103,0 103,6 161,11971 84,5 102,5 182,8 146,7 100,6 163,3 220,7 173,4 168,6 124,9 67,0 59,1 132,81972 117,6 95,5 106,0 134,8 149,3 178,3 264,0 116,7 155,6 93,8 104,9 87,5 133,71973 98,6 128,3 98,4 137,4 140,7 136,9 173,9 178,7 145,6 72,3 74,5 47,0 119,41974 49,8 128,3 90,2 70,2 181,9 122,7 273,1 137,5 185,6 179,0 110,8 104,1 136,11975 105,2 92,4 166,0 120,7 175,0 308,2 215,0 235,6 124,5 135,2 114,0 53,9 153,81976 74,0 61,8 72,9 202,1 247,7 278,8 343,0 238,9 119,2 59,0 77,9 60,6 153,01977 51,2 105,2 132,6 193,2 108,8 214,5 176,3 129,5 144,8 111,0 46,5 61,2 122,91978 49,1 71,2 137,9 229,6 198,1 287,1 214,9 196,4 140,2 181,9 51,3 42,4 150,01979 33,8 26,3 79,7 150,5 136,2 138,7 136,7 106,4 64,3 53,7 36,0 56,5 84,91980 45,0 62,1 79,2 148,9 118,3 183,8 191,3 118,5 109,9 147,3 100,6 74,7 115,01981 34,1 58,0 126,5 127,1 74,6 134,2 151,7 65,7 79,5 46,1 31,4 51,9 81,71982 43,9 40,9 43,7 130,1 139,5 97,4 154,6 164,8 96,9 118,6 95,5 129,9 104,71983 103,3 120,6 132,4 185,4 167,9 101,8 113,0 123,1 110,4 142,9 58,2 78,5 119,81984 47,6 158,4 127,7 258,9 108,4 188,3 201,8 138,1 96,3 88,4 59,3 82,7 129,71985 41,2 45,4 42,0 46,1 92,5 252,3 206,8 167,1 87,5 77,7 66,0 45,7 97,51986 46,8 52,8 62,9 134,7 136,7 144,8 245,7 92,4 144,8 112,7 114,5 79,8 114,11987 61,6 152,7 128,5 142,7 181,5 140,9 158,5 115,2 112,1 102,3 42,7 59,2 116,51988 54,9 110,3 64,8 192,8 183,4 98,5 177,2 95,5 68,5 128,3 129,0 58,1 113,41989 109,5 124,9 179,9 107,8 203,9 268,4 247,3 107,0 78,7 129,6 72,0 30,8 138,31990 62,8 64,1 135,8 130,3 138,5 253,0 163,3 154,0 82,4 97,2 84,1 73,5 119,91991 46,8 97,0 82,2 101,7 119,2 168,5 226,3 155,9 93,2 73,3 80,7 47,0 107,71992 34,1 39,3 104,0 109,7 81,1 169,8 144,2 91,5 84,1 57,8 47,8 43,9 82,61993 56,8 75,2 192,8 103,6 188,3 206,2 203,3 126,9 121,5 89,1 78,1 93,6 127,51994 71,3 87,2 114,3 186,3 263,9 315,0 252,7 255,4 208,6 97,3 134,4 102,6 173,71995 62,9 42,0 52,6 80,2 150,0 133,5 150,6 47,0 64,5 50,0 91,0 74,7 83,11996 54,8 134,9 114,5 125,6 185,9 123,0 241,9 138,9 108,3 93,7 48,1 52,0 118,51997 35,8 97,7 118,2 141,1 241,6 73,0 211,3 141,9 87,8 51,3 127,2 101,9 119,51998 71,5 83,3 97,7 152,9 129,8 187,0 248,8 108,1 56,5 79,5 79,0 34,1 111,11999 67,0 116,3 158,4 337,8 283,1 147,0 175,7 180,8 98,1 96,3 47,3 93,6 149,12000 44,8 91,3 136,3 189,0 278,8 176,5 143,3 124,4 123,1 93,9 40,2 53,7 124,7

MEDIA 65,5 87,2 107,6 146,7 158,7 180,9 196,3 145,1 116,2 98,9 77,7 67,1 120,7MAXIMO 118,7 190,7 192,8 337,8 283,1 315,0 343,0 255,4 221,4 181,9 140,4 129,9 225,8MINIMO 33,8 26,3 42,0 46,1 61,6 73,0 113,0 47,0 56,5 46,1 31,4 25,8 50,2

CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES RÍO PAUTE (m3 / seg)EMBALSE AMALUZA

Anexo 3.08 1 de 4


AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA1962 12,8 12,9 11,6 9,7 8,0 5,8 5,3 9,41963 4,5 3,4 4,9 4,6 6,3 8,6 6,8 7,5 5,1 3,9 5,2 8,3 5,81964 3,2 2,1 6,0 5,4 8,9 14,6 9,3 11,7 15,9 4,8 4,1 2,2 7,41965 2,8 2,6 4,5 4,8 10,6 16,1 14,2 11,4 8,2 5,5 7,1 4,9 7,71966 7,1 6,4 11,4 8,7 6,5 7,0 13,2 10,9 7,2 5,0 2,3 5,1 7,61967 12,3 4,2 3,7 5,4 4,2 12,8 17,5 13,8 8,7 7,0 4,0 4,3 8,21968 8,4 3,8 6,3 7,0 3,5 10,8 18,1 7,8 5,5 6,0 3,2 3,7 7,01969 2,7 3,0 3,9 6,7 8,0 11,4 11,5 14,7 9,5 4,9 5,3 4,9 7,21970 9,9 9,9 11,3 9,4 11,5 16,4 9,3 13,4 11,0 5,1 5,4 4,2 9,71971 3,5 3,4 6,1 6,7 6,3 14,2 14,3 14,7 9,8 6,5 3,9 6,0 8,01972 8,8 5,1 4,2 7,5 8,4 13,6 20,1 8,2 9,7 6,1 5,2 6,9 8,71973 8,3 9,0 6,8 6,7 8,6 6,4 10,5 11,1 9,9 4,2 3,1 3,5 7,31974 5,9 6,5 5,8 6,6 11,0 11,0 16,3 11,1 9,5 9,1 7,3 9,7 9,21975 8,3 5,4 4,7 5,3 10,6 13,4 22,9 14,3 10,2 9,3 5,2 4,4 9,51976 6,0 4,8 5,9 6,9 11,0 19,1 22,3 14,4 10,2 5,0 4,3 4,5 9,51977 5,3 3,9 6,1 7,1 6,2 14,6 13,1 12,2 10,3 6,1 3,4 6,7 7,91978 1,7 5,1 8,4 7,7 4,8 10,5 8,6 9,1 5,5 5,0 2,6 1,6 5,91979 1,5 1,6 2,2 7,4 7,3 9,3 8,9 8,2 5,9 5,2 3,2 5,4 5,51980 4,6 2,0 7,3 9,6 10,8 14,0 11,0 8,8 7,3 6,4 3,9 2,5 7,41981 1,5 3,7 4,0 4,9 5,4 8,3 12,3 5,4 5,6 4,2 2,5 3,9 5,11982 3,4 2,2 2,3 6,5 8,4 6,7 11,5 11,9 6,6 4,7 4,4 4,6 6,11983 6,1 9,9 8,5 8,8 11,0 6,2 9,8 10,3 11,3 8,3 3,4 3,4 8,11984 4,4 6,2 5,0 5,4 6,1 14,6 11,7 7,7 10,0 5,8 4,1 4,1 7,11985 1,9 5,0 6,5 2,9 11,2 14,3 14,6 11,9 8,0 5,0 2,8 2,0 7,21986 2,4 1,7 5,9 5,7 6,3 13,3 17,3 8,4 8,1 5,1 3,6 7,2 7,11987 4,2 14,4 6,2 11,5 10,6 8,8 10,1 9,0 6,5 5,0 3,2 6,1 8,01988 3,8 7,3 8,2 8,5 11,1 9,0 13,5 8,3 5,7 7,0 6,1 3,5 7,71989 5,7 5,6 8,7 5,4 13,0 16,3 11,5 7,0 6,2 6,7 4,1 1,5 7,61990 5,9 5,2 11,2 7,3 9,4 17,3 10,7 9,9 7,5 5,0 3,6 3,8 8,11991 3,5 6,5 4,8 6,4 9,0 10,9 15,4 11,1 5,1 4,5 3,7 2,0 6,91992 2,5 3,0 6,9 8,7 5,5 11,1 12,7 8,8 6,9 3,6 2,8 2,4 6,21993 3,7 3,4 7,5 6,2 6,6 12,7 11,1 9,6 8,6 6,1 4,8 3,8 7,01994 2,1 3,7 4,5 7,9 10,5 15,6 10,8 12,0 8,8 4,8 7,6 7,7 8,01995 5,4 2,0 3,8 4,2 8,3 8,7 10,6 4,2 5,7 3,1 4,8 2,9 5,31996 2,2 7,6 4,9 5,5 8,0 8,1 10,9 8,5 7,2 3,6 2,6 3,6 6,11997 2,4 8,5 7,1 5,2 12,1 4,6 12,9 9,1 4,8 2,4 4,6 5,0 6,61998 4,7 4,6 4,3 7,9 7,2 16,3 16,1 9,8 5,6 6,2 4,2 3,2 7,51999 4,7 5,8 5,4 14,1 9,8 11,5 11,6 10,2 9,2 6,7 3,4 4,9 8,12000 3,8 4,8 5,5 8,6 14,3 9,4 25,1 12,0 7,1 7,3 3,1 6,1 8,9


CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES (m3 / seg)EMBALSE PISAYAMBO

Anexo 3.08 2 de 4


AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA1963 122,4 95,7 100,3 76,9 68,7 85,0 123,5 96,11964 69,6 56,1 98,4 111,3 137,7 209,6 138,1 181,0 241,8 98,9 80,8 56,0 123,31965 60,0 61,1 72,8 96,8 163,9 250,3 193,4 141,6 131,1 104,8 154,8 87,9 126,51966 118,8 107,1 175,2 152,6 105,4 103,7 155,2 142,1 113,7 87,6 58,5 87,5 117,31967 151,9 90,2 81,3 74,6 84,7 188,9 238,2 200,8 113,1 134,0 88,8 63,8 125,91968 107,5 67,8 104,4 95,2 65,4 115,4 241,0 128,3 104,3 127,9 70,6 38,6 105,51969 47,1 63,7 78,4 143,7 108,6 167,9 154,8 184,5 144,4 84,2 105,1 123,5 117,21970 163,7 187,9 164,6 172,3 205,9 280,6 148,8 168,5 158,8 92,7 110,1 89,8 162,01971 76,8 76,1 138,4 136,3 108,6 177,8 193,7 184,0 158,4 133,5 90,8 287,1 146,81972 126,3 108,9 92,4 137,7 135,7 211,5 290,5 132,5 149,3 90,0 103,4 101,0 139,91973 123,1 120,7 110,2 138,8 155,2 133,2 174,5 181,2 156,8 99,3 68,2 46,5 125,61974 52,3 99,5 100,2 85,9 177,8 160,9 255,9 168,8 147,4 162,4 128,8 142,9 140,21975 155,1 137,1 154,6 129,5 145,2 316,2 254,2 249,9 156,6 154,8 131,9 80,6 172,11976 146,8 112,2 99,2 156,1 260,9 338,6 332,3 228,7 139,2 88,1 120,5 90,3 176,11977 65,0 134,1 160,6 166,7 118,2 175,8 164,2 132,4 141,3 116,5 71,9 82,6 127,41978 73,3 110,6 137,1 182,0 146,0 201,6 173,8 167,2 124,8 123,5 64,2 64,0 130,71979 50,5 41,7 75,4 102,0 115,5 126,8 108,4 109,7 88,4 75,1 55,6 69,2 84,91980 66,2 71,9 102,1 142,8 121,3 168,3 150,0 117,4 114,4 119,2 87,0 66,6 110,61981 48,2 77,3 96,7 93,2 81,4 99,5 153,8 75,9 84,1 64,1 64,3 68,1 83,91982 64,5 55,1 58,4 102,5 120,8 104,0 139,6 154,7 104,5 99,0 106,4 114,3 102,01983 122,7 139,3 164,5 215,8 241,4 117,9 118,0 123,6 137,3 139,5 75,5 85,4 140,11984 70,7 119,3 112,9 149,8 147,2 198,0 186,1 133,0 139,6 109,2 82,4 88,0 128,01985 54,3 68,9 79,8 68,8 144,5 177,4 170,4 147,6 97,5 92,3 64,2 54,0 101,61986 60,2 53,6 75,0 111,4 102,3 139,3 210,6 113,7 128,3 102,1 97,4 104,5 108,21987 83,4 175,7 118,4 167,0 201,4 132,3 134,4 112,8 104,7 109,4 68,1 76,7 123,71988 69,2 108,8 113,6 151,9 157,5 112,9 197,9 110,4 85,6 109,5 127,2 74,9 118,31989 115,1 101,7 159,6 112,0 222,3 316,5 251,7 111,6 93,6 113,7 76,5 55,2 144,11990 80,6 91,7 138,0 121,4 140,2 224,2 149,7 141,0 99,1 105,2 77,6 70,2 119,91991 68,1 112,9 93,8 92,7 118,2 140,1 222,3 151,0 93,3 77,7 80,7 64,2 109,61992 64,1 64,2 99,5 134,5 86,8 123,1 124,3 115,0 89,4 65,3 58,5 61,5 90,51993 58,9 78,6 145,1 163,7 114,5 161,1 184,3 117,7 120,4 89,1 59,1 74,4 113,91994 62,5 82,3 104,1 143,1 174,1 240,5 190,0 240,2 160,7 85,7 109,2 109,3 141,81995 89,3 64,2 62,2 80,1 102,0 110,1 154,8 70,3 80,5 59,3 90,4 62,0 85,41996 55,3 109,0 125,9 108,6 127,6 97,7 189,9 132,2 104,5 74,8 54,3 70,4 104,21997 65,2 135,0 109,0 103,9 165,8 89,3 195,4 121,1 85,9 72,4 114,2 109,6 113,91998 83,0 93,0 88,0 163,0 136,0 229,0 277,0 141,0 87,0 89,0 96,0 59,0 128,41999 79,0 115,0 126,0 266,0 190,0 184,0 163,0 193,0 125,2 118,0 47,0 85,0 140,92000 75,0 107,0 139,0 173,0 305,0 249,5 165,8 153,8 117,8 109,5 60,7 83,8 145,0


CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES RÍO PASTAZA (m3 / seg)EMBALSE AGOYÁN

Anexo 3.08 3 de 4


AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA1950 26,1 286,6 816,8 327,6 95,4 72,6 28,9 15,6 11,3 15,8 12,3 113,9 151,91951 65,1 321,7 450,4 519,4 233,1 289,2 274,3 52,4 25,5 24,1 21,7 16,6 191,11952 72,6 198,2 158,8 277,9 183,0 94,3 66,2 34,1 37,9 14,4 7,5 22,0 97,21953 137,8 561,3 507,2 487,8 1054,0 87,8 61,1 30,6 25,3 22,2 30,3 21,8 252,31954 41,4 231,0 742,3 205,1 184,3 111,0 49,3 26,6 25,2 19,9 11,8 96,1 145,31955 521,5 444,9 428,3 449,8 146,1 23,6 55,9 31,9 31,8 14,2 11,5 10,3 180,81956 36,5 255,8 993,9 455,3 104,9 70,6 28,8 19,5 15,0 15,2 11,6 19,3 168,91957 37,1 530,7 605,0 282,3 524,3 251,5 177,5 38,9 42,7 21,1 12,9 21,4 212,11958 61,2 563,5 1036,0 383,4 164,2 89,4 20,1 19,5 14,6 17,1 11,4 18,2 199,91959 38,5 230,3 842,0 318,3 339,3 235,2 31,5 31,1 24,2 13,9 13,7 43,4 180,11960 91,3 198,5 436,6 566,5 188,8 13,3 19,3 15,9 15,2 10,2 6,7 6,7 130,81961 45,1 544,4 548,9 196,8 130,4 27,3 24,0 18,3 16,3 44,1 11,7 17,6 135,41962 96,2 255,4 630,8 631,0 153,6 66,7 27,8 14,8 15,6 9,2 12,2 11,6 160,41963 27,1 86,5 193,1 167,2 103,2 28,7 16,3 11,6 6,9 6,5 6,8 10,4 55,41964 178,8 321,2 688,2 759,2 118,4 45,0 29,7 23,5 21,2 18,2 15,2 16,8 186,31965 57,4 260,7 755,2 834,2 527,2 222,6 74,3 33,7 23,4 23,6 21,9 15,2 237,51966 252,6 532,1 634,1 235,4 144,8 72,8 28,2 26,6 15,7 18,4 12,4 15,6 165,71967 298,1 534,5 369,6 144,7 99,7 45,0 30,5 22,2 18,0 17,0 11,9 11,7 133,61968 36,9 136,0 167,5 163,5 38,4 28,5 21,3 16,0 14,1 10,3 9,3 8,8 54,21969 32,1 49,0 239,9 509,4 434,8 289,1 75,1 32,2 22,0 16,3 15,2 20,2 144,61970 63,1 170,3 167,0 858,4 358,2 80,9 37,4 25,5 20,0 16,0 14,1 16,5 152,31971 51,3 370,8 853,1 349,2 66,5 35,2 24,6 19,2 15,5 14,3 12,4 15,5 152,31972 66,3 369,4 608,7 405,8 150,6 464,4 208,0 64,4 37,3 34,1 24,5 108,7 211,91973 415,4 544,0 514,0 745,2 500,7 101,2 58,1 33,0 26,8 22,6 18,4 19,5 249,91974 28,8 329,2 275,6 98,2 121,7 37,5 26,0 18,4 14,0 12,9 9,8 21,1 82,81975 288,0 659,9 586,0 652,5 125,9 87,4 41,7 27,3 20,3 15,0 11,7 26,1 211,81976 369,7 585,9 734,2 743,5 543,1 152,0 61,9 32,6 16,9 16,9 15,6 22,2 274,51977 145,6 293,6 619,3 214,0 93,5 67,2 34,5 22,5 23,6 23,6 8,6 13,7 130,01978 60,1 315,8 215,9 297,0 250,7 49,7 27,3 18,4 11,5 11,5 11,5 10,2 106,61979 33,2 143,7 232,6 320,0 60,4 57,0 31,7 18,4 13,8 13,8 9,2 7,2 78,41980 12,8 117,6 109,2 423,3 186,8 57,9 27,1 18,0 11,0 11,0 10,1 10,2 82,91981 52,8 596,8 478,5 399,6 62,7 26,7 18,0 13,6 8,5 8,5 6,9 9,2 140,21982 57,6 263,6 112,2 143,9 103,1 53,2 22,9 14,4 10,0 10,0 600,9 768,1 180,01983 803,5 617,5 802,0 743,3 566,0 464,3 247,3 181,0 98,1 98,1 54,5 56,1 394,31984 43,8 448,2 627,4 447,3 214,0 68,1 39,5 22,8 14,5 14,5 10,3 42,7 166,11985 195,6 177,0 246,0 111,7 53,1 54,2 27,7 17,2 9,2 9,2 6,6 47,3 79,61986 151,0 120,0 220,7 338,5 210,1 50,7 27,5 18,6 12,6 13,7 13 19 99,61987 339,2 782,2 554,4 609,7 427,8 98,2 45,8 39,4 18,9 17,1 14,4 18,6 247,11988 112,8 374,0 218,7 167,3 237,3 54,6 40,4 37,0 32,0 31,6 42,4 47,8 116,31989 181,5 640,8 449,7 484,5 132,4 64,4 35,1 20,5 17,2 15,9 14,3 11,5 172,31990 40,1 203,7 338,9 382,9 106,2 35,7 22,5 10,3 7,0 4,2 2,8 13,7 97,31991 21,3 451,1 466,5 312,0 161,7 51,1 38,5 30,0 39,7 40,0 30,8 29,8 139,41992 206,5 495,5 1124,0 581,3 701,5 298,0 102,9 34,5 26,3 24,5 31,0 39,3 305,41993 122,3 578,2 693,4 785,0 327,5 76,3 34,9 27,3 20,7 13,7 19,8 36,6 228,01994 163,7 526,7 410,7 561,4 404,0 109,1 45,0 37,9 25,1 27,0 27,1 80,1 201,51995 272,6 458,8 168,2 344,0 126,8 85,1 56,0 41,6 27,2 30,7 24,7 40,6 139,71996 66,5 325,3 471,7 336,7 110,9 49,1 39,4 39,7 9,3 14,8 24,2 13,7 125,11997 77,6 336,9 436,8 558,1 437,8 507,0 411,7 502,8 464,9 498,3 39,0 864,2 427,91998 800,4 773,2 1317,0 1592,0 722,0 684,7 220,5 117,4 77,0 53,3 46,6 34,7 536,61999 57,5 652,6 593,0 736,7 267,4 90,5 42,4 12,9 16,3 11,9 8,2 35,8 210,42000 51,1 367,9 487,1 384,2 227,9 49,5 25,3 14,1 10,1 5,6 5,8 10,1 136,6


CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES (m3 / seg) EMBALSE DAULE PERIPA

Anexo 3.08 4 de 4


1 de 2

No. EMPRESA CENTRAL / UNIDADTIPO DE

CENTRALCVP Dic-2000 U$

/ MWhSALIDAS

FORZADAS (%)CONSUMO

AUXILIARES (%) kWh / gal

1 HIDROPAUTE PAUTE E 2,00 0,42 0,00 -2 HIDROAGOYÁN PUCARÁ E 2,00 0,01 0,00 -3 HIDRONACION M. LANIADO E 2,00 0,50 0,00 -4 HIDROAGOYÁN AGOYÁN P 2,00 0,50 0,09 -5 QUITO QUITO_H P 2,00 0,50 0,01 -6 ELECAUSTRO ELECAUSTRO_H P 2,00 0,50 0,04 -7 RIOBAMBA RIOBAMBA_H P 2,00 0,50 0,07 -8 COTOPAXI COTOPAXI_H P 2,00 0,50 0,07 -9 NORTE NORTE_H P 2,00 0,50 0,07 -

10 AMBATO AMBATO_H P 2,00 0,50 0,17 -11 BOLÍVAR BOLIVAR_H P 2,00 0,50 0,17 -12 SUR SUR_H P 2,00 0,50 0,17 -13 EMAAP-Q PAPALLACTA P 2,00 0,50 0,17 -14 EMAAP-Q EL CARMEN P 2,00 0,50 0,17 -15 TERMOESMERALDAS ESMERALDAS V 38,08 0,30 6,25 12,216 ELECTROGUAYAS TRINITARIA V 38,36 3,00 7,11 9,217 ELECAUSTRO EL DESCANSO 4 B 43,60 7,00 3,58 15,218 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 V 44,41 0,09 5,31 9,019 ELECAUSTRO EL DESCANSO 1 B 44,68 7,00 3,58 14,020 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 B 45,20 7,00 3,58 14,221 ELECAUSTRO EL DESCANSO 3 B 45,22 7,00 3,58 15,722 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 V 45,68 0,51 5,31 9,123 ELECTROECUADOR A.SANTOS V 48,07 2,00 4,49 9,124 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 6 B 51,86 7,00 3,00 14,525 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 5 B 51,88 7,00 3,00 12,026 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 2 B 51,90 7,00 3,00 14,927 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 1 B 52,31 7,00 3,00 12,628 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 4 B 52,33 7,00 3,00 14,429 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 3 B 53,02 7,00 3,00 14,530 QUITO G.HERNANDEZ 4 B 53,74 7,00 4,07 16,531 QUITO G.HERNANDEZ 2 B 53,87 7,00 4,07 16,532 QUITO G.HERNANDEZ 1 B 54,07 7,00 4,07 16,533 QUITO G.HERNANDEZ 5 B 54,10 7,00 4,07 16,534 QUITO G.HERNANDEZ 3 B 54,10 7,00 4,07 16,535 QUITO G.HERNANDEZ 6 B 54,10 7,00 4,07 16,536 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 1 V 62,30 8,26 5,00 16,137 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 2 V 63,29 5,45 5,00 16,138 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 3 V 64,17 4,08 5,00 16,139 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 4 V 64,97 10,99 5,00 16,140 ELECTROECUADOR A. TINAJERO1 G 70,10 0,70 0,85 12,041 MANABÍ MIRAFLORES 12 D 71,31 7,00 2,00 11,542 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 3 G 74,75 5,00 1,11 16,143 STA. ELENA LA LIBERTAD 11 D 74,82 5,00 2,30 14,444 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 4 G 75,24 5,00 1,11 16,145 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 2 G 75,75 5,00 1,25 11,646 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 1 G 76,26 5,00 1,25 14,647 ELECTROGUAYAS ENRIQUE GARCIA G 76,73 2,50 1,69 12,548 STA. ELENA LA LIBERTAD 10 D 76,80 5,00 2,30 13,049 STA. ELENA POSORJA 5 D 78,22 5,00 2,29 12,550 ESMERALDAS LA PROPICIA 1 D 78,24 7,00 2,29 13,051 ESMERALDAS LA PROPICIA 2 D 78,24 7,00 2,29 13,052 MILAGRO MILAGRO 6 D 78,43 7,00 2,25 13,053 STA. ELENA LA LIBERTAD 9 D 78,89 5,00 2,30 12,554 MILAGRO MILAGRO 4 D 79,08 7,00 2,25 12,655 MILAGRO MILAGRO 7 D 80,34 7,00 2,25 12,656 SUR CATAMAYO 6 D 83,01 7,00 2,25 12,657 SUR CATAMAYO 7 D 85,00 7,00 2,25 14,458 SUR CATAMAYO 9 D 86,39 7,00 2,25 13,059 STA. ELENA PLAYAS 4 D 88,26 5,00 2,30 13,060 SUR CATAMAYO 2 D 89,32 7,00 2,30 11,561 LOS RÍOS CENTRO IND. 2 D 71,19 7,00 2,00 11,162 MILAGRO MILAGRO 5 D 71,63 7,00 2,25 10,1

COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN (CVP) DE UNIDADES DE GENERACIÓN DEL S.N.I., DETERMINADOS POR EL CENACE

Anexo 3.09


2 de 2

No. EMPRESA CENTRAL / UNIDADTIPO DE

CENTRALCVP Dic-2000 U$

/ MWhSALIDAS

FORZADAS (%)CONSUMO

AUXILIARES (%) kWh / gal

63 LOS RÍOS CENTRO IND. 1 D 71,63 7,00 2,00 14,064 LOS RÍOS CENTRO IND. 3 D 72,66 7,00 2,00 11,165 LOS RÍOS CENTRO IND. 4 D 72,90 7,00 2,00 8,966 AMBATO LLIGUA 1 D 75,59 7,00 2,33 7,867 AMBATO LLIGUA 2 D 76,15 7,00 2,33 12,568 STA. ELENA LA LIBERTAD 1 D 76,58 5,00 2,96 12,369 QUITO LULUNCOTO 13 D 76,87 7,00 4,69 12,370 QUITO LULUNCOTO 12 D 77,16 7,00 4,69 12,371 QUITO LULUNCOTO 11 D 77,35 7,00 4,69 12,572 MANABÏ MIRAFLORES 11 D 79,82 7,00 2,00 10,473 NORTE SAN FRANCISCO D 81,28 2,00 3,00 12,374 ELECAUSTRO MONAY 1 D 81,28 7,00 2,33 12,375 AMBATO BATAN 3 D 82,74 7,00 2,33 14,776 MANABÏ MIRAFLORES 10 D 83,36 7,00 2,00 12,577 MANABÏ MIRAFLORES 13 D 83,36 7,00 2,00 12,578 MANABÏ MIRAFLORES 14 D 83,36 7,00 2,00 12,579 MANABÏ MIRAFLORES 15 D 83,36 7,00 2,00 12,580 EL ORO EL ORO CAMBIO 4 D 83,37 7,00 7,00 12,381 ELECAUSTRO MONAY 3 D 83,55 7,00 2,33 12,782 MANABÏ MIRAFLORES 7 D 84,11 7,00 2,00 12,583 EL ORO EL ORO CAMBIO 3 D 84,38 7,00 7,00 12,384 EL ORO EL ORO MACHALA 4 D 84,43 7,00 5,00 12,385 BOLIVAR BOLIVAR 1 D 84,58 7,00 2,36 9,586 MANABÏ MIRAFLORES 22 D 84,67 7,00 2,00 12,387 MANABÏ MIRAFLORES 16 D 84,85 7,00 2,00 11,988 MANABÏ MIRAFLORES 18 D 84,86 7,00 2,00 15,189 MANABÏ MIRAFLORES 8 D 85,08 7,00 2,00 13,690 ELECAUSTRO MONAY 2 D 85,54 7,00 2,33 13,691 ELECTROECUADOR A. TINAJERO 2 G 85,84 0,70 0,29 12,392 SUR CATAMAYO 8 D 86,12 7,00 2,25 12,393 SUR CATAMAYO 10 D 87,08 7,00 2,25 12,594 STA. ELENA LA LIBERTAD 8 D 87,77 5,00 2,30 12,395 RIOBAMBA RIOBAMBA D 90,35 7,00 2,00 8,396 TERMOPICHINCHA STA. ROSA 3 G 91,96 9,00 0,78 10,497 TERMOPICHINCHA STA. ROSA 1 G 92,84 9,00 0,78 12,298 ECUAPOWER EPW-STO DOMINGO 1 G 93,92 2,00 1,14 12,299 ECUAPOWER EPW-STO DOMINGO 2 G 93,92 2,00 1,14 12,3

100 TERMOPICHINCHA STA. ROSA 2 G 93,94 9,00 0,78 12,7101 SUR CATAMAYO 5 D 103,51 7,00 2,30 12,3102 SUR CATAMAYO 4 D 103,87 7,00 2,30 13,6103 ELECTROECUADOR A. SANTOS 1 G 104,28 2,30 0,35 14,8104 ELECAUSTRO MONAY 6 D 104,43 7,00 2,33 8,4105 ELECAUSTRO MONAY 4 D 104,46 7,00 2,33 10,5106 ELECTROECUADOR A. SANTOS 2 G 104,82 2,30 0,35 14,5107 ELECAUSTRO MONAY 5 D 104,90 7,00 2,33 8,1108 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TG4 G 106,90 16,00 0,70 12,5109 ELECTROECUADOR A. SANTOS 5 G 107,56 3,60 0,33 12,0110 ELECTROECUADOR A. SANTOS 6 G 107,87 3,60 0,33 12,0111 ECUAPOWER EPW-STA ELENA G 109,80 2,00 1,47 14,4112 ELECTROECUADOR A. SANTOS 3 G 116,53 2,30 0,50 11,4113 MANABÏ MIRAFLORES 3 D 120,65 7,00 2,00 15,2114 SUR CATAMAYO 1 D 2000,00 7,00 2,30 10,3115 MILAGRO MILAGRO 3 D 2000,00 7,00 2,25 8,2116 MILAGRO MILAGRO 8 D 2000,00 7,00 2,25 13,5117 EL ORO MACHALA 5 D 2000,00 7,00 5,00 13,7118 STA. ELENA STA. ELENA 12 D 2000,00 5,00 2,30 14,7E:P: Central hidroeléctrica de pasadaV: Central / unidad termoeléctrica a vaporG: Central / unidad termoeléctrica de gas (Opera con diesel)B: Central / unidad termoeléctrica; motor de combustión interna a BunkerD: Central / unidad termoeléctrica; motor de combustión interna a Diesel

Anexo 3.09COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN (CVP) DE UNIDADES DE GENERACIÓN DEL

S.N.I., DETERMINADOS POR EL CENACE

Central hidroeléctrica con embalse


Capacidad (MVA) OA FA FOA Terciario

Agoyán 2 TRAF-3f 13,8/145 85,0 - - -Álvaro Tinajero 1 TRAF-3f 13,8/68,8 25,0 33,0 - -Álvaro Tinajero 1 TRAF-3f 13,8/68,8 18,0 24,0 - -Aníbal Santos (V) 2 TRAF-3f 13,8/68,8 15,0 20,0 - -Aníbal Santos (G1-3) 2 TRAF-3f 13,2/68,8 16,5 22,0 27,5 -Aníbal Santos (G4-5) 2 TRAF-3f 13,2/68,9 20,0 26,7 - -Aníbal Santos (G2) 1 TRAF-3f 13,2/68,10 15,0 20,0 25,0 -Cumbayá 4 TRAF-3f 4,16/46 10,0 12,5 - -El Carmen 1 TRAF-3f 6,6/138 10,5 - - -El Descanso 1 TRAF-3f 6,3/22 20,0 24,0 - -Electroquil 2 2 TRAF-3f 13,8/69 64,0 - - -Electroquil 3 3 TRAF-3f 13,8/138 56,0 - - -Electroquito 1 TRAF-3f 13,2/69 60,0 - - -Esmeraldas 1 TRAF-3f 13,8/147,5 90,0 120,0 160,0 -G. Hernández 1 TRAF-3f 13,8/46 33,0 46,5 52,5 -G. Hernández 1 TRAF-3f 13.8/138 16,3 21,5 27,3 -G. Zevallos (V) 2 TRAF-3f 13,2/69 52,0 70,0 86,0 -G. Zevallos (G) 1 TRAF-3f 13,8/69 20,0 27,2 34,0 -Guangopolo (T.Pichincha) 2 TRAF-3f 6,6/138 15,0 20,0 - -Guayaquil (V) 2 TRAF-3f 13,8/68,8 16,5 22,0 27,5 -Marcel Laniado 3 TRAF-3f 13,8/138 86,0 - - -Miraflores 2 TRAF-3f 13,8/69 10,0 12,5 - -Nayón 2 TRAF-3f 6,9/46 12,5 16,5 - -Recuperadora 1 TRAF-3f 6,9/138 12,6 18,0 - -Paute Molino A-B 5 TRAF-3f 13,8/138 114,0 127,7 - -Paute Molino A-B (x) 3 AUTO-1f 138/230/13,8 225,0 300,0 375,0 60/80/100Paute Molino A-B (x) 3+1 AUTO-1f 138/230/13,9 225,0 300,0 375,0 60/80/100Paute Molino C 5 TRAF-3f 13,8/246,3 134,0 - - -Pascuales (G) 1 TRAF-3f 13,8/69 100,0 114,0 - -Pisayambo 2 TRAF-3f 13,8/138 40,0 - - -Saucay 1 1 TRAF-3f 4,16/69 10,0 - - -Saucay 2 2 TRAF-3f 4,16/70 10,0 - - -S.Elena (Ecuapower) 1 TRAF-3f 13,8/69 43,8 - - -S.Domingo (Ecuapower) 1 TRAF-3f 13,8/230 105,0 140,0 175,0 -Sta. Rosa 3 TRAF-3f 13,8/138 28,0 - - -Trinitaria 1 TRAF-3f 13,8/138 90,0 120,0 160,0 -TOTALES 3 622,2

(x) Conexión YYd. Todos los otros son conexión DY

SUBESTACIONES >= 10 MVA, ACOPLADAS A LAS CENTRALES Anexo 3.10

Central Generadora No. Transf. Tipo Relación

kV

(Dic-2000)


Voltaje Longitud Número Conductor LímiteDESDE: HASTA: (kV) (km) Circuitos ACSR Térmico

(MCM) (MVA) (1)Sta. Rosa Sto. Domingo 230 77,6 2 1113 342Sto. Domingo Quevedo (2) 230 107,6 2 1113 353Quevedo Pascuales 230 144,4 2 1113 353Paute Milagro 230 135,7 2 1113 342Milagro Pascuales (3) 230 52,7 2 1113 353Paute Totoras (4) 230 201,0 2 1113 342Paute Riobamba (4) 230 (163,0) - - -Riobamba Totoras (4) 230 (38,0) - - -Totoras Sta. Rosa 230 105,0 2 1113 342Paute Pascuales 230 188,4 2 1113 342Pascuales Trinitaria (5) 230 28,3 2 1113 353

1 040,7Pucará Ambato 138 27,7 1 477 112Pucará Mulaló 138 35,0 1 477 112Mulaló Vicentina 138 74,0 1 477 112Vicentina Guangopolo 138 7,0 1 477 112Vicentina Ibarra 138 80,2 1 477 112Pascuales Salitral (6) 138 17,0 2 477 126Sta.Rosa Vicentina 138 18,5 1 477 112Quevedo Marcel Laniado (7) 138 43,2 2 397,5 113Marcel Laniado Portoviejo (7) 138 91,2 2 397,5 113Sto. Domingo Esmeraldas 138 154,3 2 397,5 113Paute Cuenca 138 67,1 2 397,5 99Milagro Babahoyo 138 47,0 1 397,5 113Cuenca Loja 138 135,0 1 397,5 99Pascuales Las Juntas (8) 138 45,7 2 397,5 113Las Juntas Sta. Elena 138 62,0 1 397,5 113Las Juntas Posorja 138 53,0 1 397,5 113Electroquil Estructura 56 (9) 138 13,8 2 397,5 113Milagro Machala 138 133,7 2 397,5 113Totoras Agoyán 138 33,0 2 636 133Totoras Ambato 138 7,0 1 397,5 99Pascuales Policentro 138 16,0 2 477 126Ibarra Tulcán 138 67,0 1 477 115Tulcán Frontera (10) 138 7,0 1 477 115Puyo Tena (11) 138 66,5 1 266,8 89Cuenca Gualaceo (12) 138 20,8 1 266,8 89Gualaceo Limón (12) 138 37,7 1 266,8 89Recuperadora El Carmen (13) 138 31,6 1 397,5 99El Carmen Sta. Rosa (13) 138 31,6 1 397,5 99

1 423,6NOTAS:(1) El límite térmico es por circuito y por características electromecánicas de la línea

(2) Opera solo un circuito. La posición del otro se usaba para la generación de Ecuapower hasta febrero de 2001

(3) Un circuito opera a 138 kV para servir a Los Ríos por sobrecarga S/E Milagro, hasta junio de 2001

(4) Un circuito de la línea Paute - Riobamba - Totoras, se secciona en Riobamba

(5) Un circuito operaba a 69 kV y el otro a 138 kV, por daño de Transformador Trinitaria. En el 2001 operan a 230 KV y 138 kV

(6) Opera solo un circuito. La posición del otro se usaba para la línea Milagro-Pascuales (nota 3) hasta junio de 2001

(7) Se abrió línea Quevedo-Portoviejo para que opere la central Marcel Laniado (Daule Peripa)

Los tramos de entrada y salida a la central (13,7 km c/u) son de propiedad de Hidronación

(8) Las Juntas no es S/E sino solo un punto en que la línea de 2 circuitos se abre en dos.

(9) Propiedad de Electroquil. Se conecta a una terna de la L/T Pascuales - Las Juntas

(10) Para transferir energía de S/E Panamericana, Colombia, se aisla del SNI parte del sistema

de E.E. Norte. 10 km de línea están en lado colombiano

(11) Opera a 69 kV, desde la línea Ambato -Baños, aislada para 138 kV, de la E.E. Ambato

(12) Línea Cuenca-Gualaceo-Plan de Milagro opera a 69 kV. Plan de Milagro-Limón es de 69 kV(13) Propiedad de EMAAP-Q

LONGITUD TOTAL L/T 230 kV

LONGITUD TOTAL L/T 138 kV

Anexo 3.11LÍNEAS DE TRANSMISIÓN (SNT y OTRAS) (Dic-2000)


Capacidad (MVA) OA FA FOA Terciario

Pascuales 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 225 300 375 60/80/100 NoQuevedo 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 100 133 167 27/36/45 NoSta.Rosa 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 225 300 375 60/80/100 NoSto. Domingo 3 AUTO-1f 230/138/13,8 100 133 167 27/36/45 NoMilagro (b) 3+1 AUTO-1f 230/69/13,8 100 133 167 33/39/45 NoTotoras 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 60 80 100 20/27/33 NoRiobamba 3 AUTO-1f 230/69/13,8 60 80 100 20/27/33 SiTrinitaria (c) 3 AUTO-1f 230/138/13,8 225 300 375 60/80/100 No

1 095 1 459 1 826Vicentina 1 TRAF-3f 138/46/13,8 33 44 44 11/14 NoVicentina 1 TRAF-3f 138/46/13,8 33 44 44 11/14 NoAmbato 1 AUTO-3f 138/69/13,8 33 44 44 11/14 NoIbarra 1 TRAF-3f 138/34,5/13,8 30 40 50 10 SiSalitral (d) 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 90 120 150 30 NoSta. Rosa (e) 1 TRAF-3f 138/46/13,8 45 60 75 15/20/25 SiSta. Rosa (Móvil) (e) 1 TRAF-3f 138/69/46 30 30 30 - NoEsmeraldas 1 AUTO-3f 138/69/13,8 45 60 75 15/20/25 SiPortoviejo 1 AUTO-3f 138/69/13,8 45 60 75 15/20/25 SiPortoviejo 1 AUTO-3f 138/69/13,8 45 60 75 15/20/25 SiQuevedo -1 (a) 1 TRAF-3f 138/69/13,8 20 27 33 20 SiQuevedo -2 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 20 SiSto. Domingo 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 16/22/27 NoCuenca 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 16/22/27 NoPascuales 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 200 224 - SiTotoras 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 20/27/33 NoLoja 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiMachala 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 20/27/33 SiMilagro (b) 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 20/27/33 SiPosorja 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 7/9/11 SiSta. Elena 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiPolicentro 3 AUTO-1f 138/69/13,8 90 120 150 30/40/50 SiIbarra 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 7/9/11 SiBabahoyo 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiMulaló 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiTulcán 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 7/9/11 SiTrinitaria 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 90 120 150 30/40/50 Si

1 369 1 773 1 891NOTAS:-Todos los transformadores y bancos tienen conexión YYda) Es equipo de reserva para todo el S.N.T., por lo que debe reponérselob) Sobrecargados. Para aliviar carga se estaba transmitiendo a Los Ríos desde Pascuales. En junio de 2001 se instala transformador trifásico 230/138 kV y se solucionan las restriccionesc) Cambiado en el 2000 por equipo de 225 MVAd) Sobrecarga en condiciones de alta o baja generación en Paute. Se instala banco 138/69 kV y 150 MVA en septiembre de 2001e) Por sobrecarga estaba operando S/E móvil en forma permanente. Se instala transformador trifásico 138/46 kV y 75 MVA en septiembre 2001 y S/E móvil se reubica en S/E Ibarra

Anexo 3.12

Total S/E 230 / 138 kV

SUBESTACIÓN No. Transf. TIPO RELACIÓN DE

TRANSFORM.

TOTAL S/E 138 /69 o /46 o /34,5 kV

SUBESTACIONES PRINCIPALES DE ENTREGA DEL S.N.T.(Dic-2000)

LTC


Capa-cidad Máx.

Demanda Máxima

Max. (p.u.)

Min. (p.u.)

Max. (p.u.)

Min. (p.u.)

Max. (p.u.)

Min. (p.u.)

AMBATO 138/69 T1 43,0 29,52 69 jun 1,03 0,97 1,03 0,97 BABAHOYO 138/69 ATQ 66,7 39,80 60 abr 1,03 0,91 1,04 0,93 CUENCA 138/69 ATQ 100,0 90,50 91 dic 1,02 0,96 1,01 0,94 ESMERALDAS 138/69 AA1 75,0 52,20 70 dic 1,05 0,93 1,03 0,96

138/34,5 T1 40,0 18,60 47 may 1,04 0,97 138/69 ATQ 33,0 37,20 113 jun 1,05 0,99

LOJA 138/69 ATQ 66,7 32,90 49 oct 1,04 0,94 1,03 0,96 MACHALA 138/69 ATQ 100,0 79,00 79 may 1,05 0,91 1,04 0,93

230/69 ATK 150,0 166,00 111 dic 1,00 0,93 138/69 ATQ 100,0 81,00 81 jun 1,09 0,97

MOVIL (Sta. Rosa) 138/69/46 ATQ 30,0 28,60 95 sep 1,04 0,97 1,02 0,96 MULALÓ 138/69 ATQ 66,7 26,00 39 nov 1,04 0,99 1,05 0,96

230/138 ATU 375,0 391,00 104 abr 0,99 0,94 1,01 0,95 138/69 OHIO 220,0 148,90 68 nov - 1,04 0,97

POLICENTRO 138/69 ATQ 150,0 113,00 75 abr 1,04 0,89 1,02 0,91 138/69 AA1 75,0 63,10 84 may138/69 AA2 75,0 61,10 81 nov

POSORJA 138/69 ATQ 33,3 12,90 39 dic 1,09 0,92 1,04 0,93 230/138 ATT 165,0 128,80 78 nov 1,00 0,89 1,05 0,93 138/69 TRQ 33,0 19,40 59 may138/69 OSAKA 30,0 22,21 74 dic 1,03 0,91

RIOBAMBA 230/69 TRK 100,0 41,80 42 nov 1,04 0,97 1,02 0,96 SALITRAL 138/69 ATQ 150,0 141,70 94 abr 1,04 0,88 STA. ELENA 138/69 ATQ 66,7 43,40 65 mar 1,04 0,86 1,04 0,88

230/138 ATU 375,0 345,30 92 oct 1,00 0,96 1,04 0,97 138/46 TRN 75,0 72,00 96 ago 1,04 0,97 1,02 0,96 230/138 ATU 165,0 94,00 57 oct 1,02 0,94 1,03 0,97 138/69 ATR 100,0 51,00 51 oct 1,04 0,95 230/138 ATT 100,0 128,50 129 oct 1,03 0,97 1,04 0,99 138/69 ATQ 100,0 50,40 50 dic 1,04 0,99 1,03 0,98 230/238 ATT 375,0 139,60 37 dic 1,00 0,93 1,03 0,88 138/69 ATQ 150,0 114,00 76 oct 1,03 0,88 1,04 0,89

TULCÁN 138/69 ATQ 33,0 15,40 47 may 1,05 0,97 1,03 0,96 138/46 T1 48,0 40,80 85 jul 1,00 0,92 1,02 0,96 138/46 T2 43,0 37,10 86 oct 1,00 0,92 1,02 0,96

Los valores con sombra están fuera del rango: 3% en 230 y 138; 5% en 34,5...69 kV

0,94 1,07

VICENTINA

STA. ROSA

TRINITARIA

TOTORAS

Anexo 3.13

IBARRA

Potencia (MVA)

PASCUALES

Subestación

1,03

QUEVEDO

PORTOVIEJO

Relac

ión

de

trans

form

.

Deno

min

a-ció

n

MILAGRO

1,03

STO. DOMINGO

- -

1,04 0,91

0,96

CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES Y VOLTAJES EN SUBESTACIONES DEL S.N.T.- 2000

Porcent. de Carga

(%)

Mes de Demanda Máxima

230 kV 138 kV <=69 kV

0,95


# EMPRESA PROVINCIAS A LAS QUE SIRVE

Area de Conce-

sión (km²)

CONEXIÓN A S/Es DE S.N.T.

Clientes Promed.

Redes Media

Tensión (km)

Dem. Max. (MW)

Factor de

Carga (%)

Energía Dispo-nible

(MWh)

Venta a distribui-

doras (MWh)

Venta a clientes finales ( MWh)

Venta a clientes finales

(% país)

Precio medio venta

(U$c/kWh)

PÉRDIDA ENERGÍA

(%)

1 AMBATO TUNGURAHUA, PASTAZA, %MORONA

40 805 AMBATO, TOTORAS 131 000 2 011 61 51% 272 278 14 852 219 694 2,8 4,4 13,86

2 AZOGUES % CAÑAR 1 187 E.E. CENTRO SUR 22 351 476 10 50% 42 174 36 836 0,5 4,5 12,663 BOLÍVAR BOLÍVAR 3 997 RIOBAMBA 35 765 1 257 12 42% 44 115 1 049 33 862 0,4 4,4 20,864 CENTRO SUR AZUAY, CAÑAR, %MORONA 28 962 CUENCA 200 700 4 522 101 55% 490 726 440 056 5,6 4,0 10,335 COTOPAXI COTOPAXI 5 556 LATACUNGA, MULALÓ 68 036 2 443 38 53% 177 720 144 487 1,8 4,4 18,76 EL ORO EL ORO, % AZUAY 6 745 MACHALA 126 131 2 472 73 60% 380 955 276 911 3,5 4,0 27,317 EMELEC % GUAYAS 1 399 PASCUALES, SALITRAL,

POLICENTRO, TRINITARIA 335 676 1 747 530 64% 2 981 748 2 253 741 28,7 2,8 24,42

10 ESMERALDAS ESMERALDAS 15 366 ESMERALDAS 52 937 1 017 48 58% 245 090 0 190 830 2,4 5,0 22,148 GALÁPAGOS GALÁPAGOS 7 942 SISTEMA AISLADO 4 384 141 4 42% 14 469 0 12 866 0,2 3,7 11,089 GUAYAS-LOS

RÍOSGUAYAS, LOS RÍOS, %MANABÍ, %COTOPAXI, %AZUAY

10 511 PASCUALES, MILAGRO, QUEVEDO

131 535 2 447 134 64% 748 117 2 604 502 974 6,4 4,8 32,42

11 LOS RÍOS % LOS RÍOS, %GUAYAS, %BOLIVAR, %COTOPAXI

4 059 BABAHOYO 57 294 1 315 38 60% 198 070 152 804 1,9 4,0 22,85

12 MANABÍ MANABÍ 16 865 PORTOVIEJO 164 422 7 450 127 60% 672 370 646 467 851 6,0 4,2 30,3213 MILAGRO % GUAYAS, %CAÑAR, %

CHIMBORAZO 6 175 MILAGRO 82 510 1 809 59 63% 326 333 0 243 556 3,1 4,1 25,37

14 NORTE CARCHI, IMBABURA, %PICHINCHA, %SUCUMBÍOS

11 979 IBARRA, TULCÁN 125 584 3 122 65 51% 288 359 235 154 3,0 4,1 18,45

15 QUITO PICHINCHA, %NAPO 14 971 STA. ROSA, VICENTINA, GUANGOPOLO

513 696 5 102 450 60% 2 368 802 1 979 322 25,2 3,2 16,44

16 RIOBAMBA CHIMBORAZO 5 940 RIOBAMBA 104 580 2 585 40 51% 180 117 150 719 1,9 4,0 16,3217 STA. ELENA % GUAYAS 6 774 STA. ELENA, POSORJA 57 693 1 870 55 50% 243 016 189 258 2,4 4,4 22,1218 STO. DOMINGO % PICHINCHA, % ESMERALDAS 6 574 STO. DOMINGO 75 349 2 559 45 55% 218 648 166 554 2,1 4,2 23,83

19 SUCUMBÍOS SUCUMBÍOS, NAPO, ORELLANA 37 842 SISTEMA AISLADO 19 161 823 15 43% 57 930 39 391 0,5 5,1 32,00

20 SUR LOJA, ZAMORA, %MORONA 22 721 LOJA 96 150 4 382 35 48% 148 141 64 122 245 1,6 4,4 17,44 256 370 2 404 952 49 549 1 913 59% 10 099 176 19 215 7 859 111 100 3,6 21,99

-Las Empresas Distribuidoras deben escindir la generación que tienen actualmente; excepto aquella de sistemas no incorporados como los de Galápagos y Sucumbíos-En energía facturada no se incluye el sistema Tena por falta de información -La Empresa Eléctrica Galápagos empezó a operar como persona jurídica en Enero de 1999-El total de demanda máxima la coincidente del SNI, al nivel de S/E de entrega-%Guayas significa que sirve a un cierto porcentaje de esa provincia

SITUACIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO 2000Anexo 3.14

TOTAL


ÁREAS DE CONCESIÓN PARA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICAGRÁFICO 2

Anexo 3.15PORCENTAJE DE ENERGÍA ELÉCTRICA FACTURADA

POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORASA CLIENTES FINALES.- AÑO 2000

2,8

0,5

0,4

5,6

1,8

3,5

2,4

0,2

6,4

1,9

6,0

3,1

3,0

1,9

2,4

2,1

0,5

1,6

28,7

25,2

0 5 10 15 20 25 30

AMBATO

AZOGUES

BOLÍVAR

CENTRO SUR

COTOPAXI

EL ORO

EMELEC

ESMERALDAS

GALÁPAGOS

GUAYAS-LOS RÍOS

LOS RÍOS

MANABÍ

MILAGRO

NORTE

QUITO

RIOBAMBA

STA. ELENA

STO. DOMINGO

SUCUMBÍOS

SUR

% del Total


GRÁFICO 3


4. DEMANDA ELÉCTRICA

4.1. METODOLOGÍA Las metodologías utilizadas en la planificación del sector eléctrico ecuatoriano, en lo que a proyección de la demanda se refieren, han incorporado al análisis el uso de modelos econométricos definiendo las variables explicativas macro económicas y sectoriales. Sin embargo, como parte del proceso de implantación de la LRSE, se ha considerado necesario incorporar con mayor protagonismo a los actores del mercado eléctrico y, para el caso de la metodología de proyección de la demanda, a las empresas distribuidoras que son las que con más cercanía y conocimiento del mercado correspondiente al área de su concesión, están, o deben estar, mejor preparadas para determinar la previsión de sus necesidades futuras de energía y potencia eléctricas, tanto global como espacial. Para hacer factible la participación de las empresas en los análisis de la proyección de la demanda eléctrica, se efectuaron procesos de consulta por parte del CONELEC. Como resultado de estos procesos, las distribuidoras establecieron y presentaron sus proyecciones de demanda por cada subestación de su sistema y el total de la empresa. Con los datos obtenidos del análisis de estas empresas y las tendencias del comportamiento del mercado, se ha obtenido una actualización de la proyección de la demanda para el período que cubre el presente Plan de Electrificación: 2002 – 2011. Puesto que a partir del último trimestre de 1998 y durante todos los meses de 1999, se ha tenido un descenso en el consumo de potencia y energía eléctrica en el ámbito nacional, ha sido necesario analizar si esta tendencia afectará en las proyecciones de la demanda en el mediano plazo, por lo que el comportamiento de los años 2000 y 2001 adquirieron particular relevancia. De la evolución de los indicadores macro económicos nacionales, se advierte un crecimiento anual del PIB de un 0,4 % para 1998, en el orden de 7,3 % negativo en 1999, de 2,3 % en el 2000 y de 5,2 % en el año 2001, este último es dato preliminar. Fundamentalmente por las variaciones en los niveles del precio de la electricidad, la evolución de la demanda eléctrica en el país ha tenido, durante la anterior década, un comportamiento diferente al crecimiento del producto interno. Sobre todo entre 1994 y 1997, el decrecimiento de la tarifa, referida a precios en moneda constante, causó un alto crecimiento de la demanda ocasionando una aparente distorsión en la correlación entre la evolución de la energía eléctrica con la economía del país.


Una comparación porcentual de estos crecimientos, a partir de 1990, se indica en el siguiente gráfico:

Según este gráfico, si bien los crecimientos de la electricidad y de la economía han mantenido la tendencia en la mayoría de períodos anuales, los años en los cuales son sustancialmente mayores los crecimientos de energía eléctrica frente a los del PIB, corresponden a aquellos en los cuales los precios de la electricidad han sido los menores. En el año 2001, la economía del país habría crecido más que la energía eléctrica. El menor crecimiento de la demanda se explica fundamentalmente porque se ha mantenido un bajo crecimiento residencial debido a los precios y al clima relativamente templado en la región costa. En la proyección de la demanda se mantienen los tres escenarios de crecimiento: menor, medio y mayor, en función del crecimiento del producto interno bruto y las metas del nivel de precios y cobertura del servicio eléctrico que se desean alcanzar. Para el año 2002, el escenario menor toma en cuenta un crecimiento económico pesimista del país, en el orden del 4,1 % del PIB como media anual; 5,1 % el crecimiento medio y 5,9 % el crecimiento mayor.

Adicionalmente, la sensibilidad al precio de la energía eléctrica también ha sido un factor considerado para el ajuste de la demanda, respecto de la versión anterior del Plan. A partir de noviembre de 1998 se estableció un nuevo pliego

CRECIMIENTO ANUAL DEL PIB Y DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

-10

-5

0

5

10

15

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

AÑOS

%

PRODUCTO INTERNO BRUTO

DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EXPECTATIVA MENOR MEDIO MAYORCobertura urbana año 2002 96,0 96,4 96,4Cobertura rural año 2002 55,3 56,8 59,1Cobertura nacional año 2002 80,6 81,8 83,0PIB anual medio, año 2002 4,1 5,1 5,9Cobertura urbana año 2011 96,8 98,0 98,1Cobertura rural año 2011 58,1 67,4 79,3Cobertura nacional año 2011 83,9 87,6 91,2PIB anual medio, años 2002-2011 3,9 4,9 6,1

ESCENARIOS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA (EN PORCENTAJE)


tarifario, el cual toma en cuenta que los costos para la determinación de las tarifas comprenderán, de conformidad con la Ley: los precios referenciales de generación, los costos medios del sistema de transmisión y el Valor Agregado de Distribución (VAD) de empresas eficientes. Un aspecto importante para la proyección de la demanda ha sido el incorporar en el Plan la recuperación de pérdidas de energía, según las regulaciones que el CONELEC ha dispuesto sobre este tema. Específicamente, el Reglamento de Tarifas y la Regulación para la Reducción Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución, establecen que el límite admisible para las pérdidas no técnicas en el cálculo de tarifas, será fijado hasta llegar al 2% en el año 2002, porcentaje máximo aceptable que deberá mantenerse a futuro. Se prevé que las pérdidas se reducirán hacia el 2011 en forma progresiva, sobre todo las pérdidas no técnicas. Se plantea un nivel de pérdidas totales en distribución, en el orden del 10,6 %, en términos de promedio del país, para el año indicado. Como otro aspecto importante en la actualización de la demanda, se ha considerado los sectores no incorporados al Sistema Nacional Interconectado, con el fin de obtener una evaluación de los requerimientos de energía eléctrica, como servicio público, en el ámbito nacional. Se ha tenido también en cuenta que a inicios del 2004, el sistema de la empresa Sucumbíos se incorpora al SNI 4.2. PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA En la presente década, la evolución de la composición del consumo en los diferentes sectores o tipos de usuarios del servicio eléctrico en el SNI (residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros) ha sido diferente. En el gráfico siguiente se aprecia esta circunstancia.

Se puede advertir que el crecimiento del consumo de energía ha sido mayor en los sectores: Alumbrado Público y Otros, y Comercial, pero menor en el sector Industrial y Residencial. El crecimiento medio anual del consumo total ha estado en 5,1 %, en el período 1990-2000. La composición de incremento de los principales sectores de consumo, se indica en el cuadro siguiente:

2000

Comercial 17%

Industrial 28%

Al. Púb. y Otros 19% Residencial

36%

1991

Resi-dencial 38%

Al. Púb. y Otros 16%

Industrial 32% Comercial

14%


CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)

Año Residen-cial

Comer-cial

Indus-trial

Al. Pub. y otros

Total

1990 1 864 706 1 522 687 4 779 2000 2 774 1 344 2 192 1 527 7 837

Crecimiento (*) 4,1 % 6,6 % 3,7 % 8,3 % 5,1 %

(*) Medio anual del período

La proyección de las ventas de energía eléctrica en el ámbito del SNI, ha sido analizada sobre la base de los antecedentes de crecimiento de los diferentes sectores de consumo y de las proyecciones globales de las empresas eléctricas de distribución en el entorno económico actual y previsto. El crecimiento anual del consumo facturado o ventas y los porcentajes medios anuales de crecimiento en el período 2002 – 2011, se indican a continuación.

PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(GWh)

AÑO RESIDEN-

CIAL COMER-

CIAL INDUS-TRIAL

AL. PUB Y OTROS

TOTAL CONSUMO

2002 3 026 1 444 2 452 1 606 8 528 2003 3 293 1 568 2 712 1 674 9 247 2004 3 590 1 710 3 047 1 755 10 102 2005 3 816 1 821 3 338 1 815 10 790 2006 4 020 1 921 3 626 1 863 11 430 2007 4 210 2 019 3 930 1 910 12 069 2008 4 396 2 118 4 240 1 951 12 705 2009 4 582 2 215 4 556 1 990 13 343 2010 4 769 2 310 4 885 2 027 13 991

2011 4 961 2 407 5 227 2 062 14 657 33,8 % 16,4 % 35,7 % 14,1 % 100 %

Crecim. 02-11

5,6 % 5,8 % 8,8 % 2,8 % 6,2 %

En la proyección de estos consumos se ha considerado fundamentalmente las tendencias estadísticas de la facturación y las políticas macro económicas del Gobierno que prevén un crecimiento del PIB en el orden del 5 % a partir del año 2001. Para que esto sea factible, el consumo industrial tendría que crecer con una media mayor al 8 % anual. Los datos de la proyección del consumo de energía eléctrica para el escenario de crecimiento medio y su evolución histórica a partir de 1989, con la participación porcentual respecto del consumo total, se indican en el Anexo 4.01. En el Anexo 4.02 se indican los resultados de la previsión del consumo global de energía eléctrica del SNI, en valores anuales, para los 3 escenarios considerados. Esta proyección se ha extendido hasta el año 2021.


Un aspecto importante constituye la recuperación del consumo debido a la reducción y control de las pérdidas de energía y potencia, sobre todo entre los años 2002 y 2004, período en el cual este Plan propone una recuperación del consumo en el orden del 8,1 % de la demanda de energía de las empresas distribuidoras. La recuperación del consumo de energía se debe básicamente a la reducción de las pérdidas no técnicas, de acuerdo con las regulaciones para el control de esta energía y mediante una mejora en la gestión de las empresas distribuidoras. En cuanto a la perspectiva del número de consumidores o usuarios del servicio eléctrico, las consideraciones del análisis han tomado en cuenta para la proyección, el desarrollo del consumo medio unitario anual de los principales sectores de consumo. En este sentido, de acuerdo con el incremento en la eficiencia de los artefactos eléctricos así como en su uso, se prevé un crecimiento medio del consumo unitario en el orden de 1,6 % anual para el sector residencial; 3,1 % para el comercial y 4,1 % para el industrial. En particular, la iluminación como uso residencial, debe incorporar la utilización de lámparas (focos) del tipo fluorescente compacto, con lo cual los consumidores podrán obtener importantes ahorros en su planilla de electricidad. En el ámbito del S.N.I, el crecimiento de los consumidores se prevé que será de un 3,2 % en el escenario de menor crecimiento; y, de 3,8 % y 4,4 % respectivamente, para los escenarios de crecimiento medio y mayor en el período 2002 -20110. En el Anexo 4.03 se describe esta proyección en forma anual para los 3 escenarios, así como los datos estadísticos del período 1989 – 2000. Los consumidores desagregados por sectores, para el escenario de crecimiento medio, se indican en el cuadro siguiente:

PROYECCIÓN DE LOS CONSUMIDORES DEL SERVICIO ELÉCTRICO

AÑO

TOTAL CONSUMIDORES CONSUMO ANUAL UNITARIO (kWh)

RESI-

DENCIAL

COMER-

CIAL

INDUS-TRIAL

ALUM. PÚB. Y OTROS

TOTAL ABO-

NADOS

RESIDEN-CIAL

CO-MERCIAL

INDUS-TRIAL

AP Y OTROS

TO-TAL

2002 2 256 162 249 868 32 261 33 199 2 571 489 1 341 5 779 76 020 48 382 3 316 2003 2 362 277 257 992 34 732 33 516 2 688 518 1 394 6 078 78 077 49 942 3 439 2004 2 468 446 265 621 36 500 33 832 2 804 399 1 455 6 437 83 477 51 880 3 602 2005 2 574 667 272 754 38 004 34 149 2 919 574 1 482 6 678 87 824 53 142 3 696 2006 2 680 940 279 890 39 544 34 466 3 034 839 1 500 6 862 91 700 54 061 3 766 2007 2 787 265 287 029 41 238 34 783 3 150 316 1 510 7 035 95 306 54 901 3 831 2008 2 893 643 294 172 42 933 35 100 3 265 849 1 519 7 199 98 759 55 584 3 890 2009 3 000 073 301 319 44 606 35 418 3 381 415 1 527 7 350 102 150 56 190 3 946 2010 3 107 566 308 469 46 226 35 735 3 497 996 1 535 7 489 105 671 56 717 4 000 2011 3 212 101 315 622 47 819 36 053 3 611 596 1 544 7 628 109 302 57 193 4 058

Crec. 02-11 4,0% 2,6% 4,6% 0,9% 3,8% 1,6% 3,1% 4,1% 1,9% 2,3%


4.3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA

La demanda indicada en el Anexo 4.04 constituye la evolución a partir de 1982 y previsión de los requerimientos en el SNI, al nivel de barra de subestación de entrega. Se la obtiene añadiendo al consumo y a la recuperación del consumo, las pérdidas de las distribuidoras, para los tres escenarios definidos en el Plan. Como ya se mencionó antes, las pérdidas de energía en distribución, deben reducirse en forma progresiva hasta un valor del 10,6 % aproximadamente, en el año 2011. Esta proyección de energía y de potencia, también toma en cuenta una mejora del factor de carga, que debería evolucionar desde un 61 % que es el promedio de los últimos años, hasta un 64 % en el 2011 y cerca del 67 % en el horizonte de la proyección, el 2021. El incremento del factor de carga es consistente con la esperada recuperación de la demanda industrial, frente a los demás sectores de consumo. De acuerdo con la evolución esperada para el factor de carga, la demanda de electricidad tendría los siguientes crecimientos medios anuales entre 2002 y 2011, para cada uno de los tres escenarios:

CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA.- PERÍODO 2002 - 2011

DEMANDA DE ENERGÍA 3,8% 4,9% 5,9%

DEMANDA DE POTENCIA 3,5% 4,4% 5,3%

ESCENARIOS MENOR MEDIO MAYOR Esta demanda anual de energía al nivel de barras de subestación principal para cada una de las 20 empresas de distribución existentes, se indica en el Anexo 4.05. Esta corresponde tanto a las 18 distribuidoras que integran el SNI, como a las 2 distribuidoras no incorporadas y los pequeños sistemas no incorporados que forman parte de las respectivas empresas, según el área de concesión. Esta proyección corresponde a la demanda, bajo el supuesto establecido para el escenario de crecimiento medio. Las empresas y pequeños sistemas no incorporados solo representan el 0,73 % de la demanda nacional de energía eléctrica de servicio público. Inclusive, una vez que se incorpore la Empresa Sucumbíos al SNI en el año 2004, el grupo de los no incorporados, básicamente conformado por la provincia de Galápagos, se reducirá a menos del 0,2 % del mercado eléctrico nacional. La proyección de la demanda de potencia máxima anual de cada una de las empresas eléctricas distribuidoras, para el escenario medio y las potencias totales coincidentes, se establece en el Anexo 4.06, al nivel de barras de


subestación de entrega. Los datos globales anuales en el SNI y nacional, tanto de la energía (en GWh) como potencia (en MW) son los siguientes:

PROYECCIÓN ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA.- ESCENARIO MEDIO AÑO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2011

ENERGÍA SNI

10 639 11 040 11 712 12 337 12 981 13 637 14 305 14 984 15 680 16 399

ENERGÍA NACIONAL 10 715 11 119 11 729 12 356 13 000 13 657 14 325 15 006 15 702 16 421

POTENCIA SNI

1 969 2 033 2 149 2 252 2 357 2 466 2 576 2 688 2 801 2 913

POTENCIA NACIONAL 1 988 2 052 2 153 2 256 2 362 2 471 2 581 2 693 2 806 2 918

Un aspecto que ha merecido especial atención para la proyección de la demanda, constituye la estadística obtenida de la operación del sistema eléctrico ecuatoriano en los 3 últimos años. En particular, la evolución del mercado, a partir del segundo semestre de 1998 ha sido decreciente, tendencia que contrasta con el comportamiento histórico del sector eléctrico. En lo que a potencia se refiere, las demandas históricas para los diferentes meses de los años 1998, 1999 y 2000 se presentan a continuación:

A excepción de enero, en todos los demás meses de 1999 la potencia máxima en el SNI fue menor que los correspondientes meses de 1998. La causa de este decremento se explica por las condiciones económicas del país, fundamentalmente. Esta situación ha continuado en el 2000, ya que solo en diciembre se tuvo una potencia máxima mayor a la de 1998.

DEMANDAS DE POTENCIA EN SUBESTACIONES DE ENTREGA DEL SNI

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

MW

1998 1999 2000


4.4. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA EN BORNES DE

GENERACIÓN Para encontrar la demanda en bornes de generación se suma a los valores correspondientes al nivel de barra de subestación principal, los consumos propios de las plantas generadoras y las pérdidas del sistema de transmisión. Al igual que para la distribución, se considera que el Sistema Nacional de Transmisión mejorará su eficiencia en forma progresiva, para reducir las pérdidas de energía desde el 3,8 % que mantiene como promedio de los últimos años, hasta un 3,1 % en el año 2011. Dependiendo de la hidrología, el SNT transporta entre el 84% y 89% de la energía que se entrega a las distribuidoras en las barras de subestación. De acuerdo con los proyectos de generación candidatos, este porcentaje tenderá a incrementarse hasta un 94%, al final del período del Plan. Como resultado de los análisis efectuados, en los Anexos 4.07 y 4.08 se muestran, para los tres escenarios, las proyecciones anuales entre 2002 y 2011, de las demandas de energía y de potencia en bornes de generación, respectivamente. La demanda máxima de potencia del S.N.I, en bornes de generación, se la obtiene aplicando los factores de carga anuales a la demanda de energía prevista en el período de análisis. Las estadísticas desde 1990 hasta 2000 y las proyecciones hasta el año 2011, como ya se indicó, constan en el Anexo No 4.8. El Anexo 4.09 muestra la energía en bornes de generación y en barras de subestación de entrega. La diferencia entre ambas constituye la pérdida de transmisión y los consumos propios de las centrales. Como parte del Anexo 4.09, se muestra un gráfico con las demandas mensuales de energía típicas, en por unidad, en bornes de generación. En el Anexo 4.10 se presenta la demanda mensual de energía en bornes de generación para los tres escenarios de crecimiento. La distribución mensual se la ha realizado tomando como referencia lo ocurrido en 1999 y 2000. De forma similar que para la potencia, la demanda de energía en bornes de generación del SNI en el año 2000 ha tenido un comportamiento algo atípico si se compara el comportamiento mensual, aunque este ha sido similar al año 1999. Durante los 9 primeros meses, esta demanda fue menor que la de los respectivos meses de 1998. En términos anuales la demanda de energía en el 2000 creció en un 2,8% con respecto al año anterior, pero fue en 2,8% más baja en relación con 1998. En el gráfico siguiente se aprecia esta circunstancia:


4.5. CURVAS DE CARGA DIARIA A continuación se indican las curvas de carga del SNI para un día laborable (miércoles) para uno semi laborable (sábado) y para un día festivo (domingo). La potencia se expresa en por unidad (p.u.) de la máxima del día laborable.

DEMANDA DE ENERGÍA EN BORNES DE GENERACIÓN.- SNI

700

750

800

850

900

950

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

GWh

1998 1999 2000

HORADÍA

LABO-RABLE

DÍA SÁBADO

DÍA DOMIN-

GO01:00 0,55 0,55 0,5402:00 0,52 0,52 0,5103:00 0,51 0,51 0,4904:00 0,52 0,51 0,4905:00 0,52 0,51 0,4906:00 0,58 0,53 0,4907:00 0,59 0,51 0,4608:00 0,62 0,53 0,4809:00 0,68 0,57 0,5010:00 0,71 0,60 0,5111:00 0,72 0,61 0,5212:00 0,72 0,61 0,5213:00 0,71 0,60 0,5214:00 0,71 0,59 0,5115:00 0,72 0,58 0,5116:00 0,72 0,57 0,5117:00 0,71 0,58 0,5218:00 0,75 0,63 0,5919:00 1,00 0,90 0,8720:00 0,99 0,91 0,8821:00 0,92 0,85 0,8322:00 0,81 0,76 0,7223:00 0,68 0,67 0,6024:00 0,59 0,59 0,53FC 0,69 0,68 0,65

CURVAS DE CARGA DIARIA TÍPICAS DEL SNI

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

01:00

03:00

05:00

07:00

09:00

11:00

13:00

15:00

17:00

19:00

21:00

23:00

Hora

POTE

NC

IA (p

.u.)

DÍA LABORABLESÁBADODOMINGO


En resumen, las proyecciones de potencia activa máxima y de energía activa, en bornes de generación, para los tres escenarios de crecimiento analizados y para los diez años que contempla este Plan, se resumen en el siguiente cuadro, que constituye la síntesis de los requerimientos de la demanda eléctrica del Sistema Nacional Interconectado. Los resultados de la prospectiva de la demanda de este Plan constituye una actualización con respecto de la proyección del anterior Plan de Electrificación anterior. En tasas de crecimiento anual, los resultados de la proyección actualizada de la energía, están entre un 0,8% y 1,7% por debajo de la previsión anterior, como consecuencia de los problemas económicos del país de los últimos años, y una apreciación de este crecimiento económico, fundamentalmente. Particularmente, se espera que continuaría una importante reactivación económica del país durante el período 2003 - 2004 por lo que los crecimientos de las demandas de potencia y energía eléctrica, igualmente, deben ser compatibles con ese crecimiento. Una de las políticas tarifarias que se incorporarán a futuro para promover el uso industrial de la energía eléctrica, es la incorporación de diferenciación horaria en este consumo de modo que los usuarios puedan reducir los costos de la planilla, sobre la base de un mejor factor de utilización. Con el fin de restablecer la confianza en la gestión económica, detener la contracción de la actividad económica y sentar las bases de un renovado crecimiento, el Gobierno está llevando a cabo un ambicioso programa de reforma económica.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL EN BORNES DE GENERADOR

AÑO

DEMANDA DE POTENCIA (MW)

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh)

MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR 2002 2 045 2 065 2 086 11 110 11 238 11 365 2003 2 094 2 131 2 174 11 409 11 655 11 909 2004 2 190 2 248 2 310 11 977 12 357 12 746 2005 2 275 2 354 2 440 12 483 13 011 13 544 2006 2 359 2 463 2 574 12 994 13 682 14 373 2007 2 445 2 576 2 714 13 505 14 366 15 229 2008 2 530 2 690 2 858 14 013 15 062 16 111 2009 2 614 2 804 3 004 14 518 15 770 17 018 2010 2 697 2 920 3 154 15 025 16 494 17 957 2011 2 781 3 039 3 309 15 543 17 241 18 935

Crecim. 2002-2011

3,5 % 4,4 % 5,3 % 3,8 % 4,9 % 5,8 %


La legislación en la cual se fundamenta la reforma sienta las bases para la dolarización oficial de la economía, un mercado laboral más flexible, el fortalecimiento del marco para enfrentar los problemas del sector financiero, y debería facilitar una mayor inversión privada extranjera y nacional en sectores claves de la economía. El Gobierno también espera que enviará una fuerte señal positiva a la comunidad oficial internacional y a los inversionistas privados; y, en consecuencia, ayudará a movilizar el apoyo financiero requerido para el proceso de reforma económica y estructural. La dolarización vigente desde inicios de 2000, ha sido positiva; desde entonces, el tipo de cambio se ha mantenido estable, las tasas de interés han decrecido a alrededor del 12-15 %, la base monetaria sólo se ha expandido marginalmente y el sistema bancario ha experimentado una afluencia de depósitos. En cuanto a la evolución del mercado eléctrico se refiere, las tarifas medias a consumidor final experimentaron un marcado deterioro de su valor durante 1999, como consecuencia de la fuerte depreciación, anterior a la dolarización, cayendo desde un nivel de 5,7 US¢ / kWh a 2,5 US¢ / kWh a inicios de 2000. Ante esta circunstancia, el CONELEC está implantando una política tarifaria que permita llegar a los precios reales, en el orden de 9,48 US¢ / kWh hasta finales del año 2002. A futuro, el CONELEC irá actualizando las proyecciones del mercado, teniendo en cuenta los resultados de los períodos previos, las condiciones macroeconómicas del país y especialmente las previsiones y estudios que deben presentar el CENACE, TRANSELECTRIC, las distribuidoras y los grandes consumidores.


TOTALGWh % GWh % GWh % GWh % GWh

1989 1 712 39,0 679 15,5 1 431 32,6 573 13,0 4 3941990 1 864 39,0 706 14,8 1 522 31,8 687 14,4 4 7791991 2 009 38,3 758 14,4 1 665 31,7 816 15,6 5 2471992 2 128 39,0 791 14,5 1 644 30,1 898 16,4 5 4611993 2 191 39,7 793 14,4 1 591 28,9 938 17,0 5 5121994 2 415 40,0 931 15,4 1 776 29,4 922 15,3 6 0441995 2 559 40,2 938 14,8 1 802 28,4 1 058 16,6 6 3571996 2 876 40,9 1 068 15,2 1 874 26,7 1 206 17,2 7 0251997 3 227 41,6 1 214 15,7 2 022 26,1 1 292 16,7 7 7561998 3 377 41,5 1 362 16,7 2 068 25,4 1 334 16,4 8 1411999 2 922 38,2 1 244 16,3 2 067 27,0 1 417 18,5 7 6502000 2 774 35,4 1 344 17,2 2 192 28,0 1 527 19,5 7 837

Preliminar 2001 2 828 35,2 1 371 17,1 2 278 28,4 1 553 19,3 8 0302002 3 026 35,5 1 444 16,9 2 452 28,8 1 606 18,8 8 5282003 3 293 35,6 1 568 17,0 2 712 29,3 1 674 18,1 9 2472004 3 590 35,5 1 710 16,9 3 047 30,2 1 755 17,4 10 1022005 3 816 35,4 1 821 16,9 3 338 30,9 1 815 16,8 10 7902006 4 020 35,2 1 921 16,8 3 626 31,7 1 863 16,3 11 4302007 4 210 34,9 2 019 16,7 3 930 32,6 1 910 15,8 12 0692008 4 396 34,6 2 118 16,7 4 240 33,4 1 951 15,4 12 7052009 4 582 34,3 2 215 16,6 4 556 34,1 1 990 14,9 13 3432010 4 769 34,1 2 310 16,5 4 885 34,9 2 027 14,5 13 9912011 4 961 33,8 2 407 16,4 5 227 35,7 2 062 14,1 14 657

3,9% -0,9% 6,2% 1,3% 3,7% -1,0% 7,7% 2,7% 4,8%5,6% -0,5% 5,8% -0,3% 8,8% 2,4% 2,8% -3,2% 6,2%CREC. 02-11

ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO

CREC. 90-01

PRO

NÓ

STIC

OH

ISTÓ

RIC

OAnexo 4.01

DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTORES EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO

SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

AÑOALUMB. PÚBLICO Y

OTROSINDUSTRIALCOMERCIALRESIDENCIAL

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN EL S. N. I.

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011

AÑO

GWh

RESIDENCIAL

INDUSTRIAL

ALUMB. PÚBLICO Y OTROS

COMERCIAL


MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR1982 3 0681983 3 237 1984 3 2881985 3 5381986 3 8301987 4 2041988 4 3171989 4 3941990 4 7791991 5 2471992 5 4611993 5 5121994 6 0441995 6 3571996 7 0251997 7 7561998 8 1411999 7 6502000 7 8372001 8 030 Preliminar2002 8 219 8 315 8 411 210 213 215 8 429 8 528 8 6262003 8 444 8 628 8 820 605 618 632 9 048 9 247 9 4522004 8 868 9 154 9 446 919 949 979 9 787 10 102 10 4252005 9 247 9 643 10 043 1 100 1 147 1 195 10 347 10 790 11 2382006 9 629 10 145 10 665 1 220 1 285 1 351 10 849 11 430 12 0162007 10 012 10 658 11 307 1 325 1 411 1 497 11 337 12 069 12 8042008 10 392 11 180 11 969 1 417 1 525 1 632 11 809 12 705 13 6012009 10 771 11 711 12 650 1 500 1 631 1 762 12 272 13 343 14 4132010 11 151 12 255 13 356 1 579 1 736 1 892 12 731 13 991 15 2482011 11 540 12 817 14 092 1 657 1 840 2 023 13 196 14 657 16 1152012 11 841 13 256 14 672 1 719 1 925 2 130 13 560 15 181 16 8032013 12 269 13 887 15 511 1 799 2 037 2 275 14 068 15 924 17 7862014 12 686 14 509 16 345 1 877 2 146 2 418 14 563 16 655 18 7632015 13 088 15 113 17 164 1 952 2 254 2 559 15 040 17 367 19 7232016 13 497 15 735 18 012 2 027 2 363 2 705 15 525 18 098 20 7172017 13 915 16 375 18 892 2 104 2 476 2 857 16 019 18 851 21 7492018 14 343 17 037 19 810 2 183 2 593 3 015 16 525 19 630 22 8252019 14 783 17 726 20 772 2 263 2 714 3 180 17 046 20 439 23 9522020 15 238 18 444 21 783 2 346 2 839 3 353 17 584 21 283 25 1362021 15 711 19 196 22 850 2 431 2 971 3 536 18 142 22 167 26 386

3,8% 4,9% 5,9% 25,8% 27,1% 28,3% 5,1% 6,2% 7,2%3,1% 4,1% 5,0% 3,9% 4,9% 5,7% 3,2% 4,2% 5,1%CREC. 11-21

DEL CONSUMO POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS)

CREC. 02-11

RECUPERACIÓN DE PÉRDIDAS

CONSUMO ELÉCTRICO CON RECUPERACIÓN AÑO

CONSUMO ELÉCTRICO

PRO

YEC

CC

ION

EN

EL

PER

IOD

O D

EL P

LAN

HISTÓ-RICO

SIN RECURERACIÓN

Anexo 4.02EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO TOTAL (GWh)

PERÍODO 2002 - 2021 (SE INCLUYE LA RECUPERACIÓN

DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO


MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR1989 1 303 941 3,371990 1 400 568 3,411991 1 491 912 3,521992 1 580 001 3,461993 1 678 282 3,281994 1 781 264 3,391995 1 906 993 3,331996 2 022 990 3,471997 2 130 935 3,641998 2 217 161 3,671999 2 303 942 3,322000 2 381 408 3,292001 2 454 644 3,272002 2 556 762 2 571 489 2 586 217 3,30 3,32 3,342003 2 657 779 2 688 518 2 719 433 3,40 3,44 3,482004 2 756 389 2 804 399 2 852 964 3,55 3,60 3,652005 2 853 054 2 919 574 2 987 251 3,63 3,70 3,762006 2 948 574 3 034 839 3 123 112 3,68 3,77 3,852007 3 043 077 3 150 316 3 260 686 3,73 3,83 3,932008 3 136 419 3 265 849 3 399 830 3,77 3,89 4,002009 3 228 587 3 381 415 3 540 537 3,80 3,95 4,072010 3 320 527 3 497 996 3 683 847 3,83 4,00 4,142011 3 408 440 3 611 596 3 825 585 3,87 4,06 4,21

Crec. 90-01 5,2% N.A. N.A. N.A. -0,4% N.A. N.A. N.A.Crec. 02-11 3,2% 3,8% 4,4% N.A. 1,8% 2,3% 2,6%

Nota: Año 2001 es dato calculado

CONSUMO ANUAL POR ABONADO (MWh)

HISTÓ-RICO

CRECIMIENTOAÑO

ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO

Anexo 4.03PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO

TOTAL POR ESCENARIOS DE CRECIMIENTO SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

HISTÓ-RICO

CRECIMIENTO

PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011

AÑO

HISTÓRICOMENORMEDIOMAYOR


MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR1982 3 634 7141983 3 825 7121984 4 012 7511985 4 314 8211986 4 695 9121987 5 101 9551988 5 346 9901989 5 477 1 0531990 5 999 1 1641991 6 582 1 2461992 6 804 1 2521993 6 987 1 3531994 7 646 1 4801995 7 886 1 5421996 8 723 1 6841997 9 721 1 848 1998 10 219 1 858 1999 9 716 1 8512000 10 027 1 8632001 10 274 1 9112002 10 516 10 639 10 762 1 950 1 969 1 9892003 10 803 11 040 11 285 1 997 2 033 2 0742004 11 346 11 712 12 085 2 093 2 149 2 2102005 11 831 12 337 12 850 2 174 2 252 2 3352006 12 320 12 981 13 646 2 256 2 357 2 4652007 12 810 13 637 14 467 2 339 2 466 2 6012008 13 297 14 305 15 314 2 422 2 576 2 7402009 13 781 14 984 16 186 2 503 2 688 2 8822010 14 268 15 680 17 089 2 584 2 801 3 0292011 14 765 16 399 18 030 2 663 2 913 3 1752012 15 150 16 961 18 773 2 725 3 001 3 2912013 15 698 17 769 19 846 2 815 3 131 3 4642014 16 232 18 563 20 913 2 903 3 258 3 6332015 16 746 19 337 21 960 2 986 3 380 3 7982016 17 269 20 132 23 045 3 071 3 505 3 9672017 17 803 20 951 24 172 3 156 3 632 4 1422018 18 351 21 799 25 347 3 244 3 764 4 3232019 18 914 22 679 26 577 3 335 3 901 4 5132020 19 497 23 598 27 871 3 429 4 044 4 7132021 20 101 24 561 29 236 3 525 4 192 4 922

Crec. 90-01 5,0% 4,6%Crec. 02-11 3,8% 4,9% 5,9% 3,5% 4,4% 5,3%Crec. 11-21 3,1% 4,1% 5,0% 2,8% 3,7% 4,5%

Anexo 4.04EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DE LA DEMANDA DE

ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA.- S.N.I.(AL NIVEL DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA)

HISTÓ- RICO

HISTÓ- RICO

CRECIMIENTO

Datos del año 2001 son estimados

PRO

YEC

CC

ION

EN

EL

PER

IOD

O D

EL P

LAN

AÑO ENERGÍA (GWh) POTENCIA MÁXIMA (MW)

CRECIMIENTO


DISTRIBUIDORA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

AMBATO 285 296 308 325 342 360 377 394 411 428 446AZOGUES 59 60 62 64 67 69 71 74 76 78 80BOLIVAR 44 45 46 48 50 52 54 56 57 59 61CENTRO SUR 501 523 548 581 614 649 687 724 761 800 840COTOPAXI 191 197 203 213 223 233 243 254 264 275 286EL ORO 378 392 407 431 454 478 503 529 556 584 613EMELEC 3 016 3 111 3 208 3 368 3 530 3 697 3 867 4 038 4 209 4 380 4 554ESMERALDAS 251 259 268 281 295 309 323 338 353 369 385GUAYAS-LOS RÍOS 785 822 867 928 991 1.056 1.124 1.195 1.270 1.348 1.431LOS RÍOS 203 211 221 235 250 265 280 296 313 330 348MANABÍ 700 729 764 813 864 916 969 1.026 1.084 1.146 1.210MILAGRO 338 354 373 398 425 452 481 511 542 575 610NORTE 301 312 324 341 358 376 393 409 426 444 461QUITO 2 407 2 484 2 563 2 693 2 825 2 961 3 099 3 238 3 377 3 516 3 659RIOBAMBA 178 182 187 193 200 207 214 220 227 233 240STA. ELENA 251 262 273 291 308 326 345 364 384 406 428STO. DOMINGO 229 239 250 266 282 299 316 334 353 373 393SUCUMBÍOS (1) 68 75 82 89 96 103 110 117SUR 156 161 167 176 184 193 202 210 218 227 235ENERGÍA EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA DEL S. N. I.

10 274 10 639 11 040 11 712 12 337 12 981 13 637 14 305 14 984 15 680 16 399

GALÁPAGOS 16 17 17 18 18 19 20 20 21 22 22SUCUMBÍOS (1) 57 59 62TOTAL ENERGIA NO INCORPORADOS 73 76 79 18 18 19 20 20 21 22 22

ENERGÍA EN BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA.- TOTAL NACIONAL

10 347 10 715 11 119 11 729 12 356 13 000 13 657 14 325 15 006 15 702 16 421

La proyección incluye al año 2001(1) LA EMPRESA SUCUMBÍOS SE INCORPORÁ AL SNI EN EL 2004

Anexo 4.05PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA (GWh)

EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓNAL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA



DISTRIBUIDORA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011AMBATO 63 64 66 69 72 75 78 81 84 87 90 AZOGUES 14 14 14 14 15 15 16 16 16 17 17 BOLÍVAR 12 12 12 12 12 13 13 13 13 14 14 CENTRO SUR 105 109 113 119 125 131 138 145 151 158 165 COTOPAXI 40 41 42 44 45 47 49 50 52 54 55 EL ORO 72 75 77 80 84 87 91 95 98 102 106 EMELEC 536 552 569 596 624 653 682 712 741 770 800 ESMERALDAS 49 51 52 54 57 59 62 64 67 70 72 GUAYAS - LOS RÍOS 146 152 160 170 181 192 204 216 228 242 255 LOS RÍOS 39 41 42 45 47 50 53 55 58 61 64 MANABÍ 131 136 143 151 160 169 179 188 199 210 220 MILAGRO 64 66 69 74 78 83 88 93 98 103 109 NORTE 68 69 71 74 77 80 83 86 89 92 94 QUITO 468 481 494 516 539 562 586 611 635 658 681 RIOBAMBA 40 41 41 42 43 44 45 46 47 48 49 STA. ELENA 58 60 62 65 68 71 75 78 82 86 89 STO. DOMINGO 47 49 51 53 56 59 62 65 68 71 74 SUCUMBÍOS (1) 17 18 20 21 23 24 25 26 SUR 38 39 40 41 43 44 45 47 48 50 51 POTENCIA MÁXIMA NO COINCIDENTE.- S N I 1 991 2 051 2 117 2 238 2 346 2 455 2 569 2 684 2 800 2 918 3 034

POTENCIA MÁXIMA COINCIDENTE EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA DEL S. N. I.

1 911 1 969 2 033 2 149 2 252 2 357 2 466 2 576 2 688 2 801 2 913

GALÁPAGOS 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 SUCUMBÍOS 15 15 16 POTENCIA MÁXIMA NO COINCIDENTE.- NO INCORP.

19 20 20 5 5 5 5 5 5 5 5

POTENCIA MAXIMA NO COINCIDENTE.- NACIONAL 2 010 2 071 2 137 2 243 2 350 2 460 2 574 2 689 2 805 2 923 3 039

POTENCIA MÁXIMA COINCIDENTE EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA.- PAÍS

1 930 1 988 2 052 2 153 2 256 2 362 2 471 2 581 2 693 2 806 2 918

La proyección incluye al año 2001(1) LA EMPRESA SUCUMBÍOS SE INCORPORÁ AL SNI EN EL 2004

Anexo 4.06 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE POTENCIA (MW)

EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN AL NIVEL DE BARRAS SUBESTACIÓN DE ENTREGA



AÑOMenor Medio Mayor Menor Medio Mayor

1990 6 333 0 6 333 10.2 10.21991 6 957 0 6 957 9.9 9.91992 7 178 129 7 307 3.2 5.01993 7 392 0 7 392 3.0 1.21994 8 122 0 8 122 9.9 9.91995 8 383 497 8 880 3.2 9.31996 9 623 180 9 803 14.8 10.41997 10 298 125 10 423 7.0 6.31998 10 816 0 10 816 5.0 3.81999 10 236 0 10 236 -5.4 -5.42000 10 521 0 10 521 2.8 2.82001 10 860 10 860 10 860 10 860 0 10 860 3.2 3.22002 11 110 11 238 11 365 2.3 3.5 4.62003 11 409 11 655 11 909 2.7 3.7 4.82004 11 977 12 357 12 746 5.0 6.0 7.02005 12 483 13 011 13 544 4.2 5.3 6.32006 12 994 13 682 14 373 4.1 5.2 6.12007 13 505 14 366 15 229 3.9 5.0 6.02008 14 013 15 062 16 111 3.8 4.8 5.82009 14 518 15 770 17 018 3.6 4.7 5.62010 15 025 16 494 17 957 3.5 4.6 5.52011 15 543 17 241 18 935 3.4 4.5 5.4

Crec. 90-01 5.0% 5.0% (*) Sin no incorporados ni autoproductoresCrec. 02-11 3.8% 4.9% 5.8% 2001 es estadística preliminar

Anexo 4.07

CRECIMIENTO Histó- rico

Con raciona.

CRECIMIENTO Histó- rico

Raciona miento

Deman da Total

PREVISIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL S.N.I. (*)

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) TASAS DE CRECIMIENTO (%)

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN BORNES DE GENERACIÓN

6 000

9 000

12 000

15 000

18 000

21 000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

GWh

Crec. Histórico Crec. Menor Crec. Medio Crec. Mayor


AÑO Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor

1990 1 241 10,81991 1 340 8,01992 1 365 1,91993 1 469 7,61994 1 626 10,71995 1 665 2,41996 1 753 5,31997 1 951 11,31998 1 950 0,01999 1 917 -1,72000 1 955 2,02001 2 005 2 005 2 005 2 005 2,62002 2 045 2 065 2 086 2,0 3,0 4,12003 2 094 2 131 2 174 2,4 3,2 4,22004 2 190 2 248 2 310 4,6 5,5 6,32005 2 275 2 354 2 440 3,9 4,8 5,62006 2 359 2 463 2 574 3,7 4,6 5,52007 2 445 2 576 2 714 3,6 4,6 5,42008 2 530 2 690 2 858 3,5 4,4 5,32009 2 614 2 804 3 004 3,3 4,3 5,12010 2 697 2 920 3 154 3,2 4,1 5,02011 2 781 3 039 3 309 3,1 4,0 4,9

Crec. 90-01 4,5% (*) Sin no incorporados ni autoproductoresCrec. 02-11 3,5% 4,4% 5,3% 2001 es estadística preliminar

CRECIMIENTO Histórico ESCENARIOS

EN BORNES DE GENERACIÓN DEL S.N.I. (*)

Histórico

Anexo 4.08PREVISIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE POTENCIA

DEMANDA DE POTENCIA (MW) TASAS DE CRECIMIENTO (%)

Proyección de la Demanda de Potencia en Bornes de Generación del SNI

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

AÑOS

MW

Crec. Menor Crec. Medio Crec. Mayor Crec. Histórico


MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR2002 10.516 10.639 10.762 11.110 11.238 11.3652003 10.803 11.040 11.285 11.409 11.655 11.9092004 11.346 11.712 12.085 11.977 12.357 12.7462005 11.831 12.337 12.850 12.483 13.011 13.5442006 12.320 12.981 13.646 12.994 13.682 14.3732007 12.810 13.637 14.467 13.505 14.366 15.2292008 13.297 14.305 15.314 14.013 15.062 16.1112009 13.781 14.984 16.186 14.518 15.770 17.0182010 14.268 15.680 17.089 15.025 16.494 17.9572011 14.765 16.399 18.030 15.543 17.241 18.935

Ene 0,084Feb 0,076Mar 0,085Abr 0,083May 0,086Jun 0,082Jul 0,084Ago 0,083Sep 0,081Oct 0,085Nov 0,083Dic 0,087

1,0000

Anexo 4.09PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA

ELÉCTRICA ANUAL DEL S. N. I. (GWh)

AÑOEN BARRAS DE S/E DE ENTREGA EN BORNES DE GENERACIÓN

ESCENARIO DE CRECIMIENTO ESCENARIO DE CRECIMIENTO

DEMANDA MENSUAL DE ENERGÍA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (p.u.)

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

GWh 0,084 0,076 0,085 0,083 0,086 0,082 0,084 0,083 0,081 0,085 0,083 0,087



Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL2002 935 844 945 920 954 916 935 927 900 940 925 969 11 1102003 960 867 971 944 979 941 960 952 925 965 949 995 11 4092004 1 008 910 1 019 991 1 028 988 1 008 999 971 1 013 997 1 045 11 9772005 1 051 948 1 062 1 033 1 072 1 030 1 050 1 041 1 012 1 056 1 039 1 089 12 4832006 1 094 987 1 106 1 076 1 116 1 072 1 093 1 084 1 053 1 100 1 081 1 133 12 9942007 1 137 1 026 1 149 1 118 1 159 1 114 1 136 1 127 1 095 1 143 1 124 1 178 13 5052008 1 180 1 064 1 192 1 160 1 203 1 156 1 179 1 169 1 136 1 186 1 166 1 222 14 0132009 1 222 1 103 1 235 1 202 1 246 1 198 1 221 1 211 1 177 1 228 1 208 1 266 14 5182010 1 265 1 141 1 279 1 244 1 290 1 239 1 264 1 253 1 218 1 271 1 250 1 310 15 0252011 1 308 1 181 1 323 1 287 1 334 1 282 1 308 1 297 1 260 1 315 1 293 1 356 15 543

Factor 0,0842 0,0760 0,0851 0,0828 0,0858 0,0825 0,0841 0,0834 0,0810 0,0846 0,0832 0,0872 1,00000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL2002 946 854 956 930 965 927 946 937 911 951 935 980 11 2382003 981 885 992 965 1 001 961 981 972 945 986 970 1 017 11 6552004 1 040 939 1 052 1 023 1 061 1 019 1 040 1 031 1 002 1 046 1 028 1 078 12 3572005 1 095 988 1 107 1 077 1 117 1 073 1 095 1 085 1 054 1 101 1 083 1 135 13 0112006 1 152 1 039 1 164 1 133 1 175 1 129 1 151 1 141 1 109 1 158 1 139 1 193 13 6822007 1 209 1 091 1 222 1 189 1 233 1 185 1 209 1 198 1 164 1 216 1 195 1 253 14 3662008 1 268 1 144 1 282 1 247 1 293 1 242 1 267 1 256 1 221 1 274 1 253 1 314 15 0622009 1 328 1 198 1 342 1 305 1 354 1 301 1 327 1 315 1 278 1 334 1 312 1 375 15 7702010 1 389 1 253 1 404 1 365 1 416 1 360 1 388 1 376 1 337 1 396 1 373 1 439 16 4942011 1 451 1 310 1 467 1 427 1 480 1 422 1 451 1 438 1 397 1 459 1 435 1 504 17 241

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL2002 957 863 967 941 976 937 956 948 921 962 946 991 11 3652003 1 003 905 1 013 986 1 022 982 1 002 993 965 1 008 991 1 039 11 9092004 1 073 968 1 085 1 055 1 094 1 051 1 072 1 063 1 033 1 078 1 061 1 112 12 7462005 1 140 1 029 1 153 1 121 1 163 1 117 1 139 1 130 1 098 1 146 1 127 1 181 13 5442006 1 210 1 092 1 223 1 190 1 234 1 186 1 209 1 199 1 165 1 216 1 196 1 254 14 3732007 1 282 1 157 1 296 1 261 1 307 1 256 1 281 1 270 1 234 1 289 1 267 1 328 15 2292008 1 356 1 224 1 371 1 334 1 383 1 329 1 355 1 344 1 306 1 363 1 341 1 405 16 1112009 1 433 1 293 1 448 1 409 1 461 1 404 1 432 1 420 1 379 1 440 1 416 1 484 17 0182010 1 512 1 364 1 528 1 487 1 542 1 481 1 511 1 498 1 455 1 519 1 494 1 566 17 9572011 1 594 1 438 1 611 1 567 1 626 1 562 1 593 1 580 1 535 1 602 1 576 1 652 18 935

Anexo 4.10

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MAYOR

DEMANDA MENSUAL DE ENERGíA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL S.N.I. (GWh)

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO


5. EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN

Según la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), el CONELEC promueve la libre competencia en los mercados de producción de la electricidad y los generadores desarrollan su actividad de acuerdo a los reglamentos correspondientes; principalmente: de Concesiones, de Mercado Eléctrico Mayorista, de Garantías; y, de Despacho y Operación del S.N.I.. Se espera que, por las reservas que dispone el país, los proyectos que aprovechen el potencial hidroeléctrico, el gas y los remanentes finales de las refinerías de petróleo del Ecuador, serán priorizados por la iniciativa privada; especialmente aquellos de pequeña y mediana potencia, por su incidencia en el desarrollo económico, social y tecnológico del país; y, por la mayor facilidad de financiarlos. Según el Art. 40 de la LRSE, reformado, durante un período de transición hacia la estructuración de mercados competitivos, el Estado Ecuatoriano podrá garantizar el pago al generador que, cumpliendo con los requisitos que prevé la ley, suscriba contratos de compraventa de potencia y energía con empresas distribuidoras en las que el Estado fuere titular de la mayoría del capital accionario con derecho a voto. El Estado queda también facultado para otorgar las contra garantías gubernamentales que fueren necesarias, a fin de que los generadores puedan acceder a la emisión de garantías, conferidas por organismos multilaterales de crédito o agencias especializadas. El Reglamento de Garantías señala procedimientos sobre este tema. De conformidad con la LRSE, los Reglamentos y la Regulación respectivos, se incentivará y financiará con recursos del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, FERUM, los proyectos de generación que sean exclusivos para áreas urbano marginales y rurales; y, especialmente aquellos que aprovechen los recursos energéticos renovables no convencionales. Además, la generación eólica, solar, geotérmica y con biogás, será despachada hasta en un 2% de la potencia nacional, recibiendo pagos a precios que incentivan su desarrollo, según la Regulación 008 / 00. 5.1. PROYECTOS EN MARCHA La última planta generadora mayor, que se incorporó al Sistema Nacional Interconectado, es la central hidroeléctrica Marcel Laniado, de propiedad de Hidronación S.A., que forma parte del programa de aprovechamiento múltiple Daule – Peripa, el cual opera bajo la responsabilidad de la Comisión de Estudios para el Desarrollo de la Cuenca del Río Guayas, CEDEGÉ. Esa Central tiene 3 unidades de 71 MW cada una, que se incorporaron en 1999. Esa Central, que es complementaria de un sistema de riego y control de inundaciones, produciría en un año, cerca de 594 GWh.


A continuación se detallan las centrales generadoras que están en proceso de construcción o concesión: a) La compañía Warsila transfirió sus derechos y obligaciones a Termoriente

Cia. Ltda., mediante una reforma al contrato de concesión, que contempla instalar en Shushufindi, junto a la Refinería Amazonas, una central generadora, que utilizará crudo reducido de esa refinería, con 22 motores a combustión y generadores de 14,46 MW cada uno, que permitirían tener algunas unidades en mantenimiento, pues la potencia concesionada es de 270 MW. Se estima que la operación debe iniciarse en los últimos días del año 2004.

b) El proyecto hidroeléctrico San Francisco, con una potencia de 230 MW y

una producción promedio de energía anual de 1.403 GWh, está por iniciar su ejecución, una vez que el CONELEC firmó el contrato de concesión con la empresa Hidropastaza S.A. Se estima que Podría operar en el 2006.

c) La concesión del proyecto hidroeléctrico Paute - Mazar, fue licitada por el

Ex - Inecel y se espera su adjudicación para el año 2002, por lo que podría funcionar en el año 2006. La central tendría 180 MW y podría producir una energía media de 744 GWh/año; pero adicionalmente afirmará la generación en la Central Paute - Molino, ubicada aguas abajo; y, retendrá buena parte de los sedimentos que actualmente llegan al embalse de esta central. En caso de no concretarse esa concesión, el Directorio del CONELEC analizará la conveniencia de mantener ese proyecto en el Plan.

d) El H. Consejo Provincial de Pichincha, tiene a su cargo la concesión del

proyecto Pilatón - Toachi, que tendría una potencia de 190 MW y una generación media anual de 1.075 GWh. Según la información de esa entidad, aún no se concreta la fecha para la firma del contrato de concesión, que fue autorizado mediante un decreto ejecutivo en 1997; por lo cual no se le ha podido considerar en este Plan.

e) Existen algunas centrales generadoras de mediana potencia, recientemente

construidas por: la Empresa Municipal de Agua Potable y Alcantarillado de Quito (EMAAP-Q) y por compañías privadas como las petroleras City Investing, Arco Oriente, etc.; las dos últimas serán utilizadas fundamen-talmente para autoconsumo de las entidades propietarias.

f) Con Machala Power Cia. Ltda. se firmó el contrato de concesión para que

construya y opere, en 3 etapas, una central generadora de 312 MW en Bajo Alto, que usaría el gas que está por explotar su compañía matriz, EDC, en el Golfo de Guayaquil. La primera etapa (130 MW), se estima que podría generar 838 GWh / año, desde los últimos días del año 2002.

g) Con HCJB y con Hidalgo & Hidalgo S.A., se firmaron los contratos de

permiso respectivos, en cumplimiento de los cuales, esas entidades están


construyendo las centrales Loreto (1,8 MW) y Sibimbe (18 MW); las cuales operarían en los años 2003 y 2004, respectivamente.

h) El CONELEC autorizó a Transelectric S.A., para que construya el tramo

ecuatoriano del sistema de transmisión de 230 kV, entre Pasto y Quito; el cual permitirá transferencias de hasta 200 MW desde el año 2003. Este proyecto se considera como un generador virtual.

Los proyectos de generación Termoriente, San Francisco, Mazar, Loreto, Sibimbe y Bajo Alto 1ra. Etapa; más el sistema de transmisión Pasto - Quito, son los únicos que se incluyen expresamente en este plan, por lo que, cualquier otro proyecto de generación diferente de los citados, no se desarrollará por licitación sino estará sujeto a la iniciativa privada, mediante las figuras de: “Permiso” si es de hasta 50 MW o de “Concesión Específica” si es mayor a 50 MW, según lo establecido en el Reglamento de Concesiones. En el gráfico siguiente, se puede visualizar cuánta energía podría aportar mensualmente cada nuevo proyecto en marcha (para condiciones hidrológicas medias), desde el mes en que se estima operará.

Los Anexos 5.01, 5.02, 5.03 y 5.04, muestran: potencia nominal, energía media en cada mes del año, según la hidrología, fecha estimada para operación, estado de trámite de los mencionados proyectos y la disponibilidad adicional de potencia y energía que se tendría en el período de este Plan.

DIS P O NIBIL IDAD ADICIO NAL ES P ERADA DE ENERG ÍA

0

200

400

600

800

1.000

1.200

Ene-

02

Ene-

04

Ene-

06

Ene-

08

Ene-

10

GW

h

B ajo A lt o 3 a. 1 1 2 M W

Increment o M o l ino co n M azar

M azar 1 8 0 M W

San F ranc isco 2 3 0 M W

B ajo A lt o 2 a. 7 0 M W

T ermo r ient e 2 7 0 M W

Sib imb e 1 8 M W

Lo ret o 1 ,8 M W

C o lo mb ia 2 3 0 kV 2 0 0 M W

B ajo A lt o 1 a. 1 3 0 M W


A continuación se presenta gráficamente, la energía mensual disponible en el año base, para hidrología media; y, la energía adicional que se tendría con los proyectos considerados en el Plan.

5.2. AUTORIZACIONES PARA NUEVAS CENTRALES Este plan presenta información sobre los proyectos de nueva generación que han recibido certificados de permiso o concesión, los cuales en su mayoría son hidroeléctricos (Anexo 5.05). Solo una vez que se firmen los contratos de permiso o concesión, se tendrán las fechas comprometidas de operación y se podrán incorporar como disponibilidad futura en el Plan de Electrificación. El ex Instituto Ecuatoriano de Electrificación, INECEL, que terminó su vida jurídica en marzo de 1999, tenía la facultad de conceder permisos para la instalación de centrales generadoras de hasta 50 MW, hasta el 4 de Junio de 1997. Posteriormente, es el CONELEC el único autorizado para conceder permisos para instalación de centrales generadoras. Vale anotar que el ex INECEL emitió varios permisos; algunos tienen el plazo caducado; y, varios fueron revocados por ese Instituto, por no haberse cumplido las condiciones establecidas en los mismos. En pocos casos, el CONELEC aún continúa el trámite de esos permisos.

EN ER GÍA D ISPON IB LE C ON H ID R OLOGÍA MED IA

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

GW

h / m

es

IN IC IA L 2 0 0 0

A D IC IO N A L

TOTAL


Cinco proyectos de generación se fundamentaban en Decretos Ejecutivos según leyes anteriores. De estos, se legalizó la concesión del proyecto Termoriente; tres permisos han perdido vigencia; y, el denominado Toachi - Pilatón está aún siendo tramitado, como se mencionó, entre el H. Consejo Provincial de Pichincha y la empresa Hidropitoa S.A.. Si se llega a suscribir el contrato de concesión para el proyecto Toachi - Pilatón, el mismo será incorporado al Plan de Electrificación. Se han suscrito ya contratos de concesión para nueva generación con la firma Wartsila, para el proyecto Termoriente; y, con Hidropastaza para la central hidroeléctrica San Francisco. Se suscribieron ya contratos de permiso para nueva generación, según ya se explicó, con H & H y con HCJB. Se firmaron también contratos de permiso con las petroleras City Investing (Tarapoa 4 MW) y Arco Oriente (Villano 21,2 MW), para centrales termoeléctricas de autogeneración, que ya operan en sistemas aislados del nororiente. Varios certificados de permiso y de concesión, han sido revocados por el Directorio del CONELEC, por cuanto las empresas que recibieron los mismos, no cumplieron los plazos acordados para completar los estudios y firmar los contratos. Los certificados emitidos para nueva generación, vigentes a Diciembre del 2001, que aún no llegan a la firma de contratos (Anexo 5.05), se resumen así:

- 4 proyectos con permisos antiguos del Ex - Inecel, que deben aún presentar documentos al CONELEC (Ocaña, Esmeraldas-Arcutex, Galápagos Energy y Quijos);

- 26 proyectos con certificados de permiso o concesión emitidos por el

CONELEC, que están preparando los documentos para firmar los contratos;

Si se concretan los 30 proyectos para servicio público en proceso, se tendría una potencia nominal adicional de 824 MW y una energía media anual 5 048 GWh / año, respectivamente. Con fundamento en el Decreto que declaró en Emergencia al Sector Eléctrico, por falta de generación, desde octubre de 2001 está operando nuevamente la Barcaza Victoria II, de 105 MW, bajo la responsabilidad de Electroguayas. Esa central podría reiniciar su trámite de concesión, si cumple las normas legales. En el gráfico siguiente se muestra los porcentajes de la energía de los proyectos de generación en trámite, desglosada por tipo de fuente energética.


5.3. SOLICITUDES EN TRÁMITE Otras solicitudes para permisos o concesiones específicas de nueva generación, están siendo analizadas por el CONELEC, en sujeción al Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica. Los proyectos indicados anteriormente, están auspiciados por varios grupos financieros del País y del exterior, interesados en invertir en el Ecuador. Están también en proceso, los contratos de permiso o concesión, para algunas empresas y entidades que poseen centrales generadoras existentes, sea para servicio público o para autogeneración. Según el Reglamento de Concesiones, para el desarrollo de centrales de hasta 50 MW, solo se requiere un permiso del CONELEC. Mediante este Plan, se determina que la instalación de unidades para servicio particular, menores a 1 000 kW, que no se enlacen con el Sistema Nacional Interconectado usando equipo de sincronismo, no requerirá permiso del CONELEC, pero deberá cumplir las regulaciones de las Empresas Distribuidoras y los Municipios respectivos. Transelectric S.A. ha pedido autorización al CONELEC, para construir un sistema de 230 kV, que enlace los sistemas de transmisión de Ecuador y Perú, mediante un sistema entre Machala y Zorritos, que se ejecutaría por etapas. El Directorio del CONELEC está analizando esta solicitud, que representa un generador virtual en la frontera. 5.4. BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA El balance entre oferta de potencia y demanda máxima de potencia, para cada uno de los años del período de análisis, se presenta en el Anexo 5.13, considerando la capacidad disponible actual, más los proyectos de generación que son parte de este Plan; esto es: Termoriente (2005), San Francisco (2006),

GWh / año (medios). Proyectos con certificados

Hidráulica76%

Térmica22%

Biogás0,1%

Eólica2%


Loreto (2003), Sibimbe (2004), Bajo Alto (2003, 2005 y 2008) y Mazar (2007); más el sistema de transmisión Pasto – Quito (2003). Se deduce que, si entran en operación, en las fechas previstas, las nuevas centrales generadoras consideradas en este Plan; y, se mantienen en el mercado las que están disponibles, se contaría durante todo el período, con reservas de potencia superiores a la unidad más grande (133 MW) y al 10%. El problema del sistema eléctrico del país, no es de potencia sino de energía, especialmente en los períodos de estiaje de la vertiente oriental o Amazónica (Octubre - Marzo), pues de ella depende la mayor producción hidroeléctrica. En los Anexos 5.06, 5.07, 5.08, 5.09, 5.10 y 5.11, se presentan balances de energía mensual, para el período decenal, con varios escenarios principales, que son representativos de más de 18 alternativas analizadas, resultantes de combinar los tres escenarios de crecimiento de demanda (menor, medio, mayor), con dos escenarios de hidrología (media y seca) y con varias opciones de disponibilidad de centrales, de las cuales se han tomado aquellas que consideran la central más grande (Trinitaria), fuera de servicio; y, la no incorporación de centrales nuevas. (En ninguno de los escenarios se contempla la operación de la Barcaza Victoria II, pues tiene solo un contrato corto con Electroguayas). En el Anexo 5.06 se presentan las estimaciones de disponibilidad mensual de energía activa y la demanda, correspondientes al escenario de hidrología media, demanda media y disponibilidad total de unidades. La diferencia entre oferta y demanda se muestra en las últimas columnas, en GWh y en porcentaje, concluyendo que, en este escenario no existiría déficit y las reservas serían superiores al 10% recomendado.

RESERVA DE ENERGÍAHidrología Media, Demanda Media, Disponibilidad Total

-40 -30 -20 -10

010203040506070

Ene-

02

Ene-

03

Ene-

04

Ene-

05

Ene-

06

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

%


El Anexo 5.07 contiene el balance para escenario de hidrología seca y demanda con crecimiento menor. En este caso, se tendría déficit de energía en enero del 2002; y, reservas menores al 10% en varios meses hasta diciembre del 2005.

El Anexo 5.08 tiene datos similares, para hidrología seca y demanda menor, pero sin la unidad térmica mayor (Trinitaria). En este caso, que se considera como base, se tendría déficit de energía en varios meses, hasta diciembre del 2004. y, reservas menores al 10% en varios meses hasta enero del 2005.

El Anexo 5.09 presenta datos para escenario de hidrología seca y demanda mayor, asumiendo disponibilidad total de unidades. Se tendría déficit de energía en pocos meses de los años 2002 y 2010, así como reservas bajas en muchos meses del período. Esa situación puede apreciarse en el gráfico siguiente.

RE S E RV A DE E NE RG ÍAHidrología S ec a, Dem anda M enor, Dis ponibilidad Total

-40 -30 -20 -10

010203040506070

Ene-

02

Ene-

03

Ene-

04

Ene-

05

Ene-

06

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

%

R ES ER VA D E EN ER GÍAH id ro lo g ía Se ca , D e m a n d a Me n o r, S in Tr in ita ria

-40 -30 -20 -10

010203040506070

Ene-

02

Ene-

03

Ene-

04

Ene-

05

Ene-

06

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

%


El Anexo 5.10 muestra también datos para escenario de hidrología seca y demanda mayor; pero, para una disponibilidad de generación crítica por salida de servicio de la central a vapor Trinitaria (133 MW y 922 GWh / año). En este caso, se tendrían altos déficits de energía en muchos meses hasta el 2005 y desde el 2010, así como reservas muy bajas en la mayoría de los meses restantes. Como se ve en el gráfico siguiente, esa condición sería muy grave, pero confirma la gran oportunidad que tienen los inversionistas, para desarrollar nuevas centrales generadoras que cubran los requerimientos deficitarios.

RE S E RV A DE E NE RG ÍAHidrología S ec a, Dem anda M ay or, D is ponibilidad total

-40 -30 -20 -10

010203040506070

Ene-

02

Ene-

03

Ene-

04

Ene-

05

Ene-

06

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

%

RE S E RV A DE E NE RGÍAHidrología S ec a, Dem anda M ay or, S in Trinitaria

-40 -30 -20 -10

010203040506070

Ene-

02

Ene-

03

Ene-

04

Ene-

05

Ene-

06

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

%


En el Anexo 5.11 se tiene la condición más crítica analizada, esto es: hidrología seca, crecimiento alto de a demanda, salida de la unidad mayor y el supuesto de que no se concrete ninguna de las nuevas centrales previstas. Obviamente, la situación sería gravísima, como se ve en el gráfico siguiente:

El Anexo 5.12 resume los anteriores, presentando balances de energía para cada año; de los cuales se puede colegir lo siguiente: • Para un escenario de hidrología media, crecimiento de demanda media y

disponibilidad de todas las unidades de generación consideradas en este Plan; no habrían déficits ni reservas menores al 10% de la demanda.

• Para hidrología seca, crecimiento de demanda menor y disponibilidad

de todas las unidades de generación; se tendría déficit de energía en 1 mes del año 2002; y, en los años 2002 y 2004 habría reservas menores al 10% de la demanda, en varios meses.

• Para hidrología seca, crecimiento de demanda menor y no

disponibilidad de la unidad más grande; se tendría déficit de energía en varios meses del 2002 y el 2004; y, en los 4 años iniciales habría reservas menores al 10% de la demanda, en muchos meses.

• Para hidrología seca, crecimiento de demanda mayor y disponibilidad

de todas las unidades de generación; se tendría déficit de energía en 2 meses del 2002; y, en casi todos los 10 años habría reservas menores al 10% de la demanda, en la mayoría de los meses.

• Para un escenario de hidrología seca, crecimiento de demanda mayor y

no disponibilidad de la central Trinitaria o unidades equivalentes; se tendría déficit de energía en muchos meses de los años iniciales y finales del período; y, reservas bajas en muchos más.

RESERV A DE ENERGÍAHidrol. Sec a, Demanda May or, Sin un idad may or, Sin nuev as c entra les

-70 -60 -50 -40 -30 -20 -10

010203040

Ene-

02

Ene-

03

Ene-

04

Ene-

05

Ene-

06

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

%


• Para el escenario de hidrología seca, crecimiento de demanda mayor, no disponibilidad de la central Trinitaria o unidades equivalentes; y, sin ingreso de centrales nuevas, se tendrían déficits en casi todos los meses.

De todo lo indicado en este punto se puede concluir que no se tendría déficit de potencia en las horas de máxima demanda, en el período, si entran en servicio los proyectos contemplados. Pero, el problema más crítico estriba en la baja disponibilidad de energía, especialmente en los meses de estiaje, por lo que, en el corto y mediano plazo, la opción es instalar nuevas centrales termoeléctricas, que requieren tiempos cortos de montaje y demandan una menor inversión, lograr que operen todos los equipos disponibles, acelerar las interconexiones con los países vecinos, disminuir las pérdidas de energía; y, seguir promoviendo el uso eficiente de la energía. El cuadro siguiente muestra las energías adicionales que se requerirían, para cubrir el déficit del mes más crítico de cada año y mantener reservas del 10% de la demanda, para los escenarios estudiados anteriormente: ENERGÍA ADICIONAL NECESARIA PARA TENER 10% DE RESERVA (GWh/mes)

Hidrología Crecimiento Demanda

Disponibilidad Generadores 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MEDIA MEDIA Todas las unidades - - - - - - - - - -

SECA MENOR Todas las unidades 103 - 32 - - - - - - -

SECA MENOR Sin Unidad más grande 197 79 126 3 - - - - - -

SECA MAYOR Todas las unidades 127 32 104 7 29 - - 32 121 213

SECA MAYOR Sin Unidad más grande 221 126 198 101 124 - 77 98 187 279

SECA MAYOR Sin unidad mayor y sin nueva generación 221 271 349 423 499 579 660 745 835 929

La instalación de nuevas centrales generadoras debe ser complementada con programas de disminución de pérdidas, administración de demanda y uso eficiente de la energía, que serán beneficiosos para los usuarios. Quienes han recibido autorizaciones para instalar centrales de generación, deben acelerar la instalación de las mismas. Además, el CONELEC concluirá los tramites de solicitudes cuanto antes; con lo que se facilitará e incentivará las inversiones privadas en centrales generadoras.


5.5. POTENCIA POR TIPO DE PLANTA GENERADORA En función del cuadro presentado en el punto anterior, se puede estimar la potencia equivalente que sería necesaria para que las reservas de energía sean de por lo menos 10% en el mes más crítico de cada año. POTENCIA (MW) EQUIVALENTE NECESARIA PARA TENER 10% DE RESERVA DE ENERGÍA. FC= 0,7

Hidrología Crecimiento Demanda

Disponibilidad Generadores 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MEDIA MEDIA Todas las unidades - - - - - - - - - -

SECA MENOR Todas las unidades 204 - 64 - - - - - - -

SECA MENOR Sin Unidad más grande

391 158 251 5 - - - - - -

SECA MAYOR Todas las unidades 251 63 205 13 58 - - 64 240 423

SECA MAYOR Sin Unidad más grande

438 250 392 200 245 - 153 195 371 554

SECA MAYOR Sin unidad mayor y

sin nueva generación 438 538 692 838 991 1 148 1 310 1 478 1 657 1 843

La expectativa general es aprovechar al máximo los recursos naturales renovables y fundamentalmente la hidro energía, cuyo potencial se estima en 22.000 MW. Este y los siguientes datos de energía potencial, fueron obtenidos de la información sobre el Sector Energético Ecuatoriano, publicada por el Ministerio de Energía y Minas, la cual se puede encontrar también, en el “Sistema de Información Económica - Energética”, que mantiene actualizado OLADE (Organización Latinoamericana de Energía). También se podrán utilizar parcialmente las reservas probadas de petróleo, que se estiman en 3.400 millones de barriles; y, 23.000 millones de metros cúbicos de gas asociado, según datos del Ministerio de Energía y Minas, más las reservas de gas natural del Golfo de Guayaquil, con la central Bajo Alto. Las centrales generadoras y los sistemas eléctricos de las filiales de Petroecuador; y de otras empresas petroleras, deberán conectarse entre ellos y con el sistema de la Empresa Eléctrica Sucumbíos, para optimizar el uso de los recursos energéticos; obviamente, asegurando la continuidad del suministro, con equipos de protección adecuados.


Mediante una Regulación vigente, que incentiva la inversión, se promueven plantas de generación basadas en energías renovables no convencionales, como eólica, solar, biomasa y geotérmica, las cuales inclusive pueden recibir financiamiento con recursos del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, FERUM (Se asignó recursos para un proyecto eólico-solar que se construirá en el 2002 en la Isla Floreana, Galápagos, financiado principalmente con donaciones internacionales). El potencial geotérmico aproximado del Ecuador es de 1.450 millones de toneladas equivalentes de petróleo, siendo los proyectos Tufiño-Chiles-Cerro Negro (Binacional con Colombia), Chachimbiro, Chalupas, Papallacta y Baños de Cuenca, los que mayor interés pueden despertar en los inversionistas privados. Más información sobre este aspecto se puede encontrar en estudios preparados con apoyo de CEPAL, OLADE y GTZ. No se tienen estimaciones adecuadas del potencial solar y eólico, pero se tiene ya un estudio para las Islas Galápagos. Se debe seguir impulsando las interconexiones eléctricas y energéticas en general, con los países vecinos, tendiendo a la formación de sistemas regionales integrados, a fin de aprovechar las diferencias hidrológicas y los recursos energéticos disponibles en los otros países. Las interconexiones internacionales pueden considerase como generadores virtuales en la frontera del país. Con el propósito de mantener un adecuado balance, el parque generador ecuatoriano deberá contar con unidades hidroeléctricas, otras que operen mediante combustibles que dispone el país; especialmente con el gas que se espera extraer del Golfo de Guayaquil (3.000 millones de m3 aproximado) y con los residuos en las refinerías de petróleo; y, con enlaces internacionales que permitan aprovechar otros recursos energéticos. Petroecuador convocó a firmas interesadas en calificarse para la realización de proyectos de procesamiento de residuos de las refinerías La Libertad, Esmeraldas y Amazonas, las cuales producen 23 000, 40 000 y 9 000 barriles diarios de residuos, aproximadamente, con grado API alrededor de 17, 10 y 15, respectivamente. Uno de los proyectos que está estudiando Petroecuador, es el denominado ITT (Ishpingo, Tambococha, Tiputini), que permitiría la explotación de crudo pesado en el sector de Nuevo Rocafuerte, para una producción promedio de 100 000 b/d. Se está analizando la posibilidad de instalar una nueva refinería para procesar ese crudo y obtener combustibles y/o crudo sintético. La planta podría estar en la misma zona, en Shushufindi o en Monteverde-Guayas; y, dependiendo del proceso de refinación que se decida, se obtendrían combustibles livianos y más o menos 20 000 b/d de residuo grado 10 API estimativamente, o Coque, que podrían aprovecharse para generación eléctrica (25 a 40 MW / 1 000 b).


Adicionalmente, Petroecuador y las empresas privadas que extraen petróleo en el nororiente ecuatoriano, cuentan con varios campos que producen en el orden de 130 000 barriles por día de petróleo pesado (18 a 24 API), el cual actualmente se mezcla con crudo liviano para poder transportarlo hacia la costa norte. Si bien está construyéndose un oleoducto para crudo pesado (OCP), una parte de ese petróleo podría ser usado para generación eléctrica, cerca de los sitios de extracción. Por tanto, a más del proyecto Termoriente, que utilizaría parte de los residuos de la refinería Amazonas, en Shushufindi; los inversionistas tienen la oportunidad de ejecutar proyectos de generación eléctrica, que aprovechen el crudo pesado y los residuos de refinación, adquiriéndolos a precios competitivos, menores a los de Diesel y Fuel Oil que están siendo usados actualmente por las empresas generadoras que tienen centrales con motores a combustión interna, turbinas de gas y turbinas a vapor. 5.6. RESERVA TÉCNICA RECOMENDABLE Dentro de los objetivos de la LRSE se establece, proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad. En los años 1992, 1995 y 1996, el Ecuador ha sufrido racionamientos de energía, en los períodos de estiaje de la cuenca amazónica, donde se encuentran instaladas las centrales hidráulicas más importantes, a pesar de tener plantas eléctricas con la suficiente capacidad de potencia. Por esta razón, dentro del Reglamento del Mercado Mayorista, se establecen los criterios que se deben aplicar para incentivar y remunerar a los generadores que aseguren el cumplimiento de la política indicada. En general la reserva técnica se define como la potencia de la unidad más grande del sistema (ahora 133 MW); y, la reserva de energía como 10% de la demanda mensual. 5.7. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PROMOVIDAS Los proyectos que en este Plan se consideran con carácter meramente referencial, se fundamentan principalmente en 3 catálogos, preparados por el Ex INECEL, con apoyo de la Corporación Financiera Nacional, CFN, publicados en noviembre de 1997, los cuales están siendo actualizados y promovidos por el CONELEC para que el sector privado emprenda en su ejecución. En el Anexo 5.14 se resumen los 146 proyectos de 1 o más MW, que constan en los catálogos citados, que suman 11 547 MW de potencia y 77 672


GWh/año de energía media estimada. Además los catálogos detallan otros proyectos menores de 1 MW. Algunos de estos proyectos, en ciertos casos con variantes, tienen ya certificados aprobados y otros están en trámite de aprobación. Esta promoción por parte del CONELEC no implica que los mismos deban considerarse como parte integrante del presente Plan de Electrificación y por lo tanto, éstos, como cualquier otro proyecto que nazca de la iniciativa privada, estarán sometidos al proceso de “concesiones específicas”, si son mayores a 50 MW y al trámite de “Permiso”, si no exceden de esa potencia y son mayores a los 1 000 kW. Para las centrales hidroeléctricas de hasta 10 MW, el CONELEC promoverá las mismas, gestionando la conformación de Empresas para su desarrollo y operación. Los proyectos que aprovechen energías no convencionales, como eólica, solar, geotérmica, biomasa y otras similares; podrán recibir con prioridad fondos del FERUM, si los proyectos benefician a sectores rurales y urbano marginales; además de ser despachados obligadamente hasta el límite reglamentario y de recibir precios regulados muy atractivos. Las políticas definidas por el Directorio del CONELEC, que aseguran alcanzar tarifas reales en aproximadamente un año; la reforma la artículo 40 de la LRSE, que clarifica los esquemas de garantías y contra garantías para los inversionistas; y, la evidente reactivación económica del Ecuador, son señales concretas para atraer la inversión al sector eléctrico. Las inversiones estimadas, en los proyectos de generación contemplados en el Plan, esto es las centrales Bajo Alto, Termoriente, San Francisco, Loreto, Sibimbe y Mazar, ascienden a 1 130 millones de dólares, aproximadamente. A más de las plantas generadoras que se instalen en el país, se considera como generadores virtuales a los sistemas de interconexión con Colombia y Perú, que se mencionan en el capítulo de Transmisión. De los distintos escenarios analizados, se considera como base aquel con demanda menor, hidrología seca y sin la unidad generadora mayor, más una reserva de al menos el 10% de la demanda de energía; pero, de continuar la reactivación económica nacional, se podría esperar una demanda similar a la de crecimiento medio o mayor; lo cual requeriría mayores inversiones en generación y en las otras etapas.


CENTRALBAJO

ALTO 1BAJO

ALTO 2BAJO

ALTO 3COLOMBIA

230 kV TERMORIENTEMW ---> 130 70 112 200 270

HIDROL. Media Seca Media o Seca Media Seca Media o Seca Media Seca Media Seca Media SecaEne 71 54 67 0,54 0,54 74,40 5,5 5,5 171 81 64 45 43 114 101Feb 65 48 60 0,48 0,48 67,20 5,0 5,0 154 93 73 40 38 64 102Mar 71 54 67 0,54 0,54 74,40 5,5 5,5 171 112 88 57 43 11 88Abr 69 52 65 0,52 0,52 72,00 5,3 5,3 165 134 106 65 38 -9 -66May 71 54 67 0,54 0,54 74,40 5,5 5,5 171 143 112 63 38 41 -44Jun 69 52 65 0,52 0,52 72,00 5,3 5,3 165 139 109 82 49 186 26Jul 71 54 67 0,54 0,54 74,40 5,5 5,5 171 143 112 103 83 272 127Ago 71 54 67 0,54 0,54 74,40 5,5 5,5 171 143 112 82 58 119 67Sep 69 52 65 0,52 0,52 72,00 5,3 5,3 165 133 104 61 47 80 49Oct 71 54 67 0,54 0,54 74,40 5,5 5,5 171 106 83 59 45 33 24Nov 69 52 65 0,52 0,52 72,00 5,3 5,3 165 88 69 43 43 27 72Dic 71 54 67 0,54 0,54 74,40 5,5 5,5 171 87 69 44 44 105 131

AÑO 838 634 789 6,31 6,31 876 65 65 2.010 1.403 1.103 744 569 1.042 677

Ene-03 Jul-05 Abr-08 Ene-03 Ene-05Transelectric-

ISATermoeléctrica.

Contrato firmado

SIBIMBE1,8

Jun-03Hidroeléctrica.

Contrato firmado

18

Ene-04Hidroeléctrica.

Contrato firmadoSe discuten términos

antes de adjudicarDepende de Mazar

May-06 Ene-07

INCREM. MOLINO CON MAZAR

0SAN FRANCISCO

230MAZAR

180

Anexo 5.01

Media o Seca

Gas | Vapor | Ciclo Comb. Contrato firmado

OBSERVA-CIONES

Operación estimada

DISPONIBILIDADES DE POTENCIA (MW) Y ENERGÍA (GWh) PARA SERVICIO PÚBLICOY FECHA ESTIMADA DE OPERACION DE LOS PROYECTOS TRAMITADOS POR CONELEC

LORETO

Ene-07Hidroeléctrica.

Contrato firmado


1 de 2

HIDROLOGÍA MEDIA

Mes-Año

Bajo Alto 1a. 120

MW

Bajo Alto 2a. 80 MW

Bajo Alto 3a. 112 MW

Loreto 1,8 MW

Colombia 230 kV 200 MW

Sibimbe 18 MW

Termoriente 270 MW

San Francisco 230 MW

Mazar 180 MW

Incremento Molino con

MazarTOTAL

ADICIONAL

Ene-02 0,0Dic-02 0,0Ene-03 71,0 74,4 145,4Feb-03 65,0 67,2 132,2Mar-03 71,0 74,4 145,4Abr-03 69,0 72,0 141,0May-03 71,0 74,4 145,4Jun-03 69,0 0,52 72,0 141,5Jul-03 71,0 0,54 74,4 145,9Ago-03 71,0 0,54 74,4 145,9Sep-03 69,0 0,52 72,0 141,5Oct-03 71,0 0,54 74,4 145,9Nov-03 69,0 0,52 72,0 141,5Dic-03 71,0 0,54 74,4 145,9Ene-04 71,0 0,00 74,4 5,5 150,9Feb-04 65,0 0,00 67,2 5,0 137,2Mar-04 71,0 0,00 74,4 5,5 150,9Abr-04 69,0 0,00 72,0 5,3 146,3May-04 71,0 0,00 74,4 5,5 150,9Jun-04 69,0 0,52 72,0 5,3 146,9Jul-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Ago-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Sep-04 69,0 0,52 72,0 5,3 146,9Oct-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Nov-04 69,0 0,52 72,0 5,3 146,9Dic-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Ene-05 71,0 0,00 74,4 5,5 170,7 321,7Feb-05 65,0 0,00 67,2 5,0 154,2 291,4Mar-05 71,0 0,00 74,4 5,5 170,7 321,7Abr-05 69,0 0,00 72,0 5,3 165,2 311,6May-05 71,0 0,00 74,4 5,5 170,7 321,7Jun-05 69,0 0,52 72,0 5,3 165,2 312,1Jul-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Ago-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Sep-05 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 364,1Oct-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Nov-05 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 364,1Dic-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Ene-06 71,0 54,0 0,00 74,4 5,5 170,7 375,7Feb-06 65,0 48,0 0,00 67,2 5,0 154,2 339,4Mar-06 71,0 54,0 0,00 74,4 5,5 170,7 375,7Abr-06 69,0 52,0 0,00 72,0 5,3 165,2 363,6May-06 71,0 54,0 0,00 74,4 5,5 170,7 143,1 518,8Jun-06 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 138,7 502,8Jul-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 143,1 519,3Ago-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 143,1 519,3Sep-06 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 132,5 496,6Oct-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 106,0 482,2Nov-06 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 88,4 452,5Dic-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 87,5 463,7

DISPONIBILIDAD EN POSIBLES NUEVAS CENTRALES (GWh)Anexo 5.02


2 de 2

HIDROLOGÍA MEDIA

Mes-Año


Bajo Alto 2a. 80 MW


Loreto 1,8 MW

Colombia 230 kV

200 MWSibimbe 18 MW

Termoriente 270 MW


Mazar 180 MW


MazarTOTAL

ADICIONAL

Ene-07 71,0 54,0 0,0 0,0 74,4 5,5 170,7 81,3 45,0 114,0 615,9Feb-07 65,0 48,0 0,0 0,0 67,2 5,0 154,2 92,8 40,0 64,0 536,2Mar-07 71,0 54,0 0,0 0,0 74,4 5,5 170,7 112,2 57,0 10,6 555,5Abr-07 69,0 52,0 0,0 0,0 72,0 5,3 165,2 134,3 65,0 -9,4 553,5May-07 71,0 54,0 0,0 0,0 74,4 5,5 170,7 143,1 63,0 41,3 623,1Jun-07 69,0 52,0 0,0 0,5 72,0 5,3 165,2 138,7 82,0 185,6 770,4Jul-07 71,0 54,0 0,0 0,5 74,4 5,5 170,7 143,1 103,0 272,1 894,4Ago-07 71,0 54,0 0,0 0,5 74,4 5,5 170,7 143,1 82,0 118,9 720,2Sep-07 69,0 52,0 0,0 0,5 72,0 5,3 165,2 132,5 61,0 79,5 637,1Oct-07 71,0 54,0 0,0 0,5 74,4 5,5 170,7 106,0 59,0 33,1 574,3Nov-07 69,0 52,0 0,0 0,5 72,0 5,3 165,2 88,4 43,0 27,3 522,8Dic-07 71,0 54,0 0,0 0,5 74,4 5,5 170,7 87,5 44,0 105,4 613,1Ene-08 71,0 54,0 0,0 0,0 74,4 5,5 170,7 81,3 45,0 114,0 615,9Feb-08 65,0 48,0 0,0 0,0 67,2 5,0 154,2 92,8 40,0 64,0 536,2Mar-08 71,0 54,0 0,0 0,0 74,4 5,5 170,7 112,2 57,0 10,6 555,5Abr-08 69,0 52,0 65,0 0,0 72,0 5,3 165,2 134,3 65,0 -9,4 618,5May-08 71,0 54,0 67,0 0,0 74,4 5,5 170,7 143,1 63,0 41,3 690,1Jun-08 69,0 52,0 65,0 0,5 72,0 5,3 165,2 138,7 82,0 185,6 835,4Jul-08 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 143,1 103,0 272,1 961,4Ago-08 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 143,1 82,0 118,9 787,2Sep-08 69,0 52,0 65,0 0,5 72,0 5,3 165,2 132,5 61,0 79,5 702,1Oct-08 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 106,0 59,0 33,1 641,3Nov-08 69,0 52,0 65,0 0,5 72,0 5,3 165,2 88,4 43,0 27,3 587,8Dic-08 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 87,5 44,0 105,4 680,1Ene-09 71,0 54,0 67,0 0,0 74,4 5,5 170,7 81,3 45,0 114,0 682,9Feb-09 65,0 48,0 60,0 0,0 67,2 5,0 154,2 92,8 40,0 64,0 596,2Mar-09 71,0 54,0 67,0 0,0 74,4 5,5 170,7 112,2 57,0 10,6 622,5Abr-09 69,0 52,0 65,0 0,0 72,0 5,3 165,2 134,3 65,0 -9,4 618,5May-09 71,0 54,0 67,0 0,0 74,4 5,5 170,7 143,1 63,0 41,3 690,1Jun-09 69,0 52,0 65,0 0,5 72,0 5,3 165,2 138,7 82,0 185,6 835,4Jul-09 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 143,1 103,0 272,1 961,4Ago-09 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 143,1 82,0 118,9 787,2Sep-09 69,0 52,0 65,0 0,5 72,0 5,3 165,2 132,5 61,0 79,5 702,1Oct-09 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 106,0 59,0 33,1 641,3Nov-09 69,0 52,0 65,0 0,5 72,0 5,3 165,2 88,4 43,0 27,3 587,8Dic-09 71,0 54,0 67,0 0,5 74,4 5,5 170,7 87,5 44,0 105,4 680,1Ene-10 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 81,3 45,0 114,0 682,9Feb-10 65,0 48,0 60,0 0,00 67,2 5,0 154,2 92,8 40,0 64,0 596,2Mar-10 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,2 57,0 10,6 622,5Abr-10 69,0 52,0 65,0 0,00 72,0 5,3 165,2 134,3 65,0 -9,4 618,5May-10 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 143,1 63,0 41,3 690,1Jun-10 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 138,7 82,0 185,6 835,4Jul-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 143,1 103,0 272,1 961,4Ago-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 143,1 82,0 118,9 787,2Sep-10 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 132,5 61,0 79,5 702,1Oct-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 106,0 59,0 33,1 641,3Nov-10 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 88,4 43,0 27,3 587,8Dic-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 87,5 44,0 105,4 680,1Ene-11 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 81,3 45,0 114,0 682,9Feb-11 65,0 48,0 60,0 0,00 67,2 5,0 154,2 92,8 40,0 64,0 596,2Mar-11 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,2 57,0 10,6 622,5Abr-11 69,0 52,0 65,0 0,00 72,0 5,3 165,2 134,3 65,0 -9,4 618,5May-11 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 143,1 63,0 41,3 690,1Jun-11 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 138,7 82,0 185,6 835,4Jul-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 143,1 103,0 272,1 961,4Ago-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 143,1 82,0 118,9 787,2Sep-11 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 132,5 61,0 79,5 702,1Oct-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 106,0 59,0 33,1 641,3Nov-11 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 88,4 43,0 27,3 587,8Dic-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 87,5 44,0 105,4 680,1

Anexo 5.02DISPONIBILIDAD EN POSIBLES NUEVAS CENTRALES (GWh)


1 de 2

HIDROLOGÍA SECA

Mes-Año

Bajo Alto 1a. 120

MW

Bajo Alto 2a. 80 MW


Loreto 1,8 MW


Sibimbe 18 MW

Termoriente 270 MW


Mazar 180 MW


MazarTOTAL

ADICIONALEne-02 0,0Dic-02 0,0Ene-03 71,0 74,4 145,4Feb-03 65,0 67,2 132,2Mar-03 71,0 74,4 145,4Abr-03 69,0 72,0 141,0May-03 71,0 74,4 145,4Jun-03 69,0 0,52 72,0 141,5Jul-03 71,0 0,54 74,4 145,9Ago-03 71,0 0,54 74,4 145,9Sep-03 69,0 0,52 72,0 141,5Oct-03 71,0 0,54 74,4 145,9Nov-03 69,0 0,52 72,0 141,5Dic-03 71,0 0,54 74,4 145,9Ene-04 71,0 0,00 74,4 5,5 150,9Feb-04 65,0 0,00 67,2 5,0 137,2Mar-04 71,0 0,00 74,4 5,5 150,9Abr-04 69,0 0,00 72,0 5,3 146,3May-04 71,0 0,00 74,4 5,5 150,9Jun-04 69,0 0,52 72,0 5,3 146,9Jul-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Ago-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Sep-04 69,0 0,52 72,0 5,3 146,9Oct-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Nov-04 69,0 0,52 72,0 5,3 146,9Dic-04 71,0 0,54 74,4 5,5 151,5Ene-05 71,0 0,00 74,4 5,5 170,7 321,7Feb-05 65,0 0,00 67,2 5,0 154,2 291,4Mar-05 71,0 0,00 74,4 5,5 170,7 321,7Abr-05 69,0 0,00 72,0 5,3 165,2 311,6May-05 71,0 0,00 74,4 5,5 170,7 321,7Jun-05 69,0 0,52 72,0 5,3 165,2 312,1Jul-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Ago-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Sep-05 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 364,1Oct-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Nov-05 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 364,1Dic-05 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 376,2Ene-06 71,0 54,0 0,00 74,4 5,5 170,7 375,7Feb-06 65,0 48,0 0,00 67,2 5,0 154,2 339,4Mar-06 71,0 54,0 0,00 74,4 5,5 170,7 375,7Abr-06 69,0 52,0 0,00 72,0 5,3 165,2 363,6May-06 71,0 54,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,5 488,2Jun-06 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 109,0 473,1Jul-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 488,7Ago-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 488,7Sep-06 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 104,2 468,3Oct-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 83,3 459,5Nov-06 69,0 52,0 0,52 72,0 5,3 165,2 69,4 433,5Dic-06 71,0 54,0 0,54 74,4 5,5 170,7 68,7 444,9

Anexo 5.03

DISPONIBILIDAD EN POSIBLES NUEVAS CENTRALES (GWh)


2 de 2

HIDROLOGÍA SECA

Mes-Año

Bajo Alto 1a. 120

MW

Bajo Alto 2a. 80 MW


Loreto 1,8 MW


Sibimbe 18 MW

Termoriente 270 MW


Mazar 180 MW


MazarTOTAL

ADICIONALEne-07 71,0 54,0 0,0 0,00 74,4 5,5 170,7 63,9 43,0 100,7 583,2Feb-07 65,0 48,0 0,0 0,00 67,2 5,0 154,2 72,9 38,0 101,7 552,0Mar-07 71,0 54,0 0,0 0,00 74,4 5,5 170,7 88,2 43,0 87,7 594,5Abr-07 69,0 52,0 0,0 0,00 72,0 5,3 165,2 105,5 38,0 -65,6 441,5May-07 71,0 54,0 0,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,5 38,0 -44,4 481,8Jun-07 69,0 52,0 0,0 0,52 72,0 5,3 165,2 109,0 49,0 26,1 548,2Jul-07 71,0 54,0 0,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 83,0 127,1 698,8Ago-07 71,0 54,0 0,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 58,0 67,1 613,8Sep-07 69,0 52,0 0,0 0,52 72,0 5,3 165,2 104,2 47,0 49,4 564,7Oct-07 71,0 54,0 0,0 0,54 74,4 5,5 170,7 83,3 45,0 24,1 528,6Nov-07 69,0 52,0 0,0 0,52 72,0 5,3 165,2 69,4 43,0 72,0 548,5Dic-07 71,0 54,0 0,0 0,54 74,4 5,5 170,7 68,7 44,0 131,1 620,0Ene-08 71,0 54,0 0,0 0,00 74,4 5,5 170,7 63,9 43,0 100,7 583,2Feb-08 65,0 48,0 0,0 0,00 67,2 5,0 154,2 72,9 38,0 101,7 552,0Mar-08 71,0 54,0 0,0 0,00 74,4 5,5 170,7 88,2 43,0 87,7 594,5Abr-08 69,0 52,0 65,0 0,00 72,0 5,3 165,2 105,5 38,0 -65,6 506,5May-08 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,5 38,0 -44,4 548,8Jun-08 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 109,0 49,0 26,1 613,2Jul-08 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 83,0 127,1 765,8Ago-08 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 58,0 67,1 680,8Sep-08 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 104,2 47,0 49,4 629,7Oct-08 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 83,3 45,0 24,1 595,6Nov-08 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 69,4 43,0 72,0 613,5Dic-08 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 68,7 44,0 131,1 687,0Ene-09 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 63,9 43,0 100,7 650,2Feb-09 65,0 48,0 60,0 0,00 67,2 5,0 154,2 72,9 38,0 101,7 612,0Mar-09 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 88,2 43,0 87,7 661,5Abr-09 69,0 52,0 65,0 0,00 72,0 5,3 165,2 105,5 38,0 -65,6 506,5May-09 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,5 38,0 -44,4 548,8Jun-09 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 109,0 49,0 26,1 613,2Jul-09 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 83,0 127,1 765,8Ago-09 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 58,0 67,1 680,8Sep-09 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 104,2 47,0 49,4 629,7Oct-09 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 83,3 45,0 24,1 595,6Nov-09 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 69,4 43,0 72,0 613,5Dic-09 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 68,7 44,0 131,1 687,0Ene-10 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 63,9 43,0 100,7 650,2Feb-10 65,0 48,0 60,0 0,00 67,2 5,0 154,2 72,9 38,0 101,7 612,0Mar-10 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 88,2 43,0 87,7 661,5Abr-10 69,0 52,0 65,0 0,00 72,0 5,3 165,2 105,5 38,0 -65,6 506,5May-10 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,5 38,0 -44,4 548,8Jun-10 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 109,0 49,0 26,1 613,2Jul-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 83,0 127,1 765,8Ago-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 58,0 67,1 680,8Sep-10 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 104,2 47,0 49,4 629,7Oct-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 83,3 45,0 24,1 595,6Nov-10 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 69,4 43,0 72,0 613,5Dic-10 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 68,7 44,0 131,1 687,0Ene-11 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 63,9 43,0 100,7 650,2Feb-11 65,0 48,0 60,0 0,00 67,2 5,0 154,2 72,9 38,0 101,7 612,0Mar-11 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 88,2 43,0 87,7 661,5Abr-11 69,0 52,0 65,0 0,00 72,0 5,3 165,2 105,5 38,0 -65,6 506,5May-11 71,0 54,0 67,0 0,00 74,4 5,5 170,7 112,5 38,0 -44,4 548,8Jun-11 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 109,0 49,0 26,1 613,2Jul-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 83,0 127,1 765,8Ago-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 112,5 58,0 67,1 680,8Sep-11 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 104,2 47,0 49,4 629,7Oct-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 83,3 45,0 24,1 595,6Nov-11 69,0 52,0 65,0 0,52 72,0 5,3 165,2 69,4 43,0 72,0 613,5Dic-11 71,0 54,0 67,0 0,54 74,4 5,5 170,7 68,7 44,0 131,1 687,0

Anexo 5.03

DISPONIBILIDAD EN POSIBLES NUEVAS CENTRALES (GWh)


Año

Bajo Alto 1a. 120

MW

Bajo Alto 2a. 80

MW

Bajo Alto 3a. 112

MWLoreto 1,8 MW

Colombia 230 kV

200 MWSibimbe 18 MW

Termoriente 270 MW


Mazar 180 MW


MazarTOTAL

ADICIONAL

2002 0

2003 130 1,8 200 332

2004 130 1,8 200 18 350

2005 130 70 1,8 200 18 270 690

2006 130 70 1,8 200 18 270 230 920

2007 130 70 1,8 200 18 270 230 180 0 1100

2008 130 70 112 1,8 200 18 270 230 180 0 1212

2009 130 70 112 1,8 200 18 270 230 180 0 1212

2010 130 70 112 1,8 200 18 270 230 180 0 12122011 130 70 112 1,8 200 18 270 230 180 0 1212

POTENCIA NOMINAL DE POSIBLES NUEVAS CENTRALES GENERADORAS (MW)

Anexo 5.04


EMPRESA PROYECTO MW

ENERGIAmedia

GWh/año TIPOCOMBUS-

TIBLE RIO VERTIENTE UBICACION PROVINCIAAlquimiatec Zámbiza 1,0 6 Biogás Biogas N.A. N.A. Zámbiza PichinchaMarketec Solviento Salinas 10,0 35 Eólica N.A. N.A. N.A. Valle de Salinas ImbaburaElecdor San Antonio 15,0 26 Eólica N.A. N.A. N.A. Engabao GuayasElecdor Loma Pelada 15,0 26 Eólica N.A. N.A. N.A. Punta Carnero GuayasElecdor Santa Elena 15,0 26 Eólica N.A. N.A. N.A. Sta. Elena GuayasPemaf Abitagua 78,0 547 Hidráulica N.A. Pastaza Atlántico Mera Tungurahua/PastazaHidrelgen Sabanilla 19,9 164 Hidráulica N.A. Sabanilla Atlántico Zamora Zamora ChinchipeEmprelanga Vacas Galindo 42,0 242 Hidráulica N.A. Intag Atlántico Vacas Galindo ImbaburaEmprelanga Delsi 50,0 307 Hidráulica N.A. Santiago Atlántico Zamora Zamora ChinchipeElectroangamarca Angamarca-Sinde 50,0 324 Hidráulica N.A. Angamarca Sinde Pacífico Moraspungo Bolívar / CotopaxiCenelpi Guápulo 3,2 22 Hidráulica N.A. Machangara Pacífico Guápulo PichinchaConcanal Cuyuja 20,0 149 Hidráulica N.A. Papallacta Atlántico Cuyuja NapoEnhidro Langoa 26,0 160 Hidráulica N.A. Langoa Atlántico Langoa NapoHidronova Tanisagua 50,0 306 Hidráulica N.A. Zamora Atlántico Zamora Zamora ChinchipeElectrocasa Apaquí 44,0 279 Hidráulica N.A. Apaquí Pacífico Bolivar CarchiSeguriserv Tigrillos 50,0 329 Hidráulica N.A. Abanico Atlántico Macas Morona SantiagoQualitec Pilaló 3 11,0 72 Hidráulica N.A. Pilaló Pacífico El Progreso CotopaxiEcuaesfera Sarapullo 25,7 158 Hidráulica N.A. Sarapullo Pacífico Cornejo / Astorga Pichincha / CotopaxiHidrosigchos Sigchos 18,0 94 Hidráulica N.A. Toachi Pacífico Sigchos CotopaxiDenergi Victoria 25,0 108 Hidráulica N.A. Pastaza Atlántico Río Negro TungurahuaElecaustro Ocaña 26,0 192 Hidráulica N.A. Ocaña Pacífico La Troncal CañarE.E.Quito Quijos 39,6 315 Hidráulica N.A. Papallacta Quijos Atlántico Baeza NapoDr. Freile Perlabí 2,5 15 Hidráulica N.A. Perlabi Pacífico San Jose de Minas PichinchaMun. Zamora Chorrillos 3,2 21 Hidráulica N.A. Chorrillos Atlántico Chorrillos Zamora Electroamazonas Jivino 40,0 245 Térmica Bunker N.A. N.A. Jivino SucumbíosArcutex Esmeraldas 50,0 307 Térmica Fuel Oil 4 N.A. N.A. Esmeraldas EsmeraldasKerr Mc Gee Bloque 7 20,0 123 Térmica Petro. Crudo N.A. N.A. Payamino OrellanaKerr Mc Gee Bloque 21 20,0 123 Térmica Petro. Crudo N.A. N.A. Yuralpa OrellanaESCO Shushufindi 48,0 294 Térmica Residuo-Crudo N.A. N.A. Shushufindi SucumbíosGalápagos Energy Galápagos 5,8 36 Térmica GLP N.A. N.A. 4 Islas GalápagosTOTALES 30 823,8 5048

No todos los proyectos cuentan al momento con estudios suficientes para calcular la energía

CERTIFICADOS OTORGADOS POR CONELEC PARA NUEVA GENERACIÓNAnexo 5.05

NO SE INCLUYEN LOS PROYECTOS QUE YA TIENEN CONTRATOS DE PERMISO O CONCESIÓN FIRMADOS


MES-AÑO

HIDROELÉC TRICA INICIAL

TERMOELÉC TRICA

INICIAL

TOTAL INICIAL (2000)

GENERA-CIÓN

ADICIONAL

DISPONIBI-LIDAD TOTAL

DEMANDA DIFE-RENCIA DIF. %

Ene-02 437 629 1.066 0 1.066 946 120 12,7Feb-02 454 605 1.059 0 1.059 854 206 24,1Mar-02 607 592 1.199 0 1.199 956 243 25,4Abr-02 734 566 1.300 0 1.300 930 370 39,7

May-02 744 531 1.275 0 1.275 965 311 32,2Jun-02 778 512 1.291 0 1.291 927 364 39,2Jul-02 796 486 1.282 0 1.282 946 336 35,6

Ago-02 724 531 1.255 0 1.255 937 317 33,8Sep-02 586 545 1.131 0 1.131 911 221 24,2Oct-02 530 585 1.114 0 1.114 951 163 17,2Nov-02 474 633 1.107 0 1.107 935 172 18,4Dic-02 473 647 1.120 0 1.120 980 140 14,3

Ene-03 437 629 1.066 145 1.211 981 230 23,5Feb-03 454 605 1.059 132 1.192 885 306 34,6Mar-03 607 592 1.199 145 1.345 992 353 35,6Abr-03 734 566 1.300 141 1.441 965 476 49,3

May-03 744 531 1.275 145 1.421 1.001 420 42,0Jun-03 778 512 1.291 142 1.432 961 471 49,0Jul-03 796 486 1.282 146 1.428 981 447 45,6

Ago-03 724 531 1.255 146 1.401 972 428 44,1Sep-03 586 545 1.131 142 1.273 945 328 34,8Oct-03 530 585 1.114 146 1.260 986 274 27,8Nov-03 474 633 1.107 142 1.249 970 279 28,8Dic-03 473 647 1.120 146 1.266 1.017 249 24,5

Ene-04 437 629 1.066 151 1.217 1.040 177 17,0Feb-04 454 605 1.059 137 1.197 939 258 27,5Mar-04 607 592 1.199 151 1.350 1.052 299 28,4Abr-04 734 566 1.300 146 1.446 1.023 423 41,4

May-04 744 531 1.275 151 1.426 1.061 365 34,4Jun-04 778 512 1.291 147 1.437 1.019 418 41,0Jul-04 796 486 1.282 151 1.433 1.040 394 37,9

Ago-04 724 531 1.255 151 1.406 1.031 375 36,4Sep-04 586 545 1.131 147 1.278 1.002 277 27,6Oct-04 530 585 1.114 151 1.266 1.046 220 21,1Nov-04 474 633 1.107 147 1.254 1.028 226 22,0Dic-04 473 647 1.120 151 1.271 1.078 194 18,0

Ene-05 437 629 1.066 322 1.388 1.095 292 26,7Feb-05 454 605 1.059 291 1.351 988 363 36,7Mar-05 607 592 1.199 322 1.521 1.107 414 37,4Abr-05 734 566 1.300 312 1.611 1.077 534 49,6

May-05 744 531 1.275 322 1.597 1.117 480 43,0Jun-05 778 512 1.291 312 1.603 1.073 530 49,3Jul-05 796 486 1.282 376 1.658 1.095 563 51,5


Ene-06 437 629 1.066 376 1.442 1.152 290 25,2Feb-06 454 605 1.059 339 1.399 1.039 360 34,6Mar-06 607 592 1.199 376 1.575 1.164 411 35,3Abr-06 734 566 1.300 364 1.663 1.133 531 46,9

May-06 744 531 1.275 519 1.794 1.175 620 52,8Jun-06 778 512 1.291 503 1.793 1.129 665 58,9Jul-06 796 486 1.282 519 1.801 1.151 650 56,5


Anexo 5.06

BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA MEDIA. DEMANDA MEDIA.

1 de 2


MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-07 437 629 1.066 616 1.682 1.209 472 39,1Feb-07 454 605 1.059 536 1.596 1.091 505 46,2Mar-07 607 592 1.199 555 1.755 1.222 532 43,5Abr-07 734 566 1.300 553 1.853 1.189 664 55,8

May-07 744 531 1.275 623 1.898 1.233 665 53,9Jun-07 778 512 1.291 770 2.061 1.185 876 73,9Jul-07 796 486 1.282 894 2.176 1.209 968 80,1


Ene-08 437 629 1.066 616 1.682 1.268 414 32,6Feb-08 454 605 1.059 536 1.596 1.144 452 39,5Mar-08 607 592 1.199 555 1.755 1.282 473 36,9Abr-08 734 566 1.300 618 1.918 1.247 671 53,9

May-08 744 531 1.275 690 1.965 1.293 672 52,0Jun-08 778 512 1.291 835 2.126 1.242 884 71,1Jul-08 796 486 1.282 961 2.243 1.267 976 77,0


Ene-09 437 629 1.066 683 1.749 1.328 421 31,7Feb-09 454 605 1.059 596 1.656 1.198 458 38,2Mar-09 607 592 1.199 622 1.822 1.342 480 35,8Abr-09 734 566 1.300 618 1.918 1.305 613 46,9

May-09 744 531 1.275 690 1.965 1.354 612 45,2Jun-09 778 512 1.291 835 2.126 1.301 825 63,4Jul-09 796 486 1.282 961 2.243 1.327 917 69,1


Ene-10 437 629 1.066 683 1.749 1.389 360 25,9Feb-10 454 605 1.059 596 1.656 1.253 403 32,2Mar-10 607 592 1.199 622 1.822 1.404 418 29,8Abr-10 734 566 1.300 618 1.918 1.365 553 40,5

May-10 744 531 1.275 690 1.965 1.416 550 38,8Jun-10 778 512 1.291 835 2.126 1.360 766 56,3Jul-10 796 486 1.282 961 2.243 1.388 856 61,7


Ene-11 437 629 1.066 683 1.749 1.451 297 20,5Feb-11 454 605 1.059 596 1.656 1.310 346 26,4Mar-11 607 592 1.199 622 1.822 1.467 355 24,2Abr-11 734 566 1.300 618 1.918 1.427 491 34,4

May-11 744 531 1.275 690 1.965 1.480 485 32,8Jun-11 778 512 1.291 835 2.126 1.422 704 49,5Jul-11 796 486 1.282 961 2.243 1.451 793 54,6


Anexo 5.06

BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA MEDIA. DEMANDA MEDIA.

2 de 2


MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-02 297 629 926 0 926 935 -9 -1,0 Feb-02 298 605 903 0 903 844 59 7,0Mar-02 406 592 998 0 998 945 52 5,5Abr-02 532 566 1.098 0 1.098 920 178 19,4

May-02 495 531 1.026 0 1.026 954 72 7,6Jun-02 548 512 1.060 0 1.060 916 143 15,7Jul-02 694 486 1.180 0 1.180 935 245 26,2

Ago-02 503 531 1.034 0 1.034 927 107 11,5Sep-02 401 545 946 0 946 900 46 5,1Oct-02 399 585 984 0 984 940 43 4,6Nov-02 349 633 982 0 982 925 57 6,2Dic-02 335 647 982 0 982 969 13 1,3

Ene-03 297 629 926 145 1.071 960 111 11,5Feb-03 298 605 903 132 1.035 867 169 19,5Mar-03 406 592 998 145 1.143 971 172 17,8Abr-03 532 566 1.098 141 1.239 944 294 31,2

May-03 495 531 1.026 145 1.172 979 192 19,6Jun-03 548 512 1.060 142 1.201 941 260 27,7Jul-03 694 486 1.180 146 1.326 960 366 38,1

Ago-03 503 531 1.034 146 1.180 952 228 23,9Sep-03 401 545 946 142 1.088 925 163 17,6Oct-03 399 585 984 146 1.129 965 164 17,0Nov-03 349 633 982 142 1.123 949 174 18,3Dic-03 335 647 982 146 1.128 995 133 13,4

Ene-04 297 629 926 151 1.077 1.008 69 6,8Feb-04 298 605 903 137 1.040 910 131 14,3Mar-04 406 592 998 151 1.149 1.019 130 12,7Abr-04 532 566 1.098 146 1.244 991 253 25,5

May-04 495 531 1.026 151 1.177 1.028 149 14,5Jun-04 548 512 1.060 147 1.207 988 219 22,2Jul-04 694 486 1.180 151 1.331 1.008 324 32,1

Ago-04 503 531 1.034 151 1.185 999 186 18,6Sep-04 401 545 946 147 1.093 971 122 12,6Oct-04 399 585 984 151 1.135 1.013 122 12,0Nov-04 349 633 982 147 1.129 997 132 13,3Dic-04 335 647 982 151 1.134 1.045 89 8,5

Ene-05 297 629 926 322 1.248 1.051 197 18,7Feb-05 298 605 903 291 1.194 948 246 26,0Mar-05 406 592 998 322 1.320 1.062 257 24,2Abr-05 532 566 1.098 312 1.409 1.033 376 36,4

May-05 495 531 1.026 322 1.348 1.072 276 25,8Jun-05 548 512 1.060 312 1.372 1.030 342 33,2Jul-05 694 486 1.180 376 1.556 1.050 506 48,1

Ago-05 503 531 1.034 376 1.410 1.041 369 35,4Sep-05 401 545 946 364 1.310 1.012 299 29,5Oct-05 399 585 984 376 1.360 1.056 303 28,7Nov-05 349 633 982 364 1.346 1.039 307 29,6Dic-05 335 647 982 376 1.358 1.089 270 24,8

Ene-06 297 629 926 376 1.302 1.094 208 19,0Feb-06 298 605 903 339 1.242 987 255 25,9Mar-06 406 592 998 376 1.374 1.106 268 24,2Abr-06 532 566 1.098 364 1.461 1.076 386 35,9

May-06 495 531 1.026 519 1.545 1.116 429 38,5Jun-06 548 512 1.060 503 1.563 1.072 491 45,8Jul-06 694 486 1.180 519 1.699 1.093 606 55,4


HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MENOR

Anexo 5.07 1 de 2

BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)


MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-07 297 629 926 616 1.542 1.137 405 35,6Feb-07 298 605 903 536 1.439 1.026 413 40,3Mar-07 406 592 998 555 1.553 1.149 404 35,2Abr-07 532 566 1.098 553 1.651 1.118 533 47,7

May-07 495 531 1.026 623 1.649 1.159 490 42,3Jun-07 548 512 1.060 770 1.830 1.114 716 64,3Jul-07 694 486 1.180 894 2.074 1.136 938 82,6


Ene-08 297 629 926 616 1.542 1.180 362 30,7Feb-08 298 605 903 536 1.439 1.064 375 35,2Mar-08 406 592 998 555 1.553 1.192 361 30,3Abr-08 532 566 1.098 618 1.716 1.160 556 48,0

May-08 495 531 1.026 690 1.716 1.203 513 42,7Jun-08 548 512 1.060 835 1.895 1.156 739 64,0Jul-08 694 486 1.180 961 2.141 1.179 962 81,6


Ene-09 297 629 926 683 1.609 1.222 387 31,6Feb-09 298 605 903 596 1.499 1.103 396 36,0Mar-09 406 592 998 622 1.620 1.235 385 31,2Abr-09 532 566 1.098 618 1.716 1.202 514 42,8

May-09 495 531 1.026 690 1.716 1.246 470 37,7Jun-09 548 512 1.060 835 1.895 1.198 698 58,3Jul-09 694 486 1.180 961 2.141 1.221 920 75,3


Ene-10 297 629 926 683 1.609 1.265 344 27,2Feb-10 298 605 903 596 1.499 1.141 358 31,4Mar-10 406 592 998 622 1.620 1.279 342 26,7Abr-10 532 566 1.098 618 1.716 1.244 472 38,0

May-10 495 531 1.026 690 1.716 1.290 426 33,1Jun-10 548 512 1.060 835 1.895 1.239 656 52,9Jul-10 694 486 1.180 961 2.141 1.264 877 69,4


Ene-11 297 629 926 683 1.609 1.308 300 23,0Feb-11 298 605 903 596 1.499 1.181 319 27,0Mar-11 406 592 998 622 1.620 1.323 298 22,5Abr-11 532 566 1.098 618 1.716 1.287 430 33,4

May-11 495 531 1.026 690 1.716 1.334 382 28,6Jun-11 548 512 1.060 835 1.895 1.282 613 47,8Jul-11 694 486 1.180 961 2.141 1.308 834 63,7


HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MENOR

Anexo 5.07 2 de 2



MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-02 297 535 832 0 832 935 -104 -11,1 Feb-02 298 520 818 0 818 844 -26 -3,1 Mar-02 406 517 923 0 923 945 -23 -2,4 Abr-02 532 493 1.025 0 1.025 920 105 11,4

May-02 495 465 960 0 960 954 6 0,7Jun-02 548 448 996 0 996 916 80 8,7Jul-02 694 430 1.123 0 1.123 935 188 20,2

Ago-02 503 455 958 0 958 927 32 3,4Sep-02 401 472 873 0 873 900 -27 -3,0 Oct-02 399 509 908 0 908 940 -32 -3,4 Nov-02 349 542 891 0 891 925 -34 -3,7 Dic-02 335 553 888 0 888 969 -81 -8,4

Ene-03 297 535 832 145 977 960 17 1,7Feb-03 298 520 818 132 950 867 84 9,6Mar-03 406 517 923 145 1.068 971 97 10,0Abr-03 532 493 1.025 141 1.166 944 221 23,4

May-03 495 465 960 145 1.106 979 126 12,9Jun-03 548 448 996 142 1.138 941 197 20,9Jul-03 694 430 1.123 146 1.269 960 309 32,2

Ago-03 503 455 958 146 1.104 952 153 16,0Sep-03 401 472 873 142 1.015 925 90 9,8Oct-03 399 509 908 146 1.054 965 89 9,2Nov-03 349 542 891 142 1.032 949 83 8,7Dic-03 335 553 888 146 1.034 995 39 3,9

Ene-04 297 535 832 151 983 1.008 -26 -2,5 Feb-04 298 520 818 137 955 910 45 5,0Mar-04 406 517 923 151 1.073 1.019 54 5,3Abr-04 532 493 1.025 146 1.171 991 180 18,1

May-04 495 465 960 151 1.111 1.028 83 8,1Jun-04 548 448 996 147 1.143 988 155 15,7Jul-04 694 430 1.123 151 1.275 1.008 267 26,5

Ago-04 503 455 958 151 1.110 999 111 11,1Sep-04 401 472 873 147 1.020 971 50 5,1Oct-04 399 509 908 151 1.060 1.013 46 4,6Nov-04 349 542 891 147 1.038 997 41 4,1Dic-04 335 553 888 151 1.039 1.045 -5 -0,5

Ene-05 297 535 832 322 1.153 1.051 102 9,7Feb-05 298 520 818 291 1.109 948 161 17,0Mar-05 406 517 923 322 1.244 1.062 182 17,1Abr-05 532 493 1.025 312 1.336 1.033 303 29,3

May-05 495 465 960 322 1.282 1.072 210 19,6Jun-05 548 448 996 312 1.308 1.030 279 27,0Jul-05 694 430 1.123 376 1.499 1.050 449 42,8

Ago-05 503 455 958 376 1.335 1.041 293 28,2Sep-05 401 472 873 364 1.238 1.012 226 22,3Oct-05 399 509 908 376 1.284 1.056 228 21,6Nov-05 349 542 891 364 1.255 1.039 216 20,8Dic-05 335 553 888 376 1.264 1.089 175 16,1

Ene-06 297 535 832 376 1.207 1.094 113 10,4Feb-06 298 520 818 339 1.157 987 170 17,3Mar-06 406 517 923 376 1.298 1.106 192 17,4Abr-06 532 493 1.025 364 1.388 1.076 313 29,1

May-06 495 465 960 519 1.479 1.116 363 32,6Jun-06 548 448 996 503 1.499 1.072 427 39,8Jul-06 694 430 1.123 519 1.643 1.093 549 50,2


HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MENOR. SIN UNIDAD MÁS GRANDE

Anexo 5.08 1 de 2



MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-07 297 535 832 616 1.448 1.137 311 27,3Feb-07 298 520 818 536 1.354 1.026 328 32,0Mar-07 406 517 923 555 1.478 1.149 329 28,6Abr-07 532 493 1.025 553 1.578 1.118 460 41,2

May-07 495 465 960 623 1.583 1.159 424 36,6Jun-07 548 448 996 770 1.767 1.114 653 58,6Jul-07 694 430 1.123 894 2.018 1.136 881 77,6


Ene-08 297 535 832 616 1.448 1.180 268 22,7Feb-08 298 520 818 536 1.354 1.064 290 27,2Mar-08 406 517 923 555 1.478 1.192 286 24,0Abr-08 532 493 1.025 618 1.643 1.160 483 41,7

May-08 495 465 960 690 1.650 1.203 447 37,2Jun-08 548 448 996 835 1.832 1.156 676 58,5Jul-08 694 430 1.123 961 2.085 1.179 906 76,8


Ene-09 297 535 832 683 1.515 1.222 292 23,9Feb-09 298 520 818 596 1.414 1.103 311 28,2Mar-09 406 517 923 622 1.545 1.235 310 25,1Abr-09 532 493 1.025 618 1.643 1.202 442 36,7

May-09 495 465 960 690 1.650 1.246 404 32,4Jun-09 548 448 996 835 1.832 1.198 634 52,9Jul-09 694 430 1.123 961 2.085 1.221 863 70,7


Ene-10 297 535 832 683 1.515 1.265 250 19,7Feb-10 298 520 818 596 1.414 1.141 273 23,9Mar-10 406 517 923 622 1.545 1.279 266 20,8Abr-10 532 493 1.025 618 1.643 1.244 400 32,1

May-10 495 465 960 690 1.650 1.290 360 27,9Jun-10 548 448 996 835 1.832 1.239 592 47,8Jul-10 694 430 1.123 961 2.085 1.264 821 64,9


Ene-11 297 535 832 683 1.515 1.308 206 15,8Feb-11 298 520 818 596 1.414 1.181 234 19,8Mar-11 406 517 923 622 1.545 1.323 222 16,8Abr-11 532 493 1.025 618 1.643 1.287 357 27,7

May-11 495 465 960 690 1.650 1.334 316 23,7Jun-11 548 448 996 835 1.832 1.282 549 42,9Jul-11 694 430 1.123 961 2.085 1.308 777 59,4


HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MENOR. SIN UNIDAD MÁS GRANDE

Anexo 5.08 2 de 2



MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-02 297 629 926 0 926 957 -31 -3,2 Feb-02 298 605 903 0 903 863 40 4,6Mar-02 406 592 998 0 998 967 31 3,2Abr-02 532 566 1.098 0 1.098 941 157 16,7

May-02 495 531 1.026 0 1.026 976 50 5,2Jun-02 548 512 1.060 0 1.060 937 122 13,1Jul-02 694 486 1.180 0 1.180 956 224 23,4

Ago-02 503 531 1.034 0 1.034 948 86 9,0Sep-02 401 545 946 0 946 921 25 2,7Oct-02 399 585 984 0 984 962 22 2,3Nov-02 349 633 982 0 982 946 36 3,8Dic-02 335 647 982 0 982 991 -9 -0,9

Ene-03 297 629 926 145 1.071 1.003 69 6,9Feb-03 298 605 903 132 1.035 905 131 14,4Mar-03 406 592 998 145 1.143 1.013 130 12,8Abr-03 532 566 1.098 141 1.239 986 253 25,7

May-03 495 531 1.026 145 1.172 1.022 149 14,6Jun-03 548 512 1.060 142 1.201 982 219 22,3Jul-03 694 486 1.180 146 1.326 1.002 324 32,3

Ago-03 503 531 1.034 146 1.180 993 186 18,7Sep-03 401 545 946 142 1.088 965 123 12,7Oct-03 399 585 984 146 1.129 1.008 122 12,1Nov-03 349 633 982 142 1.123 991 132 13,4Dic-03 335 647 982 146 1.128 1.039 89 8,6

Ene-04 297 629 926 151 1.077 1.073 4 0,4Feb-04 298 605 903 137 1.040 968 72 7,4Mar-04 406 592 998 151 1.149 1.085 64 5,9Abr-04 532 566 1.098 146 1.244 1.055 189 17,9

May-04 495 531 1.026 151 1.177 1.094 83 7,6Jun-04 548 512 1.060 147 1.207 1.051 155 14,8Jul-04 694 486 1.180 151 1.331 1.072 259 24,1


Ene-05 297 629 926 322 1.248 1.140 107 9,4Feb-05 298 605 903 291 1.194 1.029 166 16,1Mar-05 406 592 998 322 1.320 1.153 167 14,5Abr-05 532 566 1.098 312 1.409 1.121 288 25,7

May-05 495 531 1.026 322 1.348 1.163 185 15,9Jun-05 548 512 1.060 312 1.372 1.117 255 22,8Jul-05 694 486 1.180 376 1.556 1.139 416 36,6


Ene-06 297 629 926 376 1.302 1.210 92 7,6Feb-06 298 605 903 339 1.242 1.092 151 13,8Mar-06 406 592 998 376 1.374 1.223 151 12,3Abr-06 532 566 1.098 364 1.461 1.190 272 22,8

May-06 495 531 1.026 488 1.514 1.234 280 22,7Jun-06 548 512 1.060 473 1.533 1.186 347 29,3Jul-06 694 486 1.180 489 1.668 1.209 459 38,0


Anexo 5.09

BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MAYOR.

1 de 2


MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-07 297 629 926 583 1.509 1.282 227 17,7Feb-07 298 605 903 552 1.455 1.157 298 25,8Mar-07 406 592 998 595 1.592 1.296 297 22,9Abr-07 532 566 1.098 442 1.539 1.261 279 22,1

May-07 495 531 1.026 482 1.508 1.307 200 15,3Jun-07 548 512 1.060 548 1.608 1.256 352 28,0Jul-07 694 486 1.180 699 1.879 1.281 597 46,6


Ene-08 297 629 926 583 1.509 1.356 153 11,3Feb-08 298 605 903 552 1.455 1.224 231 18,9Mar-08 406 592 998 595 1.592 1.371 222 16,2Abr-08 532 566 1.098 507 1.604 1.334 271 20,3

May-08 495 531 1.026 549 1.575 1.383 192 13,9Jun-08 548 512 1.060 613 1.673 1.329 344 25,9Jul-08 694 486 1.180 766 1.946 1.355 590 43,5


Ene-09 297 629 926 650 1.576 1.433 143 10,0Feb-09 298 605 903 612 1.515 1.293 222 17,2Mar-09 406 592 998 662 1.659 1.448 211 14,6Abr-09 532 566 1.098 507 1.604 1.409 196 13,9

May-09 495 531 1.026 549 1.575 1.461 114 7,8Jun-09 548 512 1.060 613 1.673 1.404 269 19,2Jul-09 694 486 1.180 766 1.946 1.432 514 35,9


Ene-10 297 629 926 650 1.576 1.512 64 4,3Feb-10 298 605 903 612 1.515 1.364 151 11,1Mar-10 406 592 998 662 1.659 1.528 131 8,6Abr-10 532 566 1.098 507 1.604 1.487 118 7,9

May-10 495 531 1.026 549 1.575 1.542 33 2,2Jun-10 548 512 1.060 613 1.673 1.481 192 13,0Jul-10 694 486 1.180 766 1.946 1.511 435 28,8


Ene-11 297 629 926 650 1.576 1.594 -18 -1,1 Feb-11 298 605 903 612 1.515 1.438 77 5,3Mar-11 406 592 998 662 1.659 1.611 48 3,0Abr-11 532 566 1.098 507 1.604 1.567 37 2,3

May-11 495 531 1.026 549 1.575 1.626 -51 -3,1 Jun-11 548 512 1.060 613 1.673 1.562 111 7,1Jul-11 694 486 1.180 766 1.946 1.593 352 22,1

Ago-11 503 531 1.034 681 1.715 1.580 135 8,5Sep-11 401 545 946 630 1.576 1.535 41 2,7Oct-11 399 585 984 596 1.579 1.602 -23 -1,4 Nov-11 349 633 982 614 1.595 1.576 20 1,3Dic-11 335 647 982 687 1.669 1.652 18 1,1

Anexo 5.09

BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MAYOR.

2 de 2


MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-02 297 535 832 0 832 957 -125 -13,1 Feb-02 298 520 818 0 818 863 -45 -5,2 Mar-02 406 517 923 0 923 967 -45 -4,6 Abr-02 532 493 1.025 0 1.025 941 84 8,9

May-02 495 465 960 0 960 976 -15 -1,6 Jun-02 548 448 996 0 996 937 59 6,3Jul-02 694 430 1.123 0 1.123 956 167 17,5

Ago-02 503 455 958 0 958 948 10 1,1Sep-02 401 472 873 0 873 921 -48 -5,2 Oct-02 399 509 908 0 908 962 -53 -5,6 Nov-02 349 542 891 0 891 946 -55 -5,8 Dic-02 335 553 888 0 888 991 -103 -10,4

Ene-03 297 535 832 145 977 1.003 -25 -2,5 Feb-03 298 520 818 132 950 905 46 5,0Mar-03 406 517 923 145 1.068 1.013 55 5,4Abr-03 532 493 1.025 141 1.166 986 180 18,3

May-03 495 465 960 145 1.106 1.022 83 8,1Jun-03 548 448 996 142 1.138 982 155 15,8Jul-03 694 430 1.123 146 1.269 1.002 267 26,7

Ago-03 503 455 958 146 1.104 993 111 11,2Sep-03 401 472 873 142 1.015 965 50 5,2Oct-03 399 509 908 146 1.054 1.008 46 4,6Nov-03 349 542 891 142 1.032 991 41 4,2Dic-03 335 553 888 146 1.034 1.039 -5 -0,5

Ene-04 297 535 832 151 983 1.073 -90 -8,4 Feb-04 298 520 818 137 955 968 -13 -1,3 Mar-04 406 517 923 151 1.073 1.085 -11 -1,0 Abr-04 532 493 1.025 146 1.171 1.055 116 11,0

May-04 495 465 960 151 1.111 1.094 17 1,5Jun-04 548 448 996 147 1.143 1.051 92 8,7Jul-04 694 430 1.123 151 1.275 1.072 202 18,9

Ago-04 503 455 958 151 1.110 1.063 47 4,4Sep-04 401 472 873 147 1.020 1.033 -13 -1,2 Oct-04 399 509 908 151 1.060 1.078 -19 -1,7 Nov-04 349 542 891 147 1.038 1.061 -23 -2,2 Dic-04 335 553 888 151 1.039 1.112 -72 -6,5

Ene-05 297 535 832 322 1.153 1.140 13 1,2Feb-05 298 520 818 291 1.109 1.029 81 7,8Mar-05 406 517 923 322 1.244 1.153 92 8,0Abr-05 532 493 1.025 312 1.336 1.121 215 19,2

May-05 495 465 960 322 1.282 1.163 119 10,2Jun-05 548 448 996 312 1.308 1.117 191 17,1Jul-05 694 430 1.123 376 1.499 1.139 360 31,6


Ene-06 297 535 832 376 1.207 1.210 -3 -0,2 Feb-06 298 520 818 339 1.157 1.092 66 6,0Mar-06 406 517 923 376 1.298 1.223 75 6,1Abr-06 532 493 1.025 364 1.388 1.190 199 16,7

May-06 495 465 960 488 1.448 1.234 214 17,4Jun-06 548 448 996 473 1.469 1.186 284 23,9Jul-06 694 430 1.123 489 1.612 1.209 403 33,3


1 de 2

BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MAYOR. SIN UNIDAD MÁS GRANDE

Anexo 5.10


MES-AÑO


TERMOELÉC TRICA

INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-07 297 535 832 583 1.415 1.282 133 10,4Feb-07 298 520 818 552 1.370 1.157 213 18,4Mar-07 406 517 923 595 1.517 1.296 221 17,1Abr-07 532 493 1.025 442 1.466 1.261 206 16,3

May-07 495 465 960 482 1.442 1.307 135 10,3Jun-07 548 448 996 548 1.544 1.256 288 22,9Jul-07 694 430 1.123 699 1.822 1.281 541 42,2


Ene-08 297 535 832 583 1.415 1.356 59 4,3Feb-08 298 520 818 552 1.370 1.224 146 12,0Mar-08 406 517 923 595 1.517 1.371 146 10,7Abr-08 532 493 1.025 507 1.531 1.334 198 14,8

May-08 495 465 960 549 1.509 1.383 126 9,1Jun-08 548 448 996 613 1.609 1.329 280 21,1Jul-08 694 430 1.123 766 1.889 1.355 534 39,4


Ene-09 297 535 832 650 1.482 1.433 49 3,4Feb-09 298 520 818 612 1.430 1.293 137 10,6Mar-09 406 517 923 662 1.584 1.448 136 9,4Abr-09 532 493 1.025 507 1.531 1.409 123 8,7

May-09 495 465 960 549 1.509 1.461 48 3,3Jun-09 548 448 996 613 1.609 1.404 206 14,6Jul-09 694 430 1.123 766 1.889 1.432 457 31,9


Ene-10 297 535 832 650 1.482 1.512 -30 -2,0 Feb-10 298 520 818 612 1.430 1.364 66 4,8Mar-10 406 517 923 662 1.584 1.528 56 3,7Abr-10 532 493 1.025 507 1.531 1.487 45 3,0

May-10 495 465 960 549 1.509 1.542 -33 -2,1 Jun-10 548 448 996 613 1.609 1.481 128 8,6Jul-10 694 430 1.123 766 1.889 1.511 378 25,0

Ago-10 503 455 958 681 1.639 1.498 141 9,4Sep-10 401 472 873 630 1.503 1.455 48 3,3Oct-10 399 509 908 596 1.504 1.519 -16 -1,0 Nov-10 349 542 891 614 1.504 1.494 10 0,7Dic-10 335 553 888 687 1.575 1.566 9 0,6

Ene-11 297 535 832 650 1.482 1.594 -112 -7,0 Feb-11 298 520 818 612 1.430 1.438 -8 -0,6 Mar-11 406 517 923 662 1.584 1.611 -27 -1,7 Abr-11 532 493 1.025 507 1.531 1.567 -36 -2,3

May-11 495 465 960 549 1.509 1.626 -117 -7,2 Jun-11 548 448 996 613 1.609 1.562 47 3,0Jul-11 694 430 1.123 766 1.889 1.593 296 18,6

Ago-11 503 455 958 681 1.639 1.580 60 3,8Sep-11 401 472 873 630 1.503 1.535 -32 -2,1 Oct-11 399 509 908 596 1.504 1.602 -98 -6,1 Nov-11 349 542 891 614 1.504 1.576 -71 -4,5 Dic-11 335 553 888 687 1.575 1.652 -77 -4,6

Anexo 5.10 2 de 2

BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MAYOR. SIN UNIDAD MÁS GRANDE


1 de 2

MES-AÑO

HIDROELÉC TRICA

INICIAL

TERMOELÉC TRICA INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-02 297 535 832 0 832 957 -125 -13,1 Feb-02 298 520 818 0 818 863 -45 -5,2 Mar-02 406 517 923 0 923 967 -45 -4,6 Abr-02 532 493 1.025 0 1.025 941 84 8,9May-02 495 465 960 0 960 976 -15 -1,6 Jun-02 548 448 996 0 996 937 59 6,3Jul-02 694 430 1.123 0 1.123 956 167 17,5Ago-02 503 455 958 0 958 948 10 1,1Sep-02 401 472 873 0 873 921 -48 -5,2 Oct-02 399 509 908 0 908 962 -53 -5,6 Nov-02 349 542 891 0 891 946 -55 -5,8 Dic-02 335 553 888 0 888 991 -103 -10,4 Ene-03 297 535 832 0 832 1.003 -171 -17,0 Feb-03 298 520 818 0 818 905 -87 -9,6 Mar-03 406 517 923 0 923 1.013 -91 -9,0 Abr-03 532 493 1.025 0 1.025 986 39 4,0May-03 495 465 960 0 960 1.022 -62 -6,1 Jun-03 548 448 996 0 996 982 14 1,4Jul-03 694 430 1.123 0 1.123 1.002 121 12,1Ago-03 503 455 958 0 958 993 -35 -3,5 Sep-03 401 472 873 0 873 965 -92 -9,5 Oct-03 399 509 908 0 908 1.008 -99 -9,9 Nov-03 349 542 891 0 891 991 -100 -10,1 Dic-03 335 553 888 0 888 1.039 -151 -14,5 Ene-04 297 535 832 0 832 1.073 -241 -22,5 Feb-04 298 520 818 0 818 968 -150 -15,5 Mar-04 406 517 923 0 923 1.085 -162 -14,9 Abr-04 532 493 1.025 0 1.025 1.055 -30 -2,9 May-04 495 465 960 0 960 1.094 -134 -12,2 Jun-04 548 448 996 0 996 1.051 -55 -5,3 Jul-04 694 430 1.123 0 1.123 1.072 51 4,7Ago-04 503 455 958 0 958 1.063 -105 -9,9 Sep-04 401 472 873 0 873 1.033 -160 -15,4 Oct-04 399 509 908 0 908 1.078 -170 -15,8 Nov-04 349 542 891 0 891 1.061 -170 -16,0 Dic-04 335 553 888 0 888 1.112 -224 -20,1 Ene-05 297 535 832 0 832 1.140 -308 -27,1 Feb-05 298 520 818 0 818 1.029 -211 -20,5 Mar-05 406 517 923 0 923 1.153 -230 -20,0 Abr-05 532 493 1.025 0 1.025 1.121 -96 -8,6 May-05 495 465 960 0 960 1.163 -203 -17,4 Jun-05 548 448 996 0 996 1.117 -121 -10,8 Jul-05 694 430 1.123 0 1.123 1.139 -16 -1,4 Ago-05 503 455 958 0 958 1.130 -171 -15,2 Sep-05 401 472 873 0 873 1.098 -224 -20,4 Oct-05 399 509 908 0 908 1.146 -238 -20,7 Nov-05 349 542 891 0 891 1.127 -236 -21,0 Dic-05 335 553 888 0 888 1.181 -293 -24,8 Ene-06 297 535 832 0 832 1.210 -378 -31,3 Feb-06 298 520 818 0 818 1.092 -274 -25,1 Mar-06 406 517 923 0 923 1.223 -301 -24,6 Abr-06 532 493 1.025 0 1.025 1.190 -165 -13,9 May-06 495 465 960 0 960 1.234 -274 -22,2 Jun-06 548 448 996 0 996 1.186 -189 -16,0 Jul-06 694 430 1.123 0 1.123 1.209 -86 -7,1 Ago-06 503 455 958 0 958 1.199 -241 -20,1 Sep-06 401 472 873 0 873 1.165 -291 -25,0 Oct-06 399 509 908 0 908 1.216 -308 -25,3 Nov-06 349 542 891 0 891 1.196 -305 -25,5 Dic-06 335 553 888 0 888 1.254 -366 -29,2

Anexo 5.11BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MAYOR. SIN UNIDAD MÁS GRANDE. SIN GENERAC. ADICIONAL


2 de 2

MES-AÑO

HIDROELÉC TRICA

INICIAL

TERMOELÉC TRICA INICIAL


GENERA-CIÓN

ADICIONAL



Ene-07 297 535 832 0 832 1.282 -450 -35,1 Feb-07 298 520 818 0 818 1.157 -339 -29,3 Mar-07 406 517 923 0 923 1.296 -373 -28,8 Abr-07 532 493 1.025 0 1.025 1.261 -236 -18,7 May-07 495 465 960 0 960 1.307 -347 -26,6 Jun-07 548 448 996 0 996 1.256 -260 -20,7 Jul-07 694 430 1.123 0 1.123 1.281 -158 -12,3 Ago-07 503 455 958 0 958 1.270 -312 -24,6 Sep-07 401 472 873 0 873 1.234 -361 -29,2 Oct-07 399 509 908 0 908 1.289 -380 -29,5 Nov-07 349 542 891 0 891 1.267 -377 -29,7 Dic-07 335 553 888 0 888 1.328 -440 -33,2 Ene-08 297 535 832 0 832 1.356 -525 -38,7 Feb-08 298 520 818 0 818 1.224 -406 -33,2 Mar-08 406 517 923 0 923 1.371 -448 -32,7 Abr-08 532 493 1.025 0 1.025 1.334 -309 -23,2 May-08 495 465 960 0 960 1.383 -423 -30,6 Jun-08 548 448 996 0 996 1.329 -333 -25,0 Jul-08 694 430 1.123 0 1.123 1.355 -232 -17,1 Ago-08 503 455 958 0 958 1.344 -386 -28,7 Sep-08 401 472 873 0 873 1.306 -432 -33,1 Oct-08 399 509 908 0 908 1.363 -455 -33,4 Nov-08 349 542 891 0 891 1.341 -450 -33,6 Dic-08 335 553 888 0 888 1.405 -517 -36,8 Ene-09 297 535 832 0 832 1.433 -601 -41,9 Feb-09 298 520 818 0 818 1.293 -475 -36,7 Mar-09 406 517 923 0 923 1.448 -526 -36,3 Abr-09 532 493 1.025 0 1.025 1.409 -384 -27,3 May-09 495 465 960 0 960 1.461 -501 -34,3 Jun-09 548 448 996 0 996 1.404 -408 -29,0 Jul-09 694 430 1.123 0 1.123 1.432 -309 -21,5 Ago-09 503 455 958 0 958 1.420 -461 -32,5 Sep-09 401 472 873 0 873 1.379 -506 -36,7 Oct-09 399 509 908 0 908 1.440 -532 -36,9 Nov-09 349 542 891 0 891 1.416 -525 -37,1 Dic-09 335 553 888 0 888 1.484 -596 -40,2 Ene-10 297 535 832 0 832 1.512 -680 -45,0 Feb-10 298 520 818 0 818 1.364 -546 -40,0 Mar-10 406 517 923 0 923 1.528 -605 -39,6 Abr-10 532 493 1.025 0 1.025 1.487 -462 -31,1 May-10 495 465 960 0 960 1.542 -581 -37,7 Jun-10 548 448 996 0 996 1.481 -485 -32,7 Jul-10 694 430 1.123 0 1.123 1.511 -388 -25,7 Ago-10 503 455 958 0 958 1.498 -540 -36,0 Sep-10 401 472 873 0 873 1.455 -582 -40,0 Oct-10 399 509 908 0 908 1.519 -611 -40,2 Nov-10 349 542 891 0 891 1.494 -604 -40,4 Dic-10 335 553 888 0 888 1.566 -678 -43,3 Ene-11 297 535 832 0 832 1.594 -762 -47,8 Feb-11 298 520 818 0 818 1.438 -620 -43,1 Mar-11 406 517 923 0 923 1.611 -689 -42,7 Abr-11 532 493 1.025 0 1.025 1.567 -543 -34,6 May-11 495 465 960 0 960 1.626 -665 -40,9 Jun-11 548 448 996 0 996 1.562 -566 -36,2 Jul-11 694 430 1.123 0 1.123 1.593 -470 -29,5 Ago-11 503 455 958 0 958 1.580 -621 -39,3 Sep-11 401 472 873 0 873 1.535 -661 -43,1 Oct-11 399 509 908 0 908 1.602 -694 -43,3 Nov-11 349 542 891 0 891 1.576 -685 -43,5 Dic-11 335 553 888 0 888 1.652 -764 -46,2

Anexo 5.11BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. 2002 - 2011 (GWh)HIDROLOGÍA SECA. DEMANDA MAYOR. SIN UNIDAD MÁS GRANDE. SIN GENERAC. ADICIONAL


1 de 2

HIDROL. CRECIM. DEMANDA

DISPONI-BILIDAD AÑO



MESES CON

RESERVA <10%

MESES CON

DÉFICIT

2002 14.200 11.238 2.962 26 0 02003 15.918 11.655 4.263 37 0 02004 15.983 12.357 3.625 29 0 02005 18.313 13.011 5.303 41 0 02006 19.610 13.682 5.928 43 0 02007 21.817 14.366 7.451 52 0 02008 22.412 15.062 7.350 49 0 02009 22.606 15.770 6.836 43 0 02010 22.606 16.494 6.112 37 0 02011 22.606 17.241 5.364 31 0 02002 12.118 11.110 1.008 9 8 12003 13.836 11.409 2.426 21 0 02004 13.901 11.977 1.924 16 2 02005 16.231 12.483 3.748 30 0 02006 17.528 12.994 4.533 35 0 02007 19.735 13.505 6.230 46 0 02008 20.330 14.013 6.317 45 0 02009 20.524 14.518 6.005 41 0 02010 20.524 15.025 5.499 37 0 02011 20.524 15.543 4.981 32 0 02002 11.195 11.110 85 1 10 72003 12.913 11.409 1.504 13 6 02004 12.978 11.977 1.001 8 8 22005 15.309 12.483 2.825 23 1 02006 16.605 12.994 3.611 28 0 02007 18.812 13.505 5.307 39 0 02008 19.407 14.013 5.394 38 0 02009 19.601 14.518 5.083 35 0 02010 19.601 15.025 4.576 30 0 02011 19.601 15.543 4.058 26 0 0

Todas las unidadesMEDIA MEDIA

Anexo 5.12BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. (GWh)

RESUMEN

SECA MENOR Todas las unidades

SECA MENOR

Sin Unidad Generadora más grande (Trinitaria)


2 de 2

HIDROL. CRECIM. DEMANDA

DISPONI-BILIDAD AÑO



MESES CON

RESERVA <10%

MESES CON

DÉFICIT

2002 12.118 11.365 753 7 9 22003 13.836 11.909 1.926 16 2 02004 13.901 12.746 1.155 9 8 02005 16.231 13.544 2.687 20 1 02006 17.317 14.373 2.944 20 1 02007 18.894 15.229 3.665 24 0 02008 19.489 16.111 3.378 21 0 02009 19.683 17.018 2.665 16 2 02010 19.683 17.957 1.726 10 8 02011 19.683 18.935 748 4 8 02002 11.195 11.365 -170 -1 11 82003 12.913 11.909 1.004 8 8 22004 12.978 12.746 232 2 10 72005 15.309 13.544 1.765 13 4 02006 16.395 14.373 2.022 14 4 12007 17.971 15.229 2.742 18 0 02008 18.566 16.111 2.455 15 2 02009 18.760 17.018 1.742 10 8 02010 18.760 17.957 803 4 11 32011 18.760 18.935 -175 -1 11 32002 11.195 11.365 -170 -1 11 82003 11.195 11.909 -714 -6 11 92004 11.195 12.746 -1.550 -12 12 112005 11.195 13.544 -2.348 -17 12 122006 11.195 14.373 -3.178 -22 12 122007 11.195 15.229 -4.034 -26 12 122008 11.195 16.111 -4.915 -31 12 122009 11.195 17.018 -5.823 -34 12 122010 11.195 17.957 -6.762 -38 12 122011 11.195 18.935 -7.740 -41 12 12

SECA MAYOR

Sin Unidad Generadora más grande (Trinitaria).

Sin generación adicional

SECA MAYOR

Sin Unidad Generadora más grande (Trinitaria).

Sin generación adicional

SECA MAYOR Todas las unidades

Anexo 5.12BALANCE DE ENERGÍA EN EL S.N.I. (GWh)

RESUMEN


Anexo 5.13

MAYORAÑO Exc(+) Exc(+) Exc(+)

Def(-) Def(-) Def(-)

2.002 0 2.851 2.045 39% 2.065 38% 2.086 37%2.003 332 3.183 2.094 52% 2.131 49% 2.174 46%2.004 350 3.201 2.190 46% 2.248 42% 2.310 39%2.005 690 3.541 2.275 56% 2.354 50% 2.440 45%2.006 920 3.771 2.359 60% 2.463 53% 2.574 46%2.007 1.100 3.951 2.445 62% 2.576 53% 2.714 46%2.008 1.212 4.063 2.530 61% 2.690 51% 2.858 42%2.009 1.212 4.063 2.614 55% 2.804 45% 3.004 35%2.010 1.212 4.063 2.697 51% 2.920 39% 3.154 29%2.011 1.212 4.063 2.781 46% 3.039 34% 3.309 23%

Deman da

Deman da

DISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN

BALANCE DE POTENCIA ACTIVA MÁXIMA (MW)

Deman da

CRECIMIENTO DE LA DEMANDAMENOR MEDIOOferta 2001

Poten- cia Adi- cional

1.691 1.160

OFERTA TOTAL EFEC.

Hidro. Efec.

Termo. Efec.

BALANCE DE POTENCIA MÁXIMA (DISPONIBILIDAD-DEMANDA)

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010 2.011

MW

DISPONIBILIDAD DEMANDA MENOR DEMANDA MEDIA DEMANDA MAYOR


1 de 5

De 1 o más MW Sin aquellos que tienen ya contratos de permiso o concesión firmados

Proyecto Río CuencaPotencia Instalable

(MW)

Energía primaria

(GWh/año)

Energía secundaria (GWh/año)

Caudal diseño (m3/s)

Caída bruta (m)

Entidad que tramita OBSERVACIONES

Verdeyacu Chico Verdeyacu Chico Napo 1140 5.103 3.590 289,2 503 - -Naiza Namangoza Santiago 986 4.416 3.107 916,0 143 - -Gualaquiza Zamora Santiago 800 5.201 954 540,8 146 - -Catachi Mulatos Napo 728 1.803 1.183 203,3 452 - -San Antonio Zamora Santiago 714 4.156 101 872,3 108 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSan Miguel Zamora Santiago 704 4.099 - 835,4 104 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCoca-Codo Sinclair Coca Napo 432 2.978 - 80,3 624 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCoca-Codo Sinclair II Coca Napo 427 2.931 - 63,5 624 - Estimado con datos de catálogo ex InecelMinas Jubones Jubones 337 1.194 467 59,0 758 - -Cardenillo Paute Santiago 327 2.228 116 100,0 400 - -Sopladora Paute Santiago 312 1.934 483 100,0 378 - -Cedroyacu Cedroyacu Napo 272 1.585 200 90,9 781 - Estimado con datos de catálogo ex InecelVilladora Guayllabamba Esmeraldas 270 1.123 512 165,0 208 - -El Retorno Zamora Santiago 265 868 488 49,5 649 - -Cascabel Abanico Santiago 219 1.181 282 65,2 745 - -Abitagua Pastaza Pastaza 198 883 453 194,5 123 Pemaf Convenio suscrito, garantía entregada. [2]Toachi - Pilatón Pilatón - Toachi Esmeraldas 190 853 221 82,4 217 HCPP Trámite en Consejo Provincial de PichinchaMazar Paute Santiago 186 670 201 146,0 157 Omegaport ACS Trámite de valoración de activos Paute MolinoLligua-Muyo Pastaza, Muyo Pastaza 183 785 457 110,0 196 - -Chespi Guayllabamba Esmeraldas 167 485 494 70,0 300 - Estimado con datos de catálogo ex InecelMarcabelí Puyango Puyango - Túmbez 161 805 197 70,0 352 - -Negro Negro Santiago 91,1 532 80 41,3 279 - -Chota Chota Mira - San Juan 75,3 309 134 41,4 245 - -Soñaderos Zamora Santiago 65,5 382 57 54,0 162 - Estimado con datos de catálogo ex InecelAngamarca-Sinde Angamarca-Sinde Guayas 50,0 160 176 19,5 312 Electroangamarca Convenio suscrito, garantía entregada. [2]Delsi Zamora Santiago 50,0 222 138 37,7 165 Emprelanga Convenio suscrito, garantía entregadaJatunyacu Jatunyacu Napo 50,0 264 131 208,0 29 - Permiso revocado a Harza Eng. [2]Tanisagua Zamora Santiago 50,0 177 129 37,0 170 Hidronova Convenio suscrito, garantía entregadaTisay Tisay Cañar 50,0 174 162 20,6 295 - Estimado con datos de catálogo ex Inecel

CATÁLOGO DE PROYECTOS DE GENERACÓN HIDROELÉCTRICOSAnexo 5.14


2 de 5



(MW)

Energía primaria

(GWh/año)



Caída bruta (m)


Tigrillos Abanico Santiago 49,6 256 57 17,8 332 Seguriserv Convenio suscrito, garantía entregada [2]Mira 2 Mira Mira - San Juan 47,8 209 148 57,2 115 - -Sizaplaya Quijos Napo 47,4 270 48 32,6 186 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCuyes Cuyes Santiago 47,2 255 56 35,1 180 - -Mira 1 Mira Mira - San Juan 45,5 199 140 43,0 138 - -Santa Rosa Alambi Esmeraldas 45,2 257 45 25,6 210 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSabanilla Sabanilla Santiago 43,5 260 47 6,6 811 Hidrelgen Convenio suscrito, garantía entregada. [1]Vacas Galindo Intag Esmeraldas 42,0 110 132 28,0 190 Emprelanga Convenio suscrito, garantía entregadaIntag Cristop-Apuela Esmeraldas 41,0 222 53 16,0 320 - Estimado con datos de catálogo ex InecelLa Barquilla Chingual Aguarico 40,1 217 52 24,0 220 - Estimado con datos de catálogo ex InecelLos Bancos Blanco Esmeraldas 40,1 217 52 29,3 199 - Estimado con datos de catálogo ex InecelGuayabal Mira Mira - San Juan 39,8 174 123 42,0 135 - -La Unión Jubones Jubones 39,8 215 51 29,5 187 - Estimado con datos de catálogo ex InecelQuijos Papallacta-Quijos Napo 39,7 165 101 18,6 285 E.E. Quito Pendiente escisión Empresa [1] [2]Chalpi-1 Papallacta Napo 36,2 196 47 11,7 408 Concanal "Cuyuja", Permiso, Mantiene derecho preferente [1][3]Apaquí Apaquí Mira - San Juan 36,0 161 104 8,0 539 Electrocasa Convenio suscrito, garantía entregadaSanta Ana Pilatón Sta. Ana Ch. Esmeraldas 36,0 195 47 16,7 279 - Estimado con datos de catálogo ex InecelParambas Mira Mira - San Juan 34,9 153 108 73,0 67 - -Calderón San Pedro Esmeraldas 34,3 186 44 18,0 256 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSucua Tutanangoza Santiago 34,3 186 44 42,5 97 - -Alluriquín Toachi Esmeraldas 34,1 184 44 38,7 134 - -Yacuchaqui Toachi Esmeraldas 32,2 174 42 16,8 240 - Estimado con datos de catálogo ex InecelMilpe Blanco Esmeraldas 31,9 173 41 27,8 156 - Permiso revocado a CongenerChingual Chingual Aguarico 28,4 154 37 21,8 175 - Estimado con datos de catálogo ex InecelGualleturo Cañar Cañar 27,7 150 36 4,9 680 - Estimado con datos de catálogo ex InecelUdushapa I Udushapa Jubones 27,7 150 36 11,3 310 - Estimado con datos de catálogo ex InecelEscudillas Escudillas Mira - San Juan 27,3 148 35 10,2 325 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSarapullo Sarapullo Esmeraldas 27,0 146 35 12,0 280 Ecuaesfera Convenio suscrito, garantía entregada. [1]Langoa Langoa Napo 26,0 87 73 8,3 393 Enhidro Convenio suscrito, garantía entregadaPaquishapa Paquishapa Jubones 26,0 141 34 4,6 667 - Estimado con datos de catálogo ex Inecel

Anexo 5.14

CATÁLOGO DE PROYECTOS DE GENERACÓN HIDROELÉCTRICOS


3 de 5



(MW)

Energía primaria

(GWh/año)



Caída bruta (m)


Victoria Pastaza Pastaza 25,0 83 25 170,0 17 Denergi -Las Juntas Toachi Esmeraldas 24,7 134 32 12,3 269 - Estimado con datos de catálogo ex InecelJondachi-1 Jondachi Napo 24,2 131 31 28,3 116 - Estimado con datos de catálogo ex InecelQuijos-1 Quijos Napo 24,2 131 31 6,4 490 - Estimado con datos de catálogo ex InecelDue Due Aguarico 23,9 129 31 30,0 93,4 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPilatón Pilatón Esmeraldas 23,9 129 31 18,6 158 - Estimado con datos de catálogo ex InecelChilma Chilma Mira - San Juan 23,7 104 74 13,0 230 - -Cosanga Cosanga Napo 23,6 127 30 26,0 125 - Estimado con datos de catálogo ex InecelUdushapa II Udushapa Jubones 23,6 128 31 11,5 260 - Estimado con datos de catálogo ex InecelIsinliví Toachi Esmeraldas 22,0 119 29 11,0 250 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCaluma Alto Tablas-Escaleras Guayas 21,0 82 28 10,5 235 - -Cañar Cañar Cañar 19,7 107 25 8,0 300 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPamplona Intag Esmeraldas 19,7 106 25 16,4 165 - Estimado con datos de catálogo ex InecelOcaña Cañar Cañar 19,3 105 25 7,7 365 Elecaustro Permiso ex Inecel, Definida fecha firma contratoEl Angel El Angel Mira - San Juan 19,1 103 25 4,5 527 - Estimado con datos de catálogo ex InecelMisahuallí-2 Misahuallí Napo 19,1 103 25 22,3 120 - Estimado con datos de catálogo ex InecelEcheandia Alto Limón-Chazo Guayas 18,0 76 25 10,8 202 - -Sigchos Toachi Esmeraldas 17,5 95 23 6,7 323 Hidrosigchos Convenio suscrito, garantía entregada [2]Topo Topo Pastaza 17,0 92 22 15,4 130 Pemaf -Raura Cañar Cañar 15,8 85 20 4,1 460 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSusudel León Jubones 15,8 85 20 5,2 373 - Estimado con datos de catálogo ex InecelMindo Mindo Esmeraldas 15,7 85 20 24,1 85 - Estimado con datos de catálogo ex InecelBlanco Blanco Mira - San Juan 15,5 84 20 7,1 266 - Estimado con datos de catálogo ex InecelBombuscara Bombuscara Santiago 15,5 84 20 4,5 453 - Estimado con datos de catálogo ex InecelRío Luis Luis Puyango - Túmbez 15,5 44 53 6,1 301 - -Tambo Cañar Cañar 15,4 84 20 2,6 710 - Estimado con datos de catálogo ex InecelGuangaje Toachi Esmeraldas 15,2 83 20 6,8 280 - Estimado con datos de catálogo ex InecelShincata Shincata Jubones 14,9 80 19 5,4 365 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPlata La Plata Mira - San Juan 14,2 77 18 4,2 406 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPangor I Pangor Guayas 14,0 76 18 2,0 880 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPuela-2 Puela Pastaza 13,7 74 18 6,8 263 - Estimado con datos de catálogo ex Inecel

Anexo 5.14



4 de 5



(MW)

Energía primaria

(GWh/año)



Caída bruta (m)


Chambo Cebadas Pastaza 12,9 70 17 9,0 180 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCaluma Bajo Pita Guayas 12,0 48 15 12,0 141 - -Corazón Corazón Esmeraldas 11,5 62 15 8,0 180 - Estimado con datos de catálogo ex InecelLa Maná Sn. José-Clope Guayas 11,5 62 15 5,5 281 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSigsipamba Blanco Mira - San Juan 10,9 59 14 5,4 245 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPilaló - 3 Pilaló Guayas 10,8 58 14 4,9 297 Qualitec Convenio suscrito, garantía entregada. [2]El Burro El Burro Jubones 10,6 57 14 1,5 850 - Estimado con datos de catálogo ex InecelAbanico Abanico Santiago 10,0 54 13 7,0 200 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCebadas Cebadas Pastaza 10,0 54 13 6,0 212 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSan José del Tambo Dulcepamba Guayas 9,80 53 13 6,3 202 - Estimado con datos de catálogo ex InecelAlambi Alambi Esmeraldas 9,50 51 12 4,8 267 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSan Pedro San Pedro Esmeraldas 9,50 52 12 7,0 170 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSan Francisco II San Francisco Jubones 9,40 51 12 2,3 506 - Estimado con datos de catálogo ex InecelLucarquí Catamayo Catamayo 8,80 48 11 15,9 83 - Estimado con datos de catálogo ex InecelEcheandia bajo 2 Soloma Guayas 8,40 38 12 16,2 63 - Involucra parte de proyecto Sibimbe 18 MWUchacay Uchacay Jubones 8,40 45 11 2,2 465 - Estimado con datos de catálogo ex InecelChanchán Chanchán Guayas 8,30 45 11 4,5 230 - Estimado con datos de catálogo ex InecelBalsapamba Cristal Guayas 8,20 44 11 3,1 326 - Estimado con datos de catálogo ex InecelBlanco Toachi Guayas 8,00 43 10 5,0 200 - Estimado con datos de catálogo ex InecelChinchipe Palanda Mayo - Chinchipe 8,00 35 25 16,5 60 - -Mandur Mandur Jubones 7,80 42 10 1,5 624 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPalmar San Miguel Mira - San Juan 7,80 42 10 3,9 244 - Estimado con datos de catálogo ex InecelAlausí Alausí-Guasuntos Guayas 7,50 41 10 3,5 300 - Estimado con datos de catálogo ex InecelRayo Cochapamba-Rayo Guayas 7,50 41 10 2,0 480 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCasacay Casacay Jubones 6,10 33 8 3,1 245 - Estimado con datos de catálogo ex InecelLa Esperanza Carrizal Chone 6,00 36 12 24,0 32 - Estimado con datos de catálogo ex InecelTomebamba Tomebamba Santiago 6,00 32 8 4,0 200 - Estimado con datos de catálogo ex InecelVivar Vivar Jubones 5,90 32 8 2,0 365 - Estimado con datos de catálogo ex InecelVivar Vivar Jubones 5,9 34 - 2,0 365 - -

Anexo 5.14



5 de 5



(MW)

Energía primaria

(GWh/año)



Caída bruta (m)


Collay Collay Santiago 5,8 31 8 4,8 200 - Estimado con datos de catálogo ex InecelChuquiraguas Chuquiraguas Guayas 5,6 30 7 1,5 470 - Estimado con datos de catálogo ex InecelEl Cañaro Yanuncay Santiago 5,6 30 7 5,0 140 - Permiso revocado Electroyanuncay. [2]Oña Oña Jubones 5,3 28 7 1,2 530 - Estimado con datos de catálogo ex InecelChinambi Chinambi Mira - San Juan 5,2 28 7 4,1 155 - Estimado con datos de catálogo ex InecelTulipe Tulipe Esmeraldas 5,1 28 7 3,2 200 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSolanda Solanda Catamayo 5,0 27 7 6,3 100 - Estimado con datos de catálogo ex InecelEchendia B.1 Soloma Guayas 4,8 26 6 11,0 52 - Estimado con datos de catálogo ex InecelHuarhuallá Huarhuallá Pastaza 4,8 26 6 4,0 150 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPucayacu 1 Quindigua Guayas 4,8 26 6 3,6 170 - Estimado con datos de catálogo ex InecelAmbato Ambato Pastaza 4,0 22 5 2,0 260 - Estimado con datos de catálogo ex InecelChillayacu Chillayacu Jubones 3,9 21 5 2,0 240 - Estimado con datos de catálogo ex InecelChimbo-Guaranda Chimbo-Guaranda Guayas 3,8 21 5 2,4 200 - Estimado con datos de catálogo ex InecelPoza Honda Portoviejo Portoviejo 3,4 18 6 10,4 33 - Estimado con datos de catálogo ex InecelTahuin Arenillas Arenillas - Zarumillas 3,4 19 6 10,0 48 - Estimado con datos de catálogo ex InecelGuápulo Quebrada El Batán Esmeraldas 3,2 18 5 2,0 230 Cenelpi Convenio suscrito, garantía entregada [1]La Concepción Santiaguillo Mira - San Juan 3,2 18 4 1,0 400 - Estimado con datos de catálogo ex InecelRircay Rircay Jubones 3,1 17 4 1,7 230 - Estimado con datos de catálogo ex InecelEl Laurel La Plata Mira - San Juan 2,4 13 3 3,1 90 - Estimado con datos de catálogo ex InecelGanancay Ganancay Jubones 2,3 12 3 1,3 218 - Estimado con datos de catálogo ex InecelCampo Bello Suquibí Guayas 1,7 9 2 2,8 80 - Estimado con datos de catálogo ex InecelIntag Intag Esmeraldas 1,7 9 2 3,8 60 - Estimado con datos de catálogo ex InecelSalunguire Salunguire Guayas 1,7 9 2 2,8 80 - Estimado con datos de catálogo ex InecelMariano Acosta Chamachán Mira - San Juan 1,7 9 2 0,6 300 - Estimado con datos de catálogo ex InecelM.J. Calle Canal de riego Cañar 1,4 8 2 10,0 18 - Estimado con datos de catálogo ex InecelVacas Galindo 2 Intag Esmeraldas 1,2 7 2 4,1 40 - Involucra parte del proyecto Vacas Galindo. [1]Mirador 1 Gala Balao 1,2 6 2 7,2 17 - Permiso revocado Hidrogala. [2]Río Luis-2 (2) Luis Puyango - Túmbez 1,1 6 2 1,7 95 - Estimado con datos de catálogo ex InecelTOTALES 146 11.547 58.516 19.157 77 672 GWh / año medio

Algunos proyectos no tienen estudios suficientes para calcular las energías que podrían producir

Anexo 5.14



6. EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN De conformidad con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, se ha conformado en principio, una sola Empresa de Transmisión para operar y mantener el Sistema Nacional de Transmisión, SNT. Este transmisor debe permitir, mediante el cobro de un peaje fijado por el CONELEC, el libre acceso de los Generadores, Distribuidores y Grandes Consumidores que requieran transportar energía. Adicionalmente, según lo establecido en el Art. 33 de la mencionada Ley, el transmisor tiene la obligación de expandir el sistema basándose en planes decenales preparados por él y aprobados anualmente por el CONELEC. La Empresa Nacional de Transmisión, TRANSELECTRIC S.A., se ha conformado bajo el marco jurídico del artículo 26 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico. Una vez que la vida jurídica del INECEL llegó a su fin el 31 de marzo de 1999, a partir del 1 de abril siguiente, TRANSELECTRIC ha tomado bajo su responsabilidad la conducción del Sistema Nacional de Transmisión, con los deberes y atribuciones establecidos en el nuevo marco jurídico del Sector Eléctrico Ecuatoriano. La Empresa de Transmisión debe transferir a las Empresas Distribuidoras las líneas aisladas de menos de 70 kV pues éstas, según el Reglamento General de la LRSE, no deben formar parte del Sistema Nacional de Transmisión. Para la expansión de su sistema, TRANSELECTRIC debe presentar al CONELEC los planes anuales correspondientes. Para la aprobación de esos planes, se considerará el tiempo de amortización de la inversión, las tasas de actualización, la rentabilidad del Capital y el peaje propuesto. El CONELEC podrá, en caso de no estar de acuerdo con el transmisor, permitir que los generadores, distribuidores o grandes consumidores relacionados con las obras de transmisión correspondientes, presenten al CONELEC propuestas alternativas, para definir la más conveniente. La operación del Sistema de Transmisión se ejecutará de acuerdo a los Reglamentos correspondientes; principalmente los de Funcionamiento, Operación y Despacho del Mercado Eléctrico Mayorista, Reglamento de Tarifas y Reglamento de Libre Acceso. El primer Plan de expansión de TRANSELECTRIC, establecía que el Sistema de Transmisión está operando en condiciones emergentes debido a la ninguna inversión realizada en los diez últimos años por el ex - INECEL, lo que ha conducido a que transformadores y líneas de transmisión estén trabajando sobrecargados. Fue necesario configurar topologías emergentes que por el carácter de tales han disminuido notablemente la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico ecuatoriano, poniendo en riesgo la continuidad del servicio.


En consecuencia, la expansión del sistema de transmisión ha tomado en cuenta un proceso que prioriza un plan de contingencia para controlar en forma urgente las restricciones operativas que han sido identificadas y paralelamente, el desarrollo de proyectos de corto, mediano y largo plazo, para la ejecución de las obras de equipamiento para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable y utilizando criterios de eficacia y eficiencia, tomando en cuenta que se trata de un servicio bajo un régimen de exclusividad. 6.1. LEVANTAMIENTO DE RESTRICCIONES En el segundo plan de expansión del SNT que ha aprobado el CONELEC, se han identificado un conjunto de unas 20 restricciones operativas, algunas de las cuales continúan afectando el funcionamiento de las subestaciones del SNT, las cuales están siendo atendidas con el fin de recuperar en buena parte las condiciones originales de la topología de la red y fundamentalmente mejorar la confiabilidad del sistema en los componentes que se han visto afectados por la falta de mantenimiento o por el retraso en las obras que debieron ejecutarse de acuerdo con los planes previstos. El listado de las restricciones operativas del SNT, que aún no se han corregido totalmente, se indica en el Anexo 6.01. TRANSELECTRIC tiene la obligación de levantarlas en plazos perentorios de acuerdo con la magnitud de cada una de ellas. Adicionalmente a las restricciones físicas del sistema, también se han identificado limitaciones de carácter organizacional y de provisión de insumos operativos que también debe solucionar TRANSELECTRIC en los plazos más breves. 6.2. PLAN DE EQUIPAMIENTO DEL SNT Corresponde al Plan que se ejecutará hasta el año 2010. En este período TRANSELECTRIC, ejecutará los proyectos agrupados por sus características, siendo estos:

1. Subestación Dos Cerritos 230/69 kV

2. Ampliación de subestaciones

3. Reserva para subestaciones

4. Sistema de transmisión central Marcel Laniado – Chone, 138 kV 5. Sistema de transmisión Milagro - Machala, 230 kV 6. Sistema de transmisión Santa Rosa – Pomasqui, 230 kV 7. Sistema de transmisión Cuenca – Loja, 138 kV


8. Sistema de transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV 9. Sistema de transmisión Cuenca, 230 kV 10. Sistema de transmisión Las Juntas – Sta. Elena, 138 kV

11. Centro de operación y control de transmisión

12. Compensación reactiva capacitiva

13. Interconexiones internacionales

14. Sistema de transmisión nororiente

Una descripción sucinta del equipamiento de corto plazo se indica a continuación:

1. Obras civiles y montaje de la subestación Dos Cerritos 230/69 kV Transformador de 100/133/167 MVA, para servicio a la Empresa Eléctrica Guayas Los Ríos. Fecha de operación: finales del 2002. 2. Ampliación de subestaciones:

2.1. Subestación Ibarra Un autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con LTC, incluye patio de 69 kV. La capacidad del auto transformador existente está por coparse. Entrada en operación: año 2003. Hasta tanto, a fines del 2001, se trasladó la subestación móvil que estaba en Sta. Rosa.

2.2. Subestación Tulcán

Adquisición y montaje de 3 MVAR en capacitores. Operación: 2001. 2.3. Subestación Santa Rosa A fines del 2001, mediante convenio con la Empresa Quito, se puso en operación un transformador trifásico de 45/60/75 MVA, 139/46 kV, con LTC, para superar la sobrecarga del transformador existente y se retiró la subestación móvil. 2.4. Subestación Quevedo Transformación 90/120/150 MVA, 138/69 kV, con LTC. Se encuentran en proceso de reparación los autotransformadores que estuvieron


instalados en la subestación Pascuales y se instalarán en Quevedo. Entrada en operación: año 2002. 2.5. Subestación Milagro A mediados del 2001 entró a funcionar un transformador trifásico de 225 MVA, 230/138 kV, para liberar la sobrecarga en los transformadores 230/69 kV y 138/69 kV y restaurar la topología del sistema de transmisión.

2.6. Subestación Salitral En septiembre del 2001 operó un banco de autotransformadores monofásicos con 30/40/50 MVA, 138/69 kV, para superar el déficit de transformación en esta subestación tanto en época lluviosa como en seca en la Central Paute.

Ampliación de una posición de línea de 138 kV para la interconexión de las subestaciones Trinitaria y Salitral a 138 kV, haciendo uso de un segmento de un circuito de la línea de transmisión Pascuales – Trinitaria a 230 kV. Operación: año 2001. 2.7. Subestación Pascuales TRANSELECTRIC ha reparando un banco de autotransformadores 230/138 kV y 375 MVA. Estas unidades serán instaladas en la subestación Pascuales en paralelo con el banco existente. Entrada en operación: año 2002. 2.8. Subestación Totoras

Banco de autotransformadores monofásicos, 230/138 kV, 3x20/26/33 MVA. Requerido por seguridad del sistema de transmisión. Fecha estimada de entrada en operación: año 2004.

En este y en todos los casos de ampliación de capacidad de transformación de subestaciones se incluye el transformador y las posiciones de transformador de alta y baja tensión.

2.9. Subestación Esmeraldas

En la actualidad los tableros de control de la Central Esmeraldas y los de la subestación Esmeraldas, se encuentran ubicados en una misma sala. Se ha proyectado independizar las instalaciones de propiedad de TRANSELECTRIC adecuando una nueva sala de control. Por la situación económica de la empresa, su operación se ha diferido para el año 2004. Esta acción no afecta a la confiabilidad de la central de generación y del sistema de transmisión.


2.10. Subestación Machala

Al entrar en operación la central Bajo Alto, mejora la calidad de servicio en la subestación Machala existente, 138/69 kV, lo que posibilita postergar la construcción de la subestación 230/69 kV inicialmente programada. Sin embargo por requerimiento de la demanda servida por la indicada subestación, es necesario instalar un banco de autotransformadores adicional 138/69 kV, 3x20/26/33 MVA, para ampliar la capacidad. Se ha previsto trasladar el banco de auto transformadores 138/69 kV existente en la subestación Milagro. La ampliación considera la creación de un sistema de barras en 69 kV. Fecha de entrada en operación año 2003. Una vez que entra en operación el transformador 230/138 kV, 225 MVA en la subestación Milagro, los sistemas de la empresas El Oro y Los Ríos se alimentan desde este transformador a 138 kV, mientras que la demanda de Milagro será servida a través del transformador 230/69 kV, 166 MVA, a 69 kV, quedando disponible el banco de auto transformadores 138/69 kV, 100 MVA, que por ser de características idénticas con los ubicados en la subestación Machala serán trasladados a esa subestación para su operación en paralelo con los existentes 2.11. Subestación Trinitaria Con el propósito de incrementar la confiabilidad en la subestación Trinitaria, 230/138 kV, se ha previsto la instalación de un auto transformador trifásico de 135/180/225 MVA. Año de entrada en operación: 2004. 2.12. Subestación Milagro Milagro, un auto transformador trifásico, 138/180/225, 230/138 kV. Año de entrada en operación 2005. Este equipamiento puede sufrir variaciones en la fecha de entrada en operación en función del plan de equipamiento de generación que desarrolle Machala Power. 2.13. Subestación Esmeraldas Un auto transformador trifásico, 45/60/75 MVA, 138/69 kV, con TLC, para atender el crecimiento de la demanda. Año de entrada en operación 2005. 2.14. Subestación Loja Un autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con TLC, para atender el crecimiento de la demanda. Su entrada en operación de


difiere al año 2009 por efecto de la reducción de la tasa de crecimiento de la demanda. 2.15. Subestación Santa Elena Un autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con TLC, para atender el crecimiento de la demanda. Año de entrada en operación 2005. 2.16. Subestación Babahoyo Un autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con TLC, para atender el crecimiento de la demanda. Su entrada en operación de difiere al año 2006 por efecto de la reducción de la tasa de crecimiento de la demanda.

3. Reserva para subestaciones.-

En la actualidad el Sistema Nacional de Transmisión no dispone de capacidad de transformación de reserva para subestaciones. Por tanto, es necesario adquirir un transformador monofásico de reserva para las siguientes subestaciones: 3.1. Riobamba, un auto transformador monofásico 20/26/33 MVA, 230/69 kV, con LTC. Fecha de operación: año 2003. 3.2. Policentro, un auto transformador monofásico 30/40/50 MVA, 138/69 kV, con LTC. Fecha de operación: año 2003. 3.3. Un transformador trifásico, móvil, 30/40 MVA, 138/69/46 kV. Se estima que esté disponible en el 2004.

4. Sistema de transmisión Daule Peripa – Chone, 138 kV.

Las obras comprendidas son:

o Línea Daule Peripa – Chone, 138 kV, 63.2 km, 1 circuito. o S/E Chone, 40/50/60 MVA, 138/69 kV, con LTC. o S/E Daule Peripa (propiedad de Hidronación), equipamiento de

una posición de línea de 138 kV.

El Sistema de Transmisión Daule – Peripa – Chone está ya en operación desde noviembre del 2001, sirviendo a la Estación de Bombeo Severino, pero falta que la Empresa Eléctrica Manabí concluya las líneas de 69 kV que permitirán servir parte de su sistema desde la Subestación Chone.

5. Sistema de transmisión Milagro – Machala, 230 kV.


Este sistema de transmisión, a más de la necesidad impuesta por el estado de carga del sistema a 138 kV existente, adquiere una mayor importancia ante la posibilidad de interconexión con el Perú a un nivel de voltaje de 230 kV. La empresa EDC concesionaria del desarrollo del gas natural del Golfo de Guayaquil, construirá por medio de su filial Machala Power, una central de generación eléctrica de 130 MW hasta diciembre del 2002, con 70 MW adicionales en el año 2005, en la Provincia de El Oro, en el sitio denominado Bajo Alto, la que se conectaría inicialmente al sistema de transmisión Milagro – Machala a 138 kV, en la localidad denominada San Idelfonso, a 21 km de la subestación Machala 138/69 kV. La entrada en servicio de la central indicada, mejora las condiciones operativas, en cuanto a calidad de servicio, en la subestación Machala 138/69 kV. Esta situación permite diferir la construcción de la subestación El Oro 230/69 kV. Las obras del sistema de transmisión Milagro – Machala son: q Línea de transmisión Milagro – San Ildefonso, 230 kV, 113 km, en

estructuras de doble circuito con el montaje inicial de un circuito

q S/E Milagro, ampliación de una posición de línea de 230 kV.

q Ampliación de la capacidad de transformación de la subestación Machala 138/69 kV: con un transformador 138/69 kV, 60/80/100 MVA en paralelo al existente.

q El transformador 230/69 kV, 100/133/167 MVA, existente en la

subestación Milagro, inicialmente previsto trasladarse a la subestación El Oro 230/69 kV, se mantendrá en Milagro para el servicio de la Empresa Eléctrica Milagro.

La fecha estimada de operación del Sistema Milagro – Machala a 230 kV: año 2004.

6. Sistema de transmisión Santa Rosa – Pomasqui, 230 kV.

En consideración a que el auto transformador de 230/138 kV de la subestación Santa Rosa está próximo a llegar a su capacidad nominal, llegando a sobrecargarse debido a la ocurrencia de contingencias, se hace necesario la dotación de un nuevo punto de alimentación a la Empresa Eléctrica Quito. Este nuevo punto se ha ubicado en el sector Pomasqui, al norte de la ciudad. En el futuro, a partir de esta subestación se produciría la interconexión con Colombia al nivel de 230 kV.


En esta subestación se procedería al seccionamiento de los dos circuitos de la línea de transmisión Vicentina – Ibarra, 138 kV, en el año 2004. Las obras necesarias son: q Línea de transmisión Santa Rosa – Pomasqui, 230 kV, 45 km, doble

circuito.

q S/E Santa Rosa, ampliación de dos posiciones de línea de 230 kV.

q S/E Pomasqui, 180/240/300 MVA, 230/138 kV.

La fecha estimada de entrada en operación: año 2002. 7. Sistema de transmisión Cuenca – Loja, 138 kV.

Debido a las exigencias de la regulación vigente, que obliga mantener en estado estable en las barras de 138 kV, un voltaje mínimo de 0.95 pu, de acuerdo con los estudios efectuados y la actual condición operativa, se requiere adelantar el montaje del segundo circuito de la línea de transmisión Cuenca – Loja a 138 kV y la instalación de 12 MVAR en capacitores en la subestación Loja. Esquema de equipamiento:

q Montaje del segundo circuito de la línea de transmisión Cuenca –

Loja, 138 kV, 135 km. Se ha previsto tener disponible el segundo circuito de la línea de transmisión en el segundo trimestre de 2002, con lo cual operarían los dos circuitos a través de un solo interruptor en las subestaciones Cuenca y Loja.

q S/E Loja, ampliación de una posición de línea de 138 kV,

q S/E Cuenca, ampliación de una posición de línea de 138 kV.

En el año 2004 se dispondría para operación las posiciones de línea de 138 kV en Loja y Cuenca, con lo cual el sistema de transmisión tendría la topología completa.

8. Sistema de transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV.

El sistema de transmisión Quevedo – Daule Peripa – Portoviejo, 138 kV, doble circuito, conforme a los resultados de operación y a los estudios eléctricos efectuados no cumple con las regulaciones vigentes, al no ser posible mantener el voltaje en 0.9 pu en Portoviejo al producirse la salida de un circuito de la línea Daule Peripa – Portoviejo, 138 kV.


De los estudios de análisis de alternativas efectuado, se ha determinado que la mejor alternativa de reforzamiento de este sistema incluye: q S/E Quevedo, ampliación de una posición de línea de 230 kV.

q S/E Portoviejo, 230/138 kV, 100/133/166 MVA.

q Línea de transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV, 107 km,

estructuras de doble circuito, montaje inicial de un circuito.

q La línea Quevedo – Portoviejo, aislada a 230 kV, se energizaría a partir del año 2004 a 138 kV y en el año 2005 se pondría en operación las ampliaciones de la posición de línea de 230 kV en la subestación Quevedo y el patio 230/138 kV, 167 MVA en la subestación Portoviejo.

El esquema propuesto es válido siempre y cuando la central Daule Peripa mantenga al menos una unidad en línea en condiciones de demanda máxima, caso contrario se requiere la disponibilidad de todo el sistema de transmisión en operación en el año 2002.

9. Sistema de transmisión Paute - Cuenca, 230 kV. Debido a las dificultades existentes para salir con circuitos adicionales desde la Central Paute, por motivos geológicos, y por cuanto la alternativa propuesta constituye una solución de corta duración, se ha procedido a considerar una alternativa adicional que consiste en seccionar un circuito de la línea de transmisión Paute – Milagro a 230 kV, a 60 km de Paute y con doble circuito llegar hasta Cuenca, en donde se ubicará una subestación 230/69 kV, 100/133/166 MVA. Las obras previstas son las siguientes: q Subestación en Cuenca, 230/69 kV, 100/133/166 MVA.

q Línea de transmisión a 230 kV, doble circuito, desde el punto de

seccionamiento hasta la nueva subestación Cuenca, 50 km.

q La subestación propuesta 230/69 kV operará independientemente de la existente 138/69 kV. En el horizonte de estudio no se aprecia la necesidad de interconexión a 138 kV entre las subestación existente 138/69 kV y la propuesta 230/69 kV, pudiendo operar interconectadas a 69 kV, a través del sistema de la Empresa Eléctrica Centro Sur, dependiendo de las necesidades de ésta.

Fecha estimada de entrada en operación: año 2003.

10. Sistema de transmisión Las Juntas – Santa Elena, 138 kV.


Con el objeto de mejorar el comportamiento del sistema de transmisión Pascuales – Santa Elena en el marco de las regulaciones vigentes y en consideración a las dificultades existentes en la subestación Pascuales para ubicar salidas de líneas de transmisión a 138 kV se ha procedido a analizar este sistema de transmisión y se ha llegado a establecer como la mejor alternativa el esquema que comprendería los siguientes equipamientos:

q S/E Santa Elena, ampliación de una posición de línea de transmisión

de 138 kV.

q Construcción de una subestación de seccionamiento en Las Juntas.

q Línea de transmisión de 138 kV, un circuito, Las Juntas – Santa Elena, 60 km.

El esquema de ejecución propuesto considera la entrada en operación de la subestación de seccionamiento en Las Juntas en el año 2004, mientras que la línea de transmisión entraría en operación en el año 2005.

11. Centro de Operación y Control de Transmisión. Siendo la operación del Sistema Nacional de Transmisión responsabilidad del Transmisor, bajo la supervisión del CENACE, es necesario el desarrollo del Centro de Operación y Control de Transmisión para que TRANSELECTRIC pueda cumplir con las responsabilidades asignadas en la legislación vigente. Como un proyecto complementario al indicado, en consideración al estado de saturación en que se encuentra el sistema de comunicaciones del Sistema Nacional de Transmisión se emprenderá en la ampliación y modernización del sistema de comunicaciones, elemento fundamental en el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista. Año de entrada en operación, 2005. Con el objeto de brindar un sistema de comunicaciones que garantice el funcionamiento del MEM, TRANSELECTRIC emprenderá en el proyecto de modernización de sus telecomunicaciones. Este proyecto se espera poner en operación en el año 2002.

12. Compensación Reactiva Capacitiva. De los estudios efectuados se ha determinado la necesidad de proceder a instalar bancos de condensadores para soporte de voltaje en las siguientes subestaciones:

Portoviejo: 12 MVAR


Santa Elena: 12 MVAR Loja: 12 MVAR Esmeraldas: 12 MVAR

Estas cantidades han sido determinadas considerando un factor de potencia de 0,98 en el punto de entrega, por parte de las empresas eléctricas distribuidoras. Por requerimientos de las regulaciones vigentes se requiere su operación en el año 2001, pero por dificultades financieras se ha diferido su operación para el año 2002.

13. Interconexiones Internacionales.-

13.1. Interconexión con Colombia.- TRANSELECTRIC está autorizada por el CONELEC para construir la Interconexión Internacional a 230 kV Ecuador - Colombia. Esta autorización se refiere al equipamiento del sistema de transmisión en el territorio nacional. Costo estimado 19,0 millones de dólares americanos. El proyecto consiste de una línea de transmisión de 230 kV, doble circuito de 213,5 km (135,5 km en territorio ecuatoriano y 78 km en territorio colombiano) entre las subestaciones de Pomasqui en la ciudad de Quito y Jamondino en la ciudad de Pasto, para lo cual será necesario ampliar dos posiciones de línea de transmisión de 230 kV en las subestaciones antes indicadas. La interconexión tiene una capacidad de transferencia de hasta 200 MW sin restricciones y hasta 260 MW con restricciones. La interconexión a cargo de TRANSELECTRIC debe estar en operación a fines del año 2002, en función de lo aprobado por el Directorio del CONELEC, pues es urgente para evitar déficits de energía en el 2003. 13.2. Interconexión con el Perú Los estudios de factibilidad ejecutados por HYDRO QUÉBEC, han determinado que la mejor alternativa para la interconexión de los sistemas eléctricos de los dos países es realizarla en dos etapas, con una capacidad de transferencia de 125 MW en cada una de ellas. Los años más oportunos para poner en operación las dos etapas se determinó los años 2003 y 2007 respectivamente. Debido a la configuración de la topología del sistema eléctrico peruano, no es posible tener una interconexión síncrona, siendo necesario estructurar la interconexión en forma asíncrona a través de un enlace


“back - to - back” en corriente continua, a ser ubicado en la frontera de los dos países. Los estudios referidos determinaron que para una transferencia de 250 MW el costo es de 132,6 millones de dólares (83,6 millones de dólares en territorio peruano y 49 millones de dólares en territorio ecuatoriano). TRANSELECTRIC ha presentado nuevamente en su Plan de Expansión de Transmisión, período 2001-2010, la alternativa para desarrollar el proyecto de interconexión con Perú en etapas. El Directorio del CONELEC al aprobar el presente Plan, autorizó el planteamiento del transmisor.

14. Sistema de Transmisión Nororiente. En la actualidad las Provincias de Sucumbios y Francisco de Orellana, disponen de un servicio de energía eléctrica no eficiente, con altos costos operativos para el país. Las ciudades de Puyo y Tena en Oriente Ecuatoriano se encuentran servidas a través del sistema de transmisión Totoras – Pelileo – Baños – Puyo – Tena a 69 kV (Las líneas de transmisión Baños – Puyo – Tena están aisladas a 138 kV. La línea de transmisión Baños – Puyo es de propiedad de la Empresa Eléctrica Ambato). Se han analizado las siguientes alternativas: a) Posibilidad de construir la línea de transmisión Tena – Coca, aislada a 138 kV, para inicialmente energizarle a 69 kV, a continuación del sistema Totoras – Pelileo – Baños – Puyo - Tena. Los resultados obtenidos concluyen en la no conveniencia de esta alternativa. b) Energización del Sistema de Transmisión Agoyán – Puyo – Tena a 138 kV y energización de la línea de transmisión Tena – Coca a 69 kV. El nivel de voltaje obtenido en Coca no es adecuado, debido al calibre del conductor 266 MCM existente y a la distancia entre Agoyán y Coca (247 km). En consecuencia no se recomienda esta alternativa. Con los antecedentes expuestos, se ha determinado que la mejor alternativa es la construcción y operación del Sistema de Transmisión Nororiente a 138 kV, energizado desde la barra de 138 kV de la central Agoyán. Esta alternativa requiere de los siguientes equipamientos: • S/E Agoyán, ampliación de una posición de línea de 138 kV, aislada

en SF6.

• S/E Puyo, ampliación con un transformador de 138/69 kV, 20/27/33 MVA.


• S/E Tena, ampliación con un transformador de 138/69 kV, 20/27/33

MVA.

• S/E Coca, 138/69 kV, 20/27/33 MVA.

• Línea de transmisión Tena – Coca, 138 kV, 130 km, un circuito.

Entrada en operación: año 2004.

6.3. PRESUPUESTO DE LAS OBRAS Los requerimientos presupuestarios para la expansión del Sistema Nacional de transmisión en el período 2001-2010, que cubre el Plan presentado por TRANSELECTRIC, más el levantamiento de las restricciones, tienen un valor de 212 millones de dólares americanos. Del mencionado Plan se puede advertir que los más altos requerimientos económicos se presentan en el primer período del Plan, esto es hasta el 2004, cuando se invertirá un 87 por ciento del monto total, lo cual se explica por el tiempo en el cual no se han efectuado las inversiones en obras de transmisión, lo que ha conducido ala situación de crisis del SNT. Un resumen del presupuesto de inversiones requeridos en los 10 años del Plan, incluidos los requerimiento para levantar las restricciones existentes en el 2000, se indica en el cuadro siguiente, en tanto que el cronograma de inversiones se detalla en el Anexo 6.02.

PERÍODO PRESUPUESTO (en miles de US$)

RESTRICCIONES 15 297

EXPANSIÓN 2001 - 2010 196 712

T O T A L 2001 – 2010 212 009

T O T A L 2002 – 2011 178 268 6.4. INTERCONEXIONES CON LOS PAÍSES VECINOS Los factores climáticos que caracterizan al comportamiento hidrológico de las infraestructuras de generación eléctrica de Perú y Colombia, limítrofes con Ecuador, así como su disponibilidad de gas natural, posibilita la oportunidad de intercambiar, creando los medios adecuados, la energía eléctrica que en varios meses del año se disponen en un país, cuando en el otro se debe recurrir a generación termoeléctrica de costo considerablemente mayor. De facilitarse la


transferencia de energía eléctrica se podría tener una mayor confiabilidad de abastecimiento y una mejor oferta en cuanto a costos, todo lo cual favorecería a la población de las naciones. Adicionalmente, se cuenta con le reglamento para la importación y exportación de energía eléctrica con los países vecinos, a fin de fijar las normas específicas que posibiliten un adecuado desarrollo de este intercambio con Perú y Colombia. Han existido desde hace varios años, enlaces de 13,8 y 34,5 kV, entre los sistemas de distribución de las Empresas Eléctricas: Norte de Ecuador y CEDENAR de Colombia, los cuales se han usado eventualmente por emergencias A partir de 1998 está concluido el sistema que interconecta las subestaciones Tulcán de 138 kV, con la Subestación Panamericana, de 115 kV, en Ipiales, Colombia. Este enlace permite intercambiar de 30 a 40 MW entre los dos países. Sin embargo, los dos sistemas, en esta primera etapa, no operarán en paralelo, por lo que, para las transferencias periódicas desde el sistema colombiano, ha sido necesario aislar una parte del sistema de la Empresa Eléctrica Norte. Para un enlace más robusto y en sincronismo, se construirán a futuro líneas de voltajes superiores a los 138 kV, para lo cual TRANSELECTRIC, como se indicó en la descripción de los proyectos, tiene la autorización para la construcción de la Interconexión Internacional a 230 kV, en el tramo ecuatoriano, para ponerla en operación hasta diciembre de 2002. En la nueva etapa de relaciones con Perú, ha existido un acercamiento con las autoridades del vecino país, con el propósito de coordinar las acciones que permitan efectuar los estudios para definir los esquemas de posibles interconexiones entre los sistemas eléctricos de ambas naciones. Al momento se están efectuando estos estudios por parte de las empresas de transmisión nacionales de los dos países y se conoce de iniciativas del sector privado con igual propósito. Así también, aprovechando las redes de distribución de energía eléctrica de la Empresa Eléctrica Sur, existentes junto a la frontera en la provincia de Loja, se ha dotado con este servicio a poblaciones peruanas. Se tienen unas 6 localidades del vecino país ya atendidas y existe la posibilidad de servir a otras 20 localidades.


SUBESTA-CIÓN RESTRICCIÓN OPERATIVA MEDIDA A ADOPTAR

COSTO ESTIMADO US

$ (Miles)Varias subestaciones Baja confiabilidad o inseguridad En cada subestación, de acuerdo al

tipo de restricción 72

Quevedo Baja confiabilidad en el servicio a Emelgur

Reparación, instalación y puesta enservicio del transformador ATR de laS/E Pascuales en la S/E Quevedo

2 300

Molino Baja seguridad de las salidas a Pascuales

Readecuación de tableros deprotección y señalización 40

Pascuales Baja confiabilidad de servicio a 69 kV Sustituir interruptor de 69 kV 60

Pascuales Limitación e inseguridad en la transferencia de energía a Guayaquil

Instalar segundo banco de autotransformadores 230/138 kV

35

Salitral Inseguridad de la S/E Extensión de conexionado yreadecuación de canaletas

500

Sistema Nacional de Transmisión

Baja confiabilidad por instalaciones obsoletas, que deben sustituirse a mediano plazo y por mantenimiento correctivo acumulado

Modernización de los sistemas decomunicación 1 200



Modernización de los sistemas deseñalización y control 1 000



Modernización de los sistemas demediciones para el MEM 500



Adquisición del stock estratégico derepuestos para el SNT (LTs y S/Es de138 kV y 230 KV) y ejecución real delprograma de mantenimiento

8 500

OrganizaciónDemora en la implementación de medios idóneos para responder en tiempo real y consistentemente

Proveer de medios informáticos 720


Automatizar gestión de la información 250


Reorganizar base de datos y actualizarinformación 120

15 297T O T A L

PRESUPUESTO PARA EL LEVANTAMIENTO DE RESTRICCIONES Anexo 6.01

DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN(RESTRICCIONES EN PROCESO DE ATENCIÓN)


ANEXO 6.02Cap. PROGRAMA Rubro PROYECTO DESCRIPCIÓN 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

1 S/E 2 Cerritos 1.1 S/E 2 Cerritos Obras civiles y Montaje S/E 2 Cerritos, 230/69 kV 11.374 Total S/E 2 Cerritos - 11.374 - - - - - - - - -

2 Ampliaciones de S/Es 2.1 S/E Ibarra Autotransformador 40/53/67 MVA , 138/69 kV 4.115 2 Ampliaciones de S/Es 2.1 S/E Ibarra S/E Móvil que sale de Sta. Rosa, instalación - 2 Ampliaciones de S/Es 2.2 S/E Tulcán Capacitores: 3 MVAR 55 2 Ampliaciones de S/Es 2.3 S/E Sta. Rosa Transformador 45/60/75 MVA, 138/46 kV (EEQ)2 Ampliaciones de S/Es 2.4 S/E Quevedo Transformador 90/120/150 MVA, 138/69 kV 1.250 2 Ampliaciones de S/Es 2.5 S/E Milagro Autotransformador 225 MVA, 230/138 kV 2.571 2 Ampliaciones de S/Es 2.6 S/E Salitral Transformador 90/120/150 MVA, 138/69 kV 4.970 2 Ampliaciones de S/Es 2.6 S/E Salitral Posición de línea 138 kV 923

2 Ampliaciones de S/Es 2.7 S/E Pascuales Transformador 225/300/375 MVA, 230/138 kV 2do. y posiciones 1.790 2 Ampliaciones de S/Es 2.8 S/E Totoras Transformador 3 x 20/26/33 MVA, 230/138 kV 2do. 3.850 2 Ampliaciones de S/Es 2.9 S/E Esmeraldas Sala de Control 982 2 Ampliaciones de S/Es 2.1 S/E Machala Transformador 3 x 20/26/33 MVA, 138/69 kV 1.360 2 Ampliaciones de S/Es 2.11 S/E Trinitaria Transformador 138/180/225 MVA, 230/138 kV, 2do. 4.544 2 Ampliaciones de S/Es 2.12 S/E Milagro Transformador 138/180/225 MVA, 230/138 kV, 2do. 3.050 2 Ampliaciones de S/Es 2.13 S/E Esmeraldas Transformador 45/60/75 MVA, 138/69 kV, 2do. 2.124 2 Ampliaciones de S/Es 2.14 S/E Loja Transformador 40/53/66 MVA, 138/69 kV, 2do. 2.124 2 Ampliaciones de S/Es 2.15 S/E Sta. Elena Transformador 40/53/66 MVA, 138/69 kV, 2do. 2.124 2 Ampliaciones de S/Es 2.16 S/E Babahoyo Transformador 40/53/66 MVA, 138/69 kV, 2do. 2.124

Total Ampliaciones de S/Es 7.596 3.963 5.475 9.376 7.298 2.124 - - 2.124 - - 3 Reserva para S/Es 3.1 S/E Riobamba Transformador 1F, 20/26/33 MVA, 230/69 kV 1.000 3 Reserva para S/Es 3.2 S/E Policentro Transformador 1F, 230/40/50 MVA, 138/69 kV 919 3 Reserva para S/Es 3.3 S/E Móvil S/E Móvil, 3F, 30/40 MVA, 138/69/46 kV 1.846

Total Reserva para S/Es - - 1.919 1.846 - - - - - - - 4 Transmisión Daule Peripa-Chone 4.1 Daule Peripa-Chone Posición 138 kV, en S/E de Hidronación 900 4 Transmisión Daule Peripa-Chone 4.2 Daule Peripa-Chone Línea Daule Peripa - Severino, 1C, 138 kV 1.948 4 Transmisión Daule Peripa-Chone 4.3 Daule Peripa-Chone Línea Severino - Chone, 2C, 138 kV (1C de CRM) - 4 Transmisión Daule Peripa-Chone 4.4 Daule Peripa-Chone S/E Chone, 40/50/60 MVA, 138/69 kV 8.000

Total Transmisión Daule Peripa-Chone 10.848 - - - - - - - - - - 5 Transmisión Milagro-Machala 5.1 Milagro-Machala S/E Milagro, Posición 230 kV 1.000 5 Transmisión Milagro-Machala 5.2 Milagro-Machala Línea Milagro - San Idelfonso, 1C->2C, 230 kV, 113 Km 12.728 5 Transmisión Milagro-Machala 5.3 Milagro-Machala S/E San Idelfonso, 3P, 138 kV, Seccion. (Machala Power) - 5 Transmisión Milagro-Machala 5.4 Milagro-Machala S/E San Idelfonso 138/230 kV (Machala Power) -

Total Transmisión Milagro-Machala - - - 13.728 - - - - - - - 6 Transmisión Sta. Rosa-Pomasqui 6.1 Sta. Rosa-Pomasqui S/E Sta. Rosa, 2P, 230 kV 2.000 6 Transmisión Sta. Rosa-Pomasqui 6.2 Sta. Rosa-Pomasqui Línea Sta. Rosa - Pomasqui, 2C, 230 kV, 45 km 12.000 - 6 Transmisión Sta. Rosa-Pomasqui 6.3 Sta. Rosa-Pomasqui S/E Pomasqui, 5P 138-5P 230, 180/240/300 MVA, 230/138 kV 1.394 5.155

Total Transmisión Sta. Rosa-Pomasqui - 15.394 5.155 - - - - - - - -

PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN 1 de 2


ANEXO 6.02

Cap. PROGRAMA Rubro PROYECTO DESCRIPCIÓN 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

7 Transmisión Cuenca-Loja 7.1 Cuenca-Loja S/E Cuenca, 1P 138 kV 900

7 Transmisión Cuenca-Loja 7.2 Cuenca-Loja Línea Cuenca - Loja, 2do. Circuito, 138 kV, 135 km 857 1.430

7 Transmisión Cuenca-Loja 7.3 Cuenca-Loja S/E Loja, 1P 138 kV 900 Total Transmisión Cuenca-Loja - - 2.657 1.430 - - - - - - -

8 Transmisión Quevedo-Portoviejo 8.1 Quevedo-Portoviejo Línea Quevedo-Portoviejo, 1C->2C, 230 kV (inicio 138), 107 km 8.462

8 Transmisión Quevedo-Portoviejo 8.2 Quevedo-Portoviejo S/E Quevedo, 1 pos. Línea, 230 kV 1.212 8 Transmisión Quevedo-Portoviejo 8.3 Quevedo-Portoviejo S/E Portoviejo 230/138 kV, 167 MVA 5.055

Total Transmisión Quevedo-Portoviejo - - - 8.462 6.267 - - - - - -

9 Transmisión Paute-Cuenca 9.1 Paute-Cuenca Seccioinam. 1C línea Paute-Milagro 230 kV, a 60 km de Paute 3.000

9 Transmisión Paute-Cuenca 9.2 Paute-Cuenca Línea Seccionam. - S/E Cuenca 2, 2C, 230 kV, 50km 2.032

9 Transmisión Paute-Cuenca 9.3 Paute-Cuenca S/E Cuenca 2, 230/69 kV, 100/133/166 MVA 8.000 Total Transmisión Paute-Cuenca - - 13.032 - - - - - - - -

10 Transmisión Las Juntas - Sta. Elena 1.1 Las Juntas-Sta.Elena S/E Seccionam. Las Juntas, 138 kV 1.000 10 Transmisión Las Juntas - Sta. Elena 1.2 Las Juntas-Sta.Elena Línea Las Juntas - Sta. Elena, 1C, 138 kV, 60 km 2.772 3.476 10 Transmisión Las Juntas - Sta. Elena 1.3 Las Juntas-Sta.Elena S/E Sta. Elena, Ampliación 1P 138 kV 900

Total Transmisión Las Juntas - Sta. Elena - - - 3.772 4.376 - - - - - - 11 Centro de Operación y Control SNT 11.1 Centro Operación Modernización telecomunicaciones 3.160 11 Centro de Operación y Control SNT 11.2 Centro Operación Centro de Operación y Control de Transmisión 3.200

Total Centro de Operación y Control SNT - 3.160 - - 3.200 - - - - - - 12 Reactivos-Capacitivos 12.1 S/E Esmeraldas Capacitores 12 MVAR 400 12 Reactivos-Capacitivos 12.2 S/E Loja Capacitores 12 MVAR 400 12 Reactivos-Capacitivos 12.3 S/E Portoviejo Capacitores 12 MVAR 400 12 Reactivos-Capacitivos 12.4 S/E Sta. Elena Capacitores 12 MVAR 400

Total Reactivos-Capacitivos - 1.600 - - - - - - - - - 13 Interconexiones Internacionales 13.1 Colombia Interconex. Pomasqui- Pasto, 230 kV (Parte Ec) 19.054

13 Interconexiones Internacionales 13.2 Perú Interconex. San Idelfonso-Zorritos, 230 kV, Et.1 (Parte Ec) 8.835

13 Interconexiones Internacionales 13.3 Perú Interconex. San Idelfonso-Zorritos, 230 kV, Et.2 (Parte Ec)

Total Interconexiones Internacionales - 19.054 8.835 - - - - - - - - 14 Transmisión al Nororiente 14.1 Nororiente Línea Tena - Coca, 138 kV, 130 km, 1 circuito 8.654 14 Transmisión al Nororiente 14.2 Nororiente S/E Agoyán, Posic. 138 kV 1.515 14 Transmisión al Nororiente 14.3 Nororiente S/E Puyo 138/69 kV, 20/27/33 MVA 4.718 14 Transmisión al Nororiente 14.4 Nororiente S/E Tena 138/69 kV, 20/27/33 MVA 4.718 14 Transmisión al Nororiente 14.5 Nororiente S/E Coca 138/69 kV, 20/27/33 MVA 3.042

Total Transmisión al Nororiente - - - 22.647 - - - - - - - TOTAL GENERAL 18.444 54.545 37.073 61.261 21.141 2.124 - - 2.124 - -

PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN 2 de 2


7. EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN De acuerdo a la LRSE, la distribución y comercialización de la energía eléctrica, se hará a través de Empresas, que tendrán un área geográfica de concesión exclusiva y que no podrán realizar actividades de generación o transmisión; salvo en aquellos casos de excepción que contempla la Ley. Por lo tanto, aquellas empresas que cuentan con sistemas de generación que forman parte del S.N.I., deben separar los mismos, sea escindiéndose en dos empresas o transfiriendo la generación a empresas generadoras existentes o nuevas; o, dando de baja y vendiendo los activos relacionados. 7.1. ÁREAS DE CONCESIÓN En cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, se han negociado los contratos de concesión, con las empresas eléctricas distribuidoras para las cuales, se definieron las áreas de concesión correspondientes, cubriendo todo el territorio nacional. 1. Empresa Eléctrica Ambato, Regional Centro Norte S.A. 2. Empresa Eléctrica Azogues C.A. 3. Empresa Eléctrica de Bolívar C.A. 4. Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A. 5. Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A. 6. Empresa Eléctrica Regional El Oro S.A. 7. Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. –Emelec- 8. Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A. 9. Empresa Eléctrica Regional Guayas – Los Ríos S.A. 10. Empresa Eléctrica Esmeraldas S.A. 11. Empresa Eléctrica Los Ríos C.A. 12. Empresa Eléctrica Regional Manabí S.A. 13. Empresa Eléctrica Milagro C.A. 14. Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. 15. Empresa Eléctrica Quito S.A. 16. Empresa Eléctrica Riobamba S.A. 17. Empresa Eléctrica Península de Santa Elena C.A. 18. Empresa Eléctrica Santo Domingo S.A. 19. Empresa Eléctrica Regional Sucumbíos S.A. 20. Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. Las áreas definidas no coinciden con divisiones provinciales, cantonales o parroquiales, sino con la cobertura de redes existentes y la facilidad de servicio a los habitantes, fundamentalmente: A inicios del año 2000, el CONELEC aceptó un pedido de las Empresas Eléctricas El Oro y Guayas - Los Ríos, por el cual la Isla Puná volvió a ser parte del área de concesión de la Empresa Guayas - Los Ríos y no de El Oro.


El CONELEC mediante Resolución No. 034/00, de 23 de marzo de 2000, resolvió convocar a licitación pública y disponer que se inicie el proceso para la selección de la empresa que prestará el servicio publico de distribución y comercialización de energía eléctrica para el área de concesión Guayaquil, con sujeción a la sección Tercera del Capitulo Tercero del Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la prestación del Servicio Público de Energía Eléctrica (RCPL) y, consecuentemente, declaró terminada en forma definitiva la operación que venía desarrollando la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc.; por lo cual se mantiene una administración temporal de la Empresa, hasta que culmine el proceso. El proceso objeto de la convocatoria será la selección de un concesionario que, por delegación del Estado, preste el servicio público de distribución y comercialización de la energía eléctrica en el área de concesión Guayaquil. El plazo de la nueva concesión será de treinta (30) años. La concesión conlleva la transferencia de los activos afectos al servicio público de distribución de energía eléctrica que actualmente son de propiedad de la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., a favor del nuevo concesionario. Para efectos de simplificar los cuadros de este plan, se las denomina de la siguiente forma: Ambato, Azogues, Bolívar, Centro Sur, Cotopaxi, El Oro, Emelec, Esmeraldas, Galápagos, Guayas - Los Ríos, Los Ríos, Manabí, Milagro, Norte, Quito, Riobamba, Sta. Elena, Sto. Domingo, Sucumbíos y Sur. La Empresa Galápagos se constituyó a inicios de 1999, con los activos de los antiguos sistemas eléctricos Sta. Cruz y San Cristóbal, del ex - Inecel. En Abril de 1999, la Empresa Centro Sur fue la primera en cumplir las disposiciones legales, en lo referente a escisión y concesión, pues suscribió con el CONELEC el contrato de concesión de distribución; y, sus activos de generación pasaron a una nueva compañía denominada Electro Generadora del Austro, ElecAustro S.A.. Adicionalmente se han firmado contratos de concesión para distribución con 19 Empresas Eléctricas distribuidoras; esperándose completar cuanto antes los trámites para la concesión y firma del contrato con la Compañía que gane la licitación en curso para el área de concesión de Guayaquil. Algunos de los denominados “Sistemas Menores”, que eran administrados por el ex - Inecel, en las provincias de Morona Santiago, Napo, Sucumbíos, Francisco de Orellana y Zamora Chinchipe, son sistemas no incorporados eléctricamente al Sistema Nacional Interconectado. Los sistemas menores manejados anteriormente por el ex - Inecel, sean o no incorporados, han sido entregados por la “Unidad de liquidación del ex – Inecel”, a las empresas distribuidoras en cuya área de concesión se encuentran. Está pendiente el denominado Sistema Eléctrico Tena que se


definirá en función del proceso de venta del 51% de las acciones de las empresas distribuidoras. Existen otros sistemas no incorporados, en varias provincias, operados por las empresas eléctricas distribuidoras, por entidades o por comunidades. En todos los casos, con recursos del FERUM se incentivará la construcción de líneas para enlazar al S.N.I. los sistemas no incorporados del territorio continental. También se deberá procurar la conexión de los sistemas aislados de Petroecuador y varias empresas petroleras privadas, entre ellos y con los sistemas de las empresas distribuidoras, con lo cual se tendrían los siguientes beneficios para el país y para las empresas petroleras: • Aprovechar de mejor manera la capacidad instalada de generación; • Posibilitar que las empresas petroleras puedan beneficiarse vendiendo los

excedentes de su autogeneración; • Usar las reservas de capacidad, aumentando la seguridad de

abastecimiento para todas las empresas petroleras; • Minimizar las inversiones y gastos de las empresas petroleras estatales y

privadas; • Mantener voltajes y frecuencias más constantes, teniendo sistemas con

mayor inercia; y, • Utilizar mejor los remanentes de gas, petróleo crudo y productos de

refinación, de los pozos petroleros, estaciones y refinerías. Lo fundamental en el campo de la distribución, es satisfacer las necesidades de los clientes, bajo la responsabilidad de las empresas distribuidoras, en condiciones de calidad, oportunidad, eficiencia y economía. Se debe impulsar por Ley, la ampliación de la cobertura del servicio eléctrico, a la mayor parte de los habitantes del País, especialmente en las zonas rurales y urbano marginales. El funcionamiento de las Empresas de Distribución se está rigiendo por los reglamentos correspondientes; principalmente los de Concesiones, Suministro de Servicio, Tarifas y Mercado Eléctrico Mayorista. 7.2. RESPONSABILIDAD DE LA EXPANSIÓN Y MEJORA La expansión del sistema de distribución es responsabilidad de las empresas concesionarias de distribución, las cuales deberán prever la ampliación y mejoramiento de sus sistemas de subtransmisión, subestaciones, redes de media y baja tensión; y, de medición, para satisfacer toda la demanda de servicios de electricidad que les sea requerida, según manda el artículo 34 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad. Además, las empresas concesionarias de distribución tienen por ley la responsabilidad de asegurar la disponibilidad de energía para satisfacer la


demanda de sus clientes, por lo que, deberían suscribir contratos a plazo con empresas generadoras. En cumplimiento de la LRSE y de los contratos de concesión, las empresas concesionarias presentan anualmente, sus estudios sobre el Valor Agregado de Distribución -VAD-, para que el CONELEC los apruebe y determine la tarifa a los consumidores finales de energía eléctrica. Las empresas distribuidoras han presentado sus planes de expansión, como parte de sus programas de ajuste a la Ley, pero en la mayoría de los casos esos planes de expansión no cuentan con estudios de soporte como: diagnóstico, estudios de flujo y cortocircuito, análisis de primarios, transformadores y secundarios, evaluación de beneficio / costo, esquemas de financiamiento, etc. Además, será necesario que esos planes sean para un período de 10 años, a fin de compatibilizarlos con el período reglamentario del Plan de Electrificación Nacional, que debe basarse en los planes de cada una de las empresas eléctricas generadoras, transmisora y distribuidoras. Los planes de las empresas distribuidoras deben cumplir el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad (RSSE), mismo que, en el artículo 9, establece que los Distribuidores deberán proporcionar el servicio con los niveles de calidad acordes con lo exigido en la Ley, reglamentos y regulaciones pertinentes, para lo cual adecuarán progresivamente sus instalaciones, organización, estructura y procedimientos técnicos y comerciales, a fin de que puedan llegar a los niveles de calidad en los siguientes aspectos principales:

a) Calidad del Producto:

• Nivel de voltaje • Perturbaciones • Factor de Potencia

b) Calidad del Servicio Técnico

• Frecuencia de interrupciones • Duración de interrupciones

c) Calidad del Servicio Comercial

• Niveles globales • Niveles garantizados a cada consumidor

d) Calidad en el alumbrado público Por otro lado, hasta el 30 de septiembre de cada año, las empresas distribuidoras pueden presentar al CONELEC, para su aprobación, el plan anual de electrificación rural y urbano marginal, recopilando los proyectos con los Consejos Provinciales y Municipios de la zona concesionada a cada empresa, en concordancia con el Artículo 62 de la LRSE, el Reglamento de Administración del FERUM y la Regulación CONELEC 012/99 con sus reformas.


La dotación y mantenimiento del alumbrado público, es responsabilidad de los Municipios de cada cantón, según el artículo 15 y otros de la Ley de Régimen Municipal, por lo que, cada empresa distribuidora puede incorporar en sus planes anuales, programas de alumbrado público con participación financiera de los Municipios y beneficiarios. 7.3. PROYECTOS EN EJECUCION En la actualidad se encuentran en proceso de diseño, financiamiento y construcción, muchos proyectos de subestaciones, líneas de subtransmisión y redes de distribución; algunos de los cuales están bajo responsabilidad de las empresas distribuidoras; y, otros que estaban siendo ejecutados por el ex - Inecel, pues se financian por medio de créditos Gobierno - Gobierno, de Bélgica y Japón, están siendo coordinados por la Empresa de Transmisión Transelectric. El crédito del Gobierno Belga, está vigente en su último tramo, denominado Programa 5, por un monto aproximado equivalente a US$ 3 180 180, en la parte de distribución, según se detalla en el Anexo 7.01. Según datos de Transelectric, algunos equipos adquiridos con el crédito, permitirán construir, ampliar, mejorar y dar mantenimiento a subestaciones y líneas de subtransmisión de las empresas distribuidoras: Ambato, Bolívar, Cotopaxi, Los Ríos, Manabí y Sucumbíos; las cuales deben suscribir convenios con el Ministerio de Finanzas, para asumir la deuda; y, con Transelectric, para cancelar los gastos de aranceles, impuestos, desaduanización, supervisión, etc.. Además, esas empresas deberán financiar y ejecutar el transporte interno, obras civiles, mecánicas y eléctricas para instalar y poner en operación las obras, que tienen un considerable retraso. Una parte del referido crédito, es usada por Transelectric para proveer de nuevos transformadores a las subestaciones Trinitaria y Milagro del Sistema Nacional de Transmisión; y, para un lote de equipos para mantenimiento. El crédito japonés para la denominada Fase B2, con el cual se ha iniciando la ejecución de varios proyectos, que para distribución alcanza un valor equivalente del orden de US$ 61 175 000, conforme se detalla en el Anexo 7.02. En ese anexo constan los proyectos de subestaciones, líneas de subtransmisión e inversiones generales, financiados con el crédito japonés, los mismos que deben ser construidos por las empresas eléctricas: Azogues, Bolívar, El Oro, Esmeraldas, Guayas-Los Ríos, Los Ríos, Manabí, Milagro, Norte, Sta. Elena, Sto. Domingo, Sucumbíos y Sur, con la coordinación de Transelectric. Las empresas Ambato y Riobamba se han retirado de este programa.


Algunos de los proyectos mencionados en los anexos 7.01 y 7.02, han recibido asignaciones del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, FERUM, para financiar costos locales. En los presupuestos anuales de inversiones de cada empresa eléctrica distribuidora, constan los proyectos que se financian con fondos propios y mediante aportes y contribuciones de Consejos Provinciales, Municipios, entidades nacionales e internacionales y beneficiarios. En los estudios sobre valor agregado de distribución, VAD, presentados por cada distribuidora en el año 2001, constan las inversiones previstas para el período 2001 – 2002, sin considerar las asignaciones del FERUM. Un resumen de lo correspondiente al año 2002 se muestra en el Anexo 7.03. El Anexo 7.04 resume los planes de inversión presentados en el 2000 por la mayoría de las distribuidoras, complementados con ajustes y extrapolaciones realizadas en el CONELEC. El gráfico siguiente muestra los montos totales de inversión por empresa, para el período decenal.

Según estudios realizados en 1997 se requerían aproximadamente US$ 900 millones para la expansión y mejora de los sistemas de distribución en la década siguiente, lo cual es mayor a los US$ 681 830 599 totales estimado en función de los datos de las compañías distribuidoras. Para solucionar algunos de los problemas más críticos de la mayoría de los sistemas de distribución, que se mencionaron en el capítulo 3 de este Plan, se

PLANES DE INVERSIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS 2002-2011

0

20 00

0 000

40 00

0 000

60 00

0 000

80 00

0 000

100 0

00 00

0

120 0

00 00

0

140 0

00 00

0

160 0

00 00

0

180 0

00 00

0

Ambato

Azogues

Bolívar

Centro Sur

Cotopaxi

El Oro

Emelec

Esmeraldas

Galápagos

Guayas-Los Ríos

Los Ríos

Manabí

Milagro

Norte

Quito

Riobamba

Sta. Elena

Sto. Domingo

Sucumbíos

Sur

US$


han venido realizando una serie de proyectos, algunos bajo la responsabilidad del ex - Inecel y otros directamente en cada empresa eléctrica. Los principales programas que deberán ser continuados por las distribuidoras son: • Levantamiento y digitalización de planos y datos de los sistemas; • Estudios de evaluación y planeamiento de distribución; • Ampliación y mejora de subestaciones, líneas de subtransmisión y redes de

distribución, según el programa financiado por el Gobierno de Bélgica; • Programa de subtransmisión Fase B2, financiado por el Gobierno del

Japón, para provisión de equipos y construcción de varias subestaciones de distribución y líneas de subtransmisión;

• Algunas obras de subtransmisión y subestaciones previstas por el ex Inecel,

para las ciudades de Quito y Guayaquil, deberán estar bajo la responsabilidad de las empresas de distribución concesionarias de esas áreas de servicio.

7.4. INSTALACIONES REQUERIDAS PARA SATISFACER LA

DEMANDA Los sistemas de distribución eléctrica son dinámicos, pues deben cambiar y expandirse todos los días, dependiendo de los requerimientos de clientes actuales y nuevos, crecimiento urbanístico, modificación de las características de la carga, cambios operativos, etc.. Como se puede constatar en las estadísticas publicadas por el CONELEC, en el período 1990 – 2000, algunos de los sistemas de distribución han registrado crecimientos altos de ventas de energía, demanda máxima de potencia y número de clientes; otros han mostrado incrementos menores, pero en promedio, la demanda nacional en las subestaciones de enlace con el sistema nacional de transmisión, se ha incrementado en los últimos años; excepto en 1999 por la recesión económica nacional. El Anexo 7.05 indica la cobertura de suministro eléctrico en cada provincia del Ecuador, sobre la base de los resultados del último censo nacional de población y vivienda, realizado en 1990; y, con estimaciones de porcentajes de viviendas con suministro, realizadas para 1995 y 1999. Se definen además las metas para la década, que deberán ser revisadas en cuanto se conozcan los resultados finales del Censo 2001. Es fundamental que los sistemas de facturación y recaudación de las distribuidoras, incorporen información sobre la parroquia, cantón y provincia en que se encuentra ubicado cada cliente; y, si es un centro cantonal urbano o un


sector rural; a fin de poder actualizar los datos sobre cobertura del suministro por cada jurisdicción, diferenciando lo urbano y lo rural. Resulta también imprescindible el pronto procesamiento del censo de población y vivienda, pues solo un levantamiento total de información, posibilitará el mejor conocimiento de la realidad del país y gestiones adecuadas para su desarrollo en todos los ámbitos. Por tanto, cada empresa concesionaria de distribución debe planear, bajo su responsabilidad, según los crecimientos históricos y previstos para los años venideros, la expansión, mejoramiento y modernización de sus sistemas físicos y administrativos, con el propósito de que sus subestaciones, líneas de subtransmisión, alimentadores primarios, transformadores de distribución, redes secundarias y sistemas de medición, satisfagan adecuadamente las demandas de potencia y energía de los clientes actuales y potenciales de toda su área geográfica de concesión, con sujeción al Reglamento de Suministro. Gracias al acuerdo de Paz con el Perú, uno de los seis grupos de trabajo formados para cooperación eléctrica, está impulsando la electrificación en las zonas de frontera, previéndose las siguientes actividades en el ámbito de la distribución eléctrica, a más de la interconexión de los sistemas de transmisión de los dos países: a) Extensiones desde las redes de distribución ecuatorianas a comunidades

rurales peruanas ubicadas junto a la frontera; pues la zona sur del Ecuador está mucho más electrificada que la zona peruana colindante. Entre 1999 y los primeros meses del 2000, ya se han electrificado algunas comunidades rurales peruanas desde localidades ecuatorianas;

b) Enlaces entre alimentadores primarios de las Empresas Distribuidoras El Oro y Sur, de Ecuador, con los de las Empresas Electronorte y Electronoroeste, de Perú;

c) Interconexiones regionales de los sistemas de subtransmisión de las mismas empresas.

Del mismo modo, se impulsarán enlaces entre los sistemas de distribución existentes en los sectores fronterizos de Ecuador y Colombia. 7.5. ELECTRIFICACIÓN RURAL Y URBANO MARGINAL De conformidad con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, las empresas distribuidoras, en coordinación con los H. Consejos Provinciales y los Municipios, han presentado los programas de obras para los años 1998, 1999, 2000, 2001 y 2002, que se financian con recursos económicos del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, FERUM. Cumpliendo estrictamente los plazos reglamentarios y aplicando la Regulación pertinente, el CONELEC ha revisado, calificado y priorizado los proyectos de


cada programa anual, habiendo asignado los recursos cuya disponibilidad ha certificado el Fondo de Solidaridad. Conviene anotar que aún no se recuperan los valores correspondientes al FERUM, que habían sido utilizados por el ex - Inecel y otros que debe reembolsar y entregar el Ministerio de Economía y Finanzas. También algunas empresas distribuidoras no entregan oportunamente los valores facturados a los clientes industriales y comerciales. El Fondo de Solidaridad viene entregando los recursos a cada Empresa Distribuidora, de acuerdo con los cronogramas determinados por el CONELEC y la disponibilidad de caja, para que ejecuten los proyectos aprobados por el CONELEC. El Anexo 7.06 muestra los datos principales de los programas anuales desde 1998 en que el CONELEC asumió la responsabilidad de asignar los recursos del FERUM. Hasta el año 2002 son valores realmente asignados. Para los años 2003 a 2011 se han estimado las cantidades de obra que podrían financiarse con recursos del FERUM, asumiendo que las tarifas a los clientes industriales y comerciales, que financian la mayor parte del fondo, llegan a valores reales; y, que la demanda de los mismos crece. Según el Reglamento y la Regulación vigentes, se han asignado importantes recursos para cubrir prioritariamente los déficits operacionales de los sistemas no incorporados, en especial de las empresas Sucumbíos y Galápagos. Los valores remanentes se asignaron para dotar o mejorar anualmente el servicio eléctrico a familias de los sectores rurales y de las áreas marginales de los centros cantonales; para lo cual se deben construir sistemas de distribución, priorizando los proyectos principalmente en función de: • Ubicación en Galápagos y en las provincias fronterizas y amazónicas. • Utilización de recursos energéticos renovables no convencionales. • Aprovechamiento del proyecto eléctrico para sistemas de agua potable.

• Posibilidad de enlazar sistemas aislados al S.N.I.. • Menor costo de inversión por cliente (Rentabilidad). Para cada uno de los años próximos, hasta el mes de octubre del año anterior, se aprobarán los programas, por el monto de la disponibilidad presupuestaria que indique el Fondo de Solidaridad. Se estima un monto similar a 396 millones de dólares que se asignarían en el período 2002 - 2011, con lo que se beneficiaría a más de un millón de familias,


mediante mejoras de redes, nuevos suministros y cobertura de déficit operacionales de sistemas no incorporados al S.N.I.. 7.6. POLÍTICA TARIFARIA PARA EL VAD Como se mencionó en el capítulo 2 de este Plan, la estructura tarifaria aprobada recientemente por el CONELEC, estableció la tarifa real promedio aplicable a cliente final, la misma que se ajustará, hacia abajo o hacia arriba, con las respectivas fórmulas de reajuste, si las variaciones de costos exceden el rango de +/- 5%. La tarifa promedio aprobada para el periodo de estabilización se alcanzará como máximo en marzo del año 2003, tras un periodo de incremento gradual de los niveles tarifarios actuales hasta los reales. El VAD definido para la aplicación tarifaria es para 4 años, pero será reajustado anualmente, considerando las inversiones que se realicen por parte de cada Empresa. El VAD estabilizado será revisado para tarifa, después 4 años, de acuerdo a lo señalado en el Reglamento de Tarifas. Adicionalmente, para evitar una subida drástica de las tarifas; y, para que el VAD durante el periodo de ajuste, sea suficiente para cubrir los costos de servicio, más una rentabilidad razonable; las distribuidoras han firmado contratos de compra de energía a plazo (PPA’s), con las empresas generadoras en que es accionista el Fondo de Solidaridad, en condiciones atractivas. Estos contratos tienen como objetivo la compensación del déficit tarifario que supondría para el distribuidor el ajuste gradual de tarifas.


U$ / BEF= 0,0243778

EMPRESA ELÉCTRICA ETAPA

DESCRIPCIÓN DE LA OBRA TIPO OBRA

LÍNEAS (km)

TRANSF. MVA (OA)

TRANSF. MVA (FA)

VOLTAJE (kV)

EQUIPO / CALIBRE Estado de ejecución

Fecha estimada operación

Costo Equipos CIF(BEF)

Costo Equipos CIF(U$)

OBSERVA-CIONES

Ambato S/E Píllaro Nueva 5 6,25 69/13,8 1T+ 1 Pos. Puesta en operación Nov--01 16 846 016 410 669

Bolívar LíneaSeccionamiento Guanujo - Echeandía Nueva 40,0 69 266.8 MCM

Requiere diseño definitivo de la L/ST. Jun-02 22 276 872 543 061

Bolívar S/ESeccionamiento Guanujo Nueva 69 1 Pos. Estructuras metálicas listas. Jun-02 4 590 985 111 918

Complemento de línea

Cotopaxi S/E Salcedo Reemplazo 10 12,5 69/13.8 1 Trans.Por concluir las O/C, falta l montaje electromecánico. Feb-02 14 578 472 355 391 Sale 5 MVA

Cotopaxi S/E Sigchos Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans.Listas las O/C, falta montaje electromecánico. Feb-02 15 557 581 379 260

Prést. 2,5 MVA Empresa difer.

Los Ríos S/ETerminal Terrestre (Ex -S/E San Juan) Reemplazo 5 6,25 69/13,8 1 Trans.

Se encuentran realizando el diseño de la S/E y legalizando el terreno. Jun-02 7 218 614 175 974

Sale 3,75 MVA a Vinces

Manabí LíneaSan Vicente - Jama (Tramo 1 de 3) Nueva 24,6 69 266.8 MCM

Falta de realizar el montaje electromecánico. Ab-02 13 702 794 334 044 Total 60 km

Manabí LíneaSan Vicente - Jama (Tramo 2 de 3) Nueva 7,5 69 266.8 MCM

Falta de realizar el montaje electromecánico. Ab-02 4 177 572 101 840

Tramo 3: Empresa

Manabí S/EPlaya Prieta(EX-S/E Jama) Reemplazo 5 6,25 69/13.8 1 Trans.

Continuan con el montaje eléctromecánico Dic-01 8 824 825 215 130 Sale S/E móvil

Sucumbíos S/E Lago Agrio Reemplazo 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Falta reemplazo del trafo. En-02 9 223 192 224 841 Sale 5 MVA

Sucumbíos S/ESeccionadores, pararrayos

Mantenimiento 69

Equipos para ampliación y emergencias. Dic-01 13 457 032 328 053

TOTALES 11 72,1 40,0 130 453 955 3 180 180

- Adicionalmente, este programa incluye transformadores de 135/180/225 MVA, 230/138 kV, para las subestaciones Milagro y Trinitaria (Ver capítulo de transmisión)

Anexo 7.01OBRAS DE DISTRIBUCIÓN CON PRÉSTAMO DEL GOBIERNO DE BÉLGICA. PROGRAMA 5


1 de 2


DESCRIPCIÓN OBRA

TIPO OBRA

LÍNEAS (km)

TRANSF. MVA (OA)

TRANSF. MVA (FA)

VOLTAJE (kV)

EQUIPO / CALIBRE

Estado de ejecución

Sep-00

Fecha operación (mm-aa)

Costo Equipos (US$)

Azogues S/E Azogues Nueva 10 12,5 69/22 1 Trans. Falta terreno Dic-02 1 300 000Azogues S/E Azogues Nueva 69 1 Pos. Falta terreno Dic-02 380 000

Bolívar LíneaCochapamba - San Pablo Nueva 22,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-02 460 000

Bolívar S/E San Pablo Nueva 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. Falta terreno Jun-02 700 000El Oro Línea Arenillas - Pongal Nueva 22,0 69 266.8 MCM Falta estudios May-02 680 000

El Oro LíneaBarbones - Primavera Nueva 12,0 69 266.8 MCM Tiene estudios Dic-01 350 000

El Oro S/E La Iberia Nueva 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Oct-01 1 070 000El Oro S/E La Iberia Nueva 69 2 Pos. Listo terreno Oct-01 760 000El Oro S/E Machala Centro Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Ago-01 1 100 000El Oro S/E Pagua Ampliación 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Con diseño Mar-02 920 000El Oro S/E Portovelo Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Dic-01 1 050 000El Oro S/E Saracay Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno May-02 920 000

Esmeraldas LíneaBorbón - San Lorenzo Nueva 46,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-01 1 245 000

Esmeraldas Línea Winchele - Río VerdeCamb.Cond. 26,5 69 477 MCM Falta estudios Oct-01 360 000

Esmeraldas S/E Atacames Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Sin diseño Dic-01 1 050 000Esmeraldas S/E La Propicia Ampliación 12 16,0 69/13,8 1 Trans. Sin diseño 900 000Esmeraldas S/E Borbón Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Dic-01 400 000Esmeraldas S/E Golondrinas Nueva 13,8 1 Pos.W Falta terreno Dic-02 400 000Esmeraldas S/E Puerto Libre Ampliación 13,8 1 Pos.W Falta terreno Oct-01 400 000Esmeraldas S/E Quinindé Ampliación 13,8 1 Pos. W Sin diseño Dic-01 400 000Esmeraldas S/E San Lorenzo Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Dic-01 1 000 000Esmeraldas S/E Winchele Ampliación 69 3 Pos. Con diseño Ago-01 760 000Guayas-Los Ríos Línea 2 Cerritos - Recreo Nueva 25,0 69 477 MCM Falta estudios Dic-01 750 000Guayas-Los Ríos Línea

2 Cerritos - Tenis Club Nueva 10,0 69 477 MCM Falta estudios Dic-01 300 000

Guayas-Los Ríos Línea

Durán Sur - Durán Nueva Nueva 2,7 69 477 MCM Falta estudios Dic-01 150 000

Guayas-Los Ríos S/E Daule Ampliación 69 2 Pos. Con diseño Mar-02 760 000Guayas-Los Ríos S/E Duran Nueva Nueva 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Oct-01 1 100 000Guayas-Los Ríos S/E Duran Sur Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Oct-01 380 000Guayas-Los Ríos S/E Puntilla 1 Nueva 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Abr-02 1 100 000Guayas-Los Ríos S/E Palestina Ampliación 10 12,50 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Ago-01 1 100 000Guayas-Los Ríos S/E Palestina Nueva 69 1 Pos. Listo terreno Dic-01 380 000Guayas-Los Ríos S/E Quevedo Sur Ampliación 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Abr-01 920 000Guayas-Los Ríos S/E Secc. Durán Nueva 69 3 Pos. Falta terreno Dic-02 1 100 000

Los Ríos S/E Puebloviejo Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Dic-00 1 050 000Manabí Línea Lodana-Bellavista Nueva 30,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-02 550 000Manabí S/E Bahía Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño May-01 1 050 000Manabí S/E Lodana Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Dic-02 380 000Manabí S/E Manta 3 Nueva 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Oct-01 1 100 000Manabí S/E Portoviejo 3 Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Dic-01 1 050 000

OBRAS DE DISTRIBUCIÓN CON PRÉSTAMO DEL GOBIERNO DE JAPÓN. FASE B2Anexo 7.02


2 de 2


DESCRIPCIÓN OBRA

TIPO OBRA

LÍNEAS (km)

TRANSF. MVA (OA)

TRANSF. MVA (FA)

VOLTAJE (kV)

EQUIPO / CALIBRE

Estado de ejecución

Sep-00

Fecha operación (mm-aa)

Costo Equipos (US$)

Milagro LíneaMilagro Norte - L. de Garaicoa Nueva 20,0 69 266.8 MCM Listo estudios May-02 550 000

Milagro S/E Bucay Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Ago-01 1 050 000Milagro S/E Milagro Derivación Nueva 69 1 Pos. Falta diseño Ago-01 400 000Milagro S/E Milagro Norte Nueva 69 1 Pos. Con diseño Dic-01 380 000Milagro S/E Milagro Sur Ampliación 12 16 69/13,8 1 Trans. Con diseño Nov-01 1 100 000Milagro S/E Montero Ampliación 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Con diseño Jul-01 920 000Milagro S/E Puerto Inca Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Jul-01 380 000Milagro S/E Yaguachi Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Con diseño Ago-01 920 000

Norte LíneaBellavista - Cotacachi Nueva 14,5 69 266.8 MCM

Hincados Postes Ago-01 400 000

Norte S/E Cayambe Nueva 69 1 Pos. Con diseño Dic-01 380 000Norte S/E Cotacachi Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo cerramiento Ago-01 1 000 000Norte S/E La Esperanza Nueva 10 12,50 69/13,8 1 Trans. 1 050 000Sta. Elena Línea Cerecita-Daular Nueva 9,0 69 477 MCM Con estudios Dic-02 300 000

Sta. Elena LíneaSecc.S.Lorenzo - S/E S.Lorenzo Nueva 5,0 69 266.8 MCM Con estudios Dic-01 140 000

Sta. Elena S/E Cerecita Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Oct-02 380 000Sta. Elena S/E Playas Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Nov-01 1 050 000Sta. Elena S/E San Lorenzo Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Dic-01 920 000Sta. Elena S/E San Lorenzo Nueva 69 1 Pos. Listo terreno Dic-01 380 000Sta. Elena S/E San Vicente Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Jul-01 1 050 000Sta. Elena S/E San Vicente Ampliación 69 1 Pos. Listo terreno Jul-01 380 000

Sto. Domingo LíneaEl Carmen - Bramadora Nueva 18,0 69 2/0 AWG Falta estudios May-02 590 000

Sto. Domingo S/E Bramadora Nueva 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. Falta terreno May-02 610 000Sto. Domingo S/E El Carmen Ampliación 69 1 Pos. May-02 380 000Sto. Domingo S/E Sto Domingo 1 Ampliación 69 1 Pos. Dic-01 380 000Sto. Domingo S/E Sto Domingo 2 Ampliación 69 3 Pos. Sep-01 1 200 000Sto. Domingo S/E Centenario (8) Nueva 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Nov-01 1 050 000Sto. Domingo S/E La Cadena Nueva 10 12,5 69/13,8 1 Trans. 1 050 000Sucumbíos S/E La Laguna Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. 1 180 000

Sur Línea

Cumbaratza - Los Encuentros- El Pangui Nueva 60,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-02 1 085 000

Sur LíneaCumbaratza - Namírez Nueva 4,0 69 266.8 MCM Listo estudio May-02 135 000

Sur Línea Obra Pía - Loja Sur Nueva 5,0 69 266.8 MCM Listo estudio Jun-01 135 000

Sur Línea Loja Sur - Yangana Nueva 43,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-01 1 165 000Sur S/E Cumbaratza Nueva 5 6,25 69/22 1 Trans. Falta terreno Ago-02 1 190 000Sur S/E Cumbaratza Nueva 69 1 Pos. Dic-01 380 000Sur S/E El Pangui Nueva 5 6,25 69/22 1 Trans. Falta terreno Sep-02 1 180 000Sur S/E Loja Norte Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Dic-01 1 000 000Sur S/E Loja Sur Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Falta terreno Jul-01 1 000 000Sur S/E Loja Sur Nueva 69 1 Pos. Falta terreno Jul-01 380 000Sur S/E Macará Ampliación 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. May-01 720 000Sur S/E Obra Pía Ampliación 69 1 Pos. Abr-01 380 000Sur S/E Palanda Nueva 2,5 3,125 69/22 1 Trans. Falta terreno Jul-01 800 000Sur S/E Pindal Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Falta terreno Dic-02 1 000 000Sur S/E Vilcabamba Nueva 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. 720 000

TOTALES 83 349,0 304,5 61 175 000

Anexo 7.02OBRAS DE DISTRIBUCIÓN CON PRÉSTAMO DEL GOBIERNO DE JAPÓN. FASE B2

- Como se detalla en el capítulo de transmisión, este programa incluye también transformadores de 138/69 kV, de 90/120/150 MVA para S/E Salitral y 40/50/60 MVA para S/E Chone; así como posiciones para S/Es 2 Cerritos, Portoviejo, Montecristi y Trinitaria; elementos para líneas equipos de construcción y vehículos.


Anexo 7.03

EMPRESA DISTRIBUIDORA

SUBESTA-CIONES

LINEAS SUBTRANS-

MISIÓN

TOTAL S/E y SUBTRANS-

MISIONMEDIA

TENSIÓNTRANSFOR-MADORES

BAJA TENSIÓN

TOTAL MEDIA Y

BAJA TENSIÓN

ACOMETIDAS Y MEDIDORES

ALUMBRADO PUBLICO

TOTAL SERVICIO

ABONADOS

TOTAL INSTALACIO-

NES GENERALES

TOTALES (US$)

Ambato 646 226 600 000 1 246 226 514 063 176 250 778 438 1 468 751 1 140 756 290 000 1 430 756 483 000 4 628 733Azogues 118 169 469 118 638 51 326 17 365 58 969 127 660 36 197 95 985 132 182 0 378 480Bolívar 60 000 309 321 369 321 499 954 240 687 690 413 1 431 054 100 000 10 000 110 000 0 1 910 375Centro Sur 1 190 700 515 800 1 706 500 2 974 700 344 000 1 505 200 4 823 900 855 100 408 000 1 263 100 3 063 360 10 856 860Cotopaxi 920 000 1 095 000 2 015 000 956 600 182 800 365 600 1 505 000 263 000 46 000 309 000 230 000 4 059 000El Oro 8 063 488 1 058 153 9 121 641 381 262 328 035 79 725 789 022 488 772 110 881 599 653 882 653 11 392 969Emelec 4 172 058 912 229 5 084 286 2 614 007 1 099 229 1 876 748 5 589 983 3 457 229 549 629 4 006 857 0 14 681 127Esmeraldas 1 698 620 0 1 698 620 564 416 13 552 167 267 745 235 570 240 0 570 240 163 900 3 177 995Galápagos 0 0 0 6 178 14 160 9 266 29 604 27 314 4 902 32 216 21 194 83 014Guayas-Los Ríos 2 190 970 20 557 2 211 527 1 049 095 368 985 119 671 1 537 751 1 871 387 39 890 1 911 277 1 200 000 6 860 555Los Ríos 459 992 0 459 992 219 522 149 239 251 410 620 171 88 898 403 192 492 090 0 1 572 253Manabí 2 470 457 2 831 310 5 301 767 1 604 679 1 117 299 989 979 3 711 958 2 535 546 0 2 535 546 0 11 549 271Milagro 6 607 837 0 6 607 837 197 080 100 000 197 080 494 160 701 890 0 701 890 120 000 7 923 887Norte 2 928 164 991 555 3 919 719 880 000 132 000 330 000 1 342 000 1 200 000 550 000 1 750 000 1 244 394 8 256 113Quito 1 127 614 1 113 370 2 240 984 913 905 442 731 212 263 1 568 899 3 050 825 421 785 3 472 610 3 930 645 11 213 138Riobamba 109 901 0 109 901 249 701 108 605 228 745 587 051 165 914 54 523 220 436 81 859 999 247Sta. Elena 4 135 276 1 254 223 5 389 499 321 307 125 422 398 641 845 370 328 175 376 267 704 442 0 6 939 311Sto. Domingo 3 958 000 600 000 4 558 000 211 982 88 000 66 000 365 982 1 529 000 160 000 1 689 000 331 491 6 944 473Sucumbíos 1 100 000 490 000 1 590 000 423 223 10 400 12 000 445 623 629 900 120 000 749 900 596 184 3 381 707Sur 334 782 0 334 782 1 453 182 213 001 410 002 2 076 185 821 002 16 000 837 002 633 084 3 881 053TOTALES 42 292 254 11 791 988 54 084 241 16 086 182 5 271 760 8 747 417 30 105 359 19 861 144 3 657 053 23 518 197 12 981 763 120 689 561Relación con total 35,0% 9,8% 44,8% 13,3% 4,4% 7,2% 24,9% 16,5% 3,0% 19,5% 10,8% 100,0%

- Las cifras subrayadas son tomadas de las inversiones previstas para el 2001, pues esas empresas no han presentado datos para el 2002- Estos montos no incluyen lo que se invertiría con asignaciones del FERUM, lo cual consta en el Anexo 7.06

INVERSIONES PREVISTAS PARA EL 2002 POR LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS, EN DISTRIBUCIÓN

SEGÚN ESTUDIOS DEL V.A.D. 2001


Anexo 7.04

EMPRESA ELÉCTRICA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Inversión estimada 2002-

2011 (US$)Ambato 4 628 733 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 722 339 3 722 339 3 722 339 36 080 364Azogues 378 480 462 168 900 204 320 549 340 646 277 271 277 271 764 305 764 305 764 305 5 249 505Bolívar 1 910 375 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 092 589 1 092 589 1 092 589 11 524 088Centro Sur 10 856 860 6 339 667 6 239 667 6 119 667 7 267 663 6 219 667 6 244 667 7 489 966 7 489 966 7 489 966 71 757 755Cotopaxi 4 059 000 2 753 000 2 833 000 2 757 000 2 470 000 2 053 000 2 053 000 2 724 097 2 724 097 2 724 097 27 150 290El Oro 11 392 969 1 182 942 1 182 942 1 182 942 1 182 942 1 182 942 1 182 942 2 232 406 2 232 406 2 232 406 25 187 840Emelec 14 681 127 6 821 684 6 226 857 6 226 857 6 226 857 6 226 857 6 226 857 9 034 865 9 034 865 9 034 865 79 741 692Esmeraldas 3 177 995 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 818 389 1 818 389 1 818 389 15 355 107Galápagos 83 014 200 000 200 000 200 000 200 000 200 000 200 000 176 793 176 793 176 793 1 813 393Guayas-Los Ríos 6 860 555 4 351 000 1 085 000 1 001 000 2 114 000 4 686 000 2 365 000 4 451 047 4 451 047 4 451 047 35 815 697Los Ríos 1 572 253 1 917 632 1 127 857 1 029 783 947 400 947 400 947 400 1 563 737 1 563 737 1 563 737 13 180 936Manabí 11 549 271 3 733 134 3 733 134 3 733 134 3 733 134 3 733 134 3 733 134 5 711 608 5 711 608 5 711 608 51 082 902Milagro 7 923 887 2 875 762 2 875 762 2 875 762 2 875 762 2 875 762 2 875 762 3 253 819 3 253 819 3 253 819 34 939 914Norte 8 256 113 2 552 730 2 801 194 4 602 509 5 604 867 2 683 118 2 817 231 4 644 789 4 644 789 4 644 789 43 252 128Quito 11 213 138 12 455 919 12 455 919 12 455 919 24 466 830 24 466 830 24 466 830 15 500 787 15 500 787 15 500 787 168 483 746Riobamba 999 247 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 005 578 1 005 578 1 005 578 10 015 980Sta. Elena 6 939 311 2 907 571 2 907 571 2 907 571 2 907 571 2 907 571 2 907 571 3 581 231 3 581 231 3 581 231 35 128 429Sto. Domingo 6 944 473 1 195 236 1 195 236 1 195 236 1 195 236 1 195 236 1 195 236 2 045 739 2 045 739 2 045 739 20 253 106Sucumbíos 3 381 707 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 800 764 1 800 764 1 800 764 19 753 447Sur 3 881 053 1 748 899 1 748 899 1 748 899 1 748 899 1 748 899 1 748 899 3 394 661 3 394 661 3 394 661 24 558 430TOTALES (US$) 120 689 561 59 882 670 55 898 569 56 742 154 71 667 134 69 789 013 67 627 126 76 009 507 76 009 507 76 009 507 730 324 749

PLANES DE INVERSIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

- La mayor parte de los datos son estimados sobre la base de información entregada por las Empresas- Para el 2009-2011 se asume el promedio de los años previos, en las empresas que no tienen dato


Anexo 7.05

INDICE DE ELECTRIFICACIÓN POR PROVINCIA

PROVINCIA Empresas que la sirven total o parcialmenteHabitantes Censo 1990

Viviendas Censo 1990

% Electrificación

Censo 1990Habitantes Est.

INEC 1995

% Electrif. Est. INEC

1995% Electrif. Est. 2000

% Electrif. Est. 2011

Azuay Centro Sur, El Oro 506 090 114 455 76,3 578 229 80,8 86 92Bolívar Bolívar 155 088 33 769 53,3 175 342 54,8 58 66Cañar Centro Sur, Milagro, Azogues 189 347 41 869 66,9 205 818 70,6 75 81Carchi Norte 141 482 30 100 79,4 156 803 80,0 82 88Chimborazo Riobamba, Milagro 362 430 60 616 74,5 296 515 69,2 76 82Cotopaxi Cotopaxi, Guayas-Los Ríos 276 324 83 632 67,3 400 239 77,8 89 95El Oro El Oro 412 725 87 902 86,5 500 707 88,5 91 96Esmeraldas Esmeraldas, Sto. Domingo, Norte 315 449 61 046 61,8 386 801 62,9 65 72Galápagos Galápagos 9 785 2 217 94,8 13 239 96,8 98 99Guayas Guayas-Los Ríos, Emelec, Sta. Elena, Milagro, El Oro 2 517 398 527 526 88,7 3 058 532 89,7 91 96Imbabura Norte 265 499 57 713 74,1 308 047 76,2 79 85Loja Sur, Centro Sur 384 545 81 088 60,4 411 010 63,7 68 75Los Ríos Guayas-Los Ríos, Los Ríos, Milagro 527 559 103 757 55,5 608 452 58,3 62 70Manabí Manabí, Sto. Domingo, Guayas-Los Ríos 1 031 927 190 550 62,4 1 172 814 65,1 69 76Morona Santiago Centro Sur, Ambato, Sur 84 216 16 770 44,3 124 133 45,2 47 58Napo Ambato, Quito 57 316 10 212 40,4 76 545 41,3 46 57Orellana Sucumbíos 46 328 8 693 28,9 60 994 31,2 36 51Pastaza Ambato 41 554 8 281 60,9 53 834 60,6 62 69Pichincha Quito, Sto. Domingo, Norte 1 756 228 402 960 90,7 2 181 447 90,5 92 97Sucumbíos Sucumbíos, Norte 76 952 14 997 38,1 117 629 37,6 42 54Tungurahua Ambato 361 980 82 609 89,5 415 375 91,9 95 98Zamora Chinchipe Sur 66 167 13 785 49,9 88 379 52,0 55 64Zonas no delimit. Varias 61 800 11 659 51,9 69 233 49,1 53 63

9 648 189 2 046 206 77,7 11 460 117 78,8 82 88

-Se espera que con los datos del Censo de 2001, el porcentaje de viviendas electrificadas sea mayor a las estimaciones

- La provincia de Francisco de Orellana se creó en 1998, pero los datos son del área que ahora le corresponde

TOTALES


Anexo 7.06

Pro-grama Anual

No. Viviendas Beneficiadas

No. Proyectos

Media y alta Tensión (km)

Baja Tensión

(km)

Transfor-madores

(kVA)

Presu-puesto (US$)

Asignación FERUM (US$)

Asign./ Viv.

(US$)1998 49 306 598 834 899 25 465 12 019 933 9 953 849 153 1999 80 838 928 1 634 1 262 41 052 26 224 008 21 468 865 249 2000 43 342 494 557 607 18 729 20 318 527 13 316 507 285 2001 289 817 973 1 683 1 167 110 493 33 761 348 21 154 195 73 2002 223 670 1 056 2 435 1 804 99 448 41 173 221 30 367 553 136 2003 190 000 1 000 2 000 1 500 35 000 43 000 000 32 000 000 168 2004 70 000 1 100 2 100 1 600 36 800 46 000 000 34 000 000 486 2005 73 000 1 200 2 200 1 700 38 600 49 000 000 36 000 000 493 2006 76 000 1 300 2 300 1 800 40 500 51 000 000 38 000 000 500 2007 80 000 1 400 2 400 1 900 42 500 54 000 000 40 000 000 500 2008 84 000 1 500 2 500 2 000 44 600 57 000 000 42 000 000 500 2009 89 000 1 600 2 600 2 100 46 800 61 000 000 45 000 000 506 2010 93 000 1 700 2 700 2 200 49 100 65 000 000 48 000 000 516 2011 97 000 1 800 2 800 2 300 51 600 69 000 000 51 000 000 526

1998-2000 173 486 2 020 3 025 2 769 85 246 58 562 469 44 739 222 258 2002-2011 1 075 670 13 656 24 035 18 904 484 948 536 173 221 396 367 553 368 -Están incluidas las asignaciones para cubrir déficits operacionales de generación de sistemas no Incorporados-En 2003 se complatan los proyectos de subtransmisión a 69 kV.-En los programas hasta 1999, se usa paridad Sucre/Dólar, del mes en que se presentó cada programa (Sep. año anterior)-Se proyecta la disponibilidad (asignación), solo con el 10% que pagarían los industriales y comerciales-Desde 2004 se liberan recursos del déficit operacional de la E.E. Sucumbíos. Se incorpora al S.N.I. (disminuyen las viviendas beneficiadas de ese sistema)-El factor costo / vivienda se incrementa en el tiempo porque los proyectos rurales son cada vez más caros por dispersión y lejanía

PLANES DE ELECTRIFICACIÓN RURAL Y URBANO MARGINAL CON RECURSOS DEL FONDO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL Y URBANO MARGINAL, FERUM


PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 - 2011

PROCESO DE APROBACIÓN

Luego de varias modificaciones, se presentó a la Dirección Ejecutiva, en noviembre del 2001, el Plan Nacional de Electrificación, para el período 2001-2010. Los miembros del Directorio del CONELEC conocieron y analizaron el documento el 4 y 12 de diciembre de 2001. En sesión del día 19 de diciembre de 2001, mediante Resolución No. 0298/01, el Directorio del CONELEC acogió el referido Plan y dispuso que se lo modifique considerando el decenio 2002–2011, manteniendo como base la estadística hasta el año 2000. El 10 de enero de 2002 se puso el “Plan Nacional de Electrificación 2002 - 2011”, a disposición de los interesados, en la página web www.conelec.gov.ec El 11 de Enero de 2002, se invitó a la Audiencia Pública, mediante publicación en los diarios de mayor circulación de las 3 principales ciudades del país, por medio de invitaciones por correo electrónico a los responsables de Planificación de las entidades relacionadas con el Sector Eléctrico; y, mediante la página web del CONELEC. El 16 de Enero de 2002 se realizó la Audiencia Pública, con asistencia de personas particulares y representantes de Empresas e Instituciones. El Directorio del CONELEC, con resolución No. 0048/02 de 27 de Febrero de 2002, aprobó el presente Plan Nacional de Electrificación del Ecuador, para el período 2002 - 2011.

plan nacional de electrificaciÓn 2002 2011 · ministerio de energía y minas llevar adelante el...

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