2011 ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO FOLLETO RESUMEN

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_____________________________________ Directorio del Consejo Nacional de Electricidad -CONELECQuito – Ecuador, diciembre de 2012 PRESIDENTE Dr. Esteban Albornoz Vintimilla Delegado del Señor Presidente de la República y Ministro de Electricidad y Energía Renovable MIEMBROS DEL DIRECTORIO: Dr. Sergio Ruíz Giraldo Representante Permanente del Sr. Presidente de la República Ing. Carlos Durán Noritz Representante Permanente del Sr. Presidente de la República Dr. Fander Falconí Benítez Secretario Nacional de Planificación y Desarrollo Ing. Diego Ormaza Andrade Representante de los Trabajadores del Sector Eléctrico

DIRECTOR EJECUTIVO INTERINO Dr. Francisco Vergara Ortiz

El Folleto resumen de la Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano, es publicado por el Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC- y se distribuye a las Generadoras, Transmisora, Distribuidoras, Autogeneradoras, CENACE, Grandes Consumidores, y demás entidades y organismos relacionados con el sector eléctrico, a nivel nacional e internacional. Procesamiento y elaboración:

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN - CONELEC [email protected]

Administración General:

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN - CONELEC [email protected]

Aprobación:

CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD – [email protected]

Quito, diciembre de 2012

PRESENTACIÓN La provisión de la energía eléctrica es uno de los servicios públicos relevantes para el mejoramiento de la calidad de vida de la población y, en general, para el desarrollo del país. El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC-, pone a disposición de todas las instituciones y personas el RESUMEN DE LAS ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO DEL AÑO 2011, a fin de que éste constituya una herramienta de consulta para los estudios y decisiones que deban adoptarse en el propio sector y en los sectores vinculados. En este documento se reflejan los principales indicadores del Sector, que permitirán realizar monitoreos de la producción de energía, consumo de combustibles, transacciones de compra y venta de energía en el Mercado Eléctrico, disponibilidades de energía, facturación de los consumos a los clientes finales, balance de energía de los sistemas de distribución, pérdidas técnicas y comerciales de energía y otros. Se brinda también una breve revisión a la infraestructura actual que disponen las empresas que conforman el Sector Eléctrico Ecuatoriano. El presente resumen ha podido elaborarse gracias a la colaboración de todas las empresas del sector, como generadoras, autogeneradoras, transmisora, distribuidoras, grandes consumidores; y además, el Centro Nacional de Control de Energía -CENACE-, y más entidades y personas que han brindado soporte técnico. La información estadística detallada correspondiente al año 2011 y al período 2002-2011 se publica en el Boletín Estadístico y en el Folleto Multianual, respectivamente. El CONELEC aspira que este documento sea una fuente de información técnica, confiable y oportuna que facilite y propenda a la generación de análisis sobre el desenvolvimiento del sector a nivel nacional.

Dr. Francisco Vergara Ortiz DIRECTOR EJECUTIVO INTERINO

ANTECEDENTES La Ley de Régimen del Sector Eléctrico, LRSE, de 10 de octubre de 1996, señala que el Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, debe proveerse de las herramientas para ejercer sus funciones de planificación para el desarrollo del sector, proveer información y ejercer todas las actividades de regulación y control definidas en esta Ley. En el año 2009, se han producido algunos cambios en la normativa jurídica y operativa de la Institución, que inciden en la planificación y ejecución de las actividades que cumple el CONELEC dentro de la política del sector eléctrico del país, las que a continuación mencionamos: 1. El Mandato Constituyente N° 15 expedido el 23 de julio de 2008, publicado en el Registro Oficial N° 393 de 31 de julio de 2008, asigna al CONELEC, la responsabilidad de aprobar nuevos pliegos tarifarios para establecer la tarifa única que deben aplicar las empresas eléctricas de distribución, para cada tipo de consumo de energía eléctrica, para lo cual debe establecer los nuevos parámetros regulatorios específicos que se requieran, incluyendo el ajuste automático de los contratos de compra venta de energía vigentes. Además, en este mismo mandato se establece que las empresas de generación, distribución y transmisión, en las que el Estado Ecuatoriano tiene participación accionaria mayoritaria, extinguirán, eliminarán y/o darán de baja todas las cuentas por cobrar y pagar de los rubros, compra-venta de energía, peaje de transmisión y combustible destinado para generación que existe entre esas empresas; para lo cual éstas, realizarán los ajustes contables necesarios que permitan el cumplimiento de las disposiciones de este mandato. Debido a las disposiciones del citado Mandato, los valores indicados en este Folleto, a la fecha de su emisión, están sujetos al ajuste contable de las transacciones del Mercado Eléctrico, por lo que, en las Tablas estadísticas que los afecte, tienen el carácter de provisionales. 2. A partir del mes de marzo de 2009, se conformó La Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) con plenos derechos y obligaciones para operar en el sector eléctrico nacional como empresa distribuidora de electricidad, asociando como gerencias regionales a las Empresas Eléctricas Esmeraldas S.A.; Regional Manabí S.A.; Santo Domingo S.A.; Regional Guayas-Los Ríos S.A.; Los Ríos C.A.; Milagro C.A.; Península de Santa Elena S.A.; El Oro S.A.; Bolívar S.A.; y, Regional Sucumbíos S.A. 3. En este mismo sentido, CELEC, a partir del 19 de enero de 2009, se conformó por las siguientes empresas: Compañía de Generación Hidroeléctrica Paute S.A.; Compañía de Generación Hidroeléctrica Hidroagoyán S.A.; Compañía de Generación Termoeléctrica Guayas S.A.; Compañía de Generación Termoeléctrica Esmeraldas S.A.; Compañía de Generación Termoeléctrica Pichincha S.A.; y, Empresa de Transmisión de Electricidad –TRANSELECTRIC S.A.-. Desde enero de 2010, la CELEC pasó a ser la Empresa Pública Estratégica, Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP y subrogó en todos los derechos y obligaciones de la CELEC S.A. e Hidronación S.A. A diciembre de 2010 CELEC EP estuvo conformada por siete unidades de negocio, tres de generación térmica, tres de generación hidráulica y una de transmisión. 4. Con la expedición de la Ley Orgánica de Empresas Públicas, el 24 de julio de 2009, se dio paso a la creación de varias empresas que serán las que gestionen y desarrollen las actividades tendientes a brindar el servicio público de energía eléctrica, esta empresas son: HIDROPASTAZA EP, CELEC EP, COCASINCLAIR EP, HIDROLITORAL EP, HIDROTOAPI EP, HIDROEQUINOCCIO EP. 5. Mediante Decreto Ejecutivo N° 1786 publicado en el Registro Oficial No. 625 del 2 de julio de 2009, la Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil -CATEG- en sus secciones de generación y distribución, se convirtió en la Unidad de Generación, Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica de Guayaquil -Eléctrica de Guayaquil-, pasando a ser un organismo de la Función Ejecutiva que conforma la administración pública central, con funciones descentralizadas y desconcentradas, funcionando adscrita al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

A través del Decreto Ejecutivo N° 887 publicado en el Registro Oficial N° 548 del 4 de octubre de 2011, en ejercicio de las atribuciones que le confiere el numeral 5 del artículo 147 de la Constitución de la República del Ecuador, el numeral 1 del artículo 5 de la Ley de Empresas Públicas, créase la Empresa Eléctrica Pública de Guayaquil, EP., como entidad de derecho público, con personalidad jurídica y patrimonio propio, dotada de autonomía presupuestaria, financiera económica, administrativa y de gestión, con domicilio principal en la ciudad de Guayaquil, provincia del Guayas 6. Finalmente, el Mandato No. 15 dispuso que, en virtud de los indicadores de gestión de algunas empresas de distribución, las siguientes sociedades anónimas: Empresa Eléctrica Quito S.A.; Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.; Empresa Eléctrica Regional Norte S.A.; Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.; Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A.; y, Empresa Eléctrica Riobamba S.A. mantengan su estado hasta que la normativa del sector eléctrico sea expedida conforme los principios constitucionales.

MISIÓN, VISIÓN Y VALORES DEL CONELEC. Bajo el accionar estratégico del CONELEC, se trabajó en equipo para lograr la actualización del Plan Estratégico para el período de gestión 2013-2016; en el que se presentan los siguientes elementos orientadores: Misión, Visión y Valores.

Compromiso

“Regular, planificar y controlar los servicios públicos de suministro de energía eléctrica y de alumbrado público general, en beneficio de la ciudadanía ecuatoriana, promoviendo su prestación con alta calidad a precios justos y responsabilidad socio ambiental.”

• Brindamos el mayor esfuerzo tanto individual como en equipo, para ir más allá de lo esperado y cumplir la misión y visión de nuestra Institución

Honestidad

“Ser reconocido por ser el mejor organismo de regulación y control de servicios públicos en el Ecuador”

• Trabajamos con rectitud, cumplimos las normas, hacemos buen uso de los recursos y reconocemos nuestras debilidades

Transparencia • Toda la información de nuestra gestión está siempre a disposición de la ciudadanía y sin distorsionar la realidad

Responsabilidad • Analizamos nuestras decisiones, acciones y omisiones y, por supuesto, asumimos sus consecuencias

ÁREAS DE INICIATIVA ESTRATÉGICA. Para el cumplimiento de este nuevo Direccionamiento Estratégico de la misión, visión y los valores, se identificaron áreas de iniciativa estratégicas en las que se establecen objetivos estratégicos en función de las cuatro dimensiones establecidas para la Administración Pública.

DIMENSIÓN

Áreas de Iniciativa Estratégica

Ciudadanía

1. 2. 3.

Calidad de servicio eléctrico a usuarios directos e indirectos Calidad de la Planificación, Regulación y Control del sector eléctrico Eficiencia en la gestión de la información del sector

Procesos

4.

Eficiencia operacional

Talento Humano

5.

Desarrollo del talento humano de acuerdo a los requerimientos de la Misión y Visión institucionales.

Finanzas

6.

Uso adecuado y eficiente del presupuesto

INDICE GENERAL INDICE DE TABLAS ..................................................................................................................................... 9 INDICE DE FIGURAS ................................................................................................................................. 10 1.

Resumen de la estadística del sector eléctrico ecuatoriano, año 2011 .............................................................. 13 1.1

Resumen de los principales indicadores eléctricos nacionales ......................................................... 15

1.1.1

Evolución histórica de los principales indicadores eléctricos nacionales en el período 2002-2011... 15

1.1.2

Balance nacional de energía eléctrica en el año 2011 ...................................................................... 16

1.2

Generación de energía eléctrica ....................................................................................................... 20

1.2.1

Potencia nominal y efectiva de las centrales de generación a nivel nacional ................................... 20

1.2.2

Producción e importación de energía y consumo de combustibles ................................................... 23

1.2.3

Transacciones económicas por venta de energía ............................................................................. 28

1.3

Sistema Nacional de Transmisión ..................................................................................................... 31

1.4

Distribución de energía eléctrica ....................................................................................................... 33

1.4.1

Clientes finales de las distribuidoras ................................................................................................. 33

1.4.2

Energía facturada a clientes finales .................................................................................................. 35

1.4.3

Precio Medio a Clientes Finales ........................................................................................................ 36

1.4.4

Compra y Venta de Energía de los Sistemas de Distribución ........................................................... 38

1.4.5

Balance de energía en sistemas de distribución ............................................................................... 41

INDICE DE TABLAS TABLA. No. 1. 1: PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, PERÍODO 2002-2011 .................. 13 TABLA. No. 1. 2: BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO PÚBLICO, PERÍODO 2002-2011 ............................... 14 TABLA. No. 1. 3: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO .................... 17 TABLA. No. 1. 4: POTENCIA DE LA INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS ................................................................ 21 TABLA. No. 1. 5: POTENCIA POR TIPO DE ENERGÍA Y TIPO DE CENTRAL ......................................................... 22 TABLA. No. 1. 6: POTENCIA POR TIPO DE SERVICIO Y TIPO DE EMPRESA ....................................................... 23 TABLA. No. 1. 7: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR SISTEMA, TIPO DE EMPRESA Y TIPO DE CENTRAL ......... 23 TABLA. No. 1. 8: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA Y DE CENTRAL ............................................... 24 TABLA. No. 1. 9: OFERTA TOTAL MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA Y TIPO DE CENTRAL (GWH).......................................................................................................................................... 25 TABLA. No. 1. 10: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR TIPO DE EMPRESA ..................................................................................................................................................... 26 TABLA. No. 1. 11: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR TIPO DE EMPRESA ....................................................... 27 TABLA. No. 1. 12: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES EN TEP ....................................................................... 27 TABLA. No. 1. 13: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN ............................................. 29 TABLA. No. 1. 14: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y TIPO DE EMPRESA ........ 29 TABLA. No. 1. 15: CLIENTES REGULADOS Y NO REGULADOS DE LAS DISTRIBUIDORAS A DICIEMBRE DE 2011. ....................................................................................................................................................... 34 TABLA. No. 1. 16: CRECIMIENTO DE CLIENTES FINALES Y ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS .................... 35 TABLA. No. 1. 17: ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ............. 37 TABLA. No. 1. 18: COMPRA DE ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS ................................................................... 40 TABLA. No. 1. 19: VENTA DE ENERGÍA POR EXCEDENTES .................................................................................. 41 TABLA. No. 1. 20: BALANCE DE ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ..................................................... 42 TABLA. No. 1. 21: DESGLOSE DE ENERGÍA DISPONIBLE, PÉRDIDAS Y DESVÍOS RESPECTO DE LA META *SIGOB EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN, DICIEMBRE DE 2011 ........................................ 44 TABLA. No. 1. 22: CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS ........................................................................................................................................ 46

INDICE DE FIGURAS FIG. No. 1. 1: EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA EN EL S.N.I., PERÍODO 2002-2011 ................................................. 15 FIG. No. 1. 2: BALANCE DE ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO .................................................. 15 FIG. No. 1. 3: ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES ................................................................................. 16 FIG. No. 1. 4: EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN ................................................ 16 FIG. No. 1. 5: POTENCIA NOMINAL POR SISTEMA (MW) ....................................................................................... 20 FIG. No. 1. 6: POTENCIA EFECTIVA POR SISTEMA (MW) ...................................................................................... 20 FIG. No. 1. 7: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE EMPRESA (MW) ...................................................................... 21 FIG. No. 1. 8: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA (MW) ..................................................................... 21 FIG. No. 1. 9: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE CENTRAL (MW) ...................................................................... 22 FIG. No. 1. 10: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE CENTRAL (GWH) ....................................................... 24 FIG. No. 1. 11: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA (GWH) ................................................................. 24 FIG. No. 1. 12: OFERTA TOTAL MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA ............................................. 25 FIG. No. 1. 13: OFERTA MENSUAL DE ENERGÍA EN EL S.N.I. ............................................................................... 26 FIG. No. 1. 14: ENERGÍA BRUTA GENERADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO .................................. 27 FIG. No. 1. 15: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES .......................................................................................... 28 FIG. No. 1. 16: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA POR CONTRATOS Y M. OCASIONAL ..................... 30 FIG. No. 1. 17: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA IMPORTADA Y EXPORTADA .................................. 30 FIG. No. 1. 18: COMPOSICIÓN DE CLIENTES FINALES POR SECTOR DE CONSUMO ........................................ 34 FIG. No. 1. 19: COMPOSICIÓN DE FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANUAL A CLIENTES FINALES POR SECTOR DE CONSUMO EN GWh. ..................................................................................... 36 FIG. No. 1. 20: COMPOSICIÓN DE FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES FINALES POR SECTOR DE CONSUMO EN USD MILLONES. ........................................................................................... 36 FIG. No. 1. 21: FACTURACIÓN DE ENERGÍA Y PRECIO MEDIO MENSUAL A CLIENTES FINALES EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN .................................................................................................................... 38 FIG. No. 1. 22: PRECIOS MEDIOS EN LAS DISTRIBUIDORAS (USD ¢/KWH)......................................................... 38 FIG. No. 1. 23: COMPRA DE ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS, POR TIPO DE TRANSACCIÓN EN GWh Y %. ...................................................................................................................................................... 39 FIG. No. 1. 24: COMPRA DE ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS, POR TIPO DE PROVEEDOR EN GWh Y %. ............................................................................................................................................................... 39 FIG. No. 1. 25: TRANSACCIONES TOTALES DE COMPRA Y PRECIO MEDIO DE ENERGÍA POR DISTRIBUIDORA .......................................................................................................................................... 40 FIG. No. 1. 26: PARTICIPACIÓN DE LA ENERGÍA DISPONIBLE DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ........... 41 FIG. No. 1. 27: ENERGÍA DISPONIBLE EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN GWh Y %. ............................ 42 FIG. No. 1. 28: PÉRDIDAS DE ENERGÍA POR DISTRIBUIDORA, A DICIEMBRE DE 2011. .................................... 43 FIG. No. 1. 29: PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN GWH Y %, A DICIEMBRE DE 2011 .............................................................................................................................................................. 45

2011 RESUMEN DE LOS PRINCIPALES INDICADORES

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1. Resumen de la estadística del sector eléctrico ecuatoriano, año 2011 TABLA. No. 1. 1: PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, PERÍODO 2002-2011 AÑO CONCEPTO Energía generada bruta (1) Energía importada desde Colombia Energía importada desde Perú Energía bruta total Energía generada no disponible para servicio público (2) Energía generada e importada para servicio público

(1) (2)

Unidad

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

GWh GWh GWh GWh GWh %

11.887,56 56,30 n.a. 11.943,86 287,41 2,41%

11.546,13 1.119,61 n.a. 12.665,74 337,76 2,67%

12.584,85 1.641,61 n.a. 14.226,46 1.086,79 7,64%

13.404,02 1.716,01 7,44 15.127,47 1.219,30 8,06%

15.115,85 1.570,47 16.686,32 1.850,67 11,09%

17.336,65 860,87 18.197,52 2.540,75 13,96%

18.608,53 500,16 19.108,69 2.610,30 13,66%

18.264,95 1.058,20 62,22 19.385,37 2.219,64 11,45%

19.509,85 794,51 78,39 20.382,76 2.746,03 13,47%

20.544,14 1.294,59 21.838,73 2.925,93 13,40%

GWh

11.656,45

12.327,98

13.139,67

13.908,16

14.835,65

15.656,78

16.498,39

17.165,72

17.636,72

18.912,80

Es la energía eléctrica generada por todo el parque generador del país (Incorporado y No Incorporado al Sistema Nacional Interconectado, para Servicio Público y No Público) Corresponde a la energía utilizada internamente para procesos productivos y de explotación (es el total de la energía producida por las empresas autogeneradoras Andes Petro, Agip, OCP, Petrobras, Petroamazonas, Petroproducción, Repsol y SIPEC; y, una parte de la energía generada por Agua y Gas de Sillunchi, Ecoelectric, Ecudos, Ecoluz, EMAAP-Q, Lafarge, La Internacional, Molinos La Unión, Perlabí, San Carlos). El % de la energía no disponible para Servicio Público es respecto a la Energía BrutaTotal. n.d. -> no disponible n.a.-> no aplica.

La mayor producción de energía eléctrica a nivel nacional en el 2011, también resultó en una mayor oferta de energía para Servicio Público, que comparado con el 2010, tuvo un incremento del 5,92 % equivalente a 1111,22 GWh.

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

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TABLA. No. 1. 2: BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO PÚBLICO, PERÍODO 2002-2011 AÑO

Unidad

CONCEPTO Energía generada e importada para servicio público Autoconsumos en generación para servicio público (1) Energía entregada para servicio público Pérdidas en transmisión (2) Energía disponible para servicio público Energía exportada a Colombia y Perú Energía entregada a Grandes Consumidores en Subtransmisión (3) Energía disponible en sistemas de distribución Pérdidas totales de energía en sistemas de distribución Energía facturada a clientes finales (4)

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

GWh

11656,45

12327,98

13139,67

13908,16

14835,65

15656,78

16498,39

17165,72

17636,72

18912,80

GWh % GWh GWh % GWh GWh % GWh % GWh GWh % GWh

234,00 2,01% 11422,45 394,20 3,38% 11028,24 n.a. n.a. 129,15 1,11% 10899,09 2453,62 22,51% 8445,47

238,09 1,93% 12089,89 389,28 3,16% 11700,61 67,20 0,55% 127,62 1,04% 11505,78 2633,41 22,89% 8872,37

215,22 1,64% 12924,45 458,31 3,49% 12466,14 34,97 0,27% 125,59 0,96% 12305,57 2831,31 23,01% 9474,26

270,93 1,95% 13637,23 430,95 3,10% 13206,29 16,03 0,12% 133,22 0,96% 13057,04 2971,72 22,76% 10085,32

300,91 2,03% 14534,74 426,61 2,88% 14108,13 1,07 0,01% 315,57 2,13% 13791,49 3069,01 22,25% 10722,48

307,25 1,96% 15349,52 485,46 3,10% 14864,06 38,39 0,25% 397,81 2,54% 14427,86 3089,83 21,42% 11338,02

321,84 1,95% 16176,54 614,73 3,73% 15561,81 37,53 0,23% 264,70 1,60% 15259,58 2993,08 19,61% 12266,51

524,17 3,05% 16641,56 643,92 3,75% 15997,64 20,76 0,12% 0,00 0,00% 15976,88 2766,31 17,31% 13210,57

260,18 1,48% 17376,55 542,44 3,08% 16834,11 10,06 0,06% 0,00 0,00% 16824,04 2747,43 16,33% 14076,61

304,21 1,61% 18608,59 715,10 3,78% 17893,49 10,60 0,06% 0,00 0,00% 17882,88 2634,08 14,73% 15248,80

Demanda máxima en bornes de generación (solo Sistema Nacional Interconectado S.N.I.) (5)

GW

2,13

2,22

2,36

2,42

2,64

2,71

2,79

2,77

2,88

3,05

Demanda máxima en subestaciones principales (solo Sistema Nacional Interconectado S.N.I.) (5)

GW

2,06

2,13

2,29

2,33

2,48

2,61

2,73

2,74

2,77

2,90

(1) (2) (3) (4) (5)

Es la energía utilizada por las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación, para los procesos de generación de energía eléctrica que estará disponible para el Servicio Público. Considera todo el transporte de energía a nivel nacional. Incluye aquella que no es transportada por el Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.). A Holcim Guayaquil se le entregó energía en el período sep/05 - ago/08 y a Interagua en el período dic/01 - agos/08. Incluye clientes Regulados y No Regulados, excepto la energía exportada a Colombia y la entregada a los grandes consumidores en subtransmisión (Holcim Guayaquil> sep/05 - ago/08 e Interagua -> dic/01 - ago/08). Para el año 2011, la demanda máxima en bornes de generación del S.N.I.,se produjo el 16 de diciembre, a las 19:00. n.d.-> no disponible n.a.-> no aplica.

La energía facturada a clientes finales creció en 7,68 % equivalente a 1172,26 GWh.

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

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1.1

Resumen de los principales indicadores eléctricos nacionales

1.1.1 Evolución histórica de los principales indicadores eléctricos nacionales en el período 2002-2011 La demanda en bornes de generación en cada año se refiere a la sumatoria de las demandas máximas no coincidentes de cada mes, medida a la salida de las centrales de generación, y tuvo un crecimiento del 2010 al 2011 del 5,98 %, mientras que en el período 2002-2011 creció 43,06 %, es decir, un promedio anual del 4,54 %. Por otro lado, la demanda máxima en subestaciones principales, es la resultante de la sumatoria de las demandas máximas no coincidentes de cada uno de los sistemas de distribución conectados al Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.), el incremento del 2011 respecto del 2010 fue 1,21 %, mientras que en el periodo de análisis, creció 51,24 %.

2,64 2,13

2,36

2,22 2,06

2002

2,13

2003

2,42 2,29

2004

2005

2,61

2,48

2,33

2,79

2,71

2006

2007

2,73

2,77

2008

3,05 3,11

2,88

2,77

2,74

2009

2010

2011

Demanda máxima en bornes de generación (S.N.I.) Demanda máxima en subestaciones principales (S.N.I.)

FIG. No. 1. 1: EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA EN EL S.N.I., PERÍODO 2002-2011 La energía entregada para servicio público, es aquella entregada a los clientes finales a través de los sistemas de transmisión y distribución. En la FIG. No. 1. 2 se muestra los valores totales anuales, donde se aprecia que en el periodo, esta energía se incrementó en 62,95 %, mientras que en el 2011 creció 7,12 % respecto al 2010. GWh 19.000 17.000 15.000 13.000

11.422

12.090

12.924

13.637

14.535

15.350

16.177

16.642

2008

2009

17.376

18.613

2010

2011

11.000 9.000 7.000 5.000 3.000

1.000 (1.000)

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Energía facturada a clientes finales

Pérdidas totales en sistemas de distribución

Energía entregada a grandes consumidores

Energía exportada a Colombia y Perú

Pérdidas en transmisión

Energía entregada para servicio público

FIG. No. 1. 2: BALANCE DE ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO

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Año 2011

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La energía facturada a clientes finales incluye a los clientes regulados y no regulados de los sistemas de distribución. De acuerdo a la FIG. No. 1.3, este valor en el periodo 2002-2011 se incrementó en 80,56 %, es decir, un promedio anual de 7,32 %. La variación entre los años 2011 y 2010 fue del 8,33 %. En estos valores no se incluye la energía que se exportó a Colombia (abr/2003 – dic/2009) ni la consumida por los grandes consumidores Holcim (sep/2005 – ago/2008) e Interagua (ene/02 – ago/2008), ya que ésta fue liquidada en el sistema de transmisión.

GWh

15.249

14.077

13.211

14.000

12.267

12.000 10.000

8.445

8.872

2002

2003

9.474

10.085

11.338

10.722

8.000 6.000

4.000 2.000 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

FIG. No. 1. 3: ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES Las pérdidas de energía (GWh) en los sistemas de distribución en el periodo 2002-2011 han tenido un incremento del 7,35 %; notándose que este indicador tiene tendencia a disminuir desde el 2008, que se puede atribuir a las políticas implementadas para la reducción de las pérdidas, tal como se muestra en la FIG. No. 1.4. En el 2011 las pérdidas disminuyeron en 4,13 % respecto al 2010. Si las pérdidas son analizadas en función de la energía disponible en los sistemas de distribución, se observa en el gráfico que éstas han sufrido una disminución significativa desde 2002, año en el que alcanzaron el 22,51 %, llegando a 14,73 % en el 2011. Su máximo valor se dio en el 2004 con 23,01 %.

GWh 4.500

22,5%

22,9%

23,0%

22,8%

22,3%

25%

21,4%

4.000

19,6% 17,3%

3.500

20% 16,3% 14,7%

3.000 2.500 2.000

2.454

2.633

2.831

2.972

3.069

3.090

15% 2.993 2.765

2.747

2.634

1.500

10%

5%

1.000 500

0% 2002

2003

Pérdidas técnicas

2004

2005

Pérdidas No técnicas

2006

2007

2008

2009

Total pérdidas de energía

2010

2011

% pérdidas de energía

FIG. No. 1. 4: EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN

1.1.2

Balance nacional de energía eléctrica en el año 2011

La TABLA No.1.3 muestra un Balance de la Energía entre la producción e importación, las pérdidas y el consumo a nivel nacional, enfocado principalmente desde el punto de vista de la energía que se puso a disposición del servicio público. Nótese que las pérdidas en transmisión, no corresponden exactamente a las pérdidas del Sistema Nacional de Transmisión S.N.T., ya que en este análisis se incluye la energía que no fluye por dicho Sistema.

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TABLA. No. 1. 3: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO 1. Capacidad efectiva en generación Hidráulica Solar Energía Renovable Eólica Turbovapor Total Energía Renovable No Renovable

MCI Turbogas Turbovapor

Total Energía No Renovable

MW 2.207,17 0,04 2,40 93,40 2.303,01 1.183,65 897,50 454,00

% 45,62% 0,00% 0,05% 1,93% 47,60% 24,46% 18,55% 9,38%

2.535,15

52,40%

Total Capacidad Instalada

4.838,16

100%

Interconexiones

Total Interconexiones

MW 525,00 110,00 635,00

% 82,68% 17,32% 100%

2. Energía entregada para servicio no público Total energía entregada para servicio no público

GWh 2.925,93

% 100%

Total No Renovable Total Producción Nacional Interconexión Importación Total Producción Nacional + Importación

GWh 11.133,09 3,34 0,06 278,20 11.414,69 4.375,78 2.272,25 2.481,42 9.129,45 20.544,14 1.294,59 21.838,73

% 50,98% 0,02% 0,00% 1,27% 52,27% 20,04% 10,40% 11,36% 41,80% 94,07% 5,93% 100%

4. Energía Entregada para Servicio Público Hidráulica Eólica Energía Renovable Solar Térmica Turbovapor (1) Total Energía Renovable Térmica MCI No Renovable Térmica Turbogas Térmica Turbovapor Total No Renovable Total Producción Nacional Interconexión Importación Total Energía Entregada para Servicio Público

GWh 11.047,07 3,34 0,06 147,27 11.197,74 2.101,26 1.766,86 2.252,42 6.120,54 17.318,29 1.294,59 18.612,88

% 59,35% 0,02% 0,00% 0,79% 60,16% 11,29% 9,49% 12,10% 32,88% 93,04% 6,96% 100%

5. Energía Disponible para Servicio Público Pérdidas en Transmisión Total Energía Disponible para Servicio Público

GWh 715,60 17.897,27 6,17 8,22 17.882,88

% 3,84% 96,16% 0,03% 0,04% 96,08%

GWh 5.350,95 2.955,82 4.797,85 882,97 1.261,22 15.248,80 1.560,95 1.073,13 2.634,08 1.191,56 1.169,65

% 29,92% 16,53% 26,83% 4,94% 7,05% 85,27% 8,73% 6,00% 14,73%

Interconexiones

Colombia Perú

3. Producción Total de Energía e Importaciones Hidráulica Eólica Energía Renovable Fotovoltaica Térmica Turbovapor (1) Total Energía Renovable No Renovable

Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor

Energía Exportada Perú Energía Exportada Colombia Total Energía Disponible en los Sistemas de Distribución 6. Consumos de Energía para Servicio Público Residencial Comercial Consumo de Energía Industrial a Nivel Nacional A. Público Otros Total Perdidas en Distribución

Técnicas No Técnicas Total Perdidas de Energía en Distribución Facturación USD Facturados (Millones) USD Recaudados (Millones)

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98,16%

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(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

Corresponde a la generación cuyo combustible es la Biomasa (Bagazo de caña). El porcentaje de Consumo total de Auxiliares y Otros está referido al Total Producción Nacional. Los porcentajes de Pérdidas en Transmisión y Total Energía Disponible para Servicio Público están referidos al Total Energía Entregada para Servicio Público. Corresponde a la energía vendida a Colombia por la interconexión de 230 kV y 138kV, más la energía vendida a Perú por al E.E. Sur. Incluye la energía de clientes regulados y no regulados para uso comercial, además de los consumos propios de las Autogeneradoras que entran al S.N.I. Incluye la energía de clientes regulados y clientes no regulados para uso industrial, además de los consumos propios de las Autogeneradoras que entregan energía al S.N.I. Los porcentajes de consumos y pérdidas en distribución están referidos a la energía disponible para servicio público.

La producción de energía eléctrica en el Ecuador se incrementó en 5,93 % ( 1.111,22 GWh), respecto al 2010, de forma semejante la importación de energía se incrementó en 48,31 % ( 421,69 GWh), dando como resultado final un aumento de la energía bruta total a nivel nacional de 7,14 % ( 1.455,98 GWh). Esto fue consecuencia de las mejores condiciones hidrológicas, respecto al 2010, presentadas en las cuencas que alimentan las principales centrales hidroeléctricas, y al ingreso de nueva generación en el parque eléctrico nacional.

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2011 GENERACIÓN TRANSMISIÓN

Microsoft

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1.2 1.2.1

Generación de energía eléctrica Potencia nominal y efectiva de las centrales de generación a nivel nacional

En el contexto de ubicación de las centrales de generación eléctrica en el país, constan aquellas que están directamente relacionadas con el S.N.I. y aquellas que se encuentran aisladas o no incorporadas al mismo. En las FIG. No. 1. 5 y FIG. No. 1. 6 se representan las potencias y porcentajes de participación de las centrales de generación dentro de estos dos Sistemas para el año 2011. Es importante anotar que en estos valores no se incluye lo correspondiente a las Interconexiones eléctricas internacionales, por lo que los totales tendrán una diferencia significativa con las estadísticas de los años anteriores. Adicionalmente, también existe diferencia por la salida y/o ingreso de generación, entre las más importantes cabe destacar: la contratación de 130 MW térmicos con la empresa Energy International, instalados en Quevedo y 75 MW térmicos con la empresa APR Energy LLC, instalados en Santa Elena, la Corporación del Ecuador CELEC EP encarga a la Unidad de Negocio TERMOPICHINCHA el suministro de combustible para la operación de la Central Termoeléctrica Santa Elena I; además se debe señalar el ingreso de la Central Hidroeléctrica Mazar con 183,7 MW. De esta forma lo representado gráficamente corresponde a la potencia que estuvo disponible en el Ecuador durante el año 2011 en cada uno de los sistemas indicados S.N.I. 4 431,14 84,69%

No Incorporado 800,79 15,31%

FIG. No. 1. 5: POTENCIA NOMINAL POR SISTEMA (MW) S.N.I. 4 243,57 87,71%

No Incorporado 594,61 12,29%

FIG. No. 1. 6: POTENCIA EFECTIVA POR SISTEMA (MW)

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Con respecto al año 2010, las Interconexiones eléctricas con Colombia y Perú no tuvieron variación tanto de la potencia nominal, como de la efectiva; en conjunto el total de las Interconexiones fue 650,00 MW y 635,00 MW, respectivamente. TABLA. No. 1. 4: POTENCIA DE LA INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS Procedencia

País

Interconexión

Colombia Perú

Total general

Potencia Nominal (MW) (%) 540,00 83,08 110,00 16,92 650,00 100,00

Potencia Efectiva (MW) (%) 525,00 82,68 110,00 17,32 635,00 100,00

Como se mencionó en los antecedentes de este documento, los agentes de generación eléctrica son clasificados en generadoras, distribuidoras con generación y autogeneradoras. Como se puede apreciar en las FIG. No. 1. 7 y FIG. No. 1.8, cada uno de estos grupos tiene diferente porcentaje de participación en el total de la capacidad instalada y efectiva a nivel del país, siendo para el año 2011 las empresas generadoras las de mayor aporte registrado con 72,63% en potencia nominal y 75,72 % en potencia efectiva. Generadora 3 810,07 72,82%

Autogenerado ra 918,28 17,55%

Distribuidora 503,57 9,62%

FIG. No. 1. 7: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE EMPRESA (MW) Generadora 3 670,63 75,87% Autogenerador a 712,35 14,72%

Distribuidora 455,20 9,41%

FIG. No. 1. 8: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA (MW) En la FIG. No. 1. 9 se muestra porcentualmente la potencia de las centrales eléctricas de acuerdo a su accionamiento primario o tipo de central, observando que las de mayor representación son las centrales termoeléctricas que, en total, representan el 54,33 % de la potencia efectiva, en tanto que las centrales hidráulicas el 45,62 %.

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Hidráulica 2 207,17 45,62%

Térmica MCI 1 183,65 24,46% Térmica Turbogas 897,50 18,55%

Térmica Turbovapor 547,40 11,31%

Solar 0,04 0,0009%

Eólica 2,40 0,05%

FIG. No. 1. 9: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE CENTRAL (MW) En la TABLA No.1.5, se da otra clasificación de la energía eléctrica, la cual está basada en su fuente de procedencia o de obtención. Tal es así que, como Energía Renovable, el Ecuador cuenta con 2.338,15 MW de potencia instalada y 2.303,01 MW de efectiva, considerando como renovable, la potencia de aquellas centrales térmicas que pertenecen a los ingenios azucareros que utilizan el bagazo de caña como combustible. Además, en la misma tabla, se observa que el 55,31 % corresponde a la Energía No Renovable, es decir, que la dependencia de los derivados y productos del petróleo aún es significativa en el Ecuador. TABLA. No. 1. 5: POTENCIA POR TIPO DE ENERGÍA Y TIPO DE CENTRAL Tipo de energía

Renovable

Tipo de Central Hidráulica Térmica Turbovapor (1) Eólica Solar

Total Renovable No Renovable

Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor

Total No Renovable Total general

Potencia Nominal MW 2.234,41 101,30 2,40 0,04 2.338,15 1.459,01 976,74 458,00 2.893,75 5.231,90

% 42,71 1,94 0,05 0,00 44,69 27,89 18,67 8,75 55,31 100,00

Potencia Efectiva MW 2.207,17 93,40 2,40 0,04 2.303,01 1.183,65 897,50 454,00 2.535,15 4.838,16

% 45,62 1,93 0,05 0,00 47,60 24,46 18,55 9,38 52,40 100,00

(1) Corresponde a la generación, cuyo combustible es la Biomasa (Bagazo de caña).

Según su objetivo principal, las diferentes empresas que conforman el sector eléctrico ecuatoriano disponen de centrales cuya producción total se destina al servicio público (energía eléctrica que se produce para ponerla a disposición de los clientes finales, a través de los distintos sistemas de distribución) o para su consumo interno, también conocida como energía de servicio no público (energía eléctrica que producen las autogeneradoras para satisfacer sus propias necesidades o las de sus consumos propios y que no se puede poner a disposición de los clientes finales). También hay empresas cuya energía es destinada a los dos tipos de servicios. La TABLA No.1.6 muestra los valores de potencia destinados tanto para el servicio público, como para no público según el tipo de empresa. Desprendiéndose, prácticamente, que las generadoras y distribuidoras destinan el total de su producción al servicio público, mientras que las autogeneradoras, cuyo objetivo principal no es el negocio de la electricidad, utilizan sus centrales eléctricas para satisfacer sus necesidades productivas y en caso de disponer excedentes, éstos son vendidos o entregados al servicio público. Para la empresa EMAAP-Q, su calificación es también como autogeneradora.

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TABLA. No. 1. 6: POTENCIA POR TIPO DE SERVICIO Y TIPO DE EMPRESA Servicio Público

Tipo de Empresa

Generadora Distribuidora Autogeneradora Total

1.2.2

Potencia Nominal (MW)

Servicio No Público

Potencia Efectiva (MW)

3 802,11 503,52 136,75 4 442,39

Potencia Nominal (MW)

3 662,80 455,16 123,47 4 241,43

Total

Potencia Efectiva (MW)

7,96 781,53 789,49

Potencia Nominal (MW)

7,83 588,88 596,71

3 810,07 503,52 941,84 5 231,88

Potencia Efectiva (MW)

3 670,63 455,16 712,35 4 838,14

Producción e importación de energía y consumo de combustibles

En el año 2011 la producción e importación de energía fue de 21.838,73 GWh, de los cuales el 87,34 % corresponde a la energía del S.N.I., es decir 19.073,50 GWh, en la que se incluye la importación desde Colombia y Perú. En la TABLA No.1.7 se puede ver el aporte de energía bruta de cada tipo de empresa y tipo de central. La energía producida por las Autogeneradoras, corresponde a la generada por las empresas petroleras para sus procesos extractivos o complementarios. TABLA. No. 1. 7: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR SISTEMA, TIPO DE EMPRESA Y TIPO DE CENTRAL Sistema

Tipo de Empresa Tipo de Central Generadora Distribuidora

S.N.I. Autogeneradora Interconexión

Hidráulica Térmica Hidráulica Térmica Biomasa Hidráulica Térmica Interconexión

Total S.N.I. Generadora No Incorporado

Distribuidora

Autogeneradora Total No Incorporado Total

Eólica Térmica Hidráulica Solar Térmica Térmica

Energía Bruta (GWh) 9.905,14 5.779,41 706,49 507,55 278,20 505,18 96,93 1.294,59 19.073,50 3,34 106,64 16,28 0,06 78,51 2.560,41 2.765,24 21.838,73

En la FIG. No. 1.10 se aprecia los valores de energía bruta en GWh y porcentajes de participación de cada uno de los tipos de centrales disponibles en el país. Para el caso de la generación solar, se tiene una producción de 0,06 GWh.

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Hidráulica 11.133,09 51%

Solar 0,06 0,0002%

Térmica Turbovapor 2.759,62 13% Interconexió n 1.294,59 6%

Térmica Turbogas 2.272,25 10%

Térmica MCI 4.375,78 20%

Eólica 3,34 0,02%

FIG. No. 1. 10: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE CENTRAL (GWH) De acuerdo al contenido de la TABLA No.1.8 del total de la energía bruta a nivel nacional, el 51,46 % corresponde a la energía producida por fuentes renovables, el 42,20 % a la energía de fuentes no renovables y el 6,34 % a la importación de energía. El mayor porcentaje de producción de energía por medio de fuentes renovables fue consecuencia de las mejores condiciones hidrológicas presentadas en las cuencas que alimentan las principales centrales hidroeléctricas. TABLA. No. 1. 8: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA Y DE CENTRAL Energía Bruta Tipo Energía Tipo de Central GWh % Hidráulica Térmica Turbovapor * Eólica Solar

Renovable

Total Renovable Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor Total No Renovable Interconexión Interconexión Total Interconexión Total general No Renovable

10.219,57 278,20 3,34 0,06 10.501,17 4.235,46 1.969,72 2.406,26 8.611,44 1.294,59 1.294,59 20.407,21

50,08 1,36 0,02 0,00 51,46 20,75 9,65 11,79 42,20 6,34 6,34 100,00

En la FIG. No. 1.11, se expresa la estructura de la producción bruta por tipo de energía.

No Renovable 9.906,03 47,89%

Renovable 10.501,17 50,77%

Importación 278,20 1,34%

FIG. No. 1. 11: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA (GWH) La TABLA No.1.9 y la FIG. No. 1.12 muestran el comportamiento de la oferta de energía mes a mes durante todo el año 2011. Una mayor oferta de energía hidráulica, por parte de las empresas generadoras, se observa durante el período abril–septiembre, lo que se debe a la época lluviosa en las cuencas de las mayores centrales hidroeléctricas del país.

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Adicionalmente se advierte el aumento de la energía importada durante los tres primeros y los tres últimos meses del año, lo que ocurrió con el objeto de reemplazar energía térmica y por ende disminuir el consumo de combustibles. TABLA. No. 1. 9: OFERTA TOTAL MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA Y TIPO DE CENTRAL (GWH) Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

Generadora Distribuidora Hidráulica Eólica Térmica Hidráulica Térmica 695,36 0,17 522,11 66,32 68,70 696,40 0,06 485,23 58,89 54,05 560,67 0,07 657,36 65,35 66,58 828,54 0,01 516,04 67,17 45,31 1.027,44 0,40 421,60 69,04 39,01 1.021,39 0,42 400,68 65,59 25,74 1.103,74 0,46 328,16 62,81 12,67 837,02 0,44 507,37 54,27 69,43 929,23 0,36 390,76 47,23 45,34 723,11 0,36 563,28 54,94 54,59 577,40 0,37 618,85 47,20 60,78 904,84 0,23 474,63 63,94 43,85 9.905,14 3,34 5.886,05 722,76 586,06

Autogeneradora Solar Hidráulica Térmica 47,29 223,28 43,55 200,49 0,01 45,98 223,55 0,01 46,04 211,50 0,01 48,38 217,94 0,01 43,64 231,32 0,01 43,19 262,53 0,01 41,21 278,96 0,01 36,69 274,25 0,01 37,00 283,59 0,01 34,92 272,71 0,01 37,28 255,41 0,06 505,18 2.935,54

Interconexión Interconexión 179,90 126,24 257,21 97,89 51,22 19,75 13,44 29,32 77,27 122,77 186,61 132,97 1.294,59

Total general 1.803,13 1.664,91 1.876,79 1.812,49 1.875,03 1.808,53 1.827,02 1.818,03 1.801,15 1.839,64 1.798,86 1.913,16 21.838,73

GWh 2.500 2.000

1.803

1.875 1.809 1.827 1.818 1.801 51 257 20 13 29 77 98 266 306 275 320 126 258 311 108 270 75 91 244 124 112 93 132 113 1.877

1.812

1.665 1.500

180 271 135

1.840

1.799

123

187

321 110

1.913

133 293 108

308 108

1.000 500

1.218

1.182

1.218

1.345

1.449

1.422

1.432

1.345

1.320

1.287

1.197

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

1.380

Generadora

Distribuidora

Autogeneradora

Interconexión

Dic

Total

FIG. No. 1. 12: OFERTA TOTAL MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA La variación de la oferta de energía térmica, hidráulica e interconexión en el S.N.I., mes a mes, se puede apreciar en la FIG. No. 1.13.

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100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Ene Feb

Mar

Biomasa

Abr

May Jun

Hidráulica

Jul

Ago Sep

Térmica

Oct

Nov

Dic

Interconexión

FIG. No. 1. 13: OFERTA MENSUAL DE ENERGÍA EN EL S.N.I. Del total de la energía disponible ( 21.538,81 GWh), a la salida de las centrales de generación, luego del consumo de sus servicios auxiliares, el 86,42 % fue entregado al servicio público y el 13,58 % al servicio no público, como se puede apreciar en la TABLA No.1.10. En esta clasificación, las empresas generadoras son las de mayor aporte al servicio público, en tanto que las autogeneradoras al servicio no público, entrando en estas últimas, principalmente, las empresas petroleras, las mismas que utilizan el total de su producción de energía eléctrica en sus procesos extractivos y relacionados. TABLA. No. 1. 10: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR TIPO DE EMPRESA

Tipo de Empresa

Generadora Distribuidora Autogeneradora Importación Total

Energía Bruta (GWh)

15.253,56 1.308,89 3.440,72 1.835,56 21.838,73

Energía Disponible (GWh) 14.980,46 1.294,66 3.428,12 1.835,56 21.538,81

Energía Energía Entregada Entregada para para Servicio Servicio No Publico Publico (GWh) (GWh) 14.847,34 1.294,66 635,57 1.835,56 18.613,13

133,13 2.792,55 2.925,68

Igual relación se puede ver en la FIG. No. 1.14, donde se representan los totales de la energía bruta generada tanto para servicio público, como no público, es decir, antes de sus consumos de sus servicios auxiliares. En este gráfico se incluye la energía importada que es considerada como energía bruta generada para servicio público.

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Energía bruta generada para Servicio Público 17.636,69 86,528%

Energía bruta generada para Servicio no Público 2.746,06 13,472%

Se incluye la importación de energía desde Colombia y Perú

FIG. No. 1. 14: ENERGÍA BRUTA GENERADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO Las centrales de generación térmica utilizan como fuente de energía primaria diferentes tipos de combustible, especialmente aquellos derivados del petróleo. Sin embargo se ha incluido, en la TABLA No.1.11, el consumo de bagazo de caña, que aunque se la considera como una fuente de energía renovable, se combustiona para producir energía eléctrica. TABLA. No. 1. 11: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR TIPO DE EMPRESA

Tipo de Empresa Generadora Distribuidora Autogeneradora Total general

Fuel Oil Diesel 2 Nafta (Mill Gas Natural Residuo (Mill gal) (Mill gal) gal) (Mill pc) (Mill gal) 207,97 24,25 232,22

59,12 18,51 69,18 146,80

14,71 14,71

8,47 7,02 15,50

Crudo LPG (Mill (Mill gal) gal)

44,46 1,42 15,32 61,20

60,94 60,94

7,07 7,07

Bagazo de caña (Miles Tn) 1.064,25 1.064,25

De la tabla se concluye que los combustibles más utilizados en el 2011, a nivel nacional, fueron el Diesel 2 y el Fuel Oil. En la siguiente tabla se representan los totales de los diferentes tipos de combustible consumidos en el 2011. Se utiliza el concepto de TEP (Toneladas Equivalentes de Petróleo), que permite un mejor entendimiento de la cantidad de combustible utilizado en los procesos de generación termoeléctrica. TABLA. No. 1. 12: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES EN TEP Combustibles Equivalencias (TEP) * Cantidad Unidades 232,22 millones de galones de Fuel Oil 172,52 millones de galones de Diesel 2 14,71 millones de galones de Nafta 17.708,43 millones de pies cúbicos de Gas Natural 67,88 millones de galones de Residuo 62,81 millones de galones de Crudo 7,07 millones de galones de LPG 1.064,25 miles de Toneladas de Bagazo de Caña * Fuente: OLADE, SIEE

1 galón 1 galón 1 galón 1 pie³ 1 galón 1 galón 1 galón 1 Tonelada

= = = = = = = =

Total (TEP)

0,003404736 790.631,38 0,003302303 569.728,03 0,002907111 42.767,29 0,022278869 394.523.838,16 0,003302303 224.159,79 0,003404736 213.839,51 0,002046800 14.468,87 0,181997480 193.691,44

A continuación se visualiza gráficamente esta información.

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Toneladas Equivalentes de Petróleo (TEP)

2.400.000 2.000.000 1.600.000 1.200.000 800.000 400.000 0

TEP Fuel Oil TEP Diesel 2 TEP Nafta TEP Gas Natural TEP Residuo TEP LPG TEP Crudo TEP Bagazo de caña

S.N.I. 790.631,38 318.759,37 42.767,29 188.798,85 173.402,72 193.691,44

No Incorporado 250.968,66 205.724,99 50.757,07 14.468,87 213.839,51 -

FIG. No. 1. 15: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES

1.2.3 Transacciones económicas por venta de energía El Mercado Eléctrico abarca la totalidad de las transacciones de suministro eléctrico que se celebren entre sus agentes, sea a través del corto plazo, de contratos de largo plazo, así como también las transacciones internacionales de electricidad. Los contratos regulados a plazo suscritos por los generadores son liquidados por toda la producción real de energía eléctrica y son asignados a todas las distribuidoras en proporción a su demanda regulada. Para el caso de los autogeneradores, la contratación es sobre sus excedentes de generación y contemplan un solo componente o cargo variable para su liquidación.

La producción de los generadores de propiedad de las empresas que prestan el servicio de distribución y comercialización se determina mediante un cargo fijo y un cargo variable o costo variable de producción, de forma similar a un contrato regulado aplicable a los restantes generadores del mercado. En el corto plazo o mercado ocasional se liquidarán únicamente los remanentes de la producción de los generadores que no estén comprometidos en contratos regulados, es decir, la diferencia entre la energía neta producida y la energía contratada por estos generadores, además de las TIE. El Centro Nacional de Control de Energía –CENACE- liquida todas las transacciones comerciales del mercado, determinando los importes que deben abonar y percibir los distintos participantes del Mercado Eléctrico, conforme los términos establecidos en los contratos de compraventa, incluyendo las importaciones y exportaciones de electricidad. En el 2011 el total de la energía comercializada en el Mercado Eléctrico fue de 16.978,72 GWh, por un monto de USD 193,62 millones, dando como resultado un precio medio de 1,14 USD ¢/kWh, tal como se detalla en la TABLA No.1.13.

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TABLA. No. 1. 13: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Energía vendida (GWh) Total Precio medio Tipo de Transacción (Millones USD) (USD ¢/KWh) GWh % Contratos Mercado Ocasional Importación Exportación Total general

15.074,14 1.021,62 872,90 10,06 16.978,72

88,78 6,02 5,14 0,06 100,00

11,60 88,85 92,59 0,57 193,62

0,08 8,70 10,61 5,71 1,14

En el Mercado Ocasional se incluye la facturación de la generación no escindida, así como los servicios del mercado. No están incluidos los valores por compras de energía para cumplir contratos. En la TABLA No.1.14 se muestran los valores de la energía vendida, la facturación y los precios medios por tipo de transacción y tipo de empresa. Lo vendido en el Mercado Ocasional por las generadoras corresponde a la producción de Mazar durante el período mayo-agosto, en el cual no ingresaba en operación comercial. Lo vendido en Contratos por las distribuidoras corresponde a la venta realizada por la distribuidora Eléctrica de Guayaquil. TABLA. No. 1. 14: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y TIPO DE EMPRESA Tipo de Empresa Generadora

Tipo de Transacción Contratos M. Ocasional

Total Generadora Distribuidora

Contratos M. Ocasional

Total Distribuidora Autogeneradora

Contratos

M. Ocasional Total Autogeneradora Importación M. Ocasional Total Importación Exportación M. Ocasional Total Exportación Total general

Energía Vendida Total Facturado (GWh) (Millones USD) 14.558,07 598,37

Precio medio (USD ¢/kWh) 4,11

14.558,07 331,45

598,37 33,74

4,11 10,18

870,30 1.201,75 184,62

39,61 73,35 12,65

4,55 6,10 6,85

151,32 335,94 1.294,59 1.294,59 8,55 8,55 17.398,90

84,31 96,95 88,39 88,39 0,31 0,31 857,37

55,71 28,86 6,83 6,83 3,68 3,68 4,93

En los siguientes gráficos se visualiza la variación que tuvo el precio medio durante el 2011 tanto en los contratos a plazo, como en el ocasional, también se grafican los precios medios de la energía importada y exportada. El precio medio de la energía importada desde Colombia fue 6,83 USD ¢/kWh, mientras que desde Perú no hubo importación de energía.

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USD ¢/kWh 8 7 6 5 4 3 2

1 -

Ene Precio medio Contratos 4,05 Precio medio M. Ocasional 4,38

Feb 5,06 4,79

Mar 5,47 4,46

Abr 4,17 4,25

May 3,54 4,22

Jun 3,35 4,81

Jul 3,18 5,84

Ago 4,63 6,47

Sep 3,98 6,90

Oct 4,89 6,44

Nov 5,42 6,78

Dic 3,94 5,15

En el Mercado Ocasional no se incluyen la Importación y la Exportación de energía.

FIG. No. 1. 16: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA POR CONTRATOS Y M. OCASIONAL

USD ¢/kWh 14 12

10 8 6 4 2 0

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Precio medio Exportación 11,0 8,75 10,5 7,13 5,68 5,78 4,48 12,0 3,50 1,95 8,98 6,12 Precio medio Importación 7,30 8,02 6,22 7,46 6,74 8,10 7,38 7,94 7,33 6,31 6,92 5,37 La importación desde Perú se realizó únicamente durante el período enero-marzo

FIG. No. 1. 17: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA IMPORTADA Y EXPORTADA

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1.3

Sistema Nacional de Transmisión

El Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.) está administrado por la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC), a través de su Unidad de Negocio, Transelectric (CELEC-Transelectric). Según los datos reportados por el CENACE, durante el año 2011 las subestaciones que forman parte del S.N.T. recibieron 16.462,55 GWh de energía y entregaron 15.809,23 GWh. El total de la pérdidas fue 624,18 GWh, es decir el 3,79 %. El total de la facturación efectuada por CELEC-Transelectric fue USD 53,40 millones. De acuerdo al sistema de enfriamiento de los transformadores, la capacidad de las subestaciones del S.N.T., incluida la capacidad de reserva, es la siguiente: -

Enfriamiento natural de aire (OA): Enfriamiento por aire forzado (FA): Enfriamiento por aire y aceite forzado (FOA):

5.151,08 MVA 6.844,83 MVA 8.516,50 MVA

Se tiene un total de 37 subestaciones: 14 funcionan a 230 kV (incluida una de seccionamiento: Zhoray); 21 a 138 kV (dos de seccionamiento: Pucará, San Idelfonso); y, 2 subestaciones móviles. Las líneas de transmisión que conforman el S.N.T. tienen una longitud total de 3.654,56 km. De los cuales: 1.901,06 km corresponden a líneas con nivel de voltaje 138 kV; y, 1.753,50 km a líneas de 230 kV.

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DISTRIBUCIÓN

CONELEC Microsoft

1.4

Distribución de energía eléctrica

En base al artículo 39 del capítulo VII, de la Ley del Régimen del Sector Eléctrico, el CONELEC ha realizado la concesión de servicios de distribución de energía eléctrica a 11 empresas eléctricas del país, las mismas que están obligadas a prestar estos servicios durante el plazo establecido en los contratos de concesión, cumpliendo con normas que garanticen la eficiente atención a los usuarios y el preferente interés nacional. Las empresas de distribución de energía eléctrica son: la Unidad Eléctrica de Guayaquil, nueve Empresas Eléctricas y la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) que está conformada por diez Gerencias Regionales.

1.4.1 Clientes finales de las distribuidoras Los clientes finales de las empresas de distribución de energía eléctrica se clasifican en dos grandes grupos: a) Clientes Regulados.- son aquellos cuya facturación se rige a lo dispuesto en el Pliego Tarifario; y b) Clientes No Regulados.- son aquellos cuya facturación por el suministro de energía obedece a un contrato a término, realizado entre la empresa que suministra la energía y la que la recibe; estos contratos se los conoce también como de libre pactación. El CONELEC establece las tarifas que las empresas eléctricas aplicarán a sus Clientes Regulados; y, en el caso de los No Regulados estos precios se establecen mediante un contrato a término. Según la etapa funcional del punto de medición de energía y el tipo de contrato, los clientes deberán pagar servicios que provee el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), los cuales se dividen en: “Servicios de Mercado”, cuyo cálculo, para el Cliente Regulado, lo realiza el CONELEC incluyéndolo en el pliego tarifario; mientras que para el caso de los Clientes No Regulados, el cálculo de estos servicios (o liquidación de servicios) los realiza el CENACE y “Servicios de Transmisión” que son brindados por CELEC-TRANSELECTRIC. Las operaciones dentro del MEM, implican la facturación de servicios de mercado, los cuales incluyen los siguientes rubros: potencia remunerable puesta a disposición (PRPD) y servicios complementarios, generación obligada y/o forzada, reconocimiento de combustibles, reactivos, reconocimiento a la generación no convencional y reliquidaciones. A diciembre de 2011, el total de clientes finales de las distribuidoras fue de 4´189.535, de los cuales 4´189.478 son clientes regulados. Existen 57 clientes no regulados, de los cuales, 56 pertenecen al sector industrial (cuatro tienen la calificación de gran consumidor y 51 tienen la de consumo propio). Varios clientes del norte del Perú son atendidos por la E.E. Sur, que los considera como un cliente no regulado del sector comercial.

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TABLA. No. 1. 15: CLIENTES REGULADOS Y NO REGULADOS DE LAS DISTRIBUIDORAS A DICIEMBRE DE 2011. Sector de Consumo Grupo

Empresa

CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayas Los Ríos Corporación Nacional de CNEL-Los Ríos Electricidad CNEL-Manabí CNEL CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos Total CNEL E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos Empresas Eléctricas E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Eléctrica de Guayaquil Total Empresas Eléctricas TOTAL NACIONAL

Residencial R 50.373 178.843 103.904 259.192 87.902 272.484 116.946 94.897 131.907 55.302 1.351.750 186.149 29.143 275.250 92.628 6.929 180.465 755.070 132.743 142.528 523.337 2.324.242 3.675.992

Comercial

NR

1 1 1

R 2.436 20.665 8.297 14.237 7.237 15.819 15.442 7.500 18.092 9.315 119.040 21.830 2.048 26.588 6.616 1.326 19.792 114.456 15.606 14.864 71.739 294.865 413.905

A. Público

Industrial

NR

R 94 1.876 645 936 543 147 179 332 246 658 5.656 6.514 415 6.618 4.611 160 3.328 14.499 834 1.696 2.862 41.537 47.193

-

NR -

R

1 3 4 3 1 3 15 3 4 2 6 11 15 41 56

7 72 1 80 13 29 5 1 1 209 22 1 31 1 15 14 1 26 44 155 364

Otros R 1.375 3.016 2.231 2.910 1.343 2.980 1.657 1.227 2.054 2.462 21.255 4.405 533 4.120 2.111 315 3.767 4.737 2.846 5.424 2.568 30.826 52.081

Clientes Regulados 54.285 204.472 115.078 277.355 97.038 291.430 134.253 103.961 152.300 67.738 1.497.910 218.920 32.140 312.607 105.967 8.745 207.366 888.762 152.030 164.538 600.550 2.691.625 4.189.535

Clientes No Regulados 1 3 4 3 1 3 15 3 4 2 6 11 1 15 42 57

Clientes Finales 54.285 204.472 115.079 277.358 97.038 291.434 134.256 103.962 152.303 67.738 1.497.925 218.923 32.140 312.611 105.969 8.745 207.372 888.773 152.030 164.539 600.565 2.691.667 4.189.592

La participación de los clientes finales por sector de consumo, a nivel nacional, se expresa gráficamente a continuación y se puede observar que los clientes residenciales es el mayor número con 3.675.992 que representa el 87.74%, le siguen los clientes comerciales con 413.905 que representa el 9.88%. Residencial 3.675.992 87,74%

Otros 52.081 1,24%

A. Público 364 0,01%

Industrial 47.193 1,13%

Comercial 413.905 9,88%

FIG. No. 1. 18: COMPOSICIÓN DE CLIENTES FINALES POR SECTOR DE CONSUMO Durante el 2011 se incrementaron 237.5445 clientes finales, lo que significa un crecimiento anual de 5,67%. En el mismo período, el sector residencial creció 5,59%, el comercial 6,59%, el industrial 4,00%, en Alumbrado Público 0,82% y Otros 5,23%. En la TABLA No.1.16 se muestra el crecimiento anual de los clientes finales y de la demanda de energía eléctrica por distribuidora.

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TABLA. No. 1. 16: CRECIMIENTO DE CLIENTES FINALES Y ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS Grupo

Empresa

CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayas Los Ríos Corporación Nacional de CNEL-Los Ríos Electricidad CNEL-Manabí CNEL CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos Total CNEL E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos Empresas Eléctricas E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Eléctrica de Guayaquil Total Empresas Eléctricas TOTAL NACIONAL

Crecimiento 2011 vs 2010 Energía Clientes % GWh 1.769 3,26 0,35 8.206 4,01 8,78 10.390 9,03 (1,19) 20.280 7,31 7,20 8.792 9,06 1,58 37.652 12,92 19,49 8.031 5,98 (4,10) 2.160 2,08 2,37 9.261 6,08 2,41 5.732 8,46 (1,08) 112.273 7,50 35,80 7.773 3,55 2,00 1.233 3,84 (0,06) 12.123 3,88 3,08 4.808 4,54 5,40 472 5,40 0,09 11.816 5,70 2,12 39.672 4,46 16,07 4.914 3,23 1,58 8.933 5,43 1,79 33.528 5,58 25,66 125.272 4,65 57,72 237.545 5,67 93,52

% 6,99 15,97 (4,25) 7,04 7,94 21,97 (10,85) 7,04 6,97 (8,03) 0,74 4,89 (0,71) 4,73 15,22 3,55 5,26 5,25 7,22 8,40 7,31 0,55 0,61

El 30% de las distribuidoras del país (6), presentaron un crecimiento de clientes finales menor al 4%, estas son las Regionales de CNEL: Bolívar y Santa Elena y de la empresas eléctrica tenemos. Ambato, Azogues, Centro Sur. El 25% de las distribuidoras del país (5) presentaron un crecimiento de clientes finales mayor al 7%, estas son: CNEL-Esmeraldas, CNEL-Guayas Los Ríos, CNEL-Los Ríos, CNEL Manabí y CNEL-Sucumbíos. El 45% de las distribuidoras del país (9) presentaron un crecimiento de clientes entre el 4% y 7%. El crecimiento de la demanda de energía a nivel nacional en el 2011 se ubicó en 7.14%, esto es, 93.52 GWh por encima del 2010; el sector residencial tuvo un crecimiento de 3,73%, (16,90 GWh); el comercial 12,51% (32,50 GWh); el industrial 6,69% (7.60 GWh); en alumbrado público 4,63% (3,4 GWh) y otros 17,95% (19,91 GWh), todo respecto al 2010.

1.4.2

Energía facturada a clientes finales

La energía facturada a los clientes finales de las distribuidoras fue de 15.248,80 GWh; de esta energía de 14.931,12 GWh (97,92%) fueron demandados por sus clientes regulados, y 317,67 GWh (2,08%) por sus clientes no regulados. De la FIG. No. 1. 19 se puede notar que el sector de mayor consumo es el residencial, el que registró una demanda de 5.351 GWh, esto es, 35.84% del total de la energía facturada a los clientes finales; el segundo lugar lo tiene el sector industrial con una demanda de 4.481 GWh (30,01%), le sigue el sector comercial con una demanda de 2.955 GWh (19.79%), luego el sector otros y Alumbrado Público con una participación del 8.45% y 5.91% respectivamente.

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A. Público 883 5,91%

Otros 1.261 8,45% Residencial 5.351 35,84%

Industrial 4.481 30,01% Comercial 2.955 19,79%

FIG. No. 1. 19: COMPOSICIÓN DE FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANUAL A CLIENTES FINALES POR SECTOR DE CONSUMO EN GWh. En el 2011 se presentó un promedio nacional de consumo mensual por cliente de 121 kWh en el sector residencial, 595 kWh en el comercial y 8.472 kWh en el Industrial. Los clientes finales de las empresas eléctricas demandaron una energía de 14.931 GWh, por un valor facturado de USD 1.189.61 millones; recaudando USD 1.169,094465 millones lo que representa el 98,27 % del valor facturado.

. A. Público 89.755.474 7,54%

Otros 78.055.265 6,56%

Residencial 504.239.150 42,39%

Industrial 286.177.318 24,06%

Comercial 231.385.122 19,45%

FIG. No. 1. 20: COMPOSICIÓN DE FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES FINALES POR SECTOR DE CONSUMO EN USD MILLONES. Donde el sector residencial, recibió 5.351 GWh, por USD 504,24 millones; el sector comercial 2.955 GWh, por USD 231,39 millones; el sector industrial 4.481 GWh, por USD 286,18 millones; el alumbrado público 883 GWh, por USD 89,76 millones; y el grupo de consumo otros 1.261 GWh por USD 78,06 millones.

1.4.3 Precio Medio a Clientes Finales El precio medio nacional de facturación total de energía eléctrica para los clientes regulados fue de 7,97 USD ¢/kWh; y por sectores: residencial 9,42 USD ¢/kWh; comercial 7,83 USD ¢/kWh; Industrial 6,39 USD ¢/kWh; Alumbrado Público 10,17 USD ¢/kWh y en otros 6,19 USD ¢/kWh.

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Año 2011

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TABLA. No. 1. 17: ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Suma de Suma de Facturación Tipo Grupo Energía Precio Medio Servicio Cliente Consumo Facturada (USD ¢/kWh) Eléctrico (MWh) (USD)

Regulado

Residencial Comercial Industrial A. Público Otros

Total Regulado

No Regulado

Comercial Industrial

Total No Regulado Total Nacional

5.350.949 2.955.487 4.480.504 882.969 1.261.215 14.931.125

504.239.150 231.385.122 286.177.318 89.755.474 78.055.265 1.189.612.328

9,42 7,83 6,39 10,17 6,19 7,97

331 317.344

38.146 1.904.807

11,52 0,60

317.675

1.942.953

0,61

15.248.799

1.191.555.281

7,81

La energía facturada por los clientes no regulados de las distribuidoras fue de 306,88 GWh; de los cuales 262,92 GWh (85,39%) corresponde a consumos propios de las empresas filiales de distribuidoras, generadoras y autogeneradoras; la facturación de los grandes consumidores fue de 43,65 GWh (14,22%) y la exportación al Perú 0,32 GWh (0,39%). El cliente no regulado de la E.E. Sur, corresponde a un grupo de consumidores que están localizados al norte del Perú, por lo que se lo clasifica como exportación; éste registró un consumo de 0,32 GWh y una facturación de energía de USD 33.110. En la TABLA No.1.17, el precio medio nacional de energía eléctrica a clientes finales, * 7,97 USD ¢/kWh, se calcula con el total general de energía facturada (GWh) y de la facturación por servicio eléctrico (USD). El precio medio nacional de energía eléctrica a clientes finales se considera el mínimo de un rango estimado entre 7,76 y 7,80 USD ¢/kWh; ya que no se registra facturación de servicio eléctrico (USD) por la energía entregada (306,56 GWh) a consumos propios y grandes consumidores; sin embargo, se cancelaron USD 2’359.440 USD, de los cuales USD 1’847.083 se facturaron por concepto de peajes de distribución y USD 512.357 por impuestos. Tampoco se incluye la facturación por la exportación de energía a Colombia, ya que ésta se realiza a través del sistema de transmisión. Los dos gráficos siguientes detallan los precios medios por mes y por área de concesión. En la FIG. No. 1. 21 se representan los precios medios mensuales, el valor máximo obtenido es de 8,09 USD ¢/kWh en el mes de septiembre y el valor mínimo es de 7,88 USD ¢/kWh en el mes de octubre.

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Año 2011

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GWh

USD c/kWh 8,10 8,06

8,09

1.300 1.280

8,01

1.260 1.240 1.220

7,98

7,97

7,96

7,96

8,00

7,97

7,94

7,93 7,92

7,91

1.200

7,90

1.180

1.215

1.201

1.243

1.277

1.280

1.242

1.233

1.248

1.230

1.235

1.242

1.285

1.160

7,88

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

1.140

7,80

Factura Energía (GWh)

Precio Medio (USD ¢/kWh)

Precio Medio Nacional 7,97 (USD ¢/kWh)

FIG. No. 1. 21: FACTURACIÓN DE ENERGÍA Y PRECIO MEDIO MENSUAL A CLIENTES FINALES EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 12 10,39 10

9,60

9,15 8,68

9,68 9,17

8,67

8,42 8,48

8,03 8,17

9,00

8,54 8,06

7,86

8

8,95

8,65

7,81

7,78 7,07

6

4

2

CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD

Eléctrica de Guayaquil

E.E. Sur

E.E. Riobamba

E.E. Quito

E.E. Norte

E.E. Galápagos

E.E. Cotopaxi

E.E. Centro Sur

E.E. Azogues

E.E. Ambato

CNEL-Sucumbíos

CNEL-Sto. Domingo

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Milagro

CNEL-Manabí

CNEL-Los Ríos

CNEL-Guayas Los Ríos

CNEL-Esmeraldas

CNEL-El Oro

CNEL-Bolívar

-

Empresas Eléctricas

FIG. No. 1. 22: PRECIOS MEDIOS EN LAS DISTRIBUIDORAS (USD ¢/KWH).

1.4.4

Compra y Venta de Energía de los Sistemas de Distribución

Las distribuidoras compraron la mayor parte de la energía requerida en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM; en menor cantidad a autogeneradoras y a distribuidoras vecinas para atender a pequeñas localidades que estando dentro de su área de concesión, sus redes eléctricas no podían atenderlas.

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Año 2011

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Las distribuidoras durante el 2011, compraron 17.380,53 GWh, de los cuales, 15.530,43 GWh (89,36%) fueron adquiridos a través de contratos, 1.849,51 GWh (10,64%) se captaron del Mercado Ocasional y 0,59 GWh mediante transacciones que no corresponden a contratos o al mercado ocasional. Mercado Ocasional 1.849,51 10,64%

Otros 0,59 0,00%

Contratos 15.530,43 89,36%

FIG. No. 1. 23: COMPRA DE ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS, POR TIPO DE TRANSACCIÓN EN GWh Y %. Por el total de la compra de energía en contratos (15.530,43 GWh), se facturaron USD 644,20 millones por energía, USD 11,66 millones por servicios (valores por Energía Reactiva, Inflexibilidades o Generación Obligada, Restricciones, Potencia y Otros) y USD 2,73 millones por transmisión; en total se ha facturado USD 642,7 millones. El precio medio de la energía en contratos fue de 4,15 USD ¢/kWh. Por el total de la compra de energía en el Mercado Ocasional (1.849,51 GWh) se facturaron USD 61,39 millones, USD 54,83 millones por servicios (valores por Energía Reactiva, Inflexibilidades o Generación Obligada, Restricciones, Potencia y Otros) y USD 67,23 millones por transmisión, facturándose en total USD 246,41 millones. El precio medio de la energía en el Mercado Ocasional fue de 3.32 USD ¢/kWh. Por la compra de energía en Otros (590,3 MWh) se facturaron USD 19.659, no se registra facturación por servicios y/o transmisión. El precio medio de la energía en el segmento Otros fue de 3,33 USD ¢/kWh.

Autogeneradoras 189,41 1,09%

Distribuidoras 32,09 0,18%

Generadoras 15.309,51 88,08%

Mercado Ocsional 1.849,51 10,64%

FIG. No. 1. 24: COMPRA DE ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS, POR TIPO DE PROVEEDOR EN GWh Y %.

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Año 2011

Página 39 de 46

De los 17.380,53 GWh, la mayor parte de esa energía fue abastecida por generadoras con 15.309,5 GWh (88,08%), el Mercado Ocasional aportó 1.849,51 GWh (10,64%), autogeneradoras 189,41GWh (1,09%) y entre distribuidoras se registraron transacciones por 32,09 GWh (0,18%). Según consta en la TABLA No.1.18, por el total de la compra de energía de las distribuidoras (17.380,53 GWh), se facturaron USD 705,61 millones por energía, USD 43,81 millones por servicios y USD 51,85 millones por transmisión; en total se ha facturado USD 889,12 millones. El precio medio de la energía fue de 5,44 USD ¢/kWh. TABLA. No. 1. 18: COMPRA DE ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS Grupo Empresa

Corporación Nacional de Electricidad CNEL

Energía Comprada (GWh)

Empresa

Factura Energía (Miles USD)

Servicios (Miles USD)

Transmisión (Miles USD)

Total Facturado (Miles USD)

Precio Medio USD c/kWh

Valor Pagado (Miles USD)

Valor Pagado (%)

CNEL-Bolívar

67,86

2.506,62

708,90

298,82

3.514,33

5,18

CNEL-El Oro

748,26

27.865,17

7.921,99

2.481,50

38.268,65

5,11

-

-

CNEL-Esmeraldas

442,89

21.113,06

394,44

1.584,53

23.092,04

5,21

-

-

CNEL-Los Ríos

2.143,10

60,98

323,11

12.164,52

3.092,03

1.899,36

17.155,91

5,31

-

CNEL-Manabí

1.389,89

51.737,57

14.393,34

4.655,16

70.786,07

5,09

73.479,47

103,80

CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL-Guayas Los Ríos

599,10 448,32 428,81 165,77 1.502,74 6.116,74 497,23 97,20 831,04

22.554,62 19.496,62 15.553,53 7.876,04 69.100,82 249.968,54 20.626,18 4.456,47 33.627,23

4.819,67 1.502,95 4.944,56 29,37 -619,42 37.187,83 246,97 170,74 4.613,34

3.160,25 1.611,47 1.504,41 555,31 7.861,57 25.612,38 1.731,07 338,32 4.613,51

30.534,54 22.611,04 22.002,49 8.460,71 76.342,96 312.768,75 22.604,22 4.965,52 42.854,08

5,10 5,04 5,13 5,10 5,08 5,11 4,55 5,11 5,16

23.529,98 9.592,42 8.460,71 117.205,68 22.604,22 5.620,99 42.853,73

77,06 43,60 100,00 37,47 100,00 113,20 100,00

366,85 3,34

13.479,17 428,78

3.337,07 0,00

1.931,38 0,00

18.747,62 428,78

5,11 12,82

18.747,62 428,78

100,00 100,00

510,06

23.715,02

602,34

1.894,71

26.212,08

5,14

4.010,77

15,30

Total CNEL E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. Empresas Eléctricas E.E.

Ambato Azogues Centro Sur Cotopaxi Galápagos Norte

E.E. Quito

-

3.666,82

158.932,20

16.032,05

12.653,66

187.617,91

5,12

161.710,06

E.E. Riobamba

280,69

11.543,02

1.888,84

1.083,43

14.515,29

5,17

12.910,50

E.E. Sur

270,12

10.115,83

2.222,56

1.577,28

13.915,66

5,15

-

-

4.740,42

178.722,07

50.666,96

15.796,70

245.185,73

5,17

-

-

11.263,79 455.645,98 79.780,87 TOTAL 17380,53 705614,52 116968,70 Agente no presento información Servicios: Incluye valores por Energía Reactiva, Inflexibilidades o Generación Obligada, Restricciones, Potencia y Otros.

41.620,06 67232,44

577.046,90 889815,66

5,12 5,12

268.886,68 386092,36

Eléctrica de Guayaquil Total Empresas Eléctricas

86,19 88,94

46,60 43,39

Las transacciones realizadas por las distribuidoras de energía eléctrica, a nivel nacional, así como sus precios medios, gráficamente se muestran a continuación: GWh 5.000

USD c/kWh 14,00

4.740

12,82

4.500 12,00 4.000 3.667 10,00

3.500

3.000 8,00 2.500

2.000

5,17

5,12

5,08

5,09

5,16

5,11

5,21

5,14

5,10

5,04

5,13

5,11

5,31

5,17

5,15

5,10

6,00

5,11

4,55 1.503 1.500

5,18

1.390

4,00 831

1.000

748 599

510

497

443

448

500

2,00

429

367

323

281

270

166

97

68

3

Energía Comprada en Contratos (GWh)

Energía Comprada en M. Ocasional (GWh)

Total Energía Comprada (GWh)

E.E. Galápagos

CNEL-Bolívar

E.E. Azogues

CNEL-Sucumbíos

E.E. Sur

E.E. Riobamba

CNEL-Los Ríos

E.E. Cotopaxi

CNEL-Sto. Domingo

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Esmeraldas

E.E. Ambato

E.E. Norte

CNEL-Milagro

CNEL-El Oro

E.E. Centro Sur

CNEL-Manabí

CNEL-Guayas Los Ríos

E.E. Quito

0,00 Eléctrica de Guayaquil

0

Precio Medio USD c/kWh

FIG. No. 1. 25: TRANSACCIONES TOTALES DE COMPRA Y PRECIO MEDIO DE ENERGÍA POR DISTRIBUIDORA En el Año 2011, las empresas eléctricas distribuidoras entregaron 1.202,08 GWh, por excedentes de energía; 331,45 GWh (27,57%) a través en contratos, 870,25 GWh (72,40%) en el Mercado Ocasional y 0,39 MWh en Otros que no corresponden a contratos o al Mercado Ocasional

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Año 2011

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TABLA. No. 1. 19: VENTA DE ENERGÍA POR EXCEDENTES Tipo de Transacción Contratos

Empresa Eléctrica de Guayaquil

Total Contratos

M. Ocasional

Total M. Otros TOTAL

Factura Energía

Servicios

(GWh)

(Miles USD)

(Miles USD)

Total Facturado

Precio Medio

Valor Pagado

Valor Pagado

(Miles USD)

USD c/kWh

(Miles USD)

(%)

331,45

33.724,62

11,85

33.736,47

10,18

31.756,01

94,13

331,45

33.724,62

11,85

33.736,47

10,18

31.756,01

E.E. Ambato

9,37

1.166,12

0,00

1.166,12

12,45

401,85

34,46

CNEL-Bolívar

2,26

188,51

0,07

188,59

8,36

188,59

100,00

CNEL-El Oro

0,00

0,00

0,00

0,00

-

0,00

0,00

E.E. Cotopaxi

49,99

1.302,01

274,00

1.576,01

3,15

1.576,01

100,00

E.E. Norte E.E. Quito

94,13

69,18

2.948,43

-10,50

2.937,94

4,25

410,26

13,96

612,82

28.430,80

19,69

28.450,49

4,64

21.613,25

75,97

E.E. Riobamba

96,07

2.881,53

0,00

2.881,53

3,00

1.914,09

66,43

E.E. Sur

30,56

3.984,10

-4,73

3.979,38

13,02

0,00

0,00

870,25

40.901,51

278,54

41.180,05

4,73

26.104,05

63,39

Total M. Ocasional Otros

Energía Vendida

CNEL-Bolívar

0,05

5,36

0,00

5,36

9,93

0,00

0,00

E.E. Sur

0,33

35,33

2.812,57

2.847,90

-

40,92

107,28

0,39

40,692

2.812,57

2.853,26

740,66

40,92

1,43

1.202,08

74.666,83

3.102,96

77.769,78

6,47

57.900,98

74,45

Servicios: Incluye valores por Inflexibilidades o Generación Obligada, Potencia y Otros.

Se registra por concepto de facturación de energía USD 74,7 millones, en servicios USD 3,1 millones; sumando un total de USD 77,77millones, el precio medio por venta de energía fue de 6,47 USD ¢/kWh.

1.4.5 Balance de energía en sistemas de distribución El Balance de Energía en Sistemas de Distribución, estará referido a la energía que recibe el sistema de distribución de cada una de las distribuidoras y a la energía entregada a los usuarios finales; determinando las pérdidas en distribución como la diferencia entre la energía recibida por el sistema de distribución y la registrada en los equipos de medición (entregada) de los Clientes Finales. La energía disponible en los sistemas de distribución en el año 2011 fue de 17.882,88 GWh; de los cuales, 14.931,12 GWh (83,49%) fueron demandados por clientes regulados, 317,68 GWh (1,78%) por clientes no regulados; las pérdidas de energía fueron de 2.634,08 GWh (14,73%); de los cuales 1.560,95 GWh (59,16%) corresponden a pérdidas técnicas y 1.073,13 GWh (40,74%) a pérdidas no técnicas.

Energía Facturada a Clientes No Regulados (GWh) 317,68 1,78%

Energía Facturada a Clientes Regulados (GWh) 14.931 83,49%

Perdidas Técnicas del Sistema (GWh) 2.634,08 14,73%

Perdidas Técnicas del Sistema (GWh) 1.560,95 8,73%

Perdidas No Técnicas del Sistema (GWh) 1.073,13 6,00%

FIG. No. 1. 26: PARTICIPACIÓN DE LA ENERGÍA DISPONIBLE DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

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Del total de la energía disponible (17.882,88 GWh), los sistemas de distribución de CNEL tuvieron una participación de 6.221 GWh (34,79%), de los cuales, 1.413,69 GWh corresponden a pérdidas de energía. Del total de la energía disponible (17.882.88 GWh), los sistemas de las empresas eléctricas tuvieron una participación de 11.661,88 GWh (65,21%), de los cuales, 1.220,39 GWh corresponden a pérdidas de energía TABLA. No. 1. 20: BALANCE DE ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Grupo Empresa

Distribuidora

Energía Disponible

Energía Facturada a Clientes No Regulados

Energía Facturada a Clientes Regulados

Pérdidas del Sistema

(GWh)

(GWh)

(GWh)

(GWh)

CNEL-Bolívar

67,81

CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas Corporación Nacional CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí de Electricidad CNEL-Milagro CNEL CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL-Guayas Los Ríos Total CNEL E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi Empresas Eléctricas E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Eléctrica de Guayaquil Total Empresas Eléctricas TOTAL NACIONAL

-

Perdidas Pérdidas del Técnicas del Sistema Sistema (%)

(GWh)

Perdidas No Técnicas del Sistema (GWh)

59,24

8,57

12,64

8,65

(0,08)

749,12 451,16 343,44 1.392,44 600,61 449,25 437,10 211,55 1.518,52 6.221,00

3,58 2,55 2,28 0,93 8,30 10,72 28,37

612,15 332,59 236,27 982,26 460,51 372,04 382,39 164,38 1.177,13 4.778,95

136,97 114,99 107,17 407,62 137,82 76,28 46,42 47,18 330,68 1.413,69

18,28 25,49 31,20 29,27 22,95 16,98 10,62 22,30 21,78 22,72

70,56 56,30 42,35 174,15 48,76 44,80 40,31 28,37 182,44 696,69

66,41 58,69 64,82 233,48 89,06 31,48 6,11 18,81 148,24 717,00

502,93

2,23

461,38

39,32

7,82

33,21

6,11

97,20 838,98 446,52 35,23 520,95 3.814,23 285,34 270,12 4.850,38 11.661,88 17.882,88

2,24 69,01 10,89 146,01 0,33 58,60 289,31 317,68

92,30 780,09 345,97 32,52 459,76 3.410,72 251,50 241,26 4.076,69 10.152,18 14.931,12

4,90 56,65 31,54 2,71 50,30 257,50 33,84 28,53 715,10 1.220,39 2.634,08

5,04 6,75 7,06 7,69 9,66 6,75 11,86 10,56 14,74 10,46 14,73

3,87 47,98 16,58 1,84 26,64 256,44 24,32 23,52 429,85 864,25 1.560,95

1,03 8,67 14,96 0,87 23,65 1,06 9,52 5,02 285,24 356,13 1.073,13

Gráficamente, FIG. No. 1.27, se puede apreciar la energía disponible por área de concesión, donde las EsEs Eléctricas de Guayaquil (4.840,38 GWh) y la Quito (3.814,23 GWh) que corresponde al 27.12% y 21.33% respectivamente de la energía nacional disponible.

CNEL-Bolívar 67,81 0,38%

E.E. Sur 270,12 1,51% E.E. Riobamba 285,34 1,60%

CNEL-El Oro 749,12 CNEL4,19% Esmeraldas 451,16 2,52%

Eléctrica de Guayaquil 4.850,38 27,12%

CNEL-Guayas Los Ríos 1.518,52 8,49%

E.E. Quito 3.814,23 21,33%

E.E. Norte 520,95 2,91% E.E. Galápagos 35,23 0,20%

E.E. Cotopaxi 446,52 2,50% E.E. Centro Sur 838,98 4,69%

E.E. Ambato 502,93 2,81% CNELSucumbíos E.E. Azogues 211,55 97,20 1,18% 0,54%

CNEL-Los Ríos 343,44 1,92% CNEL-Manabí 1.392,44 7,79% CNEL-Milagro 600,61 3,36% CNEL-Sta. Elena 449,25 CNEL-Sto. 2,51% Domingo 437,10 2,44%

FIG. No. 1. 27: ENERGÍA DISPONIBLE EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN GWh Y %.

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

Página 42 de 46

En la FIG. No. 1. 28 se puede observar, en colores por rangos de pérdidas totales, en color verde, a 9 distribuidoras con porcentajes de pérdidas inferiores al 11%, en amarillo a 3 ubicadas entre el 12% y 15%, en naranja a 2 entre el 15% y 20% y en color rojo a 6 que superan el 20%.

FIG. No. 1. 28: PÉRDIDAS DE ENERGÍA POR DISTRIBUIDORA, A DICIEMBRE DE 2011.

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

Página 43 de 46

TABLA. No. 1. 21: DESGLOSE DE ENERGÍA DISPONIBLE, PÉRDIDAS Y DESVÍOS RESPECTO DE LA META *SIGOB EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN, DICIEMBRE DE 2011 Grupo

Distribuidora

Corporación Nacional de Electricidad

Pérdidas de Energía Eléctrica

Desvio Meta a Meta a Dic_11 No Ene_11 Totales Técnicas (%) Técnicas Dic_11 (%) (%) (%) (%) 31,20% 12,33% 18,87% 28,0% 6,00%

343,44

107,17

42,35

No Técnicas (GWh) 64,82

1.392,44

407,62

174,15

233,48

29,27%

12,51%

16,77%

28,4%

-0,87%

CNEL-Esmeraldas

451,16

114,99

56,30

58,69

25,49%

12,48%

13,01%

24,5%

-0,99%

CNEL-Milagro

600,61

137,82

48,76

89,06

22,95%

8,12%

14,83%

22,0%

-0,95%

CNEL-Sucumbíos

211,55

47,18

28,37

18,81

22,30%

13,41%

8,89%

21,0%

-1,30%

1.518,52

330,68

182,44

148,24

21,78%

12,01%

9,76%

21,0%

-0,78%

CNEL-El Oro

749,12

136,97

70,56

66,41

18,28%

9,42%

8,87%

16,0%

-2,28%

CNEL-Sta. Elena

449,25

76,28

44,80

31,48

16,98%

9,97%

7,01%

15,0%

-1,98%

67,81

8,57

8,65

-0,08

12,64%

12,76%

-0,12%

13,5%

0,86%

437,10

46,42

40,31

6,11

10,62%

9,22%

1,40%

10,8%

0,18%

6.221,00

1.413,69

696,69

717,00

22,72%

11,20%

11,53%

18,28%

-4,45%

4.850,38

715,10

429,85

285,24

14,74%

8,86%

5,88%

14,30%

-0,44%

E.E. Riobamba

285,34

33,84

24,32

9,52

11,86%

8,52%

3,33%

12,20%

0,34%

E.E. Sur

270,12

28,53

23,52

5,02

10,56%

8,71%

1,86%

11,50%

0,94%

E.E. Norte

520,95

50,30

26,64

23,65

9,66%

5,11%

4,54%

9,50%

-0,16%

E.E. Ambato

502,93

39,32

33,21

6,11

7,82%

6,60%

1,22%

8,30%

0,48%

35,23

2,71

1,84

0,87

7,69%

5,23%

2,46%

8,00%

0,31%

E.E. Cotopaxi

446,52

31,54

16,58

14,96

7,06%

3,71%

3,35%

8,00%

0,94%

E.E. Centro Sur

838,98

56,65

47,98

8,67

6,75%

5,72%

1,03%

7,00%

0,25%

3.814,23

257,50

256,44

1,06

6,75%

6,72%

0,03%

7,00%

0,25%

97,20

4,90

3,87

1,03

5,04%

3,98%

1,06%

5,00%

-0,04%

11.661,88

1.220,39

864,25

356,13

10,46%

7,41%

3,05%

10,62%

0,15%

17.882,88

2.634,08

1.560,95

1.073,13

14,73%

8,73%

6,00%

14,30%

-0,43%

CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí

CNEL-Guayas Los Ríos

CNEL-Bolívar CNEL-Sto. Domingo

Total CNEL Eléctrica de Guayaquil

Empresas Eléctricas

Energía Disponible (GWh)

E.E. Galápagos

E.E. Quito E.E. Azogues Total Empresas Eléctricas Total Nacional

Totales (GWh)

Técnicas (GWh)

*SIGOB: Sistema de Gobernabilidad

A diciembre de 2011, el indicador de pérdidas de energía a nivel nacional se ubica en 14,73%, con una disminución de 1,60% respecto del año 2010. El desvío a nivel nacional respecto de la meta SIGOB (14,3% a diciembre de 2011) es de -0,43%, alcanzando en el grupo de la CNEL 4,45%, y en las empresas eléctricas 0,15%. Analizando las magnitudes físicas de las pérdidas de energía eléctrica, es decir los GWh, se puede observar en la TABLA No.1.21 que, ciertas distribuidoras, a diciembre de 2011, mantienen valores elevados de pérdidas; y, de manera específica, las No Técnicas. Los mayores valores de pérdidas No Técnicas se presentan en la Eléctrica de Guayaquil y en las regionales de la CNEL: Manabí, Guayas-Los Ríos, Milagro, Los Ríos, El Oro y Esmeraldas. Si bien el porcentaje de pérdidas totales en la Eléctrica de Guayaquil, es menor a los que tienen las regionales antes indicadas, en magnitudes físicas, el panorama cambia y es la que más pérdidas No Técnicas presenta. En la FIG. No. 1. 29 se presentan las pérdidas no técnicas de energía eléctrica totales, tanto en GWh como en porcentaje. Las regionales de la CNEL: Manabí, Guayas-Los Ríos, Milagro, Los Ríos, El Oro, Esmeraldas, Santa Elena, Sucumbíos y las Empresas Eléctricas; Eléctrica de Guayaquil, Norte, Cotopaxi, son las que más pérdidas no técnicas de energía (GWh) presentan.

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

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FIG. No. 1. 29: PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN GWH Y %, A DICIEMBRE DE 2011

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

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TABLA. No. 1. 22: CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS Centrales de Generación Grupo

Empresa

Subestaciones Potencia Potencia Cantidad de Nominal Efectiva (#) Distribución (#) (MW) (MW)

Transformadores de Distribución Subestaciones Líneas de Redes de Redes de Número de transmisión y Medio Bajo Voltaje de Monofásico Trifásico Total Distribución subtransmisión Voltaje (km) Primarios # # (MVA) (MVA) (km) (km)

Luminarias Cantidad (#)

Potencia (kW)

Acometidas Medidores (#) (#)

CNEL-Bolívar

1,66

1,33

1

6

26

15

109

844,40

541

106

16,63

15.667

10.494

2.395,19

53.111

52.798

CNEL-El Oro

0,27

0,22

2

17

249

61

259

3.506,92

7.788

1.276

290,30

52.918

62.787

11.062,45

201.723

197.255

CNEL-Esmeraldas

16

112

38

289

2.825,16

4.834

589

179,96

19.231

27.351

5.145,19

109.006

100.172

CNEL-Guayas Los Ríos

28

400

142

380

3.848,92

32.518

2.352

880,10

66.694

56.582

11.045,97

277.358

255.744

9

65

22

98

1.652,83

5.248

245

137,86

19.169

15.305

3.194,29

97.038

97.038

23

314

76

508

8.419,71

20.198

507

565,52

207.953

92.872

20.688,11

289.241

284.312

CNEL-Milagro

13

173

47

231

2.191,67

6.443

290

158,38

12.143

34.524

6.150,21

134.046

134.070

CNEL-Sta. Elena

15

120

49

184

1.425,01

5.201

134

165,23

16.656

29.554

4.669,31

102.433

103.854

CNEL-Sto. Domingo

13

125

33

160

4.385,50

10.864

585

850,15

18.416

33.991

4.958,24

121.651

152.608

133

2.786,66

3.571

417

103,89

31.945

18.982

2.400,40

69.808

68.388

97.206

6.501

3.348

460.792

382.442

71.709

1.455.415

1.446.239

Corporación CNEL-Los Ríos Nacional de Electricidad CNEL-Manabí CNEL

CNEL-Sucumbíos Total CNEL E.E. Ambato

43,64

32,04

8

4

120

15

45,56

33,59

11

144

1.704

498

8,00

6,20

2

17

201

55

124

4.239,11

9.474

1.764

269,14

73.195

56.653

8.504,31

218.534

218.917

1

13

4

27

668,11

1.274

153

28,12

13.118

10.830

1.580,14

31.999

32.050

E.E. Azogues E.E. Centro Sur

2.351 31.886,78

0,50

0,40

1

16

271

51

290

7.543,04

12.878

3.124

466,26

120.581

83.190

13.662,55

257.859

311.019

E.E. Cotopaxi

12,19

11,88

5

15

115

30

116

3.063,56

4.486

646

375,03

57.257

32.635

4.683,77

104.950

105.965

E.E. Galápagos

10,10

7,92

11

4

14

9

12

175,61

469

93

17,54

2.525

2.578

291,89

7.246

8.733

E.E. Norte

12,27

12,27

3

19

177

53

326

5.204,06

11.395

2.045

331,74

62.904

63.562

7.840,96

148.706

202.053

E.E. Quito

140,37

136,05

8

47

1.476

173

268

7.384,49

19.744

13.569

2.121,38

78.800

204.613

30.345,29

424.845

890.321

E.E. Riobamba

16,83

15,75

4

13

115

34

154

3.218,87

8.008

523

158,68

45.570

27.071

3.784,89

145.051

152.020

E.E. Sur

22,14

19,57

2

24

110

66

554

6.576,88

11.672

440

177,20

46.331

41.408

4.976,22

116.176

163.100

236,07

212,00

3

36

1.098

156

301

2.136,83

28.887

1.433

2.013,45

56.502

137.894

21.253,69

606.696

606.697

Total Empresas Eléctricas

458,47

422,04

39

192

3.589

631

2.172

40.211

108.287

23.790

Total Nacional

504,03

455,63

50

336

5.293

1.129

4.523

72.097

205.493

30.291 9.306,56

Empresas Eléctricas

Eléctrica de Guayaquil

Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Año 2011

2.013,45

556.783

660.434

96.923,69

2.062.062

2.690.875

1.017.575,42 1.042.876

168.633,03

3.517.477

4.137.114

Página 46 de 46

79°0'0"W

78°0'0"W

77°0'0"W

76°0'0"W

Ancó n

Ta mbil lo

1°0'0"S

0°0'0"

1°0'0"S

San P ab lo Elo y Alfar o

FLAVIO ALFARO

Ricaur te

SUCRE Cara potó Crucita

Chirij os

EL EMPALME QUEVEDO

NAPO

LATACUNGA

Alá que z Poa ló La Victor ia Once d e Novie mbre Pila ló Zu mba hu a Bel isario Q ue vedo

PUJILÍ SALCEDO

TUNGURAHUA

Ang ama rca

Pue rto Nap o

Pue rto Misah ual li

Las Mer ce de s

BALZAR

OLMEDO

OLM EDO

PALENQUE

Za po ta l

Cuyab eno

CUYABENO

Cap. A gusto Riva den eira San ta María de Huiri rima Tip utini

AROSEMENA TOLA

SIMËN BOLÍVAR Crne l. Lo re nzo de G ar aicoa PALLATANGA GUAYAS CHILLANES Multitud Mariscal S ucre SAN JACINTO DE YAGUACHI

Cura ray

Cono naco

SANTA ELENA SANTA ELENA

LA LIBERTADTa mayo L uis SALINAS

Ya gua chi Vie jo

Ju lio Mo ren o

Chon gón

DURÁNDURÁN

Anco ncito Atahu alp a Chan duy

Ta ura

GUAYAQUIL

PLAYAS

Morro Poso rja

Pun á

GUAYAQUIL

Robe rto A stu dillo

Ped ro J. Mo nter o

NARANJITO CUMANDÁ

EL TRIUNFO

Manu el J. Ca lle

Chon ta mar ca Ducur

LA TRONCAL

Zu ña

MORONA

Zh ud Ju ncal EL

Sin aí

GUAYAQUIL

Bar bon es

EL GUABO

Ta rqu i

CAMILO PONCE ENRÍQUEZ

Camilo P on ce Enr íq ue z

Te nd ales

Victoria d el P ortete

SAN FERNANDO Chumb lín PUCARÁ

Zh ag lli

San G er ard o

Asun ci ón GIRËN

San Ra fael d e Sh aru g Abd ón Cal der ón

Rio Tig re

Macuma

Cabeceras Cantonales

Rio Bla nco Asun ci ón

Límite Provincial

Rio Corr ien te s

San ta Maria nita d e Jesús

Qui nge o

LIMËN INDANZA

Gue l

Cumbe Lud o Cuchil Pan d e A zucar San Jo sé de Ra ran ga

In dan za

TAISHA

Tuu tine ntza

Límite Cantonal Huasa ga

MORONA SANTIAGO

San Jo sé de Mo ron a

TIWINTZA San ti ago

San ti ago de Pa na nza

Gima

SIGSIG Chigu ind a Ber mejo s

SIGNOS CONVENCIONALES

Gra l. P roa ño

San Ju an GUALACEO

Va lle

El Carm en de Pijil í

Montal vo

Cucha entza

Alshi San Isid ro

CAÑAR

AZUAY

3°0'0"S

CHIMBORAZO

ALAUSÍ

Gen era l Mora les

PASTAZA

Chigu aza

TAMBO SUCUA San An to nio San Ca rlo s Huamb i In gap irca Je sus María Rivera San Fra ncisco de G al leturo Chor ocop te Pin dilig CAÑAR San ta Rosa de Fla nd es Ta da y SEVILLA DE ORO AZOGUES Gua rai nag NARANJAL BIBLIÁN Nazón Ta yusa Tur upa mba SANTIAGO Copa l Bul án Patuca San Fe lip e de Mo lletur o DÉLEG Cojitamb o Dug Dug LOGROÑO Chup ian za Checa PAUTE Chicán GUACHAPALA San L uis de E l A cho Ya upi Llaca o El Cab o CUENCA Yu ga nza Nulti Saya usi EL PAN Ja dá n Chau cha San ta Susa na d e Chivia za BALAO Bañ os Tur i Paccha La Uni on Pan cho Ne gro

Te ng uel

EL ORO Ja mbe lí

Pal mira

Tixán

Sib ambe Ve mtura Pistishí Gon zol Huigr a Capzo lSevil la Achu pal las Llag os CHUNCHI

ZONAS NO DELIMITADAS

Góm ez Re nd ón (El P rog reso ) GUAYAQUIL

NARANJAL

Chob o

MILAGRO

Sar ayacu

HUAMBOYA

GUAMOTE

70°0'0"W

ARAJUNO

PABLO SEXTO

Fe bre s Co rde ro San Jo sé del Tamb o

La Tarifa Los Lo jas SAMBORONDËN

Ya suní

80°0'0"W

3°0'0"S

2°0'0"S

DAULE SALITRE (URBINA JADO)

ISIDRO AYORANOBOL

20°0'0"N

El Ed én

PASTAZA

Colon che

10°0'0"N

San Ro qu e

SHUSHUFINDI

AGUARICO

BOLÍVAR

LOS RÍOS

SUCUMBIOS

Ahu an o

Simia tu g Pila huín

LAS NAVES

VENTANAS

Pue rto Rod rígue z

Pue rto Bo líva rPue rto Bo líva r

Chon ta pu nta

San P ab lo de Ush pa ya cu Pan o

Ta lag

PUTUMAYO

ORELLANA

Pue rto Mur iald o

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

Pal ma Roja

ORELLANA Dayuma

Avila

Cotund o

TENA Pan sale o Mula lillo San Jo se de P oal ó Unamu ncho Urbin a CARLOS JULIO San An dré s Martínez Izam ba SANTIAGO DE PÍLLARO

Cusub amba

Pin llop ata

San V icen te d e Hua ti co cha

ARCHIDONA

Gua ng aje

QUINSALOMA Ramón Ca mpa ña Qui nsalo ma Fa cund o Vela MOCACHE

LORETO

Pasa SANTA CLARA Poa tu g Sucre PATATE El Tri unfo BAÑOS DE AGUA SANTA To to ras Ben íte z MERA Ju an B . Vel a Te nie nte Hug o Or tiz Pin guil í Bol ívar Llig ua Ulba 24 DE MAYO Nobo a Sal inas AMBATO Río Ne gro Pue rto Pe chiche Fá tima Amér ica Qui nchico to Ya naya cu Cotaló Rio Verd e Cuman dá La Uni ón Diez de Ago sto Rumip amba ECHEANDÍA GUARANDA Macha lilla Ju lcuy MOCHA El A ne gad o She ll She ll GUANO Pue la JIPIJAPA Lascan o Llap o Madr e Tie rra Ta rqu i PUERTO LËPEZ VÍNCES CALUMA Gua nu jo San ta Fé de G alá n Matus Ricaur te COLIMES Campo sano Sal ang o San An dré s Gua na ndo Bayu sh ig Ju lio E . Mo ren o Cane los PALESTINA PUEBLOVIEJOURDANETA San ta fé Ped ro P abl o Gó mez Gua le PENIPE Anton io S otoma yo r BABA Calpi Licán Qui miag Cascol Cara co l CHIMBO Te limb ela Asun ci ón Gua re Calpi San ti ago SANTA LUCÍA PALORA PA LO RAPA LO RA Isla d e Be jucal La Uni on Cacha Cubij íe s Ju nq uilla l PAJAN Magd ale na Va lle de la Virg en 16 de Ag osto Gra l. Ve rna za BABAHOYO San L uis Pun in RIOBAMBA Bal sa pa mba Cañi Lau rel CHAMBO San ga y Limin al Licto SAN MIGUEL Bilo ván Ju an d e Vela sco Fl ore s Pun ga lá Pimo ch a Sab an illa Mang lar alto Ara picos MONTALVO Ju an B au tista A gu irre Regu lo de M ora PEDRO CARBO Colum be La Victor ia Ceba das LOMAS DE SARGENTILLO COLTA Pab lo VI Pue rto de Ca yo

San ta Ele na

La So fía

Pacto Nane gal

Isin liví To acazo Chug chilá n Canch agu a Mula ló

Gua sang a

LA MANÁ

PANGUA

San Ca rlo s

Ayacuch o

SANTA ANA La Uni ón

Membr illa l

SIGCHOS

Puca ya cu

La Esp era nza

Gua yas

San S eb astián

Gua lea

COTOPAXITin go

PICHINCHA

BOLÍVAR

Ala juel a PORTOVIEJO San P láci do

VALENCIA

Bar rag ane te

Membr illo

Qui rog a

ROCAFUERTE JUNÍN

MANTA La Pi la MONTECRISTI

MANABÍ

Bach iller o Canu to

San ta Maria nita JARAMIJË Río Ch ico Pue blo Nu evo

San L ore nzo

QUININDÉ

ZONAS NO DELIMITADAS BUENA FÉ

TOSAGUA

SUCUMBÍOS Rosa Flor ida

La Esp era nza Qui rog a Maria no Acosta San Ro qu e

Gar cía Mo ren oSel va Al egr e

ZONAS NO DELIMITADAS

CHONE

San An to nio

1°0'0"S

EL

SUCRESan Isid ro

Boya cá

Va cas G al ind o

BOLÍVAR

Chug á Monte O livo

SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS

Novillo

San V icen te

Ambu qu í

PICHINCHA

Chibu ng a

Conve nto

Cano a

La Pa z MONT+FAR Sal inas Los A nd es

San B las Sei s de Ju lio d e Cue llaje Ima ntag Imb aya Peñ ah erre ra Apu ela

ZONAS NO DELIMITADAS COTACACHI

El Carm elo La Li ber ta d Pio te r San ta Bár bar a Ju lio And ra de San Isid ro Gar cía Mo ren o Pia rta l SAN PEDRO DE HUACA

Gra l. Fa rfá n IBARRA PIMAMPIRO Pue rto Lib re San Ra faél San ta Rosa de S ucu mbíos Pataq ui Eug en io Esp ejo CASCALES Olme do (P esill o) Per ucho OTAVALO Sevil la Ja mbe lí Sta. Ce cilia PEDRO VICENTE MALDONADO Tup iga chi Nane gal ito Pué llar o To achi PEDRO MONCAYO Dure no LAGO AGRIO GONZALO PIZARRO Gon zalo P izarr o Calaca lí CAYAMBE Otón Paca ya cu El Reven tado r Shi mpis SAN MIGUEL DE LOS BANCOS Mind o Poma squ i Nono El En o Azcázub i LA CONCORDIA QUITO Calde rón Checa San P ed ro de los Cofan es San Ja cinto de B ua Zá mbiza Nayón Ya ruq uí Ta ba bela Tre s d e Novie mbre Sie te d e Julio Oyaca ch i Eno kanky Pue mbo Pifo San Jo sé de G ua yu sa Lloa Pre . Coo p. Nuevo P ara íso Wilfrido Loo r More ira EL CHACO Cono coto Ala nga sí Pre . Coo p. Lag o Sa n Pe dro San ta Rosa La Mer ced SANTO DOMINGO Allu riqu ín San S eb astián d el Coca Cotogch oa Pin ta g Lina res CARMEN Pal o Qu emad o Cutugl ahu a LA JOYA DE LOS SACHASSan Ca rlo s Pue rto Limó n Sar din as Ta mbil lo Pre . Coo p. Unió n Milag reñ a Limo ncocha Luz de Amé rica San Fr ancisco d e Bo rja Las Pa mpa s Rumip amba Pomp eya Manu el Cor nej o A sto rga Alo ag RUMIÑAHUI Suma co San Jo sé del P ayam ino El Dora do Ta raco a MEJIA Alo así Luz de Amé rica Pre . Coo p. Ga rcía M ore no QUIJOS Patricia Pila r Cosan ga Chau pi

PEDERNALES

SAN VICENTE

IMBABURA Tum bab iro

La Uni ón PUERTO QUITO

Atahu alp a

90°0'0"W

SAN MIGUEL DE URCUQUÍCahu asqu i

Urbin a

Tufiñ o

ESPEJO

Ju an Mo ntalvo

Malimp ia

San Jo sé de Ch aman ga

CARCHI

Caro lina

La Mer ced de Bue no s Aire s Conce pción

ESMERALDAS

Bol ívar MUISNE Daule Cojimíes Sal ima

Diez de Ago sto

Ji jón y Caa maño

Chur a

Cube

San G re gor io

Te lemb i

ELOY ALFARO

ESMERALDASViche

San Fr ancisco

JAMA

San to Domin go de On zo le

Mald ona do

El Go atal

10°0'0"N

Chinca

Carlo s Co ncha Maju a

El Chica l

TULCÁN

1°0'0"N

Chumu nd e

0°0'0"

ATACAMES

RIOVERDE

70°0'0"W

10°0'0"S

Qui ngu e

Ta bia zo

La Uni ón To nchi gue

Anch ayacu Timb iré SAN LORENZO Sel va Al egr e Alto Tambo San Fr ancisco d e On zole Luis Varg as To rre s Lita Atahu alp a MIRA San Jo sé de Ca ya pa s

Chon ta du ro

San M ateo

To nsup a

20°0'0"S

0°0'0"

0°0'0"

Gal era

Súa

0°0'0"

Montal vo Lag arto Rocafue rte

Ta chin a

80°0'0"W

To ba r Do no so

Calde rón Tul ubí

Caro nde let San ta Rita Bor bón San Ja vier de Cacha ví Urbin a Mald ona do

1°0'0"S

1°0'0"N

La Tola

91°0'0"W

UBICACIÓN DEL ECUADOR

Pamp an al de B olívar Mataje

90°0'0"W

2°0'0"S

91°0'0"W

San Ca rlo s d e Limó n

JUAN BOSCO GUALAQUIZA NABËN SANTA ROSA La Pe añ a Casacay Aba ñin El Pr ogr eso Las Nieve s San M igu el de Cu yes MACHALA Caña que mad a Uzh curu mi SANTA ROSA Amazo na s El Retiro Susu del PASAJE SANTA ROSA La Victor ia El Idea l Bomb oiza Cocha pata SANTA ROSA Nueva Tar qui CHILLA Gua na zá nManú El Tabló n Bel lavista HUAQUILLAS Lluzh apa ta OÑA Tutu pal i La A vanza da ATAHUALPA Sel va Al egr e Chacra s El Gu isme Anton io Cu mbe ZARUMA San An to nio Tun da yme A lto To rata Ayapa mba Huer ta s San P ab lo de Te nta Urda neta YACUAMBI Carcab ón EL PANGUI Pie dra s El Pa raíso de Ce lén El Camb io

Malvas Sin sa o PIÑASMoro moro Arcap amb a La Bo can a Capir o El Pa raíso Sal atí San Isid ro Bel la María El Rosar io

Pal male s

ARENILLAS

Gua lel

El Rosar io SAN

La Pa z

San L uca s

Pach icutza

Chicañ a Los En cuen tr os

YANTZAZA (YANZATZA)

San ti ago

Chuq uiri bam ba Imb ana El Cisne Gua da lup e Amar illo s Chan ta coTa qu il Ji mbilla CENTINELA DEL CONDOR La Ti ngu e Za mbi Paq uish a San P ed ro de la Be ndi ta Cang ona má OLMEDO Sab an illa PAQUISHA El Limo El A ren al Cumba ratza CATAMAYO Ya man a Casan ga PUYANGO Chaq uin al San An to nio ZAMORA Timb ara Gua chan amá Doce de Di ci embr e El Tambo San Ca rlo s d e las Mina s Zu rmi PINDAL San Ju an d e Po zu l PALTAS Cazad ero s Pal etillas Cruzpa mba Saca pal ca Namba cola Sab an illaCELICA Pur unu ma Cang aimin a GONZANAMÁ Mala ca to s Lar ama CALVAS Vilcab amb a QUILANGA Gar zare al Nueva Fá tim a Colai sa ca Fu nd ocha mba Qui nar a ZAPOTILLO Ya nga na MACARA Sab ian go Utu ana NANGARITZA LOJA Limo nes EL Lu ce ro La Victor ia Ta camor ros San ta Rufina

4°0'0"S

Ciano

Oria ng a

4°0'0"S

La Li ber ta d

ZAMORA CHINCHIPE

LOJA

SOZORANGA

Bel lavista

Ji mbur a

Va llad olid El Po rven ir del Ca rmen

PALANDA

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

San Fr ancisco d el Verg el

0

CHINCHIPE

5°0'0"S

Chito La Cho nta Puca pam ba

83°0'0"W

82°0'0"W

81°0'0"W

80°0'0"W

79°0'0"W

Proyección Geográfica Datum WGS84

Revisado por: Ing. Andrés Bravo

El Inge nio EL A iro

ESPÍNDOLA

MAPA DE LA DIVISIÓN POLÍTICA ADMINISTRATIVA Elaborado por: Lcda. Sara Dávila

78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

5°0'0"S

LAS LAJAS

SARAGURO

0°0'0"

80°0'0"W

10°0'0"S

81°0'0"W

20°0'0"S

82°0'0"W

20°0'0"N

83°0'0"W

MAPA DE LA DIVISIÓN POLÍTICA ADMINISTRATIVA

Escala gráfica Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC, 2012 * P ara m a yor deta lle cons ult e nue stro G eoporta l C ONE LE C ww w.cone lec -.gob.ec

UBICACIÓN DEL ECUADOR

76°0'0"W

80°0'0"W

Ê

90°0'0"W

. !

. !

SANTA ELENA

TENA

AMBATO

E.E. Ambato 41.133 Km²

. !

PUYO

. !

GUARANDA

CNEL Milagro 5.972 Km²

E.E. Azogues 1.200 Km²

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

. !

MACAS

CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos

E.E. Centro Sur 29.220 Km²

E.E. Ambato

E.E. Azogues

E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi

3°0'0"S

3°0'0"S

0°0'0"

CNEL-El Oro

. !

E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito

E.E. Riobamba E.E. Sur

. !

MACHALA

Eléctrica de Guayaquil

4°0'0"S

CNEL El Oro 6.637 Km²

4°0'0"S

Límite Provincial

CNEL-Bolívar

CUENCA

. !

LOJA . ! ZAMORA E.E. Sur 22.792 Km²

Proyección Geográfica Datum WGS84

Revisado por: Ing. Andrés Bravo

78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

5°0'0"S

5°0'0"S

79°0'0"W

MAPA DE ÁREAS DE CONCESIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS Elaborado por: Lcda. Sara Dávila

0 80°0'0"W

Cabeceras Provinciales

LEYENDA

. !

AZOGUES

81°0'0"W

. !

Áreas de Concesión de las Distribuidoras Eléctricas

E.E. Riobamba 6.007 Km²

. !

82°0'0"W

10°0'0"S

20°0'0"S

. !

. !

CNEL Bolívar 4.042 Km²

BABAHOYO

70°0'0"W

20°0'0"S

0°0'0" 1°0'0"S

1°0'0"S 2°0'0"S

. !

80°0'0"W

. !

SIGNOS CONVENCIONALES

LATACUNGA

. !

Eléctrica de Guayaquil . ! 1.104 Km²

E.E. Quito 14.751 Km²

E.E. Cotopaxi 5.619 Km²

CNEL Los Ríos 4.103 Km² CNEL Sta. Elena 6.630 Km²

QUITO

CNEL Sucumbíos 38.008 Km²

PUERTO FRANCISCO DE ORELLANA

CNEL Guayas Los Ríos 10.471 Km²

. !

. !

2°0'0"S

CNEL Manabí 16.761 Km²

90°0'0"W

CNEL Sto. Domingo . ! 6.659 Km²

10°0'0"S

1°0'0"S

. !

NUEVA LOJA

PORTOVIEJO

83°0'0"W

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

0°0'0"

E.E. Norte 12.418 Km² IBARRA

E.E. Galápagos 8.427 Km²

91°0'0"W

. !

TULCAN

CNEL Esmeraldas 15.226 Km²

0°0'0"

0°0'0"

ESMERALDAS

70°0'0"W

20°0'0"N

77°0'0"W

10°0'0"N

78°0'0"W

. !

1°0'0"S

0°0'0"

79°0'0"W

20°0'0"N

80°0'0"W

1°0'0"N

91°0'0"W

81°0'0"W

10°0'0"N

82°0'0"W

1°0'0"N

83°0'0"W

MAPA DE ÁREAS DE CONCESIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS

Escala gráfica Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC, 2012 * Para m ayor detalle co nsu lte nuestro G eop ortal CONELEC www.conelec-.go b.ec

MAPA DE COBERTURA DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO A NIVEL PROVINCIAL 2011

83°0'0"W

82°0'0"W

91°0'0"W

81°0'0"W

80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

77°0'0"W

76°0'0"W

UBICACIÓN DEL ECUADOR

90°0'0"W

20°0'0"N 10°0'0"N

TULCAN

CARCHI

ESMERALDAS

10°0'0"N

0°0'0"

0°0'0"

ESMERALDAS

70°0'0"W

20°0'0"N

1°0'0"N

1°0'0"N

80°0'0"W

10°0'0"S

SUCUMBIOS

SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS QUITO SANTO DOMINGO DE LOS COLORADOS

10°0'0"S

0°0'0"

1°0'0"S

1°0'0"S

0°0'0"

NUEVA LOJA PICHINCHA

91°0'0"W

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

0°0'0"

IBARRA

GALÁPAGOS

0°0'0"

IMBABURA

90°0'0"W

ZONAS NO DELIMITADAS

TENA

PORTOVIEJO

SIGNOS CONVENCIONALES

TUNGURAHUA AMBATO

Cabeceras Provinciales Límite Provincial

PUYO

2°0'0"S

ORA

NA E LE TA

SANTA ELENA

GUAYAS

CH I M B

SAN

2°0'0"S

BABAHOYO

PASTAZA

RIOBAMBA

ZO

BOLÍVAR

GUARANDA

GUAYAQUIL

LEYENDA

% de Sumnistro Eléctrico 96,54 - 98,85

MACAS CAÑAR

91,89 - 96,54

MORONA SANTIAGO

87,87 - 91,89 80,73 - 87,87

CUENCA

75,41- 80,73

3°0'0"S

3°0'0"S

AZOGUES AZUAY

70°0'0"W

1°0'0"S

1°0'0"S

LATACUNGA

LOS RÍOS

80°0'0"W

ORELLANA

COTOPAXI

20°0'0"S

MANABÍ

20°0'0"S

PUERTO FRANCISCO DE ORELLANA NAPO

Zonas no delimitadas

MACHALA

LOJA

ZAMORA

HI P E

LOJA

4°0'0"S

4°0'0"S

EL ORO

INC

0

81°0'0"W

80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

5°0'0"S

OR

AC H

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

ZAM

82°0'0"W

Elaborado por: Lcda. Sara Dávila Revisado por: Ing. Andrés Bravo

5°0'0"S

83°0'0"W

MAPA DE COBERTURA DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO A NIVEL PROVINCIAL 2011 Proyección Geográfica Datum WGS84 Escala gráfica Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC 2012, Proyección al 2011. Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEC). * Para m ayor detalle co nsu lte nuestro G eop ortal CONELEC www.conelec-.go b.ec

. !

90°0'0"W

!T! T

Manta II Miraflores 47 MW 19,2 MW

T T

PORTOVIEJO

L EN A

3°0'0"S

T

0,12 MW

T !

Nvo. Rocafuerte 0,37 MW

!T

!

Límite Provincial

5511,111 - 6200 4133,333 - 4822,222

PASTAZA

RIOBAMBA

3444,444 - 4133,333 2755,556 - 3444,444 2066,667 - 2755,556 1377,778 - 2066,667 688,889 - 1377,778 0 - 688,889

MORONA SANTIAGO

LEYENDA

. !

CUENCA

Termogas Machala I 128,5 MW

Centrales de Generación Térmica Potencia efectiva (MW) T !

0,05 - 20,00 MW

T

20,01 - 65,40 MW

T

65,41 - 181,00 MW

!

!

4°0'0"S

. !

LOJA . ! ZAMORA

MAPA DE CENTRALES DE GENERACIÓN NO RENOVABLE

5°0'0"S

0 80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

5°0'0"S

ZAM

Catamayo 17,17 MW

E

EL ORO

ORA CH INC HIP

4°0'0"S

Cabeceras Provinciales

4822,222 - 5511,111

. !

AZUAY

LOJA

81°0'0"W

20°0'0"N

Altura

Agip Oil - CPF T 36,23 MW

AZOGUES T !

Puná Nueva 3,15 MW

T !

82°0'0"W

. !

Modelo Digital del Terreno (DTM)

MACHALA T ! TCosta Rica !

83°0'0"W

SIGNOS CONVENCIONALES

. !

Puná Viejo 0,06 MW

Bellavista 0,15 MW 0,08 MW

70°0'0"W

MACAS CAÑAR

. !

Yuralpa 7,25 MW

REPSOL YPF-S PF-2 13,63 MW REPSOL YPF-S PF-1 REPSOL YPF-S PF-3 17,5 MW 44,3 MW

T ! !

80°0'0"W

Límite Cantonal

PUYO

Termoguayas Trinitaria 133 MW 120 MW

T

Mono 1,74 MW

CHIM BO

2°0'0"S

BABAHOYO

T !

. !

T TT GUAYAQUIL T TT T

!

Lligua 3,3 MW

. !

Generoca 34,33 T MW

T !

TENA

TUNG UR AHUA

! . !! !! ! ! ! ! !

T T ! ! Cauchiche T MW 0,07 !

. !

. !

. !

E TA SAN

! !

T ! . !

BOLÍVAR

LOS RÍO S

Estación Dayuma Quevedo II 0,1 MW 100 MW

GUAYAS T

0,16 MW

. !

LATACUNGA

! !

. !

.TT ! SANTA ELENA

VHR 5,91 MW

Amazonas T TT 6,14 MW ! ! T T ! T . ! ! ! T Secoya ! Pto. El C armen Chiquilpe T Cuyabeno Puerto Quito T 11 MW ! NUEVA LOJA T Pedernales 0,45 MW ! T 6,9 MW 0,16 MW 0,16 MW ! TSecoya 2 MW ! Cayagama T 10 MW SUCUMBIOS ! T PICHINCHA T 3,36 MW TT T! !! T! T! T TTT T TTIII ! T Jivino ! T T! T ! ! Cedros!! ! ! T! . T G. Hernández ! ! 36 MW Jivino T TPP ! 0,86 MW . ! T 31,2 MW ! T 4,9 MW Sacha ! ! 65,4 MW Laguna SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS T 3,35 MW T Guangopolo T T ! ! T T T! ! T T ! ! T ! T T 2,2 MW T ! T ! ! ! T T! ! ! Santa16,8RosaMW Páramo !T T! TT Sacha ! TT Coca ! T! ! PBH-PAR12 ! T! TT CPF Pañayacu T ! T T! ! T! MW ! T ! MW 18 ! 2 MW ! 6,07 MW 1,02 MW 2,56 MW . ! ! T 51 MW Sardinas T 3,32 ! T ! 5,33 MW PUERTO FRANCISCO DE ORELLANA Yuturi !T EPF-Eden 42,88 MW T REPSOL YPF-NP F-1 ! Cam i ZONAS NO DELIMITADAS NAPO! T! T T TT TT T ! ! ! 35 MW 0,16 MW ! T T T! T! ! TT! ! TT TTT!! Agip Oil - Sarayacu ! T ! CDP MANABÍ ! T Oso ! T ! Nantu D 0,33 MW ORELLANA ! 7,78 MW T !4 MW T MW Jaguar 12,14 ! Tiputini COTOPAXI

Floreana 0,11 MW

1°0'0"S

91°0'0"W

Selva Alegre 27,3 MW

2°0'0"S

T !

San Cristóbal 3,49 MW

T !

3°0'0"S

Isabela 1,64 MW

T !

RAZO

1°0'0"S

T !

Santa Cruz 6,76 MW

!T IBARRA

1°0'0"S

T !

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

10°0'0"S

ESMERALDAS

0°0'0"

0°0'0"

0°0'0"

. ! CA RC TULCAN H I

Termoesm eraldas 131 MW

10°0'0"S

!

! ESMERALDAS

10°0'0"N

La Propicia

. 9,6 MW !! TT T

70°0'0"W

0°0'0"

Ê

90°0'0"W

IMBABURA

0°0'0"

80°0'0"W

20°0'0"S

76°0'0"W

20°0'0"N

77°0'0"W

10°0'0"N

78°0'0"W

20°0'0"S

79°0'0"W

1°0'0"N

80°0'0"W

1°0'0"N

91°0'0"W

81°0'0"W

0°0'0"

82°0'0"W

UBICACIÓN DEL ECUADOR

1°0'0"S

83°0'0"W

MAPA DE CENTRALES DE GENERACIÓN NO RENOVABLE

Elaborado por: Lcda. Sara Dávila

Proyección Geográfica Datum WGS84

Revisado por: Ing. Andrés Bravo

Escala gráfica

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC, 2012 * Para mayor deta lle consulte nuest ro Geoportal CONELEC www.conelec- .gob.ec

79°0'0"W

78°0'0"W

77°0'0"W

76°0'0"W

80°0'0"W

Electrocórdova 0,2 MW

IMBABURA

Calope 15 MW

BABAHOYO

Agoyán 156 MW Río Blanco 3 MW

Chimbo 1,33 MW

Límite Cantonal

Modelo Digital del Terreno (DTM) Altura

L EN A

CAÑAR

Ocaña 26,1 MW

Saucay 24 MW

Saym irín 14,43 MW

AZOGUES

AZUAY

4133,333 - 4822,222

San Francisco 212,6 MW

3444,444 - 4133,333 2755,556 - 3444,444

PUYO

2066,667 - 2755,556 1377,778 - 2066,667 688,889 - 1377,778

PASTAZA

0 - 688,889

Alao 10 MW

Hidroabanico 37,99 MW

LEYENDA

Interconexiones

Pot enc ia efe c tiva ( MW)

MACAS Mazar 163,26 MW Paute 1.100 MW

110,00 MW

MORONA SANTIAGO

CUENCA Santiago 0,4 MW

110,01 - 525,00 MW

Cen tr ales de Generación Hid ráulica

Pot enc ia efe c tiva ( MW)

MACHALA

0,07 - 70,00 MW 70,01 - 213,00 MW

EL ORO

LOJA ZAMORA

81°0'0"W

80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

5°0'0"S

5°0'0"S

82°0'0"W

Proyección Geográfica Datum WGS84

Revisado por: Ing. Andrés Bravo

0 83°0'0"W

MAPA DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLE Elaborado por: Lcda. Sara Dávila

ZAM

LOJA

4°0'0"S

Carlos Mora 2,4 MW

E

213,01 - 1.100,00 MW

ORA CH INC HIP

4°0'0"S

Interconexión Perú 110 MW

5511,111 - 6200 4822,222 - 5511,111

RIOBAMBA

Nizag 0,75 MW

10°0'0"N

10°0'0"S

Límite Provincial

TUNG UR AHUA

GUAYAQUIL

3°0'0"S

Cabeceras Provinciales

2°0'0"S

Sibimbe 14,5 MW

70°0'0"W

SIGNOS CONVENCIONALES

ORELLANA

TENA

Península Pucará 2,9 MW 70 MW Angamarca Tiliví 0,26 MW 0,11 MW

80°0'0"W

3°0'0"S

Catazacón 0,76 MW

LATACUNGA

RAZO

2°0'0"S

E TA SAN SANTA ELENA

GUAYAS

El E stado 1,66 MW

SUCUMBIOS

PUERTO FRANCISCO DE ORELLANA

Illuchi No.1 4 MW

COTOPAXI

CHIM BO

LOS RÍO S

PORTOVIEJO

NAPO

BOLÍVAR

1°0'0"S

ZONAS NO DELIMITADAS MANABÍ

NUEVA LOJA

Papallacta 6,2 MW

Loreto La Calera 2,11 MW 1,98 MW Pasochoa El Carmen Corazón 4,5 MW 8,2 MW 0,98 MW

90°0'0"W

Marcel Laniado 213 MW

Cumbayá 40 MW

Lum baqui 0,1 MW

20°0'0"S

SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS

Oyacachi 1 0,07 MW

0°0'0"

PICHINCHA

1°0'0"S

1°0'0"S

1°0'0"S

0°0'0"

IBARRA

Otavalo 0,4 MW Espejo 0,16 MW Perlabí 2,46 MW Uravia 0,95 MW

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

0°0'0"

Hidrocarolina 0,49 MW

10°0'0"S

CA RC TULCAN H I

0°0'0"

0°0'0"

0°0'0"

ESMERALDAS

Interconexión Colombia 525 MW

Escala gráfica Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC, 2012 * Para mayor deta lle consulte nuest ro Geoportal CONELEC www.conelec- .gob.ec

20°0'0"S

La Playa 1,32 MW

10°0'0"N

90°0'0"W

ESMERALDAS

91°0'0"W

70°0'0"W

20°0'0"N

80°0'0"W

1°0'0"N

91°0'0"W

81°0'0"W

20°0'0"N

82°0'0"W

UBICACIÓN DEL ECUADOR

1°0'0"N

83°0'0"W

MAPA DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLE

80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

80°0'0"W

10°0'0"N

IMBABURA

SUCUMBIOS

20°0'0"S

90°0'0"W

NAPO

Límite Cantonal

Altura

A

RAZO

CAÑAR

4822,222 - 5511,111 4133,333 - 4822,222

PASTAZA

RIOBAMBA

3444,444 - 4133,333 2755,556 - 3444,444 2066,667 - 2755,556 1377,778 - 2066,667 688,889 - 1377,778 0 - 688,889

MORONA SANTIAGO LEYENDA

AZOGUES

Centrales de Generación de Biomasa

Potencia efectiva (MW)

CUENCA

3°0'0"S

3°0'0"S

5511,111 - 6200

MACAS

Ecudos A-G 27,6 MW

AZUAY

Cabeceras Provinciales

Modelo Digital del Terreno (DTM)

PUYO

ECOELECTRIC 35,2 MW San Carlos 30,6 MW

SIGNOS CONVENCIONALES Límite Provincial

CHIM BO

L EN

GUAYAQUIL

TENA

TUNG UR AHUA

BOLÍVAR

LOS RÍO S

2°0'0"S

E TA SAN SANTA ELENA

GUAYAS

BABAHOYO

ORELLANA

1°0'0"S

LATACUNGA

70°0'0"W

PUERTO FRANCISCO DE ORELLANA

COTOPAXI

PORTOVIEJO

80°0'0"W

2°0'0"S

1°0'0"S

ZONAS NO DELIMITADAS MANABÍ

10°0'0"S

NUEVA LOJA

PICHINCHA

10°0'0"S

IBARRA

0°0'0"

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

20°0'0"S

ESMERALDAS

SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS 91°0'0"W

70°0'0"W

10°0'0"N

1°0'0"N

CA RC TULCAN H I

1°0'0"S

San Cristobal Solar Eolicsa 0,01 MW

1°0'0"S

76°0'0"W

0°0'0"

0°0'0"

0°0'0"

ESMERALDAS

TROPEZÓN 2,4 MW

0°0'0"

77°0'0"W

90°0'0"W

1°0'0"N

91°0'0"W

81°0'0"W

20°0'0"N

82°0'0"W

0°0'0"

83°0'0"W

UBICACIÓN DEL ECUADOR 20°0'0"N

MAPA DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLE NO CONVENCIONAL

27,60 MW

0,01 MW

Potencia efectiva (MW) 2,40 MW

27,61 - 30,60 MW

Panales Solares

30,61 - 35,20 MW

Potencia efectiva (MW)

MACHALA

ORA CH INC HIP

LOJA ZAMORA

MAPA DE CENTRALES DE GENERACIÓN NO RENOVABLE

5°0'0"S

0 83°0'0"W

82°0'0"W

81°0'0"W

80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

5°0'0"S

ZAM

LOJA

4°0'0"S

E

4°0'0"S

EL ORO

Elaborado por: Lcda. Sara Dávila

Proyección Geográfica Datum WGS84

Revisado por: Ing. Andrés Bravo

Escala gráfica

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC, 2012 * Para mayor deta lle consulte nuest ro Geoportal CONELEC www.conelec- .gob.ec

80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

77°0'0"W

76°0'0"W

80°0'0"W

70°0'0"W

90°0'0"W

ZO

GUANO

PUCARÁ

LOJA

ZAPOTILLO

SUCUA

69 k V

80°0'0"W

10°0'0"N

20°0'0"S

S

69

z

69

kV

Voltaje de Operación (kV)

LOGROÑO

Mé nde

EL PAN

LIMËN INDANZA

TIWINTZA

SIGSIG

138 230

Subestaciones Eléctricas de Transmisión 0,00 - 225,00 MVA

SAN JUAN BOSCO

225,01 - 447,00 MVA

GUALAQUIZA

447,01 - 1025,00 MVA

OÑA EL PANGUI

PAQUISHA CENTINELA DEL CONDOR

CATAMAYO

LOJA

QUILANGA

ZAMORA

Loja 66,66 MVA ZAMORA CHINCHIPE

LOJA

NANGARITZA

MAPA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI) Elaborado por: Lcda. Sara Dávila

PALANDA

79°0'0"W

Proyección Geográfica Datum WGS84

Revisado por: Ing. Andrés Bravo

0 78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

0°0'0" 10°0'0"S

0°0'0" 1°0'0"S

z

de

én

SANTIAGO

5°0'0"S

81°0'0"W

LEYENDA

Líneas de Transmisión

2M

PAUTE

GUACHAPALA

TAISHA

E2 1 Ma cas

Molino 875 MVA

CHINCHIPE

82°0'0"W

688,889 - 1377,778

YANTZAZA (YANZATZA)

ESPÍNDOLA

83°0'0"W

1377,778 - 2066,667

MACAS MORONA SANTIAGO

3 n o - Tot oras 2 0 kV

YACUAMBI

GONZANAMÁ

SOZORANGA CALVAS MACARA

2066,667 - 2755,556

0 - 688,889

3°0'0"S

SAN FERNANDO GIRËN CAMILO PONCE ENRÍQUEZ

ZARUMA

OLMEDO

2755,556 - 3444,444

PASTAZA HUAMBOYA

Cuenca CHORDELEG 133,33 MVA

SARAGURO

PALTAS

PABLO SEXTO

-S

Mo li

GUALACEO

NABËN

PINDAL CELICA

DÉLEG

CUENCA

PIÑAS PORTOVELO MARCABELÍBALSAS LAS LAJAS CHAGUARPAMBA PUYANGO

3444,444 - 4133,333

PASTAZA

CHAMBO

AZOGUES SEVILLA DE ORO

CHILLA

ATAHUALPA

4133,333 - 4822,222

PALORA

4°0'0"S

SANTA ROSA

kV

ARENILLAS

4822,222 - 5511,111

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

5°0'0"S

HUAQUILLAS

30 Machal a - Zorrito s 2

EL TAMBO

Sinincay 165,5 MVA

CAMILO PONCE ENRÍQUEZ GUAYAQUIL

SANTA ROSA MACHALA PASAJE SANTA ROSA SANTA ROSA EL ORO

5511,111 - 6200

kV

E2 2

3°0'0"S

AZUAY

Machala 420 MVA

Riobamba 133,32 MVA

ALAUSÍ

BIBLIÁN

Posorja 33,33 MVA GUAYAQUIL

Límite Cantonal

Modelo Digital del Terreno (DTM)

Policentro Puyo 200 MVA 33,33 MVA

PENIPE

RIOBAMBA

Límite Provincial

Altura

-S

SUSCAL

CAÑAR CAÑAR

NARANJAL

EL GUABO

13 8

ARAJUNO

SANTA CLARA

Cabeceras Provinciales

MORONA CHUNCHI

ZONAS NO DELIMITADAS LA TRONCAL

BALAO

TENA

NARANJITO GENERAL ANTONIO ELIZALDE

EL TRIUNFO

PLAYAS

Pu y o

GUAMOTE

CUMANDÁ CORONEL MARCELINO MARIDUEÑA

GUAYAQUIL NARANJAL

AGUARICO

Li m ón

GUAYAQUIL

A g oyan-

MOCHA QUERO

Tena 33,3 MVA

70°0'0"W

SIGNOS CONVENCIONALES

ORELLANA

CARLOS JULIO AROSEMENA TOLA

PATATE

80°0'0"W

2°0'0"S

GUARANDA

ORELLANA

23

NA

Santa Elena 66,7 MVA

TENA

S E

E LE TA

Trinitaria DURÁN DURÁN 425 MVA

kV

Totoras 266,64 MVA

CH I M B

1°0'0"S

SAN

V 8 k a 13 Ele n P ascua le s - S a nta

Pucará

0 MVA SALCEDO SANTIAGO DE PÍLLARO

SAN MIGUEL SALITRE (URBINA JADO) MONTALVO COLTA PEDRO CARBO LOMAS DE SARGENTILLO DAULE GUAYAS ALFREDO BAQUERIZO MORENO (JUJÁN) ISIDRO AYORA NOBOL SAMBORONDËN CHILLANES PALLATANGA SIMËN BOLÍVAR

Salitral 400 MVA SAN JACINTO DE YAGUACHI MILAGRO

Mulaló 66,7 MVA

AMBATO

VÍNCES PUEBLOVIEJOURDANETA CALUMA PALESTINA CHIMBO BABA SANTA LUCÍA BABAHOYO

PAJAN

LATACUNGA

8

LORETO

ARCHIDONA

BAÑOS DE AGUA SANTA MERA TUNGURAHUA TISALEO SAN PEDRO DE PELILEO

ECHEANDÍA

COLIMES

PUERTO LËPEZ

2°0'0"S

PANGUA

LAS NAVES

PALENQUE

PUJILÍ

CUYABENO

Orellana 33,3 MVA

QUIJOS

NAPO

SAQUISILÍ

COTOPAXI

LA JOYA DE LOS SACHAS SHUSHUFINDI

Santa Rosa 1025 MVA

13

QUEVEDO

EL CHACO

RUMIÑAHUI

2 3 0 kV

lo

EL EMPALME

LOS RÍOS VENTANAS

24 DE MAYO

SANTA ELENA

go

PUTUMAYO

SUCUMBIOS

SIGCHOS

LA MANÁ

Quevedo 444 MVA

QUINSALOMA MOCACHE BALZAR

4°0'0"S

min

la

orio 2 30 k V Que v e do - S a n Gre g

OLMEDO

LA LIBERTAD SALINAS

VALENCIA

Portoviejo 150 MVA SANTA ANA

JIPIJAPA

Do

P uc ará - M u

MONTECRISTI

ZONAS NO DELIMITADAS BUENA FÉ

BOLÍVAR

JUNÍN

PORTOVIEJO

ZONAS NO DELIMITADAS

Chone 60 MVA PICHINCHA

TOSAGUA

ROCAFUERTE

-S to

ORA

MANABÍ

LAGO AGRIO

NUEVA LOJA

CAYAMBE

Pomasqui 300 MVA QUITO Vicentina 148,1 MVA

MEJIA

CHONE

MANTA JARAMIJË

sa

SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS

SAN VICENTE

SUCRE

SANTO DOMINGO Sta. Ro

EL CARMEN

GONZALO PIZARRO

QUITO

Santo Domingo 321,99 MVA

FLAVIO ALFARO

PEDRO MONCAYO

SAN MIGUEL DE LOS BANCOS

BOLÍVAR

90°0'0"W

CASCALES

PICHINCHA

Escala gráfica Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC, 2012 * P ara m a yor deta lle cons ult e nue stro G eoporta l C ONE LE C ww w.cone lec -.gob.ec

20°0'0"S

OTAVALO

E2

1°0'0"S

1°0'0"S

0°0'0"

91°0'0"W

SUCUMBÍOS

PUERTO QUITO PEDRO VICENTE MALDONADO

LA CONCORDIA

SUCRE

Ibarra

10°0'0"S

IMBABURA

PEDERNALES

JAMA

BOLÍVAR

139,3 MVA COTACACHI ANTONIO ANTE IBARRA PIMAMPIRO

ZONAS NO DELIMITADAS

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

0°0'0"

SAN PEDRO DE HUACA MONT+FAR

SAN MIGUEL DE URCUQUÍ MUISNE

ui

Po m

ESPEJO

MIRA

as q

CARCHI

ELOY ALFARO

ESMERALDAS

QUININDÉ

10°0'0"N

Tulcán 33,3 MVA

TULCÁN

RIOVERDE

1°0'0"N

SAN LORENZO

as qu -J ia m Ja on mo d in nd in o 23 o 2 0 k V 23 0

Esmeraldas 75 MVA

ESMERALDAS

ATACAMES

0°0'0"

0°0'0"

ESMERALDAS

Po m

1°0'0"N

kV

91°0'0"W

81°0'0"W

20°0'0"N

82°0'0"W

UBICACIÓN DEL ECUADOR 20°0'0"N

83°0'0"W

MAPA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI)

MAPA DEL SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN (SNGTD) 80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

Nvo. Rocafuerte 0,37 MW

-T

13 8

kV

Policentro Puyo 200 MVA 33,33 MVA

Agip Oil - CPF 36,23 MW

Agip Oil - Villano A 4,2 MW

Límite Provincial

Modelo Digital del Terreno (DTM) Altura 2°0'0"S

Alao 10 MW

2 30 k V -

kV

Molino 875 MVA Mé

22

San Idelfonso 0 MVA

3°0'0"S

-S E

138 kV

gro San

Cuenca 133,33 MVA

688,889 - 1377,778

nd

El Descanso 17,2 MW

Cuenca - Lim ó n

1377,778 - 2066,667

ón

Sinincay 165,5 MVA

SE

23

L

Santiago 0,4 MW

0 - 688,889

13,8 22

A

Y-

POR T OV EL

Interconexión P erú 110 MW

34,5 46

O6 9

kV

Carlos Mora 2,4 MW

69

Catamayo 17,17 MW

S/E C a ria

4°0'0"S

Voltaje de Operación (kV)

oja

Machal a - Z orr i

1 38 k V

420 MVA

V

Líneas de Subtransmisón

-L

Costa Rica Bellavista 0,15 MW k 2 30 0,08 MW s to

230

Cue nc a

138

110,00 MW

kV L o ja - C umbar at za 138

Loja 66,66 MVA

ZAMORA

MAPA DEL SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN,TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN (SNGTD) Elaborado por: Lcda. Sara Dávila

9 kV Macara6 ga - S/E m an

Aprobado por: Dr. Paúl Vasquez

Subestaciones Eléctricas de Transmisión

81°0'0"W

80°0'0"W

79°0'0"W

78°0'0"W

5

10

77°0'0"W

20

30 76°0'0"W

40 Kilómetros

5°0'0"S

0 82°0'0"W

Proyección Geográfica Datum WGS84

Revisado por: Ing. Andrés Bravo

110,01 - 525,00 MW

5°0'0"S

4133,333 - 4822,222

2066,667 - 2755,556

im

Pa u

te

138

kV

(5 ) 23 0 kV

a nc ue

4822,222 - 5511,111

2755,556 - 3444,444

69

ba

5511,111 - 6200

3444,444 - 4133,333

Hidroabanico 37,99 MW Paute 1.100 MW Mazar 163,26 MW

ez

am

0°0'0" 10°0'0"S

SIGNOS CONVENCIONALES

o

Pu y

Pu y o

10°0'0"N

10°0'0"N 0°0'0" 20°0'0"S

a

0°0'0"

Tiputini 0,12 MW

70°0'0"W

1°0'0"S

as

Po m

lla n

kV

REPSOL YPF-S PF-2 13,63 MW REPSOL YPF-S PF-1 REPSOL YPF-S PF-3 17,5 MW 44,3 MW

80°0'0"W

en a 1 38

Yuralpa 7,25 MW

EPF-Eden Yuturi 42,88 MW REPSOL YPF-NP F-2 7,84 MW REPSOL YPF-NP F-1 35 MW

MACHALA Machala

69

138

83°0'0"W

20°0'0"N

20°0'0"N

1°0'0"N

Po m

kV 0

13

S ta . R o sa a 1 -P 38 om kV as n tin

2 3 0 kV

ba

ba m

Oso Jaguar 12,14 MW 0,16 MW Mono 1,74 MW

Cam i 0,16 MW CDP Nantu D 0,33 MW 4 MW

as o

-C

Saucay 24 MW

nso 13 8 k V

Lobo 1,36 MW

MANABÍ ORELLANA PASTAZA LOJA

Pañayacu CPF 6,07 MW 1,02 MW

to r

Ocaña 26,1 MW

Id e lfo

Tena 33,3 MVA

re

Pto. El C armen 0,45 MW

To

M kV

b

M ila

San Francisco 212,6 MW

A g oyan-

Agoyán 156 MW Río Blanco 3 MW

io

Qu e

er e cit a6 9k V

V

gr o -Zh o ra y 23 0

n oli

io

as -C

TENA

O de co Te na - F ran c i s

Coca Orellana kV 3,32 MW 33,3 MVA

10 MW

Riobamba 133,32 MVA

Nizag 0,75 MW

-R

Termogas Machala I 128,5 MW

Voltaje de Operación (kV)

9 kV

o

Líneas de Transmisión

oPasc ual e s

M ila

Puná Nueva 3,15 MW

Cauchiche 0,07 MW Puná Viejo 0,06 MW

40,01 - 200,00 MVA

Mol in

Milagro 447 MVA

Ambato 43 MVA

-R

G uar a nda6

Chimbo 1,33 MW

San Carlos 30,6 MW

kV

ay

2°0'0"S

kV Riobam ba-

lin Mo

3°0'0"S

9

k

Potencia efectiva (MW)

dia 6

0 23

Interconexiones

230

kV

65,41 - 181,00 MW

s

69

11,51 - 40,00 MVA

Posorja 33,33 MVA

C RA SA

20,01 - 65,40 MW

l P

0,00 - 11,50 MVA

70,01 - 213,00 MW

ale

Pascuales 974 MVA Salitral Trinitaria 400 MVA 425 MVA

ca

Subestaciones Eléctricas de Distribución

0,07 - 70,00 MW

0,05 - 20,00 MW

Santa Elena Santa Elena 66,7 MVA 40 MW

170,01 - 383,20 MVA

Potencia efectiva (MW)

Potencia efectiva (MW)

V 8 k a 13 Ele n P ascua le s - S a nta

scu

. In er o - Pto Mont

66,67 - 170,00 MVA

Centrales de Generación Hidráulica

Centrales de Generación Térmica

Santa Elena II 90,1 MW

8,10 - 66,66 MVA

0,01 MW

213,01 - 1.100,00 MW

- Pa

Subestaciones Eléctricas de Generación

Potencia efectiva (MW)

2,40 MW

ch ea n

Illuchi No.1 4 MW

Pucará Pucará 70 MW 0 MVA

Tot o ras

0 23 s

al

as cu

-P

ve do

Guanuj o -E

Sibimbe 14,5 MW

Babahoyo BABAHOYO 66,7 MVA Dos Cerritos 220 MVA Mil agro

447,01 - 1025,00 MVA

30,61 - 35,20 MW

Potencia efectiva (MW)

Totoras

Angamarca 0,26 MW 266,64 MVA Tiliví 0,11 MW

Catazacón 0,76 MW

GUARANDA 225,01 - 447,00 MVA

Mulalo V ice

kV

ve kV

Quevedo II Quevedo 100 MW 444 MVA

8

Cuyabeno 6,9 MW Shushufindi Tarapuy 6,25 MVA 0,3 MW Jivino TPP 53,64 MVA 65,4 MW

Coca 32,93 MVA

PBH-PAR12 2 MW

Sardinas 5,33 MW

Agip Oil - Sarayacu 7,78 MW

kV

8

27,61 - 30,60 MW

13

kV Q egori o 2 3 0 kV ue v edo - D a ule P er ipa 138

e

27,60 MW

Páramo 2,56 MW

Mulaló 66,7 MVA

Estación Dayuma El E stado 1,66 MW 0,1 MW

hone 138 k V

0,00 - 225,00 MVA

Jivino 4,9 MW

oD

om in go

-Q

ue

Corazón 0,98 MW

Vicentina 148,1 MVA

Santa Rosa 1025 MVA

lo

1°0'0"S

rip

-C

2 3 0 kV

a Puc a rá - M u l

Pe a

Que v edo - S a n Gr Gregorio 225 MVA Portoviejo 150 MVA

Potencia efectiva (MW)

go

Marcel Laniado 213 MW

Da ule

Miraflores 47 MW San

LEYENDA

min

Loreto 2,11 MW

St

Chone 60 MVA

Centrales de Generación de Biomasa

Do

do

23 0

to

Lago Agrio 27,41 MVA Secoya

69 kV

-S

Oyacachi 1 0,07 MW

Pomasqui 300 MVA

Amazonas 6,14 MW

Cayagama 3,36 MW

VHR 5,91 MW

Lago Agrio 4,15 MW

Agrio

kV

qu i

8

23

0

13

90°0'0"W

as qu i -J a m - Ja on mo d in nd in o 23 o 2 0 k V 23 0

kV 1

ba rr a

as

Sta. Ro sa

Lum baqui 0,1 MW

Selva Alegre 27,3 MW

Uravia 0,95 MW

kV

ald

Santo Domingo 321,99 MVA

ea 69 k V Ae r

Manta II 19,2 MW

Ibarra 139,3 MVA

Lago

1°0'0"S

sm e r

Pedernales 2 MW

Ambi 8 MW

kV

n di on a m Electrocórdova -J 0,2 MW

n

oJivin

o-E

91°0'0"W

Perlabí 2,46 MW Puerto Quito Chiquilpe 0,16 MW 0,16 MW

qu i-I

in g

TROPEZÓN 2,4 MW San Cristóbal San Cristobal Solar E olicsa 3,49 MW 0,01 MW

38

á ulc -T

ui

Po m

a rr Ib

Otavalo 0,4 MW

m Do o.

1°0'0"S

a

St

0°0'0"

9 kV DE 6

Santa Cruz 6,76 MW

Interconexión Colombia 525 MW

Po m as qu i

69 kV MU IS NE

0°0'0"

San Miguel de Car 2,95 MW Hidrocarolina kV 0,49 MW 1 38

IN QUIN

0°0'0"

Tulcán 33,3 MVA

Esmeraldas 75 MVA

70°0'0"W

o2 3

1°0'0"N

BORBÓN69 kV

Isabela 1,64 MW

UBICACIÓN DEL ECUADOR 80°0'0"W

La Propicia 9,6 MW

E.E. Galápagos 8.427 Km²

76°0'0"W

90°0'0"W

Floreana 0,11 MW

4°0'0"S

77°0'0"W

as q

91°0'0"W

81°0'0"W

Escala gráfica Fecha de elaboración: Septiembre, 2012

Fuente: Cartografía Base: Arc Gis. com Cartografía Temática: CONELEC, 2012 * Para m ayor detalle co nsu lte nuestro G eop ortal CONELEC www.conelec-.go b.ec

20°0'0"S

82°0'0"W

10°0'0"S

83°0'0"W