EstadisticaAnualYMultianualDelSectorElectricoEcuatoriano
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Descripción: Estadísticas del sector eléctrico ecuatoriano 2015, ideal para trabajos de investigación. Documentos de uso...
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Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2015
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REPÚBLICA DEL ECUADOR AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ELECTRICIDAD
Rafael Correa Delgado Presidente Constitucional de la República del Ecuador Jorge Glas Espinel Vicepresidente de la República del Ecuador Rafael Poveda Bonilla Ministro Coordinador de los Sectores Estratégicos Esteban Albornoz Vintimilla Ministro de Electricidad y Energía Renovable Andrés Chávez Peñaherrera Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad
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Certificación de la calidad estadística del Sector Eléctrico La ARCONEL recibió la Certificación de Calidad de la Operación Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano el pasado el 20 de julio del 2015, Este documento avala el proceso de certificación dentro del marco de los criterios de calidad y compromete a la Agencia a mejorar constantemente la calidad de la información que genera para fortalecer el seguimiento de las políticas públicas. El proceso concluyó que la ARCONEL posee el grado más alto de certificación a nivel nacional, hecho que llena de satisfacción y orgullo a la ARCONEL siendo la pionera en recibir esta certificación de un total de seis entidades que participaron en el piloto del INEC.
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Procedimiento para la administración de la información estadística y geográfica del Sector Eléctrico Ecuatoriano El Estatuto Orgánico de Gestión Organizacional por Procesos, publicado en el Registro Oficial No. 84 del 18 de diciembre del 2013, menciona en el numeral 2.1.4.3 Asesoramiento Técnico Información Estadística y Geográfica que la misión de la Unidad de Información Estadística y Geográfica es “gestionar, actualizar, validar y procesar la información estadística y geográfica de los agentes del sector eléctrico, propendiendo al libre acceso de la información completa, oportuna y de calidad de las actividades de generación, transmisión, distribución y alumbrado público general”. La Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica señala en su artículo 15 de Atribuciones y deberes, numeral 9, que se debe “implementar, operar y mantener el sistema único de información estadística del sector eléctrico”. Por esta razón es que, en cumplimiento del nuevo marco legal y una vez realizado el proceso de recolección de datos, se dio paso a la consolidación y organización de la información correspondiente al 2015. La Coordinación Nacional de Regulación del Sector Eléctrico elaboró una nueva propuesta de la Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2015, la misma que se realizó en miras de presentar información concisa, concreta y amigable para el universo de usuarios que utilizan los datos estadísticos. Entre estos usuarios tenemos a universidades nacionales e internacionales, entidades Gubernamentales, bibliotecas, sector privado y ciudadanía en general. La ARCONEL lleva a cabo el proceso de planificación, diseño, recolección, procesamiento, análisis, difusión y archivo de la información reportada por los participantes del sector eléctrico ecuatoriano en el Sistema de Datos del Sector Eléctrico (SISDAT). Las entradas son los formularios excel que se transforman en archivos xml para publicarlos a través de la web. La Agencia los centraliza por medio del SISDAT y los revisa, valida y procesa mediante un mecanismo de minería de datos y del cierre mensual de información. Esta es puesta en producción a través de los distintos medios de difusión (página web institucional, portal interno, reportes e informes). Esta información es de relevante importancia en cuanto a la toma de decisiones a través de datos estadísticos o consultas en el Geoportal y es consumida por ministerios, secretarías o instituciones públicas y privadas.
5
1.2
Empresas autogeneradoras .................................................................................... 44
1.2.1
Consejo Provincial de Tungurahua ......................................................................................... 44
1.2.2
Ecoelectric ............................................................................................................................... 45
Introducción ......................................................................................................................................... 17
1.2.3
Ecoluz ...................................................................................................................................... 45
1.
1.2.4
Ecudos ..................................................................................................................................... 46
1.2.5
Electrocordoba ........................................................................................................................ 47
1.2.6
Hidroabanico ........................................................................................................................... 48
1.2.7
Hidroimbabura ........................................................................................................................ 49
1.2.8
Hidrosanbartolo ...................................................................................................................... 51
1.2.9
Moderna Alimentos ................................................................................................................ 52
Contenido
Infraestructura del sector eléctrico ecuatoriano ........................................................................... 25
1.1
Empresas generadoras ............................................................................................ 27
1.1.1
CELEC‐Hidropaute ................................................................................................................... 27
1.1.2
CELEC‐Termogas Machala ....................................................................................................... 28
1.1.3
CELEC‐Termopichincha ........................................................................................................... 29
1.1.4
Elecaustro ............................................................................................................................... 30
1.1.5
Electrisol.................................................................................................................................. 31
1.1.6
Electroquil ............................................................................................................................... 32
1.1.7
Enersol .................................................................................................................................... 33
1.1.8
Generoca ................................................................................................................................. 33
1.1.9
Gransolar ................................................................................................................................ 34
1.2.10
SERMAA EP ......................................................................................................................... 53
1.2.11
Municipio Del Cantón Espejo ............................................................................................. 54
1.2.12
OCP ..................................................................................................................................... 55
1.2.13
Orion .................................................................................................................................. 56
1.2.14
Perlabí ................................................................................................................................ 57
1.2.15
Petroamazonas .................................................................................................................. 58
1.2.16
Repsol ................................................................................................................................. 59
1.2.17
Río Napo ............................................................................................................................. 60
1.2.18
San Carlos ........................................................................................................................... 61
1.2.19
Sipec ................................................................................................................................... 62
1.2.20
Tecpetrol ............................................................................................................................ 63
1.2.21
UCEM ................................................................................................................................. 64
1.2.22
Vicunha .............................................................................................................................. 65
1.2.23
Lafarge................................................................................................................................ 66
1.1.10
Intervisa Trade ................................................................................................................... 35
1.1.11
Lojaenergy .......................................................................................................................... 35
1.1.12
Sabiangosolar ..................................................................................................................... 36
1.1.13
Sansau – Wildtecsa ............................................................................................................ 37
1.1.14
Solsantonio ......................................................................................................................... 37
1.1.15
Solhuaqui ........................................................................................................................... 38
1.1.16
Solchacras .......................................................................................................................... 39
1.1.17
Renovaloja .......................................................................................................................... 39
1.1.18
Surenergy ........................................................................................................................... 40
1.1.19
Sanersol .............................................................................................................................. 40
1.1.20
Saracaysol........................................................................................................................... 41
1.3.1
Potencia nominal y efectiva a nivel nacional .......................................................................... 67
1.1.21
Solsantros ........................................................................................................................... 41
1.3.2
Potencia nominal y efectiva por tipo de energía .................................................................... 68
1.1.22
Gonzaenergy ...................................................................................................................... 42
1.3.3
Potencia por tipo de empresa y tipo de servicio .................................................................... 69
1.1.23
San Pedro ........................................................................................................................... 42
1.3.4
Potencia de empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación. ...... 69
1.1.24
Termoguayas ...................................................................................................................... 43
1.3.5
Potencia y número de centrales segmentada por provincia .................................................. 73
1.1.25
Valsolar ............................................................................................................................... 44
1.3
1.4
Centrales de generación de energía eléctrica .......................................................... 67
Subestaciones ........................................................................................................ 78
6
1.4.1
Subestaciones y transformadores de las empresas generadoras y autogeneradoras ........... 79
2.3.
1.4.2
Subestaciones y transformadores del Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.) .................. 80
(S.N.T.) 128
1.4.3
Subestaciones y transformadores de las empresas distribuidoras ......................................... 80
2.3.1.
Características operativas del S.N.T. ..................................................................................... 130
1.4.4
Subestaciones de seccionamiento por tipo de empresa ........................................................ 81
2.3.2.
Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T. ............................................................. 134
Líneas de transmisión y subtransmisión .................................................................. 82
2.3.3.
Facturación de la unidad de negocio CELEC EP‐TRANSELECTRIC .......................................... 135
1.5 1.5.1
Líneas de transmisión de empresas generadoras ................................................................... 82
1.5.2
Líneas de transmisión de empresas autogeneradoras ........................................................... 84
2.4.1.
Compra de energía eléctrica por las empresas distribuidoras ............................................. 136
1.5.3
Líneas de transmisión del S.N.T. ............................................................................................. 85
2.4.2.
Energía disponible en el sistema eléctrico de distribución ................................................... 137
1.5.4
Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras ........................................................... 86
2.4.3.
Facturación a clientes regulados de las empresas distribuidoras ......................................... 140
1.6
Elementos de compensación eléctrica..................................................................... 86
2.4.4.
Recaudación de valores facturados por las empresas distribuidoras a clientes regulados .. 149
2.4.5.
Facturación a Clientes No Regulados .................................................................................... 152
1.7
Redes de medio voltaje ........................................................................................... 87
1.8
Redes Secundarias .................................................................................................. 88
1.9
Luminarias .............................................................................................................. 89
1.10
Medidores .............................................................................................................. 90
1.11
Clientes................................................................................................................... 92
2.4.
2.5.
1.12 2.
Características operativas y transacciones en el Sistema Nacional de Transmisión
Personal de las empresas ........................................................................................ 95
Transacciones del sector eléctrico ecuatoriano ............................................................................. 98
2.1.
Energía producida ................................................................................................... 98
Consumo de energía eléctrica ................................................................................136
Programa de eficiencia energética para cocción por inducción y calentamiento de
agua con electricidad (PEC) ................................................................................................152 2.6.
Pérdidas en sistemas de distribución .....................................................................159
2.6.1.
Pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras .............................................. 159
2.6.2.
Comparativo de pérdidas y energía disponible entre los años 2014 ‐ 2015 ......................... 162
2.6.3.
Evolución mensual de pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras .......... 162
2.6.4.
Resumen mensual de pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras .......... 163
2.7.
Precios medios ......................................................................................................163
2.7.1.
Precio medio de la energía vendida por las empresas generadoras .................................... 165
2.1.1.
Producción de energía y consumo de combustibles .............................................................. 98
2.7.2.
Precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras con generación ......... 166
2.1.2.
Producción de energía por los agentes del sector eléctrico ................................................. 103
2.7.3.
Precio medio de la energía vendida por las empresas autogeneradoras ............................. 166
2.1.3.
Producción de energía de empresas generadoras ................................................................ 106
2.7.4.
Precio medio de la energía comprada por las empresas distribuidoras ............................... 167
2.1.4.
Producción de energía de empresas distribuidoras con generación .................................... 111
2.7.5.
Precio medio de la energía facturada a clientes regulados .................................................. 167
2.1.5.
Producción de energía de empresas autogeneradoras ........................................................ 113
2.7.6.
Precio medio mensual de energía facturada a clientes regulados ....................................... 171
2.2.
Energía vendida .................................................................................................... 120
2.8.
Interconexiones .....................................................................................................172
2.2.1.
Energía vendida por las empresas de generación ................................................................ 121
2.8.1.
Importación de energía eléctrica .......................................................................................... 172
2.2.2.
Energía vendida por las empresas de distribución ............................................................... 124
2.8.2.
Exportación de energía eléctrica .......................................................................................... 174
2.2.3.
Energía vendida por las empresas autogeneradoras ............................................................ 126
2.8.3.
Análisis comparativo del precio medio de transacciones internacionales ........................... 177
7
3.
Indicadores del sector eléctrico ecuatoriano ............................................................................... 180
3.1.
Balance nacional de energía .................................................................................. 180
3.1.1.
3.2.
Balance de energía del sistema eléctrico de distribución ..................................................... 184
Factor de planta .................................................................................................... 185
3.2.1.
Factor de planta de empresas generadoras ......................................................................... 185
3.2.2.
Factor de planta de empresas distribuidoras con generación .............................................. 186
3.2.3.
Factor de planta de empresas autogeneradoras .................................................................. 186
Producción histórica de empresas generadoras ................................................................... 213
5.1.3.
Producción histórica de empresas distribuidoras con generación ....................................... 216
5.1.4.
Producción histórica de empresas autogeneradoras ........................................................... 219
5.1.5.
Consumo de combustible de las empresas de generación eléctrica .................................... 222
5.2.
Evolución histórica de la energía vendida, periodo 2006‐2015 ...............................224
5.2.1.
Energía vendida por las empresas generadoras ................................................................... 225
5.2.2.
Energía vendida por empresas distribuidoras con generación ............................................. 225
5.2.3.
Energía vendida por las empresas autogeneradoras ............................................................ 226
5.2.4.
Evolución histórica de los valores monetarios de la energía vendida .................................. 226
3.3.
Consumo per cápita .............................................................................................. 190
3.4.
Pérdidas nacionales en distribución ...................................................................... 193
5.3.
Evolución histórica del sistema nacional de transmisión (S.N.T.), periodo 2006‐2015
3.5.
Consumo promedio de energía eléctrica ............................................................... 194
228
4.
Infraestructura del Sector Eléctrico 2006 – 2015 ......................................................................... 205
4.1.
Evolución histórica de las centrales de generación de energía eléctrica, periodo 2006
– 2015 205 4.2.
Evolución histórica de subestaciones, periodo 2006 – 2015. .................................. 207
4.2.1.
4.3.
Subestaciones ....................................................................................................................... 207
Evolución histórica de transformadores, periodo 2006 – 2015. ............................. 208
4.3.1.
Transformadores y autotransformadores ............................................................................ 208
4.4.
Evolución histórica de líneas de transmisión y subtransmisión, periodo 2006 – 2015
209 4.4.1.
Líneas de transmisión de empresas generadoras ................................................................. 209
4.4.2.
Líneas de transmisión de CELEC EP Transelectric ................................................................. 209
4.4.3.
Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras ......................................................... 210
4.5.
Evolución histórica de clientes, periodo 2005‐2014 ............................................... 210
4.5.1. 5.
5.1.2.
Clientes ................................................................................................................................. 210
Transacciones del Sector Eléctrico 2006‐2015 ............................................................................. 212
5.1.
Evolución histórica de la producción de energía, periodo 2006‐2015 ..................... 212
5.1.1.
Producción de energía .......................................................................................................... 212
5.3.1.
Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T. ............................................................. 228
5.3.2.
Valores facturados por la empresa transmisora ................................................................... 229
5.4.
Evolución histórica del consumo de energía eléctrica, periodo 2006‐2015 .............230
5.4.1.
Compra de energía eléctrica por las empresas distribuidoras ............................................. 230
5.4.2.
Energía disponible en el sistema eléctrico de distribución ................................................... 230
5.4.3.
Facturación a clientes regulados .......................................................................................... 231
5.4.4.
Recaudación de valores facturados por las empresas distribuidoras a clientes regulados .. 234
5.4.5.
Facturación a clientes no regulados ..................................................................................... 235
5.5.
Evolución histórica de pérdidas en el sistema de distribución, periodo 2006‐2015 .236
5.5.1.
Pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras .............................................. 236
5.5.2.
Comparativo de pérdidas y energía disponible .................................................................... 236
5.6.
Evolución histórica de precios medios, periodo 2006‐2015 ....................................238
5.6.1.
Precio medio de la energía por tipo de empresa y transacción ........................................... 238
5.6.2.
Precio medio de la energía vendida por las empresas generadoras .................................... 239
5.6.3.
Precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras con generación ......... 241
5.6.4.
Precio medio de la energía comprada por las empresas distribuidoras ............................... 242
5.6.5.
Precio medio de la energía facturada a clientes regulados .................................................. 242
5.7.
Interconexiones .....................................................................................................243
5.7.1.
Importación de energía ........................................................................................................ 243
8
6.
5.7.2.
Exportación de energía ......................................................................................................... 244
5.7.3.
Análisis comparativo precio medio de transacciones internacionales ................................. 245
Indicadores del sector eléctrico ecuatoriano ............................................................................... 247
6.1.
Balance nacional de energía eléctrica ................................................................... 247
6.1.1.
7.
Balance de energía del sistema eléctrico de distribución ..................................................... 248
6.2.
Pérdidas ............................................................................................................... 249
6.3.
Consumo promedio de energía eléctrica ............................................................... 250
Glosario ..................................................................................................................................... 252
7.1.
Términos .............................................................................................................. 252
7.2.
Siglas .................................................................................................................... 255
7.3.
Unidades de medida ............................................................................................. 256
Anexos ............................................................................................................................................... 257
9
Índice de Tablas
TABLA NO. 27: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR LOS AGENTES DEL SECTOR ELÉCTRICO ........................................................................................................................ 104 TABLA NO. 28: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO, POR TIPO DE
TABLA NO. 1: CENTRALES QUE ENTRARON EN OPERACIÓN EN EL 2015 ........................................................ 68 TABLA NO. 2: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO ENERGÍA ............................................................. 68 TABLA NO. 3: NÚMERO DE CENTRALES Y TIPO DE ENERGÍA POR PROVINCIA ............................................... 73 TABLA NO. 4: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES POR TIPO DE EMPRESA ........................................... 78 TABLA NO. 5: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS GENERADORAS ........................ 79 TABLA NO. 6: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ............... 79 TABLA NO. 7: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR ................................................... 80 TABLA NO. 8: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES A NIVEL DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS .................................................................................................................................... 80 TABLA NO. 9: TRANSFORMADORES A NIVEL DE MEDIA TENSIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS .................................................................................................................................... 81 TABLA NO. 10: SUBESTACIONES DE SECCIONAMIENTO ................................................................................. 81 TABLA NO. 11: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISIÓN POR TIPO DE EMPRESA ............................... 82 TABLA NO. 12: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRASMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS .............. 83 TABLA NO. 13: COMPENSACIÓN CAPACITIVA INSTALADA EN EL S.N.T. ........................................................ 86 TABLA NO. 14: COMPENSACIÓN INDUCIVA INSTALADA EN EL S.N.T. ............................................................ 87 TABLA NO. 15: REDES DE MEDIO VOLTAJE DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS .......................................... 87 TABLA NO. 16: REDES SECUNDARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRUIBUIDORAS............................ 88 TABLA NO. 17: LUMINARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS ........................................... 89 TABLA NO. 18: MEDIDORES DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS ............................................. 91 TABLA NO. 19: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS Y NO REGULADOS DE LAS DISTRIBUIDORAS ................ 92 TABLA NO. 20: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA ........................................................... 92 TABLA NO. 21: PERSONAL DE LAS EMPRESAS GENERADORAS ...................................................................... 95 TABLA NO. 22: PERSONAL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ............................................................. 96 TABLA NO. 23: PERSONAL DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ................................................................... 96 TABLA NO. 24: PRODUCCIÓN MENSUAL TOTAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA (GWH) ....................... 100 TABLA NO. 25: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR TIPO DE EMPRESA ........................................................ 103 TABLA NO. 26: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES EN TEP ...................................................................... 103
ENERGÍA 1/3 ......................................................................................................................................... 105 TABLA NO. 29: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO, POR TIPO DE ENERGÍA 2/3 ......................................................................................................................................... 105 TABLA NO. 30: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO, POR TIPO DE ENERGÍA 3/3 ......................................................................................................................................... 106 TABLA NO. 31: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS GENERADORAS (1/2) .................................. 107 TABLA NO. 32: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS GENERADORAS (2/2) .................................. 107 TABLA NO. 33: CONSUMO DE COMBUSTIBLE DE LAS GENERADORAS .......................................................... 110 TABLA NO. 34: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS . 111 TABLA NO. 35: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ........................................ 113 TABLA NO. 36: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (TEP) ............................... 113 TABLA NO. 37: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2) ....... 114 TABLA NO. 38: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2) ....... 115 TABLA NO. 39: CONSUMO DE DIESEL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2) .................................. 118 TABLA NO. 40: CONSUMO DE DIESEL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2) .................................. 119 TABLA NO. 41: CONSUMO DE GAS NATURAL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ............................... 119 TABLA NO. 42: CONSUMO DE CRUDO DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS .......................................... 119 TABLA NO. 43: CONSUMO DE RESIDUO DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ....................................... 120 TABLA NO. 44: CONSUMO DE GLP DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ................................................ 120 TABLA NO. 45: CONSUMO DE BIOMASA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ...................................... 120 TABLA NO. 46: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN ................................................................... 121 TABLA NO. 47: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y EMPRESA ................................................ 121 TABLA NO. 48: ENERGÍA VENDIDA POR LAS GENERADORAS ........................................................................ 121 TABLA NO. 49: VALORES FACTURADOS Y RECAUDADOS POR LA VENTA DE ENERGÍA DE LAS GENERADORAS .............................................................................................................................................................. 122 TABLA NO. 50: VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GENERACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS .. 124 TABLA NO. 51: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ............................................. 126 TABLA NO. 52: NIVELES DE VOLTAJE EN LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. (1/2) ................... 131 TABLA NO. 53: NIVELES DE VOLTAJE EN LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. (2/2) ................... 131
10
TABLA NO. 54: DEMANDA MÁXIMA EN TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. .............. 133
TABLA NO. 81: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y
TABLA NO. 55: CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES .............................................................................. 133
UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP .................................................................................................... 167
TABLA NO. 56: CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 138 KV ............................................................ 134
TABLA NO. 82: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE CONSUMO ........................... 168
TABLA NO. 57: CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 230 KV ............................................................ 134
TABLA NO. 83: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS
TABLA NO. 58: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. ...................................................................................... 134
DISTRIBUIDORAS .................................................................................................................................. 171
TABLA NO. 59: DEMANDA MÁXIMA DE AGENTES Y VALORES FACTURADOS ................................................ 135
TABLA NO. 84: ENERGÍA IMPORTADA ........................................................................................................... 172
TABLA NO. 60: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ....................................................... 136
TABLA NO. 85: VALORES POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA ........................................................................... 173
TABLA NO. 61: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ........................................................ 137
TABLA NO. 86: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA ............................................................................. 174
TABLA NO. 62: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWH) .............................. 140
TABLA NO. 87: ENERGÍA EXPORTADA ........................................................................................................... 174
TABLA NO. 63: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWH) ............................................... 143
TABLA NO. 88: VALORES POR EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ........................................................................... 175
TABLA NO. 64: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (KUSD) ....................... 144
TABLA NO. 89: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA ............................................................................. 177
TABLA NO. 65: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (KUSD) ......................................... 148
TABLA NO. 90: COMPARATIVO PRECIO MEDIO (USD ¢/KWH) ....................................................................... 177
TABLA NO. 66: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (KUSD)....................... 149
TABLA NO. 91: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA ...................................................................... 180
TABLA NO. 67: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS ........................................ 152
TABLA NO. 92: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ....................................................... 184
TABLA NO. 68: CLIENTES DEL PROGRAMA PEC .............................................................................................. 153
TABLA NO. 93: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (GWH) ...................... 184
TABLA NO. 69: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN PROGRAMA PEC .................................................... 154
TABLA NO. 94: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (1/2) ..................................................... 185
TABLA NO. 70: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN PROGRAMA PEC POR PROVINCIA .......................... 155
TABLA NO. 95: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (2/2) ..................................................... 185
TABLA NO. 71: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO
TABLA NO. 96: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN .......................... 186
DE CNEL EP ............................................................................................................................................ 159 TABLA NO. 72: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA DISPONIBLE POR EMPRESA
TABLA NO. 97: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2) ............................................ 187 TABLA NO. 98: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2) ............................................ 187
DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP .......................................................................... 162
TABLA NO. 99: CONSUMO PER CÁPITA ANUAL POR PROVINCIA ................................................................. 190
TABLA NO. 73: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .......... 162
TABLA NO. 100: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN .......................... 193
TABLA NO. 74: RESUMEN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN ............. 163
TABLA NO. 101: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA Y GRUPO DE
TABLA NO. 75: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN ................................ 163
CONSUMO DE CLIENTES REGULADOS (KWH/CLIENTE) ........................................................................... 194
TABLA NO. 76: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y EMPRESA ............. 164
TABLA NO. 102: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA ................................................. 205
TABLA NO. 77: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS GENERADORAS ...................................... 165
TABLA NO. 103: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE CENTRAL ..................................................................... 206
TABLA NO. 78: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR GENERACIÓN NO ESCINDIDA DE LAS
TABLA NO. 104: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE CENTRAL ...................................................................... 206
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ............................................................................................................... 166
TABLA NO. 105: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS GENERADORAS ............ 207
TABLA NO. 79: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS .......... 166
TABLA NO. 106: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS ... 207
TABLA NO. 80: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE
TABLA NO. 107: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS .......... 207
NEGOCIO DE CNEL EP............................................................................................................................ 167
TABLA NO. 108: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE EMPRESAS GENERADORAS .................................................................................................................. 208
11
TABLA NO. 109: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR ........................................................................................................................................ 208 TABLA NO. 110: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
TABLA NO. 137: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE EMPRESA EN MILES DE TEP ............................ 224 TABLA NO. 138: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA (GWH) .............................................................. 224 TABLA NO. 139: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (GWH) ................................................... 225
.............................................................................................................................................................. 209
TABLA NO. 140: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (GWH) ......... 226
TABLA NO. 111: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS ..... 209
TABLA NO. 141: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (GWH) .......................................... 226
TABLA NO. 112: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE CELEC EP – TRANSELECTRIC ..... 209
TABLA NO. 142: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (MUSD) (1/2) ................... 227
TABLA NO. 113: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS
TABLA NO. 143: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (MUSD) (2/2) ................... 227
DISTRIBUIDORAS .................................................................................................................................. 210 TABLA NO. 114: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL NÚMERO DE CLIENTES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
TABLA NO. 144: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (MUSD) ................................................................................................................................................. 228
.............................................................................................................................................................. 210
TABLA NO. 145: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (KUSD) .................... 228
TABLA NO. 115: ENERGÍA PRODUCIDA ......................................................................................................... 212
TABLA NO. 146: ENERGÍA RECIBIDA, ENTREGADA Y PÉRDIDAS EN EL S.N.T. ................................................. 229
TABLA NO. 116: ENERGÍA PRODUCIDA POR TIPO DE EMPRESA PERIODO 2006‐2015 (GWH) ....................... 213
TABLA NO. 147: VALORES FACTURADOS POR CELEC EP‐TRANSELECTRIC ..................................................... 229
TABLA NO. 117: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS GENERADORAS ................................................ 213
TABLA NO. 148: COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ........................... 230
TABLA NO. 118: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (1/4) ................................................. 214
TABLA NO. 149: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN .................................................. 231
TABLA NO. 119: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (2/4) ................................................. 214
TABLA NO. 150: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWH) ............................ 231
TABLA NO. 120: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (3/4) ................................................. 215
TABLA NO. 151: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWH) ............................................. 232
TABLA NO. 121: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (4/4) ................................................. 215
TABLA NO. 152: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) ................... 233
TABLA NO. 122: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN ............... 216
TABLA NO. 153: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (MUSD) ..................................... 233
TABLA NO. 123: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (1/4) ................. 216
TABLA NO. 154: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) ................... 234
TABLA NO. 124: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (2/4) ................. 217
TABLA NO. 155: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS ...................................... 235
TABLA NO. 125: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (3/4) ................. 218
TABLA NO. 156: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN ....................................................... 236
TABLA NO. 126: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (4/4) ................. 218
TABLA NO. 157: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA DISPONIBLE 2014 ‐ 2015 ................ 236
TABLA NO. 127: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ...................................... 219
TABLA NO. 158: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA DISPONIBLE 2006 ‐ 2015 ................ 237
TABLA NO. 128: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (1/5) ........................................ 219
TABLA NO. 159: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN (1/2) ..................................... 238
TABLA NO. 129: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (2/5) ........................................ 220
TABLA NO. 160: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN (2/2) ..................................... 238
TABLA NO. 130: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (3/5) ........................................ 220
TABLA NO. 161: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE EMPRESA (USD ¢/KWH) .............. 239
TABLA NO. 131: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (4/5) ........................................ 221
TABLA NO. 162: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESAS GENERADORAS ......................... 239
TABLA NO. 132: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (5/5) ........................................ 221
TABLA NO. 163: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (USD ¢/KWH) ....... 240
TABLA NO. 133: CONSUMO DE COMBUSTIBLE UTILIZADO EN GENERACIÓN ELÉCTRICA .............................. 222
TABLA NO. 164: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR GENERACIÓN NO ESCINDIDA DE LAS
TABLA NO. 134: UNIDADES DE CONVERSIÓN A TONELADAS EQUIVALENTES DE PETRÓLEO (TEP) ............... 222 TABLA NO. 135: CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN MILES DE TEP ................................................................ 222 TABLA NO. 136: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE EMPRESA ........................................................ 224
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS................................................................................................................. 241 TABLA NO. 165: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (USD ¢/KWH) ......................................................................................................................................... 241
12
TABLA NO. 166: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ........ 242 TABLA NO. 167: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ....... 243 TABLA NO. 168: ENERGÍA IMPORTADA POR TIPO DE TRANSACCIÓN (GWH) ................................................ 243 TABLA NO. 169: VALOR DE LA ENERGÍA IMPORTADA (MUSD) ...................................................................... 244 TABLA NO. 170: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA IMPORTADA (USD ¢/KWH) ................................................. 244 TABLA NO. 171: ENERGÍA EXPORTADA POR TIPO DE CLIENTE (GWH) ........................................................... 244 TABLA NO. 172: VALOR DE LA ENERGÍA EXPORTADA (MUSD) ...................................................................... 245 TABLA NO. 173: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA EXPORTADA (USD Ȼ/KWH) .................................................. 245 TABLA NO. 174: PRODUCCION E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL, PERÍODO 2006 – 2015 ................................................................................................................................................... 247 TABLA NO. 175: BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO PÚBLICO, PERÍODO 2006 – 2015 .......................... 247 TABLA NO. 176: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN .................................................. 248 TABLA NO. 177: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN .......................... 249 TABLA NO. 178: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO (KWH/CLIENTE) ........................................................................................................................................ 251
13
Índice de Figuras
FIG. NO. 26: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS. ...... 86 FIG. NO. 27: REDES DE MEDIO VOLTAJE POR GRUPO DE EMPRESA Y NIVEL DE VOLTAJE. ............................ 88 FIG. NO. 28: REDES SECUNDARIAS POR TIPO DE CONFIGURACIÓN Y GRUPO DE EMPRESA ......................... 89
FIG. NO. 1: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE SISTEMA ................................................................................. 67 FIG. NO. 2: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE SISTEMA .................................................................................. 68 FIG. NO. 3: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE ENERGÍA (MW) ....................................................................... 69 FIG. NO. 4: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA ............................................................. 69 FIG. NO. 5: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE SERVICIO ............................................................. 69 FIG. NO. 6: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES HIRÁULICAS POR TIPO DE EMPRESA .................................... 70 FIG. NO. 7: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES EÓLICAS POR TIPO DE EMPRESA ....................................... 70 FIG. NO. 8: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS POR TIPO DE EMPRESA ......................... 70 FIG. NO. 9: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS MCI POR TIPO DE EMPRESA ............................. 70 FIG. NO. 10: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOGAS POR TIPO DE EMPRESA ............... 71 FIG. NO. 11: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOVAPOR POR TIPO DE EMPRESA .......... 71 FIG. NO. 12: POTENCIA DE EMPRESAS GENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL ............................................ 71 FIG. NO. 13: POTENCIA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL .................................. 72 FIG. NO. 14: POTENCIA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN POR TIPO DE CENTRAL .......... 72 FIG. NO. 15: POTENCIA EFECTIVA A NIVEL DE PROVINCIA ............................................................................. 73 FIG. NO. 16: NÚMERO DE CENTRALES A NIVEL DE PROVINCIAS .................................................................... 73 FIG. NO. 17: NÚMERO DE SUBESTACIONES POR TIPO DE EMPRESA ............................................................. 78 FIG. NO. 18: NÚMERO DE TRANSFOMADORAS POR TIPO DE EMPRESA ....................................................... 79 FIG. NO. 19: CAPACIDAD INSTAÑLADA POR TIPO DE EMPRESA .................................................................... 79 FIG. NO. 20: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS A NIVEL DE 230 KV ..................................................................................................................................................... 83 FIG. NO. 21: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS A NIVEL DE 138 KV ..................................................................................................................................................... 83 FIG. NO. 22: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS A NIVEL DE 69 KV ....................................................................................................................................................... 83 FIG. NO. 23: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS ..... 85 FIG. NO. 24: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL S.N.T. ............................................... 85 FIG. NO. 25: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS UNIDADES DE NEGOCIO CNEL EP. ........................................................................................................................................................... 86
FIG. NO. 29: LUMINARIAS DE LAS UNIDADES DE NEGOCIO CNEL EP ............................................................. 90 FIG. NO. 30: LUMINARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS ............................................................................ 90 FIG. NO. 31: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO .............................................. 92 FIG. NO. 32: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA ............................................................... 93 FIG. NO. 33: PORCENTAJE DE CLIENTES REGULADOS POR REGIÓN ............................................................... 95 FIG. NO. 34: PERSONAL POR TIPO DE EMPRESA ............................................................................................ 95 FIG. NO. 35: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR SISTEMA, TIPO DE EMPRESA Y TIPO DE CENTRAL ......... 98 FIG. NO. 36: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR TIPO DE CENTRAL GWH ................................................. 99 FIG. NO. 37: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA Y DE CENTRAL ....................................................... 99 FIG. NO. 38: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA .............................................................................. 99 FIG. NO. 39: PRODUCCIÓN BRUTA DE EMPRESAS GENERADORAS POR TIPO DE ENERGÍA ........................... 100 FIG. NO. 40: PRODUCCIÓN BRUTA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS POR TIPO DE ENERGÍA ......................... 101 FIG. NO. 41: PRODUCCIÓN BRUTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO DE ENERGÍA .................. 101 FIG. NO. 42: PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA ................................................. 101 FIG. NO. 43: OFERTA MENSUAL DE ENERGÍA EN EL S.N.I. ............................................................................. 102 FIG. NO. 44: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR TIPO DE EMPRESA .......... 102 FIG. NO. 45: ENERGÍA BRUTA GENERADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO...................................... 103 FIG. NO. 46: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES ...................................................................................... 103 FIG. NO. 47: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO EMPRESAS GENERADORAS ..................................................................................................................................... 104 FIG. NO. 48: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ................................................................................................................................... 105 FIG. NO. 49: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO EMPRESAS AUTOGENERADORAS ............................................................................................................................ 105 FIG. NO. 50: ENERGÍA BRUTA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (MWH) ................................... 111 FIG. NO. 51: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ............................................ 113 FIG. NO. 52: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (TEP) .................................... 113 FIG. NO. 53: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. .......................................................................................... 135 FIG. NO. 54: DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE MENSUAL .......................................................................... 135
14
FIG. NO. 55: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWH) ................................................ 137
FIG. NO. 81: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .............. 163
FIG. NO. 56: ENERGÍA COMPRADA POR UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (GWH) ..................................... 137
FIG. NO. 82: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA POR CONTRATOS Y T. CORTO PLAZO ...................... 165
FIG. NO. 57: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWH) ................................................ 138
FIG. NO. 83: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE
FIG. NO. 58: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWH) .................................. 140 FIG. NO. 59: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWH) .................................. 140 FIG. NO. 60: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE
NEGOCIO DE CNEL EP ........................................................................................................................... 167 FIG. NO. 84: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP ...................................................................................................................... 168
CNEL EP (GWH) ...................................................................................................................................... 141
FIG. NO. 85: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE CONSUMO ............................... 169
FIG. NO. 61: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWH) ........................... 141
FIG. NO. 86: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE CONSUMO (USD ¢/KWH) ......... 169
FIG. NO. 62: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWH).................................................... 143
FIG. NO. 87: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
FIG. NO. 63: PORCENTAJE DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN ......................................... 144
.............................................................................................................................................................. 171
FIG. NO. 64: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (KUSD) ........................... 145
FIG. NO. 88: ENERGÍA IMPORTADA (GWH) ........................................................................................ 173
FIG. NO. 65: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) .......................... 145
FIG. NO. 89: VALORES POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA (MUSD) ............................................. 173
FIG. NO. 66: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO
FIG. NO. 90: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA ................................................................................. 174
DE CNEL EP (MUSD) .............................................................................................................................. 145
FIG. NO. 91: ENERGÍA EXPORTADA ............................................................................................................... 175
FIG. NO. 67: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (MUSD) ................... 146
FIG. NO. 92: VALORES POR EXPORTACIÓN COLOMBIA ................................................................................. 176
FIG. NO. 68: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (MUSD) ........................................... 148
FIG. NO. 93: VALORES POR EXPORTACIÓN PERÚ .......................................................................................... 177
FIG. NO. 69: PORCENTAJE DE LA FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN .............................. 149
FIG. NO. 94: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA 2015 ......................................................................... 177
FIG. NO. 70: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (KUSD) ........................... 149
FIG. NO. 95: COMPARATIVO PRECIO MEDIO COLOMBIA USD ¢/KWH ........................................................... 178
FIG. NO. 71: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) ......................... 150
FIG. NO. 96: COMPARATIVO PRECIO MEDIO PERÚ USD ¢/KWH .................................................................... 179
FIG. NO. 72: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE
FIG. NO. 97: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (%) ..................................................... 184
NEGOCIO DE CNEL EP (MUSD) .............................................................................................................. 150
FIG. NO. 98: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (GWH) .......................... 185
FIG. NO. 73: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (MUSD) .................. 150
FIG. NO. 99: CONSUMO PER CÁPITA POR PROVINCIA (KWH/HAB) ................................................................ 191
FIG. NO. 74: VALOR PEAJE POR ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS (KUSD) .. 152
FIG. NO. 100: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (GWH) ................... 194
FIG. NO. 75: PORCENTAJE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON CLIENTES PEC ................................................. 154
FIG. NO. 101: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ... 194
FIG. NO. 76: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON CLIENTES PEC .... 155
FIG. NO. 102: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO
FIG. NO. 77: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA POR PROVINCIA PARA CLIENTES PEC .............................. 155 FIG. NO. 78: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP ................................................................................................................................................. 159 FIG. NO. 79: PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP ............................................................................................................................................ 160 FIG. NO. 80: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP .......................................................................................................................................................... 162
(KWH/CLIENTE) ........................................................................................................................................ 195 FIG. NO. 103: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES RESIDENCIALES (KWH/CLIENTE) .................... 196 FIG. NO. 104: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES COMERCIALES (KWH/CLIENTE) ...................... 196 FIG. NO. 105: EVOLUACIÓN HISTÓRICA DE LAS POTENCIAS NOMINAL Y EFECTIVA ................................... 206 FIG. NO. 106: INCREMENTO ANUAL DE LA POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE ENERGÍA ........................... 206 FIG. NO. 107: CAPACIDAD INSTALADA EN SUBESTACIONES (MVA) ............................................................ 208 FIG. NO. 108: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS ...................................................................................... 211
15
FIG. NO. 109: ENERGÍA PRODUCIDA, PERIODO 2006‐2015 ........................................................................... 212
FIG. NO. 140: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (GWH) ................... 250
FIG. NO. 110: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS GENERADORAS ....................... 216
FIG. NO. 141: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (%)
FIG. NO. 111: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN ................... 219 FIG. NO. 112: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS .............. 222 FIG. NO. 113: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP ..................................................................................... 223 FIG. NO. 114: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP POR TIPO DE EMPRESA ................................................ 224 FIG. NO. 115: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA ............................................................................. 225 FIG. NO. 116: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA ....................................................... 227 FIG. NO. 117: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. ........................................................................................ 229 FIG. NO. 118: ENERGÍA COMPRADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (GWH) .................................... 230 FIG. NO. 119: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN (GWH) ........................................... 231 FIG. NO. 120: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWH) ............................................................................. 232 FIG. NO. 121: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN (GWH) ....................................................... 233 FIG. NO. 122: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MUSD) .................................................................... 233 FIG. NO. 123: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN (MUSD) ............................................... 234 FIG. NO. 124: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) ....................... 235 FIG. NO. 125: VALOR PEAJE POR ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS (KUSD) 235 FIG. NO. 126: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN (%) ..................................................... 236 FIG. NO. 127: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2014 ‐ 2015 ............................................................................. 237 FIG. NO. 128: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2006 ‐ 2015 ............................................................................. 238 FIG. NO. 129: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE EMPRESA ....................................... 239 FIG. NO. 130: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS GENERADORAS ...................... 241 FIG. NO. 131: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN ........................................................................................................................................ 242 FIG. NO. 132: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA .......................................................................... 242 FIG. NO. 133: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ........... 243 FIG. NO. 134: ENERGÍA IMPORTADA PERIODO 2006‐2015 ........................................................................... 244 FIG. NO. 135: ENERGÍA EXPORTADA PERIODO 2006‐2015 ............................................................................ 245 FIG. NO. 136: COMPARATIVO PRECIO MEDIO TRANSACCIONES COLOMBIA USD ¢/KWH ............................. 246 FIG. NO. 137: COMPARATIVO PRECIO MEDIO TRANSACCIONES PERÚ USD ¢/KWH ...................................... 246 FIG. NO. 138: BALANCE DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN (%) ........................................................................ 248 FIG. NO. 139: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (GWH) ........................ 248
.............................................................................................................................................................. 250 FIG. NO. 142: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO (KWH/CLIENTE) ........................................................................................................................................ 251
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Índice de Mapas MAPA NO. 1: MAPA ELÉCTRICO ECUATORIANO ............................................................................................ 26 MAPA NO. 2: CAPACIDAD NOMINAL Y EFECTIVA DE EMPRESAS GENERADORAS POR PROVINCIA .............. 75 MAPA NO. 3: CAPACIDAD NOMINAL Y EFECTIVA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR PROVINCIA .... 76 MAPA NO. 4: CAPACIDAD NOMINAL Y EFECTIVA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS POR PROVINCIA ........... 77 MAPA NO. 5: MAPA DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO Y POR PROVINCIA .................... 94 MAPA NO. 6: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE DE EMPRESAS GENERADORAS ............................... 108 MAPA NO. 7: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA NO RENOVABLE DE EMPRESAS GENERADORAS ......................... 109 MAPA NO. 8: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ................................................. 112 MAPA NO. 9: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS ..................... 116 MAPA NO. 10: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA NO RENOVABLE DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS ............. 117 MAPA NO. 11: VALOR DE VENTA DE ENERGÍA POR EMPRESAS GENERADORAS (KUSD) ............................. 123 MAPA NO. 12: VALOR DE VENTA DE ENERGÍA POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (KUSD) .......................... 125 MAPA NO. 13: VALOR DE VENTA DE ENERGÍA POR EMPRESAS AUTOGENERADORAS (KUSD) .................... 127 MAPA NO. 14: SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ................................................................................ 129 MAPA NO. 15: ENERGÍA DISPONIBLE (GWH) ................................................................................................ 139 MAPA NO. 16: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWH) .............................. 142 MAPA NO. 17: ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) ................................................. 147 MAPA NO. 18: RECAUDACIÓN POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) ............................................................ 151 MAPA NO. 19: CLIENTES PEC – COCCIÓN POR INDUCCIÓN .......................................................................... 156 MAPA NO. 20: CLIENTES PEC – CALENTAMIENTO DE AGUA ........................................................................ 157 MAPA NO. 21: CLIENTES PEC – COCCIÓN POR INDUCCIÓN Y CALENTAMIENTO DE AGUA .......................... 158 MAPA NO. 22: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN .............................................. 161 MAPA NO. 23: PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA FACTURADA POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS A CLIENTES FINALES ................................................................................................................................................. 170 MAPA NO. 24: FACTOR DE PLANTA DE CENTRALES RENOVABLES ............................................................... 187 MAPA NO. 25: FACTOR DE PLANTA DE CENTRALES CON FUENTE DE ENERGÍA RENOVABLE ....................... 188 MAPA NO. 26: FACTOR DE PLANTA DE CENTRALES CON FUENTE DE ENERGÍA NO RENOVABLE ................. 189 MAPA NO. 27: CRECIMIENTO CONSUMO PER CÁPITA ANUAL POR PROVINCIA (%) ................................... 192 MAPA NO. 28: CONSUMO PROMEDIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (KWH/CLIENTE) ............................................ 198
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Introducción El sector eléctrico ecuatoriano ha sido uno de los principales impulsores del desarrollo en el país. Las mujeres y hombres que han trabajado en él aportaron con su labor profesional incansable a lo largo de las últimas décadas. Esto sirvió para que el sector se modernizara acorde a las nuevas tendencias tecnológicas que buscan optimizar la utilización de los recursos naturales para brindar el servicio de energía eléctrica de la mano con la responsabilidad de cuidar el medio ambiente. La información estadística ha sido recopilada por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL) a través de la Sistematización de Datos del Sector Eléctrico (SISDAT). Los análisis realizados con esta información tienen por objetivo cuantificar el desarrollo del sector y reflejar sus altos estándares de calidad y accesibilidad para que sean de conocimiento público. Este es un compromiso que se asumió hace nueve años y en el cual se ha venido trabajando año tras año en la mejora de los procesos de sistematización de la información. En tal virtud, la ARCONEL presenta los documentos Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2015 y Estadística Multianual 2006-2015. Estas publicaciones pretenden consolidarse como una herramienta encaminada a potenciar la participación ciudadana en los procesos del Gobierno de la Revolución Ciudadana mediante el libre acceso a la información estadística consolidada. La estadística del sector eléctrico ecuatoriano 2015 y documento multianual 2006-2015, son insumos relevantes en aquellos estudios de prospectiva y planificación energética del país. En este sentido, dentro de las temáticas abordadas se describen: la infraestructura del sector eléctrico, tanto de las centrales, subestaciones, transformadores y demás equipamiento del sector eléctrico; las transacciones del sector eléctrico ecuatoriano que de manera general abarcan la energía producida, vendida, el consumo de energía, precios e interconexiones; y, finalmente se presentan los diferentes Indicadores del sector. 1
1
La presente información está en permanente revisión y actualización, por lo cual puede estar sujeta de cambios.
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Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2015
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Dr. Esteban Albornoz Ministro de Electricidad y Energía Renovable La compilación y consolidación de la información pública y privada, tras su complejidad en la identificación y búsqueda posee su gran importancia al constituirse en un claro mecanismo de participación ciudadana sobre el cual se basa la democracia en nuestro país.
El Estado
Ecuatoriano garantiza a todos sus miembros el acceso pleno a la información en todas las instancias públicas a través de su Carta Magna (2008). El acceso a datos públicos genera el necesario conocimiento que la sociedad demanda para hacer valer sus derechos de participación y de manera concomitante ser parte fundamental en la toma de decisiones y gestores de acciones que conlleven a su bienestar en comunidad. Como Estado y Gobierno conocemos y resaltamos la importancia de esta información en sus diferentes formas, canales y momentos en los que la ciudadanía la requiera. La confianza y credibilidad de nuestras acciones se encuentra plenamente ratificada en la accesibilidad y transparencia de la información como amplia expresión de la soberanía popular. El Gobierno de la Revolución Ciudadana desde sus inicios planteó un nuevo camino hacia el desarrollo social, la redefinición de la matriz productiva a través del fortalecimiento de la matriz energética. Es parte de nuestro compromiso el transparentar los avances y logros en electrificación, así como también prever de manera sostenible las proyecciones a futuro. El actual proyecto de transformación representa un gran reto para Ecuador, por la importante disponibilidad de sus recursos naturales que le permiten un autoabastecimiento de energía, concibiendo un crecimiento en la economía y consecuentemente mejores condiciones de vida para los ecuatorianos. En este sentido, resulta de relevancia que direccionándose hacia la eficiencia, nuestro país vigorice su capacidad de análisis y planificación del sector eléctrico. Es por ello que el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y la Agencia de Regulación y Control de Electricidad -Arconel presentan el libro Estadística del sector eléctrico ecuatoriano 2015 el cual provee a la sociedad una substancial información sobre datos reales, los avances y proyecciones de acciones encaminadas hacia los macro objetivos de país. Aspiramos que la ciudadanía haga de esta publicación un importante instrumento de participación y a la vez un insumo para la estructura e implementación óptima de los recursos en función de la calidad del servicio eléctrico, que actualmente ofrece el país como nunca antes en su historia.
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Dr. Esteban Albornoz Director Ejecutivo Agencia de Regulación y Control de Electricidad - ARCONEL Actualmente la llamada Sociedad de la Información y del Conocimiento nos inserta en un mundo en el que se evidencia el valor social y económico de la información como principal herramienta de acciones individuales y colectivas. Hablamos de la riqueza y el poder del conocimiento proporcionado por las diferentes fuentes de información; planteándose entonces la necesidad de abrir mayores y efectivos espacios que provean datos como insumos básicos en las diferentes estrategias de producción, comercialización y de negociaciones entre varios actores de una comunidad interrelacionada e interdependiente. Las instituciones públicas y privadas se convierten en gestores estratégicos en el desarrollo y crecimiento del país. En este sentido el papel de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad –Arconel se identifica como factor vital en la dinámica productiva de la sociedad ecuatoriana, entregando información a todos y cada uno de los miembros como parte del servicio público, ratificando los derechos de los individuos y dotándolos de los instrumentos necesarios para tomar sus propias decisiones. Conforme lo dispone Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (RO 418, enero 16 de 2015) la Agencia de Regulación y Control de Electricidad –Arconel bajo la responsabilidad de operar y mantener el Sistema Único de Información Estadística del Sector Eléctrico, recopila información estadística actualizada y validada del sector eléctrico ecuatoriano a través de la Sistematización de Datos del Sector Eléctrico –Sisdat con el objetivo de entregar al público en general los datos que permiten cuantificar el desarrollo del sector y reflejar sus altos estándares de calidad y accesibilidad. En la línea de lo mencionado, la Arconel publica su documento Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2015, el cual entrega y visualiza a la ciudadanía los datos relevantes referentes a la infraestructura y transacciones de generación, transmisión y distribución de energía. Esta publicación evidencia la transparencia de la gestión pública con la aspiración de convertirse en un instrumento de consulta e investigación para los actores directos e indirectos del sector eléctrico, como para solventar intereses académicos y de la ciudadanía en general.
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1. Infraestructura
del
sector
eléctrico
ecuatoriano La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL), preocupada porque la ciudadanía en general conozca la actualidad del sector eléctrico ecuatoriano, presenta esta sección informativa que explica cuál es la infraestructura del sector eléctrico ecuatoriano y sus características técnicas.
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1.1 1.1.1
Empresas generadoras CELEC-Hidropaute
En el Azuay, Cañar y Morona Santiago se desarrolla el Complejo Hidroeléctrico Paute Integral, conformado por Mazar, Molino, Sopladora y Cardenillo. Estas cuatro centrales en cascada aprovecharán el agua de la cuenca del río Paute para generar energía renovable y así contribuir al cambio de la matriz energética del Ecuador. A la fecha, las centrales Mazar y Molino se encuentran en operación, mientras que la central
Presa Daniel Palacios de la Central Paute Molino
Sopladora está en proceso de construcción y la Cardenillo cuenta con estudios definitivos para la
Molino
licitación de su construcción. La Unidad de Negocio Hidropaute, parte de la Corporación Eléctrica
Azuay
Válvulas esféricas fase C de la central Paute
Azuay
del Ecuador CELEC EP, se encarga de la operación y mantenimiento, construcción y administración del Complejo Hidroeléctrico más importante del Ecuador.
Autor: CELEC-Hidropaute
Casa de máquinas Paute Sopladora Azuay Autor: CELEC-Hidropaute
Presa de la central Paute Mazar Azuay – Cañar Autor: CELEC-Hidropaute
Autor: CELEC-Hidropaute
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1.1.2
CELEC-Termogas Machala
A partir del 27 de mayo 2011, la actual Central CELEC EP Termogas Machala pasó a ser operada por la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP. Esto ocurrió de conformidad con el convenio establecido entre la anterior operadora, Machala Power Company (MPC), y la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP. CELEC EP Termogas Machala es una Unidad de Negocio de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC E.P., una empresa estratégica del Estado que se dedica a producir energía eléctrica para el Sistema Eléctrico Nacional. Esta se constituye como la única central de generación termoeléctrica del país que usa gas natural y está conformada por 165 colaboradores en su central de generación eléctrica que tiene una capacidad actual de 252 MW. Además de ello se encuentra
Vista panorámica de la Planta de Generación
a la espera de la autorización para incorporar una turbina de 20 MW adicionales a corto plazo, y en proceso de construcción del ciclo combinado que le permitirá aumentar en 187 MW más su potencia instalada actual.
El Guabo – El Oro Autor: Cindy Ramón
Vista panorámica de la Planta de Generación El Guabo – El Oro Entrada Planta de Generación Termogas Machala Autor: Cindy Ramón El Guabo – El Oro Autor: Cindy Ramón
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1.1.3
CELEC-Termopichincha
CELEC EP TERMOPICHINCHA es una Unidad de Negocio perteneciente a la Corporación Eléctrica del Ecuador, Empresa Pública Estratégica, especializada en generación térmica y no convencional. Fue creada de conformidad con la Ley Orgánica de Empresas Públicas. La Unidad se encuentra geográficamente expandida en las cuatro regiones del país, cuenta con una potencia instalada de aproximadamente 300 MW, con centrales de generación en seis provincias: en el Oriente en Sucumbios donde se encuentran las Centrales Jivino I, II y III, Celso Castellanos, Secoya, Lumbaqui, El Carmen. En Orellana Sacha, Payamino, Loreto, Dayuma, Tiputini, Nuevo Rocafuerte Costa, Quevedo en Los Ríos, Puná en la Provincia del Guayas en la Región Insular, en las islas Santa Cruz, San Cristóbal, Isabela y Floreana y Región Sierra en Guangopolo y Santa Rosa en la Provincia de Pichincha.
Central Termoeléctrica Guangopolo Quito-Pichincha Autor: CELEC EP Termopichincha
Proyecto Geotérmico Binacional Tufiño Tulcán-Carchi Autor: CELEC EP Termopichincha
Central Termoeléctrica Jivino Shushufindi-Sucumbíos Autor: CELEC EP Termopichincha
Central Termoeléctrica Quevedo Quevedo-Los Ríos Autor: CELEC EP Termopichincha
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1.1.4
Elecaustro
La Compañía Electro Generadora del Austro - ELECAUSTRO S.A. inició sus actividades el 27 de agosto de 1999 como resultado de su escisión de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A. A la fecha de la disidencia, ELECAUSTRO contaba con las centrales hidroeléctricas de Saucay (24MW) y Saymirín (14,43 MW), esta última conformada por las fases Saymirín I-II (6,43 MW) y Saymirín III-IV (8 MW). Estas centrales están dentro del denominado Complejo Hidroeléctrico Machángara que dispone además de dos represas en paralelo: Labrado (6 hm3) y Chanlud (16 hm3), las cuales regulan el agua para las centrales antes mencionadas. Adicionalmente, se disponía de las centrales térmicas El Descanso (19,2 MW) y Monay (11,63 MW). El 28 de junio del
Represa de Chanlud.
2001 se suscribió con el CONELEC (hoy ARCONEL) el Contrato de Concesión Específica para
Checa – Cuenca – Azuay
Generación de energía eléctrica. Autor: Ing. Diana Ortega.
En su vida institucional, ELECAUSTRO ha alcanzado un gran crecimiento ya que se incorporó en el 2012 la central hidroeléctrica Ocaña (26 MW), en el 2014 la central Saymirín V (7,5 MW) en sustitución de Saymirín I-II, y en el 2015 la mini central Gualaceo de 0,97 MW. En el 2008 se dejó de operar la central térmica Monay por su obsolescencia e impactos ambientales. En el período 2000–2015 la producción energética de ELECAUSTRO se incrementó en un 121%, pasando de 232.322 MWh a 514.556 MWh, anualmente.
Tubería de conducción desde Chanlud Checa – Cuenca – Azuay Autor:
Ing. Fernando Dávila.
Embalse de El Labrado. Represa El Labrado. Checa – Cuenca – Azuay Autor:
Ing. Diana Ortega
Checa – Cuenca – Azuay Autor: Autor: Ing. Diana Ortega.
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1.1.5
Electrisol
Electrisol fue creada en el 2012 como S.A. y su actividad principal es la generación eléctrica. Su visión, misión y política es suministrar energía limpia, generar empleo bajo un sistema de gestión profesional, dinamizar el aparato productivo, apoyar el desarrollo integral del país y proporcionar una mejor calidad de vida a los habitantes. La empresa está ubicada en la parroquia Tocachi, en el cantón Pedro Moncayo, Pichincha. Allí la radiación solar anual es favorable para el proyecto fotovoltaico. Electrisol entró en operación comercial el 1 de febrero del 2014 con un proyecto diseñado y construido enteramente con ingeniería y mano de obra ecuatoriana. Además, cuenta con una infraestructura de 4320 paneles solares instalados sobre estructuras de acero galvanizado, 20 inversores, 1 transformador, sistema de conexión a tierra, sistema de comunicaciones y conexión a la red.
Proyecto en etapa de construcción Pedro Moncayo – Pichincha Autor: Esteban Casares
Paneles Fotovoltaicos
Subestación La Esperanza - Transformador a 13,8 kV
Pichincha
Pedro Moncayo – Pichincha
Autor: Esteban Casares
Autor: Esteban Casares
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1.1.6
Electroquil
ELECTROQUIL S.A. fue creada mediante iniciativa de la Cámara de la Producción de Guayaquil como una medida para aliviar la severa crisis energética que se produjo en el país en 1991 y 1992. Su capitalización se hizo mediante el aporte de $ 0,01 que se aumentó a los abonados del servicio eléctrico comercial e industrial de la ciudad de Guayaquil. Esta aportación fue ratificada por la Asamblea Constituyente de 1996. Su constitución está inscrita en el Registro Mercantil de Guayaquil con fecha 6 de febrero de 1992, teniendo como principal actividad la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. En la actualidad cuenta con 2.572 accionistas, usuarios del servicio eléctrico de Guayaquil, siendo
Parque generador Electroquil
su principal accionista Duke Energ International del Ecuador, quien inicialmente en 1998 adquirió
Guayaquil – Guayas
el 51.5 % del capital accionario de Electroquil, el mismo que en la actualidad ha llegado al 84.89 %.
Autor: Yuber Robalino
La Central de generación está ubicada en el Km. 19 de la Vía a La Costa, en Guayaquil. Esta consta de cuatro unidades Turbo generadoras equipadas con turbinas Aero derivadas de la marca General Electric. La capacidad total de la central es de 192 MW. Para prestar su servicio ha suscrito varios contratos de suministro, inicialmente con el Instituto Ecuatoriano de Electrificación y luego con las Empresas de Distribución. El contrato actualmente vigente vence el 31 de julio del 2017. ELECTROQUIL se ha caracterizado por su alto índice de disponibilidad, siendo la central que presta un confiable y eficiente servicio al país. Turbinas LM6000 Electroquil Guayaquil – Guayas Autor: Yuber Robalino
Oficinas Administrativas Electroquil Guayaquil – Guayas Autor: Yuber Robalino
Subestación, Electroquil Guayaquil – Guayas Autor: Yuber Robalino
33
1.1.7
Enersol
Enersol nació como una asociación de inversionistas de Corea y de emprendedores ecuatorianos
para siempre mejorar. Productividad para obtener mejores resultados. Seguridad en todos los actos protegiendo por sobre todas las cosas la vida de los empleados. Respeto al medio ambiente.
en el 2011. Las compañías participantes son: Samneung Construction, Samsan Steel &
Generoca se encuentra en un proceso de renovación de equipos que permitirán, en el mediano
Engineering, Sungyung Solar Energy Co, EOS Solar. Todas las compañías participantes tienen
plazo, ser una planta modernizada y acorde a la tecnología del presente para mirar a futuro y ser
extensa experiencia en el negocio solar. El 9 de abril del 2013 entra en operación la planta Enersol
un apoyo para la producción de energía al Ecuador.
500 kW ubicada en el cantón Jaramijo de la provincia de Manabí. La construcción se efectuó con personal ecuatoriano y supervisión de personal coreano.
Personal de Generoca Guayaquil – Guayas Granja Solar Enersol
Autor: Andrés Ochoa
Jaramijó – Manabí Autor: Enersol
1.1.8
Generoca
Generadora Rocafuerte S.A. GENEROCA es una planta de generación de electricidad térmica que inició operaciones en 1998. Está ubicada en el Guayas, Guayaquil, en el km 19 vía a la Costa. Esta posee ocho motores Wartzila de capacidad de generación de 4,2 Mw Su misión es la generación de energía confiable y eficiente de manera segura y responsable con el trabajo del mejor equipo humano para satisfacer los requerimientos de nuestros clientes. De esta
Plante Generoca sentido Noreste
forma se mejora la calidad de vida de las personas basándose en la innovación continua de la organización. Los valores corporativos son el compromiso de todo el personal para cumplir con su misión. Calidad en el trato interno y con proveedores y clientes. Honestidad en todas sus acciones. Proactividad
Guayaquil, - Guayas Autor: Andrés Ochoa
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Tanque de almacenamiento de combustible Guayaquil – Guayas Autor: Andrés Ochoa
Paneles Solares Gransolar Tumbambiro – Imbabura Autor: Pablo López
Panorámica instalación de estructuras para paneles Equipo de generación eléctrica
Tumbambiro – Imbabura
Guayaquil – Guayas
Autor: Pablo López
Autor: Andrés Ochoa
1.1.9
Gransolar
Gransolar es una empresa dedicada a la generación de energía solar fotovoltaica. Esta empresa fue creada en el 2012 y está ubicada en Imbabura, específicamente en San Miguel de Urcuqui. Gransolar recibe una irradiación óptima durante los 365 días del año para generar la energía más limpia, aprovechando así un recurso inagotable desde julio del 2014. En el 2015 fue galardonada por una prestigiosa organización en Gran Bretaña como la empresa
Línea de transmisión
con el Mejor Uso de Energía Solar Internacional.
Tumbambiro – Imbabura Autor: Pablo López
35
1.1.10 Intervisa Trade La compañía INTERVISATRADE S.A., se constituyó el 8 de agosto del 2001 y fue inscrita en el Registro Mercantil el 6 de septiembre del mismo año. La empresa posee la barcaza generadora de energía eléctrica denominada ‘Victoria II’ que genera 102 megavatios de electricidad, la cual puede operar con dos tipos de combustibles (diésel y nafta). Además, posee también la barcaza almacenadora de energía denominada Sky III. El director ejecutivo interino del CONELEC (hoy ARCONEL), mediante resolución s/n de fecha 24
Guayas – Guayaquil
de diciembre del 2014, declaró intervenida a la compañía Intervisatrade S.A. y se designa como interventor de dicha compañía a la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador, Celec Ep, la cual continúa manteniendo la unidad operativa y en condiciones óptimas.
Autor: Ing. Paul Loaiza
1.1.11 Lojaenergy Acogiéndose al fomento de generación de energía limpia promovido por el Gobierno Ecuatoriano e instrumentado mediante la Regulación No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión Extranjera y al apoyo de inversionistas nacionales, se construyó la planta fotovoltaica de generación eléctrica LOJAENERGY. Esta planta se encuentra instalada en Loja, en el cantón Catamayo, parroquia El Tambo, y dispone de una capacidad de 999 KW. La compañía promotora de este proyecto es Energy Building USA LLC y su construcción fue ejecutada por la compañía española SOLARTIA. La planta fotovoltaica LOJAENERGY inició su operación comercial en noviembre del 2014 fecha desde la cual se
Guayas – Guayaquil
encuentra produciendo energía eléctrica al servicio de los sectores de Catamayo y San Pedro de
Autor: Ing. Paul Loaiza
La Bendita.
Paneles Solares Lojaenergy Guayas – Guayaquil Catamayo – Loja Autor: Ing. Paul Loaiza Autor: Lojaenergy
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Paneles Solares Lojaenergy Catamayo – Loja Autor: Lojaenergy
1.1.12 Sabiangosolar La planta fotovoltaica de Generación Eléctrica SABIANGO SOLAR fue construida acogiéndose al
Paneles Solares Sabiangosolar
fomento de generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano e instrumentado
Macará – Loja
mediante la REGULACIÓN No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión Extranjera y al apoyo de inversionistas nacionales.
Autor: Sabiangosolar
La planta está instalada en Loja, cantón Macara, parroquia Sabiango y dispone de una capacidad de 999 KW. La compañía promotora de este proyecto fue Energy Building USA LLC y su construcción fue ejecutada por la compañía
italiana THESAN SPA. La planta fotovoltaica
SABIANGO SOLAR inició su operación comercial en noviembre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo energía eléctrica al servicio del sector fronterizo sur en el área de Sabiango y Macará.
Paneles Solares Sabiangosolar Macará – Loja Autor: Sabiangosolar
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Vista Panorámica – Paneles Solares Sansau Salitre – Guayas Macará – Loja Autor: Sabiangosolar
Autor: Intigral
1.1.14 Solsantonio Acogiéndose al fomento de generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano
1.1.13 Sansau – Wildtecsa Es un generador fotovoltaico con una potencia nominal de 995 KW. Está ubicado en Salitre, Guayas y está comercialmente activo desde mayo del 2014. Cuenta con 4.280 paneles solares los cuales
e instrumentado mediante la Regulación No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión Extranjera Italiana y al apoyo de inversionistas nacionales, se construyó la planta fotovoltaica de Generación Eléctrica SOLSANTONIO.
generan un promedio anual de 1.35 GW de energía limpia y renovable contribuyendo así al
Esta planta se encuentra instalada en El Oro, en el cantón Arenillas, parroquia San Antonio, y tiene
desarrollo económico del país y a la conservación del medio ambiente.
una capacidad de 999 KW. Esta forma parte del Parque Solar SAN ANTONIO. La promotora, inversionista y constructora de este proyecto fue la compañía italiana THESAN SPA. La planta inició su operación comercial en noviembre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo energía eléctrica al servicio de las poblaciones del sector de Arenillas, en el suroeste ecuatoriano.
Edificio Técnico – Paneles Solares Sansau Salitre – Guayas Autor: Intigral
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Italiana y al apoyo de inversionistas nacionales, se construyó la planta fotovoltaica de Generación Eléctrica SOLHUAQUI. La planta se encuentra instalada en El Oro, cantón Arenillas, parroquia San Antonio, y tiene una capacidad de 999 KW. Esta forma parte del Parque Solar SAN ANTONIO. La promotora, inversionista y constructora de este proyecto fue la compañía italiana THESAN SPA. Esta inició su operación comercial en noviembre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo energía eléctrica al servicio de las poblaciones del sector de Arenillas, en el suroeste ecuatoriano.
Parque Solar Solsanantonio Arenillas – El Oro Autor: Solsantonio
Parque Solar Solhuaqui Arenillas – El Oro Autor: Solhuaqui
Paneles Solares Solsanantonio Arenillas – El Oro Autor: Solsantonio Paneles Solares Solhuaqui
1.1.15 Solhuaqui
Arenillas – El Oro
Acogiéndose al fomento de generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano
Autor: Solhuaqui
e instrumentado mediante la Regulación No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión Extranjera
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1.1.16 Solchacras
1.1.17 Renovaloja
La planta fotovoltaica de Generación Eléctrica SOLCHACRAS fue construida acogiéndose al
Acogiéndose al fomento de generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano
fomento de generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano e instrumentado
e instrumentado mediante la REGULACIÓN No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión
mediante la REGULACIÓN No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión Extranjera Italiana y al
Extranjera AMERICANA y al apoyo de inversionistas nacionales, se construyó la planta fotovoltaica
apoyo de inversionistas nacionales.
de Generación Eléctrica PANELES SOLARES RENOVALOJA.
SOLCHACRAS está ubicada en El Oro, cantón Arenillas, parroquia San Antonio. Esta registra una
PANELES SOLARES RENOVALOJA se encuentra instalada en Loja, cantón Catamayo, parroquia
capacidad de 999 KW y forma parte del Parque Solar SAN ANTONIO. La planta fue desarrollada
El Tambo, y tiene una capacidad de 999 KW. Esta forma parte del Parque Solar LA ERA. La
gracias al aporte de la compañía italiana THESAN SPA. El inicio de actividades se dio en noviembre
compañía promotora e inversionista de este proyecto fue Energy Building USA LLC, mientras que
del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo energía eléctrica al servicio de las
su construcción estuvo a cargo de la compañía española SOLARTIA. La planta fotovoltaica
poblaciones del sector de Arenillas, en el suroeste ecuatoriano.
PANELES SOLARES RENOVALOJA inició su operación comercial en noviembre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo electricidad al servicio del sector El Tambo.
Parque Solar Solchacras Arenillas – El Oro Autor: Solchacras
Parque Solar Renovaloja Catamayo – Loja Autor: Renovaloja
Paneles Solares Solchacras
Paneles Solares Renovaloja
Arenillas – El Oro
Catamayo – Loja
Autor: Solchacras
Autor: Renovaloja
40
1.1.18 Surenergy
1.1.19 Sanersol
Acogiéndose al fomento de generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano
La planta fotovoltaica de Generación Eléctrica SANERSOL fue construida gracias al fomento de
e instrumentado mediante la REGULACIÓN No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión
generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano e instrumentado mediante la
Extranjera Lituana y al apoyo de inversionistas nacionales, se construyó la planta fotovoltaica de
REGULACIÓN No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión Extranjera Española y al apoyo de
Generación Eléctrica SURENERGY.
inversionistas nacionales.
PANELES SOLARES RENOVALOJA fue instalada en Loja, cantón Catamayo, parroquia El Tambo.
SANERSOL está instalada en El Oro, cantón Santa Rosa. Esta tiene una capacidad de 999 KW y
Esta cuenta con una capacidad de 999 KW y forma parte del Parque Solar LA ERA.
Los
forma parte del Parque Solar Fotovoltaico SANTA ROSA. Las promotoras e inversionistas de este
inversionistas lituanos fueron los promotores de este proyecto y la construcción estuvo a cargo de
proyecto fueron las compañías extranjeras Energy Building S.A. y la compañía Bas Corporation
la compañía española ALPHA SOLAR. SURENERGY inició su operación comercial en noviembre
Ltd. La construcción estuvo a cargo de la compañía española Scorpio S.A. La planta inició su
del 2014, fecha desde la cual produce energía eléctrica al servicio del sector de Malacatos.
operación comercial en octubre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo energía eléctrica al servicio del cantón Santa Rosa.
Paneles Solares Surenergy Catamayo – Loja
Paneles Solares Sanersol
Autor: Surenergy
Santa Rosa – El Oro Autor: Sanersol
Paneles Solares Surenergy Paneles Solares Sanersol Catamayo – Loja Santa Rosa – El Oro Autor: Surenergy Autor: Sanersol
41
1.1.20 Saracaysol
1.1.21 Solsantros
La planta solar SARACAYSOL está situada en El Oro, cantón Santa Rosa. Esta tiene una
La planta solar SOLSANTROS está instalada en El Oro, en el cantón Santa Rosa. Tiene una
capacidad de 999 KW y forma parte del Parque Solar Fotovoltaico SANTA ROSA. Las promotoras
capacidad de 999 KW y forma parte del Parque Solar Fotovoltaico SANTA ROSA. Las promotoras
e inversionistas de este proyecto son las compañías extranjeras Energy Building S.A. y Bas
e inversionistas de este proyecto fueron las compañías extranjeras Energy Building S.A. y Bas
Corporation Ltd. La construcción estuvo a cargo de la compañía española Scorpio S.A. El inició de
Corporation Ltd. La construcción estuvo a cargo de la firma española Scorpio S.A., El inició de su
su operación comercial ocurrió en octubre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo
operación comercial se dio en octubre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo
energía eléctrica al servicio del cantón Santa Rosa.
energía eléctrica al servicio del cantón Santa Rosa.
Paneles Solares Saracaysol
Paneles Solares Solsantros
Santa Rosa – El Oro
Santa Rosa – El Oro
Autor: Saracaysol
Autor: Solsantros
Paneles Solares Saracaysol
Paneles Solares Solsantros
Santa Rosa – El Oro
Santa Rosa – El Oro
Autor: Saracaysol
Autor: Solsantros
42
1.1.22 Gonzaenergy
1.1.23 San Pedro
Acogiéndose al fomento de generación de energía limpia, promovido por el Gobierno Ecuatoriano
La planta solar SAN PEDRO se encuentra instalada en Loja, en el cantón Gonzanamá y cuenta
e instrumentado mediante la REGULACIÓN No. CONELEC – 004/11 y gracias a la Inversión
con una capacidad de 999 KW. Esta forma parte del Parque Solar GONZANAMA. La promotora,
Extranjera Italiana y al apoyo de inversionistas nacionales, se construyó la planta fotovoltaica de
inversionista y constructora de este proyecto es la compañía italiana THESAN SPA. El inicio de sus
Generación Eléctrica GONZAENERGY.
operaciones comerciales se dio en noviembre del 2014, fecha desde la cual se encuentra
Esta planta se encuentra instalada en Loja, en el cantón Gonzanamá. GONZAENERGY cuenta
produciendo energía eléctrica al sector de CARIAMANGA.
con una capacidad de 999 KW y forma parte del Parque Solar GONZANAMA. La promotora, inversionista y constructora de este proyecto fue la compañía italiana THESAN SPA. Esta planta inició su operación comercial en noviembre del 2014, fecha desde la cual se encuentra produciendo energía eléctrica al sector de GONZANAMA.
Vista panorámica del Parque Solar San Pedro Gonzanamá – Loja Parque Solar Gonzaenergy Autor: Sanpedro Gonzanamá – Loja Autor: Gonzaenergy
Paneles Solares San Pedro Gonzanamá – Loja Paneles Solares Gonzaenergy Autor: Sanpedro Gonzanamá – Loja Autor: Gonzaenergy
43
1.1.24 Termoguayas Termoguayas Generation S.A es una compañía Ecuatoriana constituida en el 2004. Su principal y única actividad es la generación de energía termoeléctrica. Tiene una capacidad instalada de 150 MW y se encuentra ubicada en la Hacienda La Josefina, en Guayaquil. Termoguayas firmó un contrato de concesión de 15 años con el CONELEC, ahora ARCONEL, en enero del 2006. El 1 de mayo de ese año (2006) se dio inicio la construcción del proyecto y del montaje de las unidades mediante la construcción de las instalaciones en tierra y en costa. Cuenta con cerca de 400 técnicos nacionales y extranjeros quienes dan soporte a la operación en los departamentos de operaciones, mantenimiento, seguridad industrial, seguridad medio ambiental, administración, contabilidad y gerencias.
Guayas – Guayaquil Autor: Termoguayas
Guayas – Guayaquil Guayas – Guayaquil Autor: Termoguayas
Guayas – Guayaquil Autor: Termoguayas
Autor: Termoguayas
44
1.1.25 Valsolar VALSOLAR ECUADOR S.A. es propietaria del proyecto fotovoltaico Paragachi de 995 kW. Esta se encuentra ubicada en la población con el mismo nombre, en el cantón Pimampiro (Imbabura), dentro del área de concesión de EMELNORTE. El proyecto consiste de una planta solar fotovoltaica de 995 kW nominales de potencia destinada a la producción de energía eléctrica (como efecto de la transformación de energía solar) la misma que es inyectada a la red de media tensión. Previo a esto se cumple con un proceso de modificación de los parámetros eléctricos necesarios para conectarse con seguridad y estabilidad a la red de la Empresa Eléctrica Regional del Norte (EMELNORTE). La planta de generación está conectada al sistema de subtransmisión de EMELNORTE, específicamente a la subestación El Chota.
1.2 1.2.1
Empresas autogeneradoras Consejo Provincial de Tungurahua
El Gobierno Provincial de Tungurahua es una institución pública y un gobierno intermedio del Ecuador que tiene la capacidad de administrar y promover el desarrollo a niveles que han ubicado a la provincia como un modelo de gestión diferente en América Latina. Su fortaleza radica en consolidar la gestión pública a través de la participación ciudadana, la cual tiene una gran prioridad dentro de los procesos que lleva a cabo este gobierno para guiar y promover el desarrollo de sus pobladores. El Gobierno Provincial de Tungurahua es una entidad que mira lo urbano y lo rural como una verdadera unidad sin diferencias. Además, mira lo intercultural como una posibilidad de acción del verdadero ejercicio de los derechos de los movimientos indígenas, de los pueblos, etnias, la participación de mujeres, niños, adolescentes y adultos mayores.
Paneles Solares Valsolar Pimampiro – Imbabura Motor de la Microcentral Tivilí Autor: Gonzaenergy Pasa – Tungurahua Autor: Paúl Poveda
Paneles Solares Valsolar
Turbina de la Microcentral Tivilí
Pimampiro – Imbabura
Pasa – Tungurahua
Autor: Gonzaenergy
Autor: Paúl Poveda
45
1.2.2
Ecoelectric
Ecoelectric S.A. nació en el 2005 como una empresa de autogeneración con una capacidad instalada de 9 MW. Dos años más tarde (2007) se incrementó la capacidad a 36.5 MW con la apertura de la nueva planta de generación. Ecoelectric fue creada para reemplazar la tradicional energía eléctrica producida a base de combustibles de petróleo por la utilización de biomasa. El objetivo de este cambio fue reducir la emisión de dióxido de carbono en la atmósfera. Asumimos el compromiso con la conservación del ambiente, la mitigación de los efectos del calentamiento global, el bienestar y calidad de vida de nuestros trabajadores, y el desarrollo de la comunidad local.
Piña luminosa ingreso de la ciudad de Milagro Milagro – Guayas Autor: Luis Arce
1.2.3
Ecoluz
HCJB La Voz de los Andes en 1961 tuvo la visión de construir la Central Hidroeléctrica Papallacta Calderas Valdez Ecoelectric
con el propósito de cubrir la demanda de energía de los transmisores de la radio ubicados en Pifo.
Milagro – Guayas
La central se localiza en el poblado de Papallacta, cantón Quijos, provincia de Napo. En 1965 inició
Autor: Luis Arce
sus operaciones con un grupo generador de 1.8 MW, con turbina Francis Horizontal. En 1982 continuó su operación con la adición del segundo grupo generador de 4.4 MW, con turbina Francis Horizontal. La capacidad instalada de la central desde 1982 es de 6.2 MW. En el 2002 empezó a funcionar la Central Hidroeléctrica Loreto con un grupo generador de 2.15 MW, con turbina Pelton doble inyector. En el mismo año (2002), HCJB formó la empresa Ecoluz S.A. con la finalidad de participar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) hasta la fecha.
Vista panorámica de los canteros del Ingenio Valdez Milagro – Guayas Autor: Luis Arce
46
Grupo generador dos de la central Papallacta Reservorio de Loreto Quijos – Napo
Quijos – Napo Autor: Ecoluz
Autor: Ecoluz
1.2.4
Ecudos
Coazúcar Ecuador, como autoproductor entrega sus excedentes de energía al MEM desde el 22 de julio del 2005. Este trabajo se lo realiza con el respaldo del contrato de permiso para autogeneración no convencional con venta de excedentes firmado con el CONELEC. Su capacidad instalada actualmente es de 29.8 MW, mientras que su capacidad efectiva, que depende de la disponibilidad de vapor, es de 28 MW. Entre 13 y 14 MW de su producción están destinados al consumo interno y entre 14 y 15 MW de sus excedentes se inyectan en el mercado eléctrico ecuatoriano. El combustible utilizado para la generación de vapor es el bagazo que resulta de la molienda de la caña para la producción de azúcar; siendo por lo tanto una fuente de energía renovable. Grupo generador tres de la central Loreto Quijos – Napo Autor: Ecoluz
Planta Ingenio La Troncal Troncal – Cañar Autor: Coazucar Ecuador
47
Vista panorámica Planta Ingenio La Troncal Troncal – Cañar Autor: Coazucar Ecuador
Línea de Subtransmisión Eléctrica Coazucar Ecuador Troncal – Cañar Autor: Coazucar Ecuador
1.2.5
Electrocordoba
Electrocordoba es una pequeña hidrocentral de 200 kW situada en San Gabriel, en el Carchi. Esta fue fundada en el 2012 en respuesta a una necesidad de generar energía eléctrica para mover la maquinaria del Molino San Luis, industria harinera del norte del país.
Subestación Coazucar Ecuador Troncal – Cañar Autor: Coazucar Ecuador
Este Molino utilizaba la energía hidráulica del rio Obispo, afluente del rio Aparqui, para generar energía mecánica y mover sus molinos. Hoy en día, Electrocordoba abastece de electricidad a sus socios Molinos San Luis, Hacienda San Luis, Florícola AAASA corporation, y sus excedentes son entregados a Emelnorte.
48
Turbina Michel Banki
San Gabriel – Carchi Autor: Electrocordoba
Molinos San Luis San Gabriel – Carchi
1.2.6
Hidroabanico
Autor: Electrocordoba
El Proyecto Hidroeléctrico Abanico está localizado en Morona Santiago, en el cantón Morona, al noreste de Macas. La obra está localizada a 15 km de esta ciudad.
El proyecto Hidroeléctrico Abanico está constituido por una captación a filo de agua (toma lateral) que utiliza una derivación del río Abanico. El proceso continúa posteriormente en un desripiador, un desarenador de doble cámara y un tanque de carga ubicado al final del desarenador. Las obras de control del caudal de excedencia son un vertedero y desagües de fondo. La conducción se realiza por el margen derecho del río Abanico mediante la construcción de un túnel de carga y una tubería de presión, los mismos que conducen el caudal captado de 12.5 m3/seg hacia una casa de máquinas a cielo abierto. Allí se encuentran instaladas 5 turbinas tipo pelton que permiten obtener los 37.50MW de energía limpia. La central cuenta con una línea de transmisión de 12 km desde la casa de máquinas hasta la subestación Macas.
Reservorio San Luis San Gabriel – Carchi Autor: Electrocordoba
La Central Abanico es el primer proyecto del Ecuador registrado bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto, permitiendo una reducción de aproximadamente 190 mil toneladas de CO2.
49
Compuertas radiales Morona – Morona Santiago Autor: Jorge Juan Anhalzer
Captación río Abanico Morona – Morona Santiago Autor: Jorge Juan Anhalzer
Casa de Máquinas Morona – Morona Santiago Autor: Alexandra Crespo
1.2.7
Hidroimbabura
Vista panorámica Casa de Máquinas
Hidroimbabura C. A. fue constituida en el 2000 y se dedica al desarrollo de proyectos
Morona – Morona Santiago
hidroeléctricos, a la construcción y operación de centrales hidroeléctricas y a la comercialización
Autor: Alexandra Crespo
de energía. Durante el 2001 y 2002 se realizó la recuperación y reconstrucción de las obras civiles y equipos electromecánicos de las centrales hidroeléctricas de Atuntaqui y Cocatachi, las que entraron en funcionamiento a mediados del 2002. En el 2006 se inició el desarrollo del proyecto hidroeléctrico Hidrocarolina con una potencia instalada de 920 kW. La cual entró en operación comercial en el 2011.
50
Casa de Máquinas Ibarra – Imbabura Autor: Hidroimbabura Cotacachi-Imbabura
Unidad genadora Ibarra – Imbabura Autor: Hidroimbabura}
San Miguel de Urcuquí-Imbabura
51
1.2.8
Hidrosanbartolo
La Central Hidroeléctrica San Bartolo empezó su operación comercial el segundo semestre del 2015. El proyecto, que está ubicado en el cantón Santiago de Méndez, en Morona Santiago, tiene una capacidad instalada de 49.9 MW y entregará anualmente 390 GWh de energía limpia al Sistema Nacional Interconectado, aproximadamente. La central de pasada dispone de una infraestructura en la cota de 735 msnm, que capta un caudal nominal de 30 m3/s de agua del Río Negro para generación hidroeléctrica mediante tres unidades tipo Francis de eje horizontal de 16.6 MW cada una. El proyecto hidroeléctrico San Bartolo ha sido calificado como Mecanismo de Desarrollo Limpio por parte de Naciones Unidas, lo cual valida que gracias a la operación de la central San Bartolo se logrará una reducción de emisiones de alrededor de 200 000 TonC02 equivalente al año.
Volcán Sangay Morona Santiago
Descarga de Unidades Hidrosanbartolo
Subestación Hidrosanbartolo
Méndez-Morona Santiago
Méndez-Morona Santiago
Autor: Andrés Ludeña
Autor: Andrés Ludeña
Unidades de Generación
Captación Hidrosanbartolo
Méndez-Morona Santiago
Méndez-Morona Santiago
Autor: Andrés Ludeña
Autor: Andrés Ludeña
52
1.2.9
Moderna Alimentos
Es el resultado de una fusión de empresas ecuatorianas con 110 años en la industria procesadora de trigo y 62 años en la industria de panificación, aproximadamente, Estas crean, producen y comercializan alimentos saludables, nutritivos y de excelente calidad. Se ha convertido en uno de los más importantes procesadores de trigo en el país que cuenta con la infraestructura de producción, comercialización y distribución más grande del mercado nacional de trigo y sus derivados. Genera empleo directo a un equipo humano de más de 700 personas y empleo indirecto a más de 2000 personas entre proveedores, transportistas, contratistas y profesionales en servicios. Tiene plantas de producción en Quito, Amaguaña, Cayambe, Cajabamba y Manta. Además de cuatro centros de distribución estratégicamente ubicados en Calderón, Santo Domingo, Guayaquil, Cuenca y nuestra oficina matriz situada en el centro de Quito.
Vista Panorámica Molino de Trigo
Vista Panorámica Molino de Trigo
Cayambe-Pichincha
Manta-Manabí
Autor: Esteban Cuesta
Autor: Esteban Cuesta
Vista Panorámica Molino de Trigo Colta-Chimborazo Autor: Esteban Cuesta
Operador en empacadora de fideo
Descarga de trigo
Cayambe-Pichincha
Manta-Manabí
Autor: Esteban Cuesta
Autor: Esteban Cuesta
53
1.2.10 SERMAA EP El 1 de enero del 2011 las centrales Atuntaqui y Fábrica Imbabura Ex IESS pasan a ser administradas por la Empresa Pública de Servicios Municipales de Antonio Ante SERMAA-EP, la cual anteriormente estaba manejada por el GAD de Antonio Ante. La central Atuntaqui genera aproximadamente 330 kW/hora, los mismos que son entregados a EMELNORTE. Está ubicada en el barrio El Ontañon Vía Cascada del Huevo, Atuntaqui, Imbabura. La central Fábrica Imbabura Ex IESS genera aproximadamente 500 kW/hora y está ubicada en el barrio San José, Vía a Imantag, orillas del Río Ambi, Atuntaqui, Imbabura.
Casa Máquinas Central Hidroeléctrica Atuntaqui Antonio Ante – Imbabura Autor: SERMAA EP
Lago San Pablo - Imbabura
Otavalo ‐ Imbabura
Casa Máquinas Central Hidroeléctrica Atuntaqui Antonio Ante – Imbabura Autor: SERMAA EP
54
1.2.11 Municipio Del Cantón Espejo Es una micro hidrocentral de propiedad del Municipio Del Cantón Espejo, Carchi. Está compuesta de dos grupos de generadores de 220 kW cada uno que utilizan dos turbinas pelton y generadores Siemens. Estos son movidos por las aguas provenientes de las turísticas lagunas del Voladero, ubicadas en la Reserva Ecológica del Ángel. Esta hidrocentral data de 1952 y en sus principios sirvió para electrificar la ciudad de El Ángel, hoy en día su energía es entregada en su totalidad a Emelnorte.
Casa de Máquinas Central Hidroeléctrica Espejo
Unidad Generadora Central Hidroeléctrica Espejo
Espejo – Carchi
Espejo – Carchi
Autor: Municipio del Cantón Espejo
Autor: Municipio del Cantón Espejo
Reserva Ecológica El Ángel Espejo – Carchi Autor: Municipio del Cantón Espejo
Lagunas Verdes - Carchi
55
1.2.12 OCP OCP Ecuador inició sus operaciones en el 2003 con el fin de contribuir al país con una operación de transporte de crudo confiable, seguro, eficiente y comprometido con el ambiente. Durante estos 12 años de operación ha generado un impacto económico positivo de más de USD 37 mil millones por concepto de monetización de reservas de petróleo en beneficio del Estado Ecuatoriano. El proceso de transporte de crudo inicia en la estación Amazonas en Lago Agrio, recorre 485 kilómetros atravesando 4 provincias, 11 cantones y 33 parroquias en los cuales se han impulsado más de 650 proyectos de desarrollo comunitario y culmina en el Terminal Marítimo en Esmeraldas.
Estación de Bombeo Sardinas Quijos – Napo Autor: Murray Cooper
Estación de Bombeo Amazonas Lago Agrio-Sucumbíos Autor: OCP Ecuador
Estación de Bombeo Amazonas Lago Agrio – Sucumbíos Autor: Murray Cooper
56
Haciendo efectivo lo manifestado en el Reglamento de Transferencias y Cesiones de Derechos y Obligaciones de los Contratos de Hidrocarburos, con fecha 8 de julio y 5 de agosto del 2013, el Consorcio Marañón solicitó al Ministro del Recursos Naturales no Renovables y al Secretario de Hidrocarburos le autorice la cesión del 100% de derechos y obligaciones de Pecs, Futura e Integral (Sucursal Ecuador) como miembros del Consorcio Marañón, en el Contrato de Servicios a favor de un vehículo societario con propósito específico de propiedad de Orion y las compañías indicadas por Integral (Sucursal Ecuador) Futura y Pecs) en las cuales éstas serán beneficiarias finales. La compañía Orión Oil ER S.A. fue constituida bajo las leyes de la República del Ecuador, teniendo como su casa matriz la compañía Orion Energy ER S.L. sociedad unipersonal. Mediante Acuerdo Nro. MRNNR-DM-2014-0585-AM del Ministerio de Recursos Naturales no Renovables se autoriza Estación de Bombeo Sardinas
al Consorcio Marañón a transferir el 100% de los derechos y obligaciones que tiene en el Contrato
Quijos – Napo
de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos (Petróleo Crudo) en el Bloque Eno - Ron de la Región Amazónica Ecuatoriana a favor de la compañía ORION OIL ER
Autor: Murray Cooper
S.A. De esta forma sigue manteniéndose el operador del contrato de prestación de servicios, como lo estipula el Art. 6 del acuerdo antes mencionado. El 31 de julio del 2014 se realiza la inscripción en la Secretaria de Hidrocarburos, quedando registrada la transferencia de derechos y obligaciones en el folio 1423 al 1469.
Estación de Bombeo Amazonas Lago Agrio-Sucumbíos Autor: OCP Ecuador
1.2.13 Orion
Separador de Producción Estación Térmica ENO Lago Agrio – Sucumbíos Autor: Orion
El 30 de abril del 2012 el Consorcio Marañón firmó un contrato para la prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Bloque Eno – Ron, Bloque 54 con la Secretaría de Hidrocarburos.
57
Desfile de Tubería Eno-Ron
Tanques de Almacenamiento Estación Térmica CFE
Lago Agrio – Sucumbíos
Putumayo – Sucumbíos
Autor: Orion
Autor: Orion
1.2.14 Perlabí La compañía se denomina Hidroeléctrica Perlabi S.A. y durará 50 años a partir de la inscripción en el Registro Mercantil realizada el 14 de enero del 2002. La compañía es nacional y tiene por domicilio principal a la ciudad de Quito. Su objetivo principal es la generación, compra y venta de energía eléctrica. La Compañía está gobernada por la Junta General de accionistas y es administrada por el presidente Ejecutivo.
Sistema de Transferencia de Crudo Estación Térmica CFE Putumayo – Sucumbíos Autor: Orion
Central Hidroeléctrica Perlabí Quito-Pichincha
Autor: Hidroeléctrica Perlabí S.A.
58
1.2.15 Petroamazonas Petroamazonas EP es una empresa pública ecuatoriana dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos. Es operadora de 20 bloques, 17 de ellos ubicados en la Cuenca Oriente del Ecuador y tres en la zona del Litoral. Varios puntos de la operación de Petroamazonas EP cuentan con certificaciones internacionales que avalan sus buenas prácticas y procedimientos del más alto estándar, marcando una metología de trabajo amigable con el ecosistema, responsable con las comunidades y vinculada estrechamente con el desarrollo del país.
Central Hidroeléctrica Perlabí Quito-Pichincha
Autor: Hidroeléctrica Perlabí S.A
Estación Cuyabeno Cuyabeno-Sucumbíos Autor: Petroamazonas EP
Central Hidroeléctrica Perlabí Quito-Pichincha Central Shushufindi
Autor: Hidroeléctrica Perlabí S.A Shushufindi-Sucumbíos Autor: Petroamazonas EP
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1.2.16 Repsol Repsol es una empresa internacional integrada con más de 24.000 empleados de 83 nacionalidades diferentes. Es una compañía energética que desarrolla todas las actividades de petróleo y gas en más de 38 países. Repsol está presente en Ecuador a través de sus actividades de exploración y producción de crudo y de GLP (Gas Licuado de Petróleo). Dentro de sus actividades petroleras opera los Bloques16 y 67, en la Amazonia ecuatoriana, en sociedad con Opic, Sinochem y Tiptop Energy Ltd., subsidiaria de Sinopec. Laguna de Limoncocha
Repsol Ecuador gestiona sus operaciones en torno a tres principios fundamentales para la
Shushufindi-Sucumbíos
protección del medio ambiente: la precaución, la prevención y la responsabilidad integral. Estos
Autor: Petroamazonas EP
principios están plasmados en la política y en el Plan de Manejo Ambiental de los Bloques 16 y 67. La Licencia Ambiental incorpora obligaciones supra legales en procura de una exigencia mayor en nuestras actividades en una zona sensible como el Parque Nacional Yasuní. Existen reglas denominadas de Oro en el Plan de Manejo Ambiental, especialmente las que protegen la intangibilidad del ecosistema que denotan la seriedad y responsabilidad con las que Repsol ejerce sus actividades.
Laguna de Limoncocha Shushufindi-Sucumbíos Autor: Petroamazonas EP
Bloque 16 Repsol Ecuador Francisco de Orellana y Aguarico – Francisco de Orellana Autor: Douglas Calle
Caimán negro – Laguna de Limoncocha Shushufindi-Sucumbíos Autor: Petroamazonas EP
60
1.2.17 Río Napo El 3 de noviembre del 2009 nace Operaciones Río Napo CEM como la primera empresa petrolera ecuatoriana de economía mixta. Su principal meta es brindar servicios para la administración, incremento de producción, el desarrollo, la optimización de recursos y el mejoramiento integral en la explotación del campo Sacha, en el corazón de la selva amazónica ecuatoriana. Está ubicada en el cantón Joya de los Sachas, noreste de Orellana, históricamente es el campo petrolero más grande e importante del Ecuador. La empresa cuenta con gente altamente capacitada, experta y conocedora en el manejo de un campo maduro que requiere continuamente Bloque 16 Repsol Ecuador
del uso de nuevas tecnologías y una máxima optimización en todas sus acciones para mantener
Francisco de Orellana y Aguarico – Francisco de Orellana
su productividad y crecer de manera continua. Desde enero del 2013, sus operaciones se
Autor: Repsol Ecuador
fundamentan en la alianza estratégica entre la empresa Petroamazonas EP y PDVSA, Ecuador y Venezuela para, sobre la base de asesorías integrales y un permanente apoyo tecnológico, incrementar el desarrollo productivo del Campo Sacha. En un histórico de producción para el 2015 registró un promedio diario de producción de 74.055 barriles promedio por día. El Bloque 60 está localizado en Orellana, en el cantón Joya de los Sachas, sector La Parker, vía Coca Lago Agrio, km. 65. Su área de 165 km2.
Bloque 16 Repsol Ecuador Francisco de Orellana y Aguarico – Francisco de Orellana Autor: Repsol Ecuador
Bloque 16 Repsol Ecuador
Bombas HPS ORN
Francisco de Orellana y Aguarico – Francisco de Orellana
Joya de los Sachas-Orellana
Autor: Douglas Calle
Autor: Operaciones Río Napo CEM
61
1.2.18 San Carlos Ingenio San Carlos es una empresa fundada en 1897 por Carlos S. Linch en su finca ubicada en la confluencia de los ríos Chimbo y Chanchan. A partir de 1912 comenzó a expandirse al norte del rio Chimbo. En 1915 con un préstamo bancario comienza la ampliación industrial con la compra de nueva maquinaria. En 1938 se crea en Guayaquil Sociedad Agrícola e Industrial San Carlos con el fin de administrar las actividades del Ingenio. Para 1977 comienza una nueva ampliación industrial con la Joya de los Sachas-Orellana Autor: Operaciones Río Napo CEM
compra de un nuevo molino para duplicar la producción de azúcar. En el 2004 se obtiene la licencia ambiental para cogenerar y vender excedentes de energía. San Carlos es una empresa tradicional que siempre está innovando en el desarrollo tecnológico, ambiental y social. Está ubicada en el cantón Marcelino Maridueña, en el Guayas. Su extensión actual es de 25.000 hectáreas para su cosecha con una producción de 400.000 sacos de 50 kg anuales y una generación bruta de 200.000 MW/h en el 2015
Vista SC Turbina Joya de los Sachas-Orellana Autor: Operaciones Río Napo CEM
Ingreso a Ingenio San Carlos Marcelino Maridueña-Guayas Autor: San Carlos Operaciones Río Napo CEM Joya de los Sachas-Orellana Autor: Operaciones Río Napo CEM
62
1.2.19 Sipec Enap Sipec inició sus operaciones en Ecuador en el 2003. Cuenta con 70 años de experiencia en el ámbito petrolero como ENAP Empresa Nacional del Petróleo en Chile. La buena relación entre los dos países fuel el camino para fundar Enap Sipec e incursionar en la industria hidrocarburífera ecuatoriana. La empresa maneja un modelo único de gestión integrado basado en la gestión en riesgos. Planta de Generación Eléctrica
Bajo este modelo ha operado mediante la modalidad de prestación de servicios para la exploración
Marcelino Maridueña-Guayas
y explotación de petróleo crudo en el Bloque 47, Paraíso Biguno Huachito e Intracampos (PBHI) y
Autor: San Carlos
en el Bloque 46, Mauro Dávalos Cordero (MDC). El éxito alcanzado en esta operación le ha permitido obtener nuevos contratos y extender la vigencia de los anteriores. La presencia de Enap Sipec en el país no sólo ha generado empleo sino bienestar y crecimiento en las comunidades donde trabaja. Realiza sus operaciones considerando la importancia del capital humano, del cuidado al ambiente y de las buenas prácticas. Durante la permanencia de la empresa se ha trabajado responsablemente y con excelencia, contribuyendo al desarrollo del país. “Somos un ejemplo de empresa porque damos ejemplo” y hoy
Caldera de Biomasa
trabajamos para que mañana todos podamos regresar a casa sanos”.
Marcelino Maridueña-Guayas Autor: San Carlos
Plantaciones de caña de azúcar Marcelino Maridueña-Guayas Autor: San Carlos
Autor: Enap Sipec
63
1.2.20 Tecpetrol En 1999 Tecpetrol comenzó a operar el bloque 49 Bermejo, ubicado en Sucumbíos. Gracias a la experiencia en el desarrollo de campos maduros, logró un incremento importante de la producción del campo. El área de concesión otorgada a Tecpecuador es de 611 km2. En el 2000 inició el registro de sísmica 3D con el objetivo de mapear un área de 100 km2 al norte de Bermejo Norte pero se extendió hasta los 210 km2 para abarcar las áreas de Bermejo Sur y Bermejo Norte. Desde su inicio de operaciones hasta febrero del 2016, la incorporación de reservas gracias a las inversiones realizadas por parte de Tecpecuador alcanzaron los 23.92 millones de barriles de petróleo.
Central Térmica Bloque MDC Orellana-Orellana Autor: Enap Sipec
Atardecer Campo Bermejo Bloque 49 Cascales-Sucumbíos Autor: Diego Paredes
Central Térmica Bloque PBHI Sistema de bombeo mecánico-Equipo de Superficie-Balancín Pozo BS 1010 Campo Bermejo Bloque 49 Orellana-Orellana Cascales-Sucumbíos Autor: Enap Sipec Autor: Tecpecuador
64
La empresa cuenta con el respaldo empresarial como socio estratégico del Grupo Gloria de Perú, que invertirá 230 millones de dólares para el diseño, construcción y operación y manejo de una nueva línea de producción de Clinker para dotar esta materia prima a las dos cementeras ubicadas en Chimborazo y Cañar. En las plantas se produce:
Cemento Portland Puzolánico Tipo IP – que se comercializa en sacos de 50kg.
Cemento Portland Puzolanico Tipo HE – que se comercializa a granel.
Hormigón premezclado de diferentes tipos.
Arcoíris de fondo en facilidades de producción. Campo Bermejo Bloque 49 Cascales-Sucumbíos Autor: Tecpecuador
Panorámica Planta 1 Planta Industrial San Juan-Riobamba Autor: Archivo UCEM
Niños de la Comunidad Sharup con traje típico Shuar con personal TECPETROL, Campo Bermejo Bloque 49 Cascales-Sucumbíos Autor: Tecpecuador
1.2.21 UCEM La Compañía de economía mixta Unión Cementera Nacional, UCEM C.E.M. fue creada como efecto de la fusión de las compañías Industrias Guapán S.A. y Cementos Chimborazo C.A., con el objetivo de fortalecer la industria cementera nacional y reflejar en el mercado una mayor capacidad
Silo de cemento
de producción y venta. Esta creación se encuentra sustentada en escritura pública e inscrita en el
San Juan-Riobamba
Registro Mercantil del Cantón Riobamba el 18 de noviembre del 2013.
Autor: Archivo UCEM
65
Entre uno de los puntos fundamentales de su política del Sistema Integrado de Gestión está el respeto al medio ambiente y la prevención de la contaminación. De forma coherente con este principio, en Vicunha Ecuador, aproximadamente el 90% de la energía consumida en el proceso industrial proviene de una fuente de energía limpia, generada a través de su central hidroeléctrica. Esta le permite reducir mensualmente 1.466 Tn de CO2 al ambiente; esta cifra es una de las más importantes del país a nivel de empresa privada. El 30 de marzo del 2015, el Ministerio del Ambiente otorgó nuevamente la Licencia Ambiental a la empresa para la operación de la Central de Cuarto de control horno
Autogeneración Hidroeléctrica Vindobona.
San Juan-Riobamba Autor: Archivo UCEM
Paletizado Desarenadores Central Hidroeléctrica Vindobona San Juan-Riobamba Quito-Pichincha Autor: Archivo UCEM Autor: Estefanía Merizalde
1.2.22 Vicunha En 1921 se fundó en Quito La Internacional S.A. la cual en 1924 inició la producción de textiles con su primera fábrica de la calle Pedro Gual. En 1950 inició operaciones la fábrica El Recreo y para 1971 se inauguró la planta textil en San Antonio de Pichincha. Durante ese año, La Internacional también inició la operación de su central hidroeléctrica Vindobona. En el 2007, el grupo Vicunha Têxtil de Brasil compra la mayoría accionaria de la empresa ecuatoriana pasando a formar parte del mayor grupo textil brasilero. En el 2012 se cambió la razón social a Vicunha Ecuador S.A. como una estrategia comercial global. Actualmente, Vicunha Ecuador S.A. se especializa en la producción de denim y gabardinas, que son exportadas a México, Centro América, Colombia, Perú, Argentina y Brasil.
Turbinas Central Hidroeléctrica Vindobona Quito-Pichincha Autor: Estefanía Merizalde
66
En el Ecuador, a través del producto Selvalegre, se ha contribuido al desarrollo de la infraestructura del país durante los últimos 35 años. UNACEM Ecuador cuenta con oficinas en Quito, una planta de producción de cemento y una planta de generación eléctrica, ubicada en Otavalo, con alrededor de 320 colaboradores directos. Con el aumento de la capacidad instalada a un total de 1.6 M de TM/año, y de la generación a 24 MW efectivos se amplió la disponibilidad y cobertura para servir mejor a sus clientes alrededor del país.
Desarenadores Central Hidroeléctrica Vindobona Quito-Pichincha Autor: Estefanía Merizalde
Planta Cementera UNACEM Otavalo-Imbabura Autor: UNACEM Maquinaria Central Hidroeléctrica Vindobona Quito-Pichincha Autor: Estefanía Merizalde
1.2.23 Lafarge UNACEM Ecuador se conformó en noviembre del 2014 como producto de la adquisición de Lafarge Cementos S.A. por UNACEM, empresa con más de 60 años de experiencia y líder en el sector cementero Peruano. Chimeneas Planta Eléctrica UNACEM La empresa ha definido como lineamientos estratégicos de la compañía: el crecimiento y desarrollo del negocio, el enfoque al cliente, la excelencia operacional y la responsabilidad ambiental y social.
Otavalo-Imbabura
Los ejes conductores para todos estos preceptos son el desarrollo del personal y el sostenimiento
Autor: UNACEM
de los valores fundamentales en todas las actividades de la operación: la seguridad y la salud.
67
primer tipo se deben las centrales fotovoltaicas, eólicas, hidroeléctricas y biomasa; mientras que las centrales térmicas, tales como MCI, turbogas y turbovapor, dependen exclusivamente de fuentes no renovables.
1.3.1
Potencia nominal y efectiva a nivel nacional
En general, el consumo de energía en nuestro país gira en torno al flujo de potencia que se da a través del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.), de la potencia proveniente de los sistemas no Planta Cementera UNACEM Otavalo-Imbabura
incorporados y de la potencia proveniente de las interconexiones con Perú y Colombia. En la FIG. No. 1 y FIG. No. 2 se muestran la potencia nominal y la efectiva respectivamente, segmentadas por tipo de sistema. En estas se añade los datos de la participación que tienen el
Autor: UNACEM
territorio continental y la Región Insular en lo que concierne al sistema no incorporado.
Planta Cementera UNACEM Otavalo-Imbabura Autor: UNACEM
1.3
Centrales de generación de energía eléctrica
La presente sección muestra las potencias nominal y efectiva de las diversas centrales de generación dispuestas en el territorio continental e insular del Ecuador. Además, explica el enfoque general de los datos de dichas potencias que se compendian por tipo de sistema, energía, central, servicio y empresa. Adicionalmente, se expone la información referente a la capacidad de potencia proveniente de las interconexiones con Perú y Colombia. Es importante mencionar que en nuestro país los principales actores de la producción de electricidad son las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras. De este proceso de producción, del que gozan los clientes finales al tener electricidad, es necesario conocer que la obtención de electricidad está sujeta a dos fuentes de energía: renovables y no renovables. Al
FIG. No. 1: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE SISTEMA
68
(*) Centrales temporales que operaron en fechas de repotenciación de la línea de transmisión a 138 kV Cuenca-Macas.
1.3.2
Potencia nominal y efectiva por tipo de energía
Las potencias nominal y efectiva respecto a su fuente de procedencia se muestran en la TABLA No. 2. En esta se aprecia que las potencias antes mencionadas y que incumben a energías renovables tomaron valores de 2,604.72MW y 2,585.23MW respectivamente. Cabe señalar que las centrales térmicas que pertenecen a los ingenios azucareros cuyo combustible es el bagazo de caña se consideran como de tipo renovable. TABLA No. 2: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO ENERGÍA
Tipo de Energía FIG. No. 2: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE SISTEMA
Renovable
De las figuras antes mostradas se concluyó que, sin considerar el flujo de potencia proveniente de la interconexión, se dispuso de un total de potencia nominal de 6,009.83 MW y de potencia efectiva de 5,558.84MW al término del año 2015. A los valores antes mencionados contribuyeron las
Aislados Orellana y Sucumbíos’, con capacidades menores a 1 MW, las cuales fueron reportadas y sus valores liquidados desde enero del 2015 por disposiciones oficiales, pese a que la fecha de inicio de operación de estos sistemas se registra a partir de agosto del año 2012.
No Renovable
Empresa CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Hidronación
Generador
CELEC-Termopichincha Elecaustro
Central
Tipo de Central
Manduriacu Baba Centrales Macas (*) Sistemas Aislados Orellana Y Sucumbios Gualaceo
Hidráulica Hidráulica MCI MCI Hidráulica
Dorine H Tarapoa North West 5 Hidrosanbartolo
MCI MCI Hidráulica
Total Generador Autogenerador
Andes Petro
Hidrosanbartolo Total Autogenerador Total
Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor
Total No Renovable Total
Potencia Nominal MW % 21,15 0,35 26,41 0,44 2.412,86 40,15 144,30 2,40 2.604,72 43,34 1.860,69 30,96 1.086,19 18,07 458,24 7,62 3.405,11 56,66 6.009,83 100,00
Potencia Efectiva MW % 21,15 0,38 26,37 0,47 2.401,30 43,20 136,40 2,45 2.585,23 46,51 1.547,38 27,84 978,00 17,59 448,24 8,06 2973,62 53,49 5.558,84 100,00
(*) Centrales de biomasa - combustible de origen renovable (bagazo de caña). En la FIG. No. 3 se aprecia desde un punto de vista porcentual que; del total de potencia efectiva
TABLA No. 1: CENTRALES QUE ENTRARON EN OPERACIÓN EN EL 2015 Tipo de Empresa
Eólica Fotovoltaica Hidráulica Térmica Turbovapor (*)
Total Renovable
centrales que entraron en operación en ese año, las cuales se muestran en la TABLA No. 1. En este caso solo existió una particularidad con CELEC-Termopichincha y sus centrales ‘Sistemas
Tipo de Central
disponible en el país, las centrales eólicas y fotovoltaicas tienen una participación minoritaria con
Potencia Potencia Nominal (MW) Efectiva (MW) 63,36 65,00 42,20 42,00 4,50 4,00 7,31
4,90
0,97 118,34 1,00 0,83 55,50 57,33 175,67
0,97 116,87 0,50 0,60 49,95 51,05 167,92
el 0.38% y 0.47% respectivamente, seguidas de las centrales de biomasa con el 2.45%, mientras que las centrales térmicas MCI son las que tienen mayor participación en cuanto a fuentes no renovables con un 27.84% de potencia efectiva. Finalmente, están las centrales hidráulicas que son las más representativas dentro del rango de energías renovables con un
43.20% de
participación. Este total de potencia efectiva, a nivel de país, se traduciría en un 92.89% si se la relaciona directamente con la producción generada a través de fuentes renovables.
43,20 % 2.401,30
27,84 % 1.547,38
17,59 % 978,00
8,06 % 448,24
2,45 % 136,40
0,47 % 26,37
0,38 % 21,15
69
puntualiza que el 100 % de la potencia está destinada a satisfacer las necesidades del sector público.
FIG. No. 3: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE ENERGÍA (MW)
1.3.3
Potencia por tipo de empresa y tipo de servicio
Las empresas que intervienen en la producción de energía se clasifican de la siguiente manera: generadoras, autogeneradoras y distribuidoras. Estas cuentan con un total de 283 centrales que representan 5,558.84MW de potencia efectiva, la misma que es producida principalmente por las empresas generadoras con el 74.67% de implicación, aproximadamente. A estas le siguen las
FIG. No. 5: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE SERVICIO En caso de necesitarse mayor detalle referente a las potencias nominal y efectiva por empresa y tipo de servicio remitirse al ANEXO A.
1.3.4
Potencia de empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación.
autogeneradoras y distribuidoras mismas que tienen una menor incidencia, tal y como se aprecia
El sector eléctrico ecuatoriano cuenta con una variedad de centrales, las cuales son clasificadas
en la FIG. No. 4.
según su principio de transformación de energía (hidráulica, eólica, fotovoltaica, térmica) en electricidad. En ese contexto, las siguientes figuras muestran, desde un punto de vista general, el
FIG. No. 4: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA La información receptada periódicamente por la ARCONEL permitió estimar en la FIG. No. 5 que de los 987.36MW de potencia efectiva correspondiente a las empresas autogeneradoras, tan solo el 11.85% es asignado al sector público, mientras que el restante 88.15% se emplea en el autoconsumo de dichos agentes. En lo que concierne a las generadoras y distribuidoras se
porcentaje de participación que las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación poseen con respecto al tipo de central y su concerniente potencia efectiva en MW. Tras un análisis de las figuras mencionadas se advierte que, las empresas autogeneradoras no tienen participación alguna con respecto a centrales cuya fuente primaria devenga de energías renovables. Por otro lado, los agentes generadores y distribuidores se apegan tanto a energías renovables como no renovables. Para mayores detalles referirse al ANEXO B.
70
FIG. No. 6: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES HIRÁULICAS POR TIPO DE EMPRESA
FIG. No. 8: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS POR TIPO DE EMPRESA
FIG. No. 7: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES EÓLICAS POR TIPO DE EMPRESA
FIG. No. 9: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS MCI POR TIPO DE EMPRESA
71
FIG. No. 11: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOVAPOR POR TIPO DE EMPRESA Continuando con el desarrollo temático del tipo de central y de empresa de las figuras anteriores, en las secciones siguientes se esquematiza la participación que tienen los diferentes tipos de centrales en cuanto a potencia nominal y efectiva, clasificándolas por tipo de empresa (generadora, autogeneradora y distribuidora). Potencia de empresas generadoras por tipo de central Las potencias nominal y efectiva del grupo conformado por las empresas generadoras se muestran en la FIG. No. 12, en la cual se estima que el predominio de las centrales hidráulicas y térmicas está determinado con un porcentaje de participación del 51.41% y del 47.55% referente a la potencia efectiva, respectivamente. Para el 2015 las empresas generadoras dispusieron de un total de 4,304.57 MW de potencia nominal y 4,150.85 MW de potencia efectiva para el servicio público.
FIG. No. 10: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOGAS POR TIPO DE EMPRESA
FIG. No. 12: POTENCIA DE EMPRESAS GENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL
72
Potencia de empresas autogeneradoras por tipo de central La potencia nominal y efectiva del grupo conformado por las autogeneradoras se muestra en la FIG. No. 13, en la cual se evidencia el predominio de las centrales térmicas con un porcentaje de participación del 87.11% tocante a la potencia efectiva. Por su parte, las centrales hidráulicas representaron el 12.89%. Para el año 2015 las empresas autogeneradoras dispusieron de un total
tipo turbogas tienen mayor incidencia. Las centrales hidráulicas, eólicas y fotovoltaicas tienen un grado menor de incidencia igual a 34.34% siendo las primeras las de mayor representación a quienes corresponde el 33.34% de la potencia total. Para el 2015 las empresas distribuidoras con generación dispusieron de un total de 464.47MW de potencia nominal y 420.63MW de potencia efectiva para el servicio público.
de 1,240.79MW de potencia nominal y 987.36MW de potencia efectiva, que figuran una relación igual a 0.80(potencia efectiva/potencia nominal) para el servicio no público principalmente.
FIG. No. 13: POTENCIA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL Potencia de empresas distribuidoras con generación por tipo de central La potencia nominal y efectiva del grupo constituido por los agentes distribuidores con generación se muestra en la FIG. No. 14. Esta gráfica evidencia la superioridad de las centrales térmicas con un porcentaje de participación del 65.66% tocante a la potencia efectiva, donde las centrales de
FIG. No. 14: POTENCIA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN POR TIPO DE CENTRAL
73
1.3.5
Potencia y número de centrales segmentada por provincia
Los valores de potencia efectiva disponibles a nivel nacional se muestran en la FIG. No. 15. Estas cifras están clasificadas por provincia. Lo más destacable es que Guayas cuenta con la mayor concentración de potencia efectiva, que en gran parte depende de fuentes no renovables con un 76.26% de participación. En segundo lugar está el Azuay con 1,327.69MW de potencia efectiva, de la cual el 98.70% depende específicamente de fuentes renovables (centrales hidráulicas).
En la FIG. No. 16 se muestra el número de centrales de generación eléctrica distribuidas por provincia, que en contraste con la información de la FIG. No. 15 se advierte que, las provincias del Guayas y Azuay (aun cuando poseen la mayor concentración de potencia efectiva) cuentan con un número relativamente bajo de centrales si las comparamos con las provincias Sucumbíos y Orellana las cuales acogen 69 y 72 centrales respectivamente, las mismas que pertenecen a empresas autogeneradoras.
FIG. No. 16: NÚMERO DE CENTRALES A NIVEL DE PROVINCIAS Para obtener mayor información de empresas con generación y su respectiva participación por tipo de energía, provincia, tipo de sistema, etc., remitirse al ANEXO C. En la siguiente tabla se dispone de un compendio de dicho anexo en la cual se muestra, de manera totalizada, el número de centrales, potencia efectiva y tipo de energía porcentual a nivel de provincia. FIG. No. 15: POTENCIA EFECTIVA A NIVEL DE PROVINCIA
TABLA No. 3: NÚMERO DE CENTRALES Y TIPO DE ENERGÍA POR PROVINCIA
74
Potencia Efectiva Provincia
Azuay Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe
Número de Centrales
MW
Renovable %
6
1327,69
98,70
2 3 4 8 8 4 12 19 10 8 3 6 5 7 72 3 25 2 69 6 1
53,70 4,02 15,65 28,86 258,49 231,32 19,02 1372,13 106,47 39,66 149,20 197,77 92,55 47,77 382,79 48,59 288,30 123,85 324,35 444,26 2,40
100,00 100,00 100,00 100,00 2,32 -
32,73 23,74 74,36 56,72 37,67 0,75 95,42 17,39 -
46,89 -
99,26 100,00
No Renovable %
1,30 -
97,68 100,00 67,27 76,26 25,64 43,28 62,33 99,25 4,58 82,61 100,00 100,00 53,11 100,00 100,00 0,74 -
78
1.4
Los datos expuestos en la tabla anterior se explican de manera concisa en las siguientes gráficas
Subestaciones
porcentuales. En ellas se muestra el número de subestaciones y transformadores y su respectiva Una subestación eléctrica es un conjunto de instalaciones consignadas a cumplir, de manera
capacidad instalada FOA en MVA.
general, dos tipos de funciones: la trasformación de los niveles de voltaje y/o el seccionamiento de un circuito que faciliten la transmisión y distribución de la energía eléctrica. En el primer caso, el elemento principal es el transformador que modifica o establece los niveles de voltaje para la transmisión de potencia. Estos constan de dispositivos de protección, maniobra y control para la conexión y desconexión de circuitos que, exceptuando al transformador, constituirían el equipamiento esencial de una subestación destinada al seccionamiento de circuitos eléctricos (subestación de seccionamiento). Los tipos de subestaciones y transformadores definidos en las tablas y anexos de esta sección corresponden a la siguiente nomenclatura: S= Subestación de Seccionamiento E= Subestación de Elevación R= Subestación de Reducción T= Transformador A= Autotransformador OA= Enfriamiento Natural por aire
FIG. No. 17: NÚMERO DE SUBESTACIONES POR TIPO DE EMPRESA
FA= Enfriamiento por aire forzado FOA= Enfriamiento por aire y aceite forzado La TABLA No. 4 muestra el resumen del número de subestaciones y transformadores por tipo de empresa a nivel nacional. TABLA No. 4: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES POR TIPO DE EMPRESA Tipo de Empresa Generador Autogenerador Transmisor Distribuidor Total
Número Número Capacidad OA de de (MVA) Subestaciones Transformadores 2.587,80 33 71 849,36 67 118 49 98 5.799,17 5.119,30 377 485 14.355,63 526 772
Capacidad FA (MVA)
Capacidad FOA (MVA)
2.969,51 1.014,10 8.616,05 6.512,49 19.112,14
3.238,71 1.067,31 9.410,24 6.781,36 20.497,61
79
FIG. No. 19: CAPACIDAD INSTAÑLADA POR TIPO DE EMPRESA
1.4.1
Subestaciones
y transformadores
de
las
empresas
generadoras
y
autogeneradoras A continuación se presenta un compendio de los anexos D.1 y D.2 que contiene información general de las subestaciones pertenecientes a empresas generadoras y autogeneradoras. Esta data se pormenoriza en las siguientes tablas. TABLA No. 5: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS GENERADORAS Empresa CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil
FIG. No. 18: NÚMERO DE TRANSFOMADORAS POR TIPO DE EMPRESA
EMAAP-Q Eolicsa Generoca Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas Ulysseas Total
Tipo Subestación
Cantidad Subestaciones
Cantidad Transformadores
E E E E E E E E E E R E E E E E E
4 1 3 2 2 1 2 6 1 2 2 1 1 1 1 1 1 32
11 1 6 5 4 2 6 14 5 2 2 3 2 1 1 5 1 71
Capacidad (MVA) OA FA FOA 521,90 664,70 731,50 23,00 25,00 25,00 505,00 505,00 505,00 329,00 329,00 357,00 150,00 195,00 235,00 100,00 134,00 166,00 130,00 140,00 140,00 107,10 114,85 114,85 236,00 310,80 383,20 22,60 30,50 30,50 25,20 36,00 36,00 3,00 3,00 3,00 50,00 66,66 66,66 18,00 18,00 18,00 90,00 120,00 150,00 239,50 239,50 239,50 37,50 37,50 37,50 2.587,80 2.969,51 3.238,71
TABLA No. 6: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
80
Empresa
Tipo Subestación
Cantidad Subestaciones
Cantidad Transformadores
E R
1 3 4 1 1 1 1 2 1 3 1 1 2 1 1 5 5 1 1 1 1 1 1 1 1 6 6 1 1 12 5 17 2 11 13 1 1 1 1 2 2 1 1 2 1 1
5 9 14 7 7 1 1 2 1 3 1 1 2 1 1 10 10 2 2 1 1 1 1 3 3 7 7 1 1 15 5 20 10 21 31 1 1 6 6 2 2 1 3 4 1 1
65
118
Agip Total Agip Andes Petro Total Andes Petro
E
Ecoelectric Total Ecoelectric
E
Ecoluz
E R
Total Ecoluz Ecudos
E R
Total Ecudos Enermax Total Enermax
E
Famiproduct Total Famiproduct
R
Hidroabanico Total Hidroabanico
E
Hidrosanbartolo Total Hidrosambartolo
E
Lafarge Total Lafarge
R
ModernaAlimentos Total Moderna Alimentos
R
Ocp TotalOcp
R
Perlabí Total Perlabí
E
Petroamazonas
E R
Total Petroamazonas Repsol
E R
Total Repsol Río Napo Total Río Napo
E
San Carlos Total Carlos
E
Sipec Total Sipec
E
UCEM
E R
Total UCEM Vicunha Total Vicunha Total
1.4.2
E
Subestaciones y transformadores del Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.)
La capacidad instalada en las subestaciones del S.N.T. se muestra en la siguiente tabla. Los datos presentados fueron analizados considerando la capacidad de reserva instalada de acuerdo al tipo de sistema de enfriamiento. En la misma, que es un resumen del ANEXO D.3, se observa la participación mayoritaria de las subestaciones de reducción con una capacidad aproximada de 92.03%, respecto a las subestaciones de elevación.
TABLA No. 7: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR
Capacidad (MVA) OA FA FOA 19,00 21,28 21,28 26,30 29,60 29,60 45,30 50,88 50,88 72,00 108,00 108,00 72,00 122,00 108,00 5,50 6,25 6,25 5,50 6,25 6,25 9,10 9,10 9,10 6,60 6,60 6,60 15,70 15,70 15,70 22,00 31,60 31,60 6,00 8,67 8,67 28,00 40,27 40,27 20,80 20,80 20,80 20,80 21,80 20,80 9,14 9,14 9,14 9,14 10,14 9,14 45,00 45,00 45,00 45,00 48,00 45,00 56,00 56,00 56,00 56,00 57,00 56,00 30,00 35,00 35,00 30,00 36,00 35,00 1,64 1,64 1,64 1,64 2,64 1,64 5,28 5,28 5,28 5,28 7,28 5,28 3,15 3,15 3,15 3,15 4,15 3,15 88,50 92,25 92,25 25,00 31,25 31,25 113,50 123,50 123,50 150,00 194,50 239,00 142,00 172,59 181,30 292,00 367,09 420,30 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 65,75 82,40 82,40 65,75 83,40 82,40 8,00 8,00 8,00 8,00 9,00 8,00 2,00 2,00 2,00 17,60 21,00 21,00 19,60 23,00 23,00 9,00 9,00 9,00 9,00 12,00 9,00 849,36 1.044,10 1.067,31
Empresa Transelectric Total
1.4.3
Tipo Cantidad Cantidad Subestación Subestaciones Transformadores R E
45 1 46
96 2 98
Capacidad Terciario (MVA)
Capacidad (MVA)
OA
FA
FOA
OA
FA
FOA
1.322,72 120,00
1.799,27 156,00
2.191,17 198,00
5.349,17 450,00
8.016,05 600,00
8.660,24 750,00
5799,17
8616,05
9410,24
Subestaciones y transformadores de las empresas distribuidoras
Las empresas de distribución de energía eléctrica, a nivel de subtransmisión, presentan una capacidad instalada máxima de 6,781.36MVA. De la cual el 93.84% corresponde a subestaciones de reducción y tiene un porcentaje similar en cuanto a número de subestaciones. Para mayores detalles de las características de subestaciones y transformadores remitirse al ANEXO D.4. TABLA No. 8: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES A NIVEL DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
81
Tipo Subestación
Cantidad Subestaciones
Cantidad Transformadores
CNEL-Bolívar Total CNEL-Bolívar
R
6 6
7 7
CNEL-El Oro Total CNEL-El Oro
R
16 16
23 23
CNEL-Esmeraldas Total CNEL-Esmeraldas
R
13 13
16 16
E R
2 38 40
11 52 63
E R
1 29 30
1 34 35
CNEL-Los Ríos Total CNEL-Los Ríos
R
11 11
11 11
CNEL-Manabí Total CNEL-Manabí
R
29 29
38 38
CNEL-Milagro Total CNEL-Milagro
R
13 13
17 17
CNEL-Sta. Elena Total CNEL-Sta. Elena
R
18 18
19 19
CNEL-Sto. Domingo Total CNEL-Sto. Domingo
R
18 18
22 22
CNEL-Sucumbíos Total CNEL-Sucumbíos
R
8 8
10 10
E R
2 17 19
3 25 28
E.E. Azogues Total E.E. Azogues
R
2 2
2 2
E.E. Centro Sur Total E.E. Centro Sur
R
14 14
21 21
E R
5 9 14
7 12 19
E R
7 1 8
28 1 29
E R
3 15 18
6 21 27
E R
2 41 43
2 56 58
E R
2 10 12
2 17 19
R
19 19
22 22
351
486
Empresa
CNEL-Guayaquil Total CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos Total CNEL-Guayas Los Ríos
E.E. Ambato Total E.E. Ambato
E.E. Cotopaxi Total E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos Total E.E. Galápagos E.E. Norte Total E.E. Norte E.E. Quito Total E.E. Quito E.E. Riobamba Total E.E. Riobamba E.E. Sur Total E.E. Sur Total
Capacidad (MVA) OA 33,75 33,75 221,50 221,50 130,50 130,50 205,80 890,00 1.095,80 1,00 429,50 430,50 128,00 128,00 313,50 313,50 147,00 147,00 127,50 127,50 175,00 175,00 72,50 72,50 9,76 258,00 267,76 26,00 26,00 264,50 264,50 15,26 84,25 99,51 28,32 10,00 38,32 25,55 154,00 179,55 14,01 1.116,10 1.130,11 4,05 111,56 115,61 122,40 122,40 5.119,30
FA 36,25 36,25 266,25 266,25 161,55 161,55 273,80 1.186,00 1.459,80 1,00 539,50 540,50 160,00 160,00 381,75 381,75 186,75 186,75 153,50 153,50 217,75 217,75 90,63 90,63 9,76 321,75 331,51 32,50 32,50 337,00 337,00 15,26 104,90 120,16 28,32 10,00 38,32 28,05 188,75 216,80 18,49 1.482,35 1.500,84 4,05 130,94 134,99 145,65 145,65 6.512,49
FOA 36,87 36,87 266,25 266,25 169,55 169,55 312,80 1.186,00 1.498,80 1,00 557,50 558,50 160,00 160,00 381,75 381,75 186,75 186,75 153,50 153,50 217,75 217,75 90,63 90,63 9,76 321,75 331,51 32,50 32,50 345,00 345,00 15,26 104,90 120,16 28,32 10,00 38,32 28,05 188,75 216,80 18,49 1.677,35 1.695,84 4,05 130,94 134,99 145,90 145,90 6.781,36
Las distribuidoras de energía eléctrica, a nivel de media tensión, cuentan con transformadores de distribución los cuales permiten reducir el nivel de voltaje a valores de consumo domiciliarios, principalmente en áreas urbanas, rurales y para aplicaciones industriales. En la siguiente tabla se muestra el número de transformadores monofásicos y trifásicos con su respectiva capacidad de carga de cada una de las empresas eléctricas y unidades de negocio del país. TABLA No. 9: TRANSFORMADORES A NIVEL DE MEDIA TENSIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS
Transformadores de Distribución Empresa
Monofásico # CNEL-Bolívar 3.731,00 CNEL-El Oro 13.048,00 CNEL-Esmeraldas 7.537,00 CNEL-Guayaquil 32.337,00 CNEL-Guayas Los Ríos 24.194,00 CNEL-Los Ríos 7.559,00 CNEL-Manabí 23.908,00 CNEL-Milagro 10.076,00 CNEL-Sta. Elena 6.698,00 CNEL-Sto. Domingo 19.819,00 CNEL-Sucumbíos 6.617,00 E.E. Ambato 10.670,00 E.E. Azogues 1.482,00 E.E. Centro Sur 16.551,00 E.E. Cotopaxi 6.831,00 E.E. Galápagos 684,00 E.E. Norte 12.760,00 E.E. Quito 22.733,00 E.E. Riobamba 10.925,00 E.E. Sur 15.249,00 Total 253.409,00 1.4.4
Trifásico # 201,00 967,00 789,00 1.875,00 839,00 214,00 704,00 275,00 247,00 856,00 639,00 2.310,00 209,00 3.922,00 1.168,00 132,00 2.263,00 14.836,00 711,00 774,00 33.931,00
Total (MVA) 56,58 519,76 252,10 2.310,75 915,72 218,38 652,88 269,05 242,21 391,16 164,70 330,36 40,34 618,06 215,02 28,59 393,97 2.731,54 219,23 262,48 10.832,89
Subestaciones de seccionamiento por tipo de empresa
El número de subestaciones de seccionamiento con sus respectivos niveles de voltaje de las empresas generadoras, autogeneradoras, distribuidoras y transmisor se muestran en la TABLA No. 10, en la misma se nota la participación mayoritaria de los agentes distribuidores. TABLA No. 10: SUBESTACIONES DE SECCIONAMIENTO
82
Tipo Empresa
Empresa
Nombre de la Subestación
Número Tipo
Primario
CELEC-Hidropaute Hidroabanico Autogenerador Petroamazonas
1
Transmisor
3
Generador
Distribuidor
CELEC EP Hidropaute Mazar S/E Hidroabanico 2 Secoya 1a1 Chongón CELEC-Transelectric San Idelfonso Zhoray CNEL-El Oro La Avanzada Subestación Winchele CNEL-Esmeraldas Subestación El Salto Subestación Borbón_2 CNEL-Los Ríos San Juan CNEL-Manabí Taina Corpanche Gualaceo E.E. Centro Sur Limón Mendez Laygua E.E. Cotopaxi San Juan E.E. Norte Alpachaca S/E 20 Sur S/E 38 Norte S/E 80 Cumbaya E.E. Quito S/E 82 Guangopolo Térmica S/E 84 Guangopolo Hidráulica S/E 86 Nayón S/E 88 Pasochoa E.E. Riobamba San Juan Centro El Empalme E.E. Sur San Ramón Yanzatza Zumba
Total
1.5
2
26
S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S
Tipo de empresa Generador Autogenerador Transmisor Distribuidor Total
Voltaje (KV)
230 69 13,8 138 138 230 69 69 69 69 69 69 69 22 13,8 13,8 69 69 34,5 46 46 46 138 46 46 46 69 13,8 69 22 22 22
Secundario
230 69 13,8 138 138 230 69 69 69 69 69 69 69 22 13,8 13,8 69 69 34,5 46 46 46 13,8 46 46 46 69 13,8 69 22 22 22
32
Líneas de transmisión y subtransmisión
La TABLA No. 11 contiene una síntesis muy detallada del número y longitud de las líneas de transmisión y subtransmisión que las empresas: generadoras, autogeneradoras, transmisor y distribuidoras; dispusieron hasta finales del 2015. TABLA No. 11: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISIÓN POR TIPO DE EMPRESA
1.5.1
Número de líneas 1 39 79 421 540
Longitud (km) 5,70 561,13 4.614,26 4.841,27 10.022,36
Líneas de transmisión de empresas generadoras
Las empresas generadoras tienen en su haber líneas de transmisión que operan a niveles de voltaje tales como: 230, 138, 69, y 13,2 kV. En la FIG. No. 20, FIG. No. 21 y FIG. No. 22, se muestra la capacidad de transmisión por límite térmico, longitud en kilómetros y el número de líneas de transmisión totalizado por empresa, asociándolas por nivel de voltaje. En las figuras mencionadas no se ha tomado en cuenta a la empresa Eolicsa ya que es la única que cuenta con una línea de transmisión que opera a 13,2 kV, pero si es mencionada en la TABLA No. 12. Para una revisión a detalle de las características de las líneas de transmisión de las empresas generadoras del país remítase al ANEXO E.
83
FIG. No. 20: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS A NIVEL DE 230 kV
FIG. No. 21: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS A NIVEL DE 138 kV
FIG. No. 22: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS A NIVEL DE 69 kV El resumen de las figuras mostradas anteriormente, que explicaron las características de las líneas de transmisión de las generadoras por empresa y nivel de voltaje, se encuentra en TABLA No. 12. En esta tabla se evidencia que la capacidad de transmisión total de la empresa Electroquil es la más representativa con 366.00MW totales, a nivel de 138 kV y 69 kV. Por otro lado, la empresa CELEC-Hidronación sobresale con 133.85km respecto al total de longitud de líneas de transmisión disponible. TABLA No. 12: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRASMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS
84
Empresa
CELEC-Electroguayas
Capacidad de Número de Voltaje Transmisión Longitud Líneas de (kV) Límite (km) Transmisión Térmico (MW) 138 69
Total Electroguayas CELEC-Gensur Total Gensur
69
CELEC-Hidronación
138 230
Total Hidronación CELEC-Hidropaute Total Hidropaute CELEC-Termogas Machala Total Termogas Machala Elecaustro Total Elecaustro Electroquil Total Electroquil EMAAP-Q Total EMAAP-Q Eolicsa Total Eolicsa Generoca Total Generoca Hidrosibimbe Total Hidrosibimbe Intervisa Trade Total Intervisa Trade Termoguayas Total Termoguayas Total
230 138 69 138 69 138 13,2 69 69 138 230
1 3 4 1 1 2 1 3 1 1 1 1 1 1 2 2 4 4 4 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24
115,00 217,75 332,75 26,00 26,00 240,00 0,00 240,00 230,00 230,00 277,00 277,00 72,00 72,00 226,00 140,00 366,00 260,00 260,00 3,00 3,00 72,00 72,00 38,20 38,20 115,00 115,00 150,00 150,00 2181,95
0,50 1,92 2,42 3,20 3,20 133,00 0,85 133,85 2,51 2,51 12,35 12,35 41,00 41,00 26,20 20,30 46,50 85,00 85,00 12,00 12,00 0,30 0,30 14,00 14,00 0,60 0,60 5,70 5,70 359,43
1.5.2
Líneas de transmisión de empresas autogeneradoras
Los agentes autogeneradores tienen a su disposición líneas de transmisión que en función de sus características operan a niveles de voltaje tales como: 230; 69; 46; 34,5; 22; 13,8; 13,2 y 6,3 kV. En la FIG. No. 23 se muestra valores de la longitud en kilómetros y el número de líneas de transmisión totalizado por empresa. En la misma se aprecia como las empresas Petroamazonas y Repsol abarcan la mayor cantidad de líneas de transmisión, lo propio con respecto a la longitud de las mismas con 192.00km y 171.50km respectivamente. En cuanto a la capacidad total de transmisión por límite térmico, la empresa Petroamazonas concentra la mayor cantidad con un total de 234.00MW. Para mayor información de las características de las líneas de transmisión de las autogeneradoras del país remítase al ANEXO F.
85
FIG. No. 23: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS
1.5.3
Líneas de transmisión del S.N.T.
El Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.), posee con un total de 79 líneas de transmisión que operan a niveles de voltaje de 230 kV y 138 kV. En la siguiente figura se muestra la longitud, el número de líneas de transmisión y el número de estructuras del S.N.T de manera totalizada. En la misma se destaca la cantidad de estructuras y líneas a nivel de 138 kV en circuitos simples del transmisor. En cuanto a longitud se refiere, las líneas a doble circuito de 230 kV son las más extensas con aproximadamente 1,593.47km, seguida de las líneas de circuito simple a 138 kV con un total de 1,374.22km de longitud. Más detalles sobre las características de las líneas de transmisión de las empresas autogeneradoras del país en el ANEXO G.
FIG. No. 24: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL S.N.T.
86
1.5.4
Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras
Los agentes de distribución eléctrica disponen de 421 líneas de subtransmisión con una longitud total igual a 4,841.27km. Los datos expuestos en la FIG. No. 25 y FIG. No. 26 esquematizan el total del número y longitud de líneas de subtransmisión de las unidades de negocio CNEL EP y empresas eléctricas, respectivamente. En las mismas se señala que la Empresa Eléctrica Sur cuenta con la mayor extensión de líneas de subtransmisión con un total de 554.08 km, seguida de CNEL EP - Unidad de Negocio Manabí con una longitud igual a 489.10km. Los datos sobre las características de las líneas de transmisión de las empresas autogeneradoras del país se amplían en el ANEXO H.
FIG. No. 26: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS.
1.6
Elementos de compensación eléctrica
Con el fin de mantener los perfiles de voltaje en las barras del S.N.T. de acuerdo a las bandas de variación establecidas en la normativa vigente para las diferentes condiciones de demanda he hidrología del S.N.I., tanto en estado normal de operación como en condiciones de contingencia, el S.N.T. considera la instalación de compensación reactiva en distintos puntos del sistema. A diciembre de 2015 el S.N.T registró un total de 408 MVAr de equipos de compensación capacitiva FIG. No. 25: SÍNTESIS GRÁFICA DE LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS UNIDADES DE NEGOCIO CNEL EP.
y 125 MVAr de compensación inductiva, distribuidos en varias subestaciones. TABLA No. 13: COMPENSACIÓN CAPACITIVA INSTALADA EN EL S.N.T.
87
Subes ta ci ón
N i vel de V ol ta j e kV
Ba ncos de Ca pa ci da d Ca pa ci da d Condens a dor U ni ta ri a Tota l N o.
MV A r
Subes ta ci ón
MV A r
N i vel de V ol ta j e kV
Ca pa ci da d Ca pa ci da d U ni ta ri a Tota l MV A r MV A r
Rea ctores N o.
Santa Rosa
138,00
3
27
81
Pascuales
13,80
2
10
20
Santa Elena
69,00
1
12
12
Molino
13,80
2
10
20
Loja
69,00
1
12
12
Santa Rosa
13,80
2
10
20
Policentro
13,80
2
6
12
Quevedo
13,80
1
10
10
Machala
13,80
2
6
12
Santo Domingo
13,80
1
10
10
Milagro
13,80
1
18
18
Totoras
13,80
1
10
10
Tulcán
13,80
1
3
3
Riobamba
13,80
1
10
10
Ibarra
13,80
2
6
12
Pomasqui
230,00
1
25
25
Portoviejo
69,00
3
12
36
Total
11
95
125
Pascuales
69,00
2
12
24
Pascuales
138,00
2
30
60
Esmeraldas
69,00
2
12
24
Caraguay
69,00
2
12
24
Dos Cerritos
69,00
2
12
24
soportados por aisladores dispuestos en crucetas de hormigón en instalaciones aéreas o por medio
138,00
1
30
30
de ductos en subterráneas.
Nueva Prosperina
69,00
1
12
12
Los niveles de media tensión que las empresas distribuidoras operan a nivel nacional son: 4,16;
Posorja
69,00
2
6
12
alcanza un valor igual a 93,575.93km, distribuidas en redes de tipo monofásica, bifásica y trifásica
30
228
408
Las Esclusas
Total
TABLA No. 14: COMPENSACIÓN INDUCIVA INSTALADA EN EL S.N.T.
1.7
Redes de medio voltaje
La energía eléctrica es transportada desde las subestaciones de potencia, a nivel de voltaje medio, hasta los transformadores de distribución a través de conductores eléctricos. Estos elementos están
6,3; 13,2; 13,8; 22; 22,8 y 34,5 kV. La longitud total de redes de medio voltaje registrada en el 2015 con longitudes iguales a 66,443.20km, 1,778.05km y 25,354.67km, respectivamente. TABLA No. 15: REDES DE MEDIO VOLTAJE DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
88
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos
Nivel de Voltaje (kV)
Monofásico
Bifásico
Trifásico
Total
(km)
(km)
(km)
(km)
13,8
1.973,83
2,81
773,67
13,2
719,45
0,28
208,03
2.750,31 927,76
13,8
2.310,51
18,93
1.481,22
3.810,66
13,2
502,77
0,80
211,28
714,86
13,8
2.265,08
14,91
1.042,97
3.322,97
13,8
1.116,22
197,05
1.054,18
2.367,45
13,8
5.276,11
406,53
1.480,02
7.162,67
13,8
2.121,34
28,07
706,63
2.856,04
CNEL-Manabí
13,8
5.614,92
257,08
1.270,06
7.142,06
CNEL-Milagro
13,8
2.704,65
55,87
859,73
3.620,25
13,2
127,87
13,38
189,02
330,26
13,8
838,77
49,32
768,21
1.656,30
13,8
6.093,51
48,66
1.056,03
7.198,20
34,5
1.332,47
11,92
214,69
1.559,08
CNEL-Sucumbíos
13,8
3.397,50
0,32
1.068,86
4.466,67
E.E. Ambato
13,8
3.105,27
21,02
E.E. Azogues
22
543,76
6,3
CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo
1.691,04
4.817,33
-
195,26
739,02
0,06
0,35
50,70
51,11
E.E. Centro Sur
13,8
1.105,18
7,23
411,44
1.523,85
22
5.191,85
24,30
2.137,08
7.353,23
E.E. Cotopaxi
13,8
2.881,74
14,89
944,52
3.841,15
13,2
108,05
-
25,53
133,58
13,8
78,91
-
40,85
119,76
13,8
4.001,92
39,34
1.528,92
5.570,18
0,002
86,81
775,57
862,38
13,8
1.142,61
104,51
269,68
1.516,81
22,8
3.032,17
256,92
2.545,96
5.835,05
E.E. Galápagos E.E. Norte
6,3 E.E. Quito
E.E. Riobamba E.E. Sur Total
4,16
3,52
9,77
13,29
13,8
3.095,20
72,05
610,53
3.777,78
13,8
4.237,06
41,80
1.219,02
5.497,88
22
-
1.520,87
2,91
514,21
2.037,99
66.443,20
1.778,05
25.354,67
93.575,93
Los análisis efectuados permitieron registrar en la FIG. No. 27 que la configuración monofásica es la más común para la mayor parte de los niveles de voltaje en los sistemas de distribución, tanto para empresas eléctricas como para las unidades de negocio CNEL EP. La configuración bifásica es la menos empleada.
FIG. No. 27: REDES DE MEDIO VOLTAJE POR GRUPO DE EMPRESA Y NIVEL DE VOLTAJE.
1.8
Redes Secundarias
Las redes secundarias pueden adoptar configuraciones monofásicas, bifásicas o trifásicas y se derivan a partir del secundario del transformador de distribución. A nivel nacional la longitud total de las redes secundarias alcanzaron los
99,972.43km distribuidas de la siguiente manera:
78,094.84km de red monofásica, 16,900.73de red trifásica y 4,976.87km de red trifásica. TABLA No. 16: REDES SECUNDARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRUIBUIDORAS
89
Empresa
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos Total CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total Empresas Eléctricas Total
Longitud Redes Longitud Redes Longitud Redes Total Monofásicas Bifásicas Longitud Trifásicas (km) (km) (km) (km) 2.475,33 7.195,61 2.191,14 232,62 4.290,57 1.627,74 17.496,98 1.754,61 1.441,39 4.684,34 4.705,90 48.096,23 339,10 1.188,72 10.140,39 4.732,64 184,40 3.420,05 918,23 4.584,01 4.491,07 29.998,61 78.094,84
12,63 1,38 4,86 2.735,59 14,70 2,96 4,98 5,18 15,37 2,99 2.800,64 5.699,97 19,74 243,58 150,64 0,87 1.796,35 6.133,86 32,74 22,34 14.100,09 16.900,73
48,27 21,30 35,85 34,08 20,65 8,44 1,80 0,10 1,45 13,66 60,92 246,51 474,24 69,02 861,08 191,00 15,78 657,63 2.363,59 36,69 61,31 4.730,35 4.976,87
2.536,23 7.218,28 2.231,85 3.002,29 4.325,92 1.639,14 17.498,78 1.759,70 1.448,02 4.713,37 4.769,81 51.143,39 6.513,31 1.277,48 11.245,05 5.074,28 201,06 5.874,03 9.415,68 4.653,44 4.574,73 48.829,05 99.972,43
Al igual que en el caso de las redes de medio voltaje, en las redes secundarias también existe una mayor presencia de redes monofásicas tanto para las unidades de negocio CNEL EP como para las demás empresas eléctricas con aproximadamente 95% y 62% de intervención, respectivamente. Las redes bifásicas ocupan el segundo lugar con alrededor de 6% y 29% de participación para los mismos grupos de empresas, respectivamente.
FIG. No. 28: REDES SECUNDARIAS POR TIPO DE CONFIGURACIÓN Y GRUPO DE EMPRESA
1.9
Luminarias
Las empresas de distribución eléctrica cuentan con un total de 1297645 luminarias con un total aproximado de potencia instalada igual a 205.67 MW. TABLA No. 17: LUMINARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS
90
Luminarias Empresa
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Cantidad (#) Potencia (kW)
13.360 78.736 39.884 156.165 71.516 23.412 101.307 33.201 31.103 52.290 31.621 86.799 13.026 112.315 31.572 3.042 73.565 250.171 43.588 50.972 1.297.645
2.804,32 13.849,71 6.518,18 24.224,44 13.138,78 4.181,87 21.070,87 5.757,05 4.747,08 7.191,44 4.027,07 11.980,87 1.915,24 19.224,65 4.437,70 328,94 9.395,36 39.152,43 5.801,39 5.919,20 205.666,56
FIG. No. 29: LUMINARIAS DE LAS UNIDADES DE NEGOCIO CNEL EP
En la FIG. No. 29 y FIG. No. 30 se muestra gráficamente la cantidad de luminarias y potencia instalada de las unidades de negocio CNEL EP y demás empresas eléctricas, respectivamente. En las figuras citadas anteriormente se observa como sobresalen la E.E. Quito y la CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil tanto en cantidad de luminarias como en potencia instalada. La primera empresa presenta un porcentaje aproximado de participación de 19% y la segunda
FIG. No. 30: LUMINARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS
1.10 Medidores
empresa un 12% a nivel nacional en relación a la cantidad de luminarias instaladas en su área de concesión.
Para el 2015, la cantidad total de medidores de los clientes regulados de las empresas distribuidoras fue de 4794437. Además existen un total de 16608 clientes que no tienen medidor, de tal forma se tendría un total de 4811045 clientes regulados con y sin medidor a nivel nacional como se aprecia en la siguiente tabla..
91
TABLA No. 18: MEDIDORES DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS Empresa
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Medidores Monofáficos #
21.273 157.717 57.708 217.530 62.577 164.610 77.116 67.877 113.202 32.642 112.965 13.916 177.485 40.288 8.111 73.420 588.273 46.991 74.978 536.295 2.644.974
Medidores Bifásicos #
38.079 77.701 65.188 96.421 53.904 128.796 59.432 46.741 94.153 53.301 134.536 20.718 180.264 89.706 1.761 151.873 355.068 118.568 115.046 119.978 2.001.234
Medidores Trifásicos #
87 1.341 1.246 3.047 667 1.508 736 1.927 1.044 3.269 5.977 747 10.954 1.722 909 4.469 98.285 887 1.412 7.995 148.229
Total Medidores #
59.439 236.759 124.142 316.998 117.148 294.914 137.284 116.545 208.399 89.212 253.478 35.381 368.703 131.716 10.781 229.762 1.041.626 166.446 191.436 664.268 4.794.437
Sin Medidor #
-
273 2105 5482 4 22 22 1105 33 269 -
166 1055 522 7 1313 1217 1 231 2781 16.608
Total clientes con y sin medidor
59.439 237.032 126.247 322.480 117.152 294.936 137.306 117.650 208.432 89.481 253.478 35.547 369.758 132.238 10.788 231.075 1.042.843 166.447 191.667 667.049 4.811.045
En la siguiente figura se aprecia que el sector residencial es el más representativo en lo
1.11 Clientes
concerniente a clientes regulados, ya que constituye el 87.80% del número total de clientes a nivel
Los clientes finales de las empresas de distribución de energía eléctrica se clasifican en dos grupos: clientes regulados y clientes no regulados. La ARCONEL establece los tipos de tarifas que las empresas eléctricas de distribución aplicarán a
nacional. En el resto de grupos de consumos se destaca el sector comercial con una participación del 5.28%. FIG. No. 31: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO
sus clientes regulados; además de los valores de peajes de energía y potencia para el caso de los clientes no regulados. A diciembre de 2015, el total de clientes de las distribuidoras fue de 4811150, de los cuales 4811045 corresponden a clientes regulados y 105 a clientes no regulados. TABLA No. 19: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS Y NO REGULADOS DE LAS DISTRIBUIDORAS Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos Total CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total Empresas Eléctricas Total
Clientes Regulados Residencial 55.279 208.151 113.801 583.052 298.397 107.925 274.611 122.149 106.455 182.506 74.616 2.126.942 217.161 32.084 325.200 115.276 8.585 200.691 885.040 145.595 167.541 2.097.173 4.224.115
Comercial 2.594 23.382 9.460 77.322 18.455 7.112 16.147 13.549 9.017 22.832 11.748 211.618 24.492 2.228 32.422 9.847 1.638 22.809 127.870 16.670 16.253 254.229 465.847
Industrial 111 1.926 510 2.506 815 444 113 149 225 235 611 7.645 6.826 485 6.375 4.676 176 3.276 14.756 845 1.622 39.037 46.682
A. Público 1 1 1 1 1 1 1 1 74 1 155 238 1 0 0 1 27 14 105 1 0 149 387
Otros 1.454 3.572 2.475 4.168 4.812 1.670 4.064 1.458 1.879 2.858 2.351 30.761 4.998 750 5.761 2.438 362 4.285 15.072 3.336 6.251 43.253 74.014
Total Regulados 59.439 237.032 126.247 667.049 322.480 117.152 294.936 137.306 117.650 208.432 89.481 2.377.204 253.478 35.547 369.758 132.238 10.788 231.075 1.042.843 166.447 191.667 2.433.841 4.811.045
Total No Regulados 2 3 20 4 1 7 2 2 3 44 5 6 3 6 38 2 1 61 105
Total 59.439 237.034 126.250 667.069 322.484 117.153 294.943 137.308 117.652 208.435 89.481 2.377.248 253.483 35.547 369.764 132.241 10.788 231.081 1.042.881 166.449 191.668 2.433.902 4.811.150
4.224.115 87,80 %
465.847 9,68 %
74.014 1,54 %
46.682 0,97 %
387 0,01 %
Residencial
Comercial
Otros
Industrial
Alumbrado Público
La siguiente tabla, presenta el número de clientes regulados por el pliego tarifario vigente, los cuales han sido desagregados a nivel de provincia. Esto permite apreciar de mejor manera la cantidad de usuarios con servicio eléctrico por provincia y tipo de cliente. TABLA No. 20: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA
En la TABLA No. 19 se incluyen a los clientes de alumbrado público (SAPG) que se encuentran asociados a un suministro o equipo de medición, ya que estos son considerados como un cliente más dentro del sistema comercial de las empresas distribuidoras. La CNEL EP representa un 49.41% de los clientes regulados a nivel nacional y el 50.35% de los residenciales. Por su lado, la Empresa Eléctrica Quito cuenta con el 21.68% de los clientes regulados a nivel nacional. Por el contrario, La Empresa Eléctrica Galápagos tiene la menor cantidad de clientes regulados, los cuales representan apenas el 0.22% del total nacional.
92
Azuay Bolívar Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena
256.201 55.849 79.135 48.322 148.631 116.601 191.518 120.993 8.585 952.070 122.966 138.460 187.779 319.686 36.683 23.093 33.134 19.482 915.851 84.332
25.813 2.672 6.376 5.707 16.972 9.900 21.982 9.903 1.638 106.365 13.279 13.077 13.042 19.730 3.801 2.999 4.447 4.051 131.919 6.934
5.731 111 874 298 846 4.682 1.704 515 176 3.334 2.049 1.227 633 143 609 386 302 598 15.621 190
Alumbrado Público 1 1 1 1 1 27 63 14 1 1 79 105 14
Santo Domingo de los Tsáchilas
119.529
17.581
191
42.294 173.472 25.025 4.424 4.224.115
7.339 17.454 2.548 318 465.847
318 5.809 333 2 46.682
Provincia
Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe Zonas no delimitadas Total
Residencial
Comercial
Industrial
Otros
Total
4.091 1.476 1.441 1.081 3.370 2.473 3.236 2.593 362 9.819 2.531 4.799 2.770 4.922 1.570 1.068 998 807 15.795 1.514
291.836 60.109 87.826 55.408 169.820 133.657 218.441 134.005 10.788 1.071.651 140.839 157.563 204.225 344.482 42.663 27.546 38.960 24.938 1.079.291 92.984
1
1.558
138.860
76 1 387
1.411 2.957 1.278 94 74.014
51.438 199.693 29.184 4.838 4.811.045
FIG. No. 32: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA
La denominación “Zonas no delimitadas” hace referencia a zonas donde los límites político administrativos no están definidos, éstas representan el 0.10% del total de clientes regulados del país. Por su parte, la FIG. No. 32 esquematiza el total de clientes regulados por provincia. Esta exhibe la gran participación que tienen Pichincha y Guayas con un aproximado de 22.43% y 22.27% de clientes a quienes brindan servicio eléctrico respectivamente.
93
Finalmente, se determinó mediante análisis que las regiones Sierra y Costa disponen de la mayor cantidad de clientes. En contraste, la región Insular tiene tan solo un aproximado de 0.22% de usuarios.
0,22 %
52,27 % 42,94 %
4,46 % FIG. No. 34: PERSONAL POR TIPO DE EMPRESA En las siguientes tablas se muestra de manera detallada el número del personal que labora en las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras TABLA No. 21: PERSONAL DE LAS EMPRESAS GENERADORAS
FIG. No. 33: PORCENTAJE DE CLIENTES REGULADOS POR REGIÓN
1.12 Personal de las empresas En la siguiente figura se presenta el número de trabajadores por grupo de empresa: generadoras, autogeneradoras y distribuidoras; las cuales registran de manera totalizada: 3938; 1013 y 11820 del colectivo de trabajadores respectivamente.
95
Empresa Altgenotec
TABLA No. 22: PERSONAL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
Empleados (#) 1
Brineforcorp
12
CELEC-Coca Codo Sinclair
41
CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur
597 23
CELEC-Hidroagoyán
158
CELEC-Hidronación
221
CELEC-Hidropaute
346
CELEC-Termoesmeraldas
586
CELEC-Termogas Machala
158
CELEC-Termopichincha
559
Elecaustro
159
Electrisol
3
Electroquil
44
EMAAP-Q
117
Enersol
4
Eolicsa
3
Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa Total
3 46 1 1 21 59 23 1 1 1 1 1 5 1 1 1 1 1 1 730 3 3
Empresa Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungu Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Municipio Cantón Espejo Ocp Perlabí Petroamazonas Repsol Río Napo San Carlos Sipec Tecpetrol UCEM Vicunha Total
Empleados (#) 19 15 28 1 55 20 14 7 46 29 6 40 14 20 4 7 23 10 421 83 104 15 2 4 10 16 1.013
3.938
TABLA No. 23: PERSONAL DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 96
Empresa
Empleados (#)
CNEL-Bolívar
260
CNEL-El Oro
626
CNEL-Esmeraldas
409
CNEL-Guayaquil
1.872
CNEL-Guayas Los Ríos
830
CNEL-Los Ríos
367
CNEL-Manabí
837
CNEL-Milagro
359
CNEL-Sta. Elena
466
CNEL-Sto. Domingo
461
CNEL-Sucumbíos
253
E.E. Ambato
365
E.E. Azogues
155
E.E. Centro Sur
568
E.E. Cotopaxi
392
E.E. Galápagos
132
E.E. Norte
625
E.E. Quito
1.865
E.E. Riobamba
506
E.E. Sur
472
Total
11.820
97
2. Transacciones
del
sector
eléctrico
ecuatoriano 2.1.
Energía producida
La producción de electricidad para el país se basa en el aporte proveniente de centrales hidroeléctricas, termoeléctricas, eólicas y fotovoltaicas. Dentro de esta clasificación participan las empresas
generadoras, autogeneradoras,
sistemas
no
incorporados
e
interconexiones
internacionales. Según la información que reposa en la Agencia Nacional de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL) se estableció en la TABLA No. 24 que la producción eléctrica del 2015 correspondió en un 49.49% a las centrales hidráulicas, 46.52% a las centrales termoeléctricas, 1.93% a las interconexiones internacionales, 1.54% a la generación con biomasa (bagazo de caña), 0.37% a las centrales eólicas y un 0.14% a las centrales fotovoltaicas. De la información recopilada se aprecia que el mayor aporte de energía eléctrica para el Ecuador proviene de las centrales hidroeléctricas debido también al inicio de operación de las centrales Baba, Manduriacu e Hidrosanbartolo.
FIG. No. 35: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR SISTEMA, TIPO DE EMPRESA Y TIPO DE CENTRAL Los valores desagregados de energía bruta en GWh y porcentajes de participación por tipo de central disponible en el país, incluido el aporte por interconexión, se reflejan en la FIG. No. 36.
2.1.1. Producción de energía y consumo de combustibles En el 2015 la producción e importación de energía fue de 26,459.85 GWh, de los cuales el 88.13% corresponde a la energía del S.N.I., es decir 23,320.26 GWh. En este valor ya se incluye la importación desde Colombia y Perú. En la FIG. No. 35, se presenta el aporte de energía bruta de cada tipo de empresa y tipo de central.
98
FIG. No. 37: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA Y DE CENTRAL (*) Corresponde a generación cuyo combustible es Biomasa (Bagazo de caña)
FIG. No. 36: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR TIPO DE CENTRAL GWh De acuerdo a los valores analizados en la FIG. No. 37, se puntualiza que del total de energía bruta distribuida a nivel nacional el 51.55 % corresponde a energía producida por fuentes renovables, el
46.52 % a energía de fuentes no renovables y el
1.93 % a importación de energía. Las
cantidades antes mencionados se pueden revisar con mayor profundidad en la FIG. No. 38.
FIG. No. 38: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA 99
Los datos analizados permitieron estructurar la TABLA No. 24 y las Figuras desde la 39 a la 42, muestran el comportamiento mensual de la oferta de energía durante el 2015. A nivel de empresas generadoras la energía hidroeléctrica fue la más representativa con 11,842.66 GWh, mientras que para empresas autogeneradoras predomina la energía termoeléctrica con 3,087.92 GWh. En bornes las empresas generadoras son las de mayor aporte al sistema eléctrico ecuatoriano para el 2015 se registraron 20,553.06 GWh. Por su parte, las empresas distribuidoras generaron 1,201.87 GWh y, finalmente, la contribución de autogeneradores fue de 4,193.11 GWh. TABLA No. 24: PRODUCCIÓN MENSUAL TOTAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA (GWh) Tipo Empresa
Generadora
Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Total Generadora
Distribuidora
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Total Distribuidora
Autogeneradora
Total Autogeneradora Total
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Hidráulica 909,88 922,65 836,32 1.084,36 1.237,99 1.174,10 1.234,51 971,11 948,21 936,21 803,80 783,51 11.842,66 50,72 46,32 56,24 56,76 51,77 48,63 47,47 41,89 34,04 39,84 45,88 36,61 556,17 46,14 45,32 49,12 49,37 50,33 46,34 64,75 61,23 72,45 72,18 68,66 71,56 697,44 13.096,27
Biomasa 15,64 0,32 45,19 69,41 66,88 73,41 70,29 66,62 407,75 407,75
Eólica
Térmica 7,15 5,46 4,39 7,09 8,15 9,55 10,14 10,40 10,36 7,56 5,30 10,30 95,86 0,11 0,16 0,09 0,10 0,02 0,45 0,43 0,36 0,35 0,44 0,44 2,95 98,81
745,42 648,30 843,46 591,36 604,67 618,93 562,38 677,18 693,21 813,02 843,86 939,44 8.581,24 58,89 40,63 49,28 36,48 38,26 22,96 27,04 46,29 67,82 69,76 88,94 93,65 640,00 251,28 232,09 247,79 240,48 242,23 255,00 269,47 275,59 269,02 270,93 262,86 271,18 3.087,92 12.309,15
Fotovoltaica 2,63 2,55 2,62 2,81 2,95 2,63 2,65 2,75 2,99 2,84 2,81 3,07 33,30 0,26 0,26 0,30 0,27 0,22 0,21 0,20 0,23 0,21 0,21 0,19 0,19 2,76 36,06
Interconexión 87,34 54,37 127,71 46,47 26,92 12,01 22,27 49,80 32,72 1,64 16,49 34,07 511,81 511,81
Total 1.752,42 1.633,32 1.814,51 1.732,08 1.880,69 1.817,22 1.831,96 1.711,25 1.687,49 1.761,27 1.672,26 1.770,39 21.064,87 109,99 87,37 105,91 93,60 90,24 71,82 75,16 88,84 102,43 110,17 135,44 130,89 1.201,87 313,07 277,41 296,91 289,85 292,56 301,66 379,41 406,23 408,34 416,52 401,80 409,35 4.193,11 26.459,85
FIG. No. 39: PRODUCCIÓN BRUTA DE EMPRESAS GENERADORAS POR TIPO DE ENERGÍA
100
FIG. No. 41: PRODUCCIÓN BRUTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO DE ENERGÍA
FIG. No. 42: PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA La variación de oferta mensual de energía eléctrica en el Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.), FIG. No. 40: PRODUCCIÓN BRUTA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS POR TIPO DE
se puede apreciar en la FIG. No. 43.
ENERGÍA
101
FIG. No. 44: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR TIPO DE EMPRESA FIG. No. 43: OFERTA MENSUAL DE ENERGÍA EN EL S.N.I. Del total de energía disponible ( 25,944.00 GWh), el 86.10% fue entregado al servicio público y el 13.90% al servicio no público, tal como se explica en la FIG. No. 44.
El total de energía bruta generada, tanto para servicio público como no público, se encuentra explicado en la FIG. No. 45, En esta gráfica se incluye la energía importada que es considerada como energía bruta generada para servicio público.
La gráfica deja claro que las empresas generadoras son las que realizan un mayor aporte al servicio público, en tanto que la producción de las autogeneradoras está destinada al sector no público.
102
FIG. No. 45: 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. En la TABLA No. 25 se incluyó el consumo de bagazo de caña que es considerado una fuente de energía renovable. TABLA No. 25: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR TIPO DE EMPRESA Tipo de Empresa
Fuel Oil (Mgal)
Generadora Distribuidora Autogeneradora Total
Diesel (Mgal)
316,77 18,98 0,00 335,75
99,48 31,36 80,73 211,57
Gas Natural (kpc x 106) 16,60 9,11 25,72
Residuo (Mgal)
Crudo (Mgal)
49,12 9,70 58,82
GLP (Mgal)
75,12 75,12
Bagazo de caña (kt)
7,29 7,29
1.504,44 1.504,44
Según las cifras de la TABLA No. 25, se determina que los combustibles más usados fueron el diesel y fuel oíl. Por su parte, la TABLA No.
26 muestra los totales de los diferentes tipos de combustible
consumidos en el 2015. En esta se utiliza el concepto de TEP (Toneladas Equivalentes de Petróleo) que evidencia la cantidad de combustible utilizado en los procesos de generación termoeléctrica.
FIG. No. 46: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES
TABLA No. 26: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES EN TEP Combustibles Cantidad
Unidades
335,75 millones de galones de Fuel Oil 211,57 millones de galones de Diesel 25,72 kpc x 106 de Gas Natural 58,82 millones de galones de Residuo 75,12 millones de galones de Crudo 7,29 millones de galones de GLP 1.504,44 miles de toneladas de Bagazo de Caña Total * Fuente: OLADE, SIEE
Equivalencias (TEP) * 1 galón 1 galón 1 kpc 1 galón 1 galón 1 galón 1 tonelada
= = = = = = =
0,003404736 0,003302303 0,022278869 0,003302303 0,003404736 0,002214202 0,181997480
Total (kTEP) 1.143,14 698,66 572,99 194,25 255,78 16,14 273,80 3.154,76
El consumo total de combustibles en TEP del S.N.I. y de los sistemas no incorporados se explican en la FIG. No. 46.
2.1.2. Producción de energía por los agentes del sector eléctrico La producción de cada una de las empresas del sector eléctrico se refleja en la TABLA No. 27. En esta se detalla la energía bruta y entregada tanto para servicio público, como no público. La compañía generadora que realizó el mayor aporte de energía al sector público fue CELEC EPHidropaute (centrales Paute y Mazar) con el 31.21 %. Para el caso de la energía entregada para servicio no público, las empresas petroleras debido a sus procesos de producción son las de mayor participación en este tipo de servicio. Para satisfacer las necesidades de información de quienes requieran conocer cuál ha sido la cantidad de energía bruta y de energía entregada para servicio público y no público, por tipo de empresa y central, se puede revisar las TABLA No. 28 a la 30. Los datos contenidos en estas 103
gráficas demuestran que las centrales termoeléctricas e hidráulicas fueron las de mayor producción y que las de menor generación fueron las centrales eólicas y fotovoltaicas.
TABLA No. 27: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR LOS AGENTES DEL SECTOR ELÉCTRICO
Tipo de Empresa
Generadora
Empresa
Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa
Total Generadora
Distribuidora
CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur
Total Distribuidora
Autogeneradora
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Municipio Cantón Espejo Ocp Perlabí Petroamazonas Repsol Río Napo San Carlos SERMAA EP Sipec Tecpetrol UCEM Vicunha
Total Autogeneradora Colombia Interconexión Perú Total Interconexión Total
Energía Bruta (GWh) 0,92 1,40 144,31 2.518,55 92,46 2.893,12 1.080,85 7.003,82 1.795,73 1.506,70 1.263,19 528,73 1,71 373,73 171,77 0,69 3,40 3,00 116,98 1,09 1,56 5,80 106,25 297,25 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,29 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,46 1,29 20.553,06 405,91 13,08 0,68 61,24 50,50 56,07 485,17 105,80 23,44 1.201,87 210,91 1,74 483,40 0,25 105,46 47,33 100,38 0,31 104,27 317,27 1,56 166,01 5,31 172,63 3,84 1,29 19,14 6,32 1.283,43 809,79 39,45 201,92 1,67 40,19 28,96 5,10 35,20 4.193,11 457,24 54,57 511,81 26.459,85
Energía Bruta para Servicio Público (GWh) 0,92 1,40 144,31 2.518,55 92,46 2.893,12 1.080,85 7.003,82 1.795,73 1.506,70 1.263,19 528,73 1,71 373,73 104,09 0,69 3,40 3,00 116,98 1,09 1,56 5,80 105,60 297,25 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,29 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,46 1,29 20.484,74 405,91 13,08 0,68 61,24 50,50 56,07 485,17 105,80 23,44 1.201,87 0,00 0,04 0,25 61,47 45,13 49,15 51,25 44,54 1,56 153,94 5,31 12,87 2,96 1,29 0,00 0,00 0,00 0,00 141,60 1,67 0,00 0,99 574,03 457,24 54,57 511,81 22.772,46
Energía Bruta para Servicico No Público (GWh) 67,67 0,64 68,32 210,91 1,70 483,40 43,98 2,20 51,23 0,31 53,02 272,73 12,06 159,76 0,88 19,14 6,32 1.283,43 809,79 39,45 60,32 40,19 28,96 5,10 34,21 3.619,08 3.687,40
Energía Disponible (GWh) 0,91 1,39 144,31 2.383,88 90,92 2.872,54 1.066,03 6.971,29 1.711,79 1.475,65 1.217,25 517,91 1,62 358,36 169,33 0,67 3,40 2,97 111,28 1,08 1,56 5,80 106,25 283,70 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,28 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 1,28 20.139,92 397,56 13,07 0,68 61,18 49,12 56,07 477,54 105,68 22,87 1.183,75 200,57 1,74 477,47 0,25 98,88 46,48 100,87 0,31 104,46 325,69 1,56 166,58 5,31 174,49 3,84 1,29 17,21 6,28 1.233,68 796,09 39,45 199,12 1,67 37,79 28,94 5,10 33,40 4.108,51 457,24 54,57 511,81 25.944,00
Energía Energía Entregada para Entregada para Servicio No Servicio Público Público (GWh) (GWh) 0,91 1,39 144,31 2.383,88 90,92 2.872,54 1.066,03 6.971,29 1.711,79 1.475,65 1.217,25 517,91 1,62 358,36 102,62 66,71 0,67 3,40 2,97 111,28 1,08 1,56 5,80 105,60 0,64 283,70 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,28 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 1,28 20.072,56 67,36 397,56 13,07 0,68 61,18 49,12 56,07 477,54 105,68 22,87 1.183,75 0,00 200,57 0,04 1,70 477,47 0,25 57,64 41,24 44,32 2,16 49,39 51,48 0,31 51,34 53,12 45,72 279,97 1,56 154,48 12,11 5,31 13,01 161,48 2,96 0,88 1,29 0,00 17,21 0,00 6,28 0,00 1.233,68 0,00 796,09 39,45 139,64 59,48 1,67 0,00 37,79 28,94 5,10 0,94 32,47 569,56 3.538,96 457,24 54,57 511,81 22.337,69 3.606,31
FIG. No. 47: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO EMPRESAS GENERADORAS
104
FIG. No. 48: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Tipo de Energía
TipoEmpresa
CELEC-Gensur Eolicsa
Generadora Eólica
Empresa
Total Generadora Distribuidora
E.E. Galápagos
Total Distribuidora Altgenotec Brineforcorp Electrisol Enersol Epfotovoltaica Genrenotec Gonzanergy Gransolar Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Valsolar Wildtecsa
Generadora Fotovoltaica
Total Generadora E.E. Centro Sur E.E. Galápagos
Distribuidora
FIG. No. 49: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO EMPRESAS AUTOGENERADORAS TABLA No. 28: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO
Total Distribuidora
Energía Bruta para Servicio Público (MWh)
Energía Bruta Energía para Servicio No Entregada Público Servicio Público (MWh) (MWh)
92.462,79 3.396,36 95.859,15 2.489,26 2.489,26 921,99 1.402,35 1.706,37 690,73 3.000,17 1.088,98 1.555,51 5.804,86 1.083,16 948,12 586,24 1.580,87 1.340,19 1.286,88 1.351,28 994,71 1.214,08 1.148,11 1.383,38 1.463,08 1.460,43 1.290,55 33.302,04 681,83 2.077,88 2.759,71
-
Energía Entregada para Servicio No Público (MWh)
90.923,01 3.396,36 94.319,37 2.421,08 2.421,08 912,29 1.388,97 1.616,27 674,49 2.974,90 1.078,48 1.555,51 5.804,86 1.083,16 948,12 586,24 1.580,87 1.340,19 1.276,63 1.351,28 994,71 1.214,08 1.148,11 1.383,38 1.463,08 1.444,25 1.280,30 33.100,18 663,16 2.075,80 2.738,96
-
TABLA No. 29: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO, POR TIPO DE ENERGÍA 2/3
PÚBLICO, POR TIPO DE ENERGÍA 1/3
105
Subtipo Central
TipoEmpresa
Empresa
CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute Elecaustro EMAAP-Q Hidrosibimbe
Generadora
Total Generadora
E.E. Ambato E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur
Distribuidora
Total Distribuidora
Agua y Gas de Sillunchi Consejo Provincial De Tungurahua Ecoluz Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo I.M. Mejía Moderna Alimentos Municipio Cantón Espejo Perlabí SERMAA EP UCEM Vicunha
Hidráulica
Autogeneradora
Total Autogeneradora
Energía Bruta para Servicio Público (MWh)
Energía Bruta Energía Entregada para Servicio No Público Servicio Público (MWh) (MWh)
Energía Entregada para Servicio No Público (MWh)
144.312,12 2.893.116,22 1.080.849,22 7.003.822,63 443.612,48 104.093,86 105.603,77
67.674,03 643,81
144.312,12 2.872.539,84 1.066.030,91 6.971.286,72 434.536,02 102.617,16 105.603,77
66.713,99 643,81
11.775.410,31 12.701,62 61.238,31 56.066,92 311.039,25 105.796,15 13.945,71 560.787,97 41,29 245,17 45.133,48 51.248,55 44.537,88 1.557,12 153.943,93 5.313,00 2.950,45 1.294,73 0,00
68.317,84 1.700,49 2.198,41 312,50 53.019,68 272.728,42 12.063,28 867,97 6.985,81
11.696.926,55
67.357,80
1.740,02 986,19 308.991,81
12.696,99 61.177,14 56.066,92 306.148,20 105.677,25 13.606,29
-
555.372,79
Subtipo Central
Generadora
5.096,04 34.209,72
1.700,49 2.158,90 312,50 53.118,51 279.967,13 12.105,01 867,97 6.280,65 5.096,04 32.465,05
389.182,32
309.873,15
394.072,25
Empresa
CELEC-Electroguayas CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termopichincha Elecaustro Generoca Termoguayas
Total Generadora
Distribuidora Térmica MCI
-
41,29 245,17 44.322,46 51.344,07 45.720,00 1.557,12 154.476,40 5.313,00 2.950,45 1.294,73 0,00 1.672,57 935,89
TipoEmpresa
E.E. Ambato E.E. Galápagos E.E. Quito E.E. Sur
Total Distribuidora
Autogeneradora
Agip Andes Petro Lafarge Moderna Alimentos Ocp Petroamazonas Repsol Río Napo Sipec Tecpetrol
Total Autogeneradora
Generadora
Térmica Turbogas
CELEC-Electroguayas CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Electroquil Intervisa Trade
Total Generadora
Distribuidora
CNEL-Guayaquil
Total Distribuidora
Autogeneradora
Petroamazonas Repsol Río Napo
Total Autogeneradora
Generadora
TABLA No. 30: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO, POR TIPO DE ENERGÍA 3/3
CELEC-Electroguayas CELEC-Termoesmeraldas
Total Generadora
Distribuidora Térmica Turbovapor
CNEL-Guayaquil E.E. Centro Sur
Total Distribuidora
Autogeneradora
Ecoelectric Ecudos Petroamazonas San Carlos
Total Autogeneradora Interconexión
Generadora Total Generadora
Colombia Perú
Energía Bruta para Servicio Público (MWh)
Energía Bruta Energía para Servicio No Entregada Público Servicio Público (MWh) (MWh)
651.535,27 1.104.913,60 1.241.736,89 85.113,78
-
116.982,48 622.914,34
-
3.823.196,36 374,63 45.875,86 174.129,76 9.493,87
-
229.874,12 0,02 -
210.908,75 483.398,54
12.871,57 10,93 0,00 0,00 -
159.757,40 10,39 17.316,00 1.194.635,81 377.937,32 38.780,77 40.193,79 28.960,94
12.882,53 291.895,39
2.551.899,71 -
5.007,03 1.506.704,23 21.455,82
-
373.725,46 297.253,97 2.496.041,90 310.252,82
-
310.252,82 0,00 0,00 1.575.119,44 685.809,00 2.260.928,44 95.656,11 16,86 95.672,97
46.831,07 418.152,87 1.219,33 466.203,27 -
61.473,34
43.983,10
49.147,25 139.637,43
51.228,26 13.438,51 59.482,10
250.258,02 457.244,20 54.570,66 511.814,85
168.131,96 -
Energía Entregada para Servicio No Público (MWh)
616.696 1.053.267 1.196.575 83.372 111.285 622.914
-
3.684.110,27
-
374 44.619 171.392 9.263
-
225.648,15
-
0 13.010 11 0 0 -
200.574 477.468 161.476 10 17.211 1.174.429,14 377.936 38.243 37.788 28.942
13.020,99
2.514.076,48
276.287 4.773 1.475.653 20.675 358.365 283.703
-
2.419.456,22
-
303.869 303.868,72
-
-
0 -
46.038,95 418.152 1.202
0,00
465.393,20
1.490.894 653.753
-
2.144.646,47
-
93.688 17
-
93.704,64
-
57.638,96 49.389,02 139.637,43
41.239,67 51.480,26 13.211,20 59.482,10
246.665,41
165.413,23
457.244 54.571
-
511.814,85
-
2.1.3. Producción de energía de empresas generadoras El análisis realizado del periodo 2015 contó con el aporte de 40 agentes que presentaron datos estadísticos como empresas generadoras. Dentro de este grupo de actores, las unidades de negocio CELEC EP-Hidropaute y CELEC EP-Electroguayas fueron las de mayor producción. En lo que respecta a la producción de las centrales fotovoltaicas, los análisis arrojaron que en el 2015 la operación comercial de las 24 centrales representó 24,42 MW de potencia efectiva en el sistema eléctrico ecuatoriano. En la mayoría de casos, las centrales tienen una potencia
106
aproximada de 1 MW, a excepción de las centrales Salinas y Santa Cruz Solar con potencias Tipo de Generación
efectivas de 2,0 y 1,52 MW (E.E. Galápagos), respectivamente. TABLA No. 31: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS GENERADORAS (1/2)
Fotovoltaica Tipo de Generación Eólica
Empresa CELEC-Gensur Eolicsa
Central Villonaco San Cristóbal
Total Eólica CELEC-Coca Codo Sinclair Manduriacu Agoyán CELEC-Hidroagoyán Pucará San Francisco Baba CELEC-Hidronación Marcel Laniado Mazar CELEC-Hidropaute Paute Gualaceo Hidráulica Ocaña Elecaustro Saucay Saymirín Carcelen El Carmen EMAAP-Q Noroccidente Recuperadora Corazón Hidrosibimbe Sibimbe Uravia Total Hidráulica Altgenotec Altgenotec Brineforcorp Brineforcorp Electrisol Paneles Electrisol Enersol Enersol 1-500 Mulalo Epfotovoltaica Pastocalle Genrenotec Genrenotec Gonzanergy Gonzanergy Salinas Gransolar Tren Salinas Fotovoltaica Lojaenergy Lojaenergy Renova Loja RENOVALOJA SABIANGO SOLAR Sabiangosolar San Pedro San Pedro Sanersol Sanersol Sansau Sansau Saracaysol Saracaysol Solchacras Solchacras Solhuaqui Solhuaqui Solsantonio Solsantonio
Potencia Efectiva (MW) 16,50 2,40 18,90 65,00 156,00 70,00 212,00 42,00 213,00 170,00 1.100,00 0,97 26,10 24,00 15,52 0,06 8,20 0,24 14,50 0,98 14,20 0,98 2.133,75 0,99 1,00 1,00 0,49 0,98 1,00 0,99 1,00 2,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00
Energía Bruta (GWh) 92,46 3,40 95,86 144,31 1.105,99 300,48 1.486,65 40,08 1.040,77 956,15 6.047,67 5,29 194,15 142,70 100,41 0,13 53,17 1,43 117,04 7,60 90,66 7,99 11.842,66 0,92 1,40 1,71 0,69 1,50 1,50 1,09 1,56 3,87 1,93 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,29 1,35 0,99 1,21 1,15
TABLA No. 32: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS GENERADORAS (2/2)
Empresa Solsantros Surenergy Valsolar Wildtecsa
Central Solsantros Surenergy Central Paragachi Wildtecsa
Total Solar
Térmica
Total Térmica Total general
Enrique García Gonzalo Zevallos (Gas) Gonzalo Zevallos (Vapor) CELEC-Electroguayas Santa Elena II Santa Elena III Trinitaria Esmeraldas I Esmeraldas II Jaramijo CELEC-Termoesmeraldas La Propicia Manta II Miraflores Pedernales Termogas Machala I CELEC-Termogas Machala Termogas Machala II Celso Castellanos CENTRALES MACAS Dayuma Guangopolo Guangopolo2 Jivino I Jivino II Jivino III CELEC-Termopichincha Loreto Payamino Puná Nueva Quevedo II Sacha Santa Rosa Secoya Aislados Orellana y Sucumbíos Elecaustro El Descanso Electroquil Electroquil Generoca Generoca Intervisa Trade Victoria II Termoguayas Barcaza Keppel Energy
Potencia Efectiva (MW) 1,00 1,00 1,00 1,00 24,42 96,00 20,00 146,00 82,15 41,70 133,00 125,00 96,00 134,28 8,60 18,60 39,40 4,00 128,50 124,00 7,20 (en blanco) 2,00 21,80 48,00 3,80 10,00 42,00 2,00 1,80 2,52 93,00 19,80 50,40 8,80 4,90 17,20 181,00 34,33 102,00 120,00 1.969,78 4.146,85
Energía Bruta (GWh) 1,38 1,46 1,46 1,29 33,30 263,65 15,97 811,75 425,56 220,97 780,64 708,43 316,81 608,09 11,49 104,39 43,79 2,73 854,30 652,40 3,29 2,21 3,01 82,74 201,25 0,60 44,77 285,34 2,80 0,66 3,59 465,28 106,84 20,71 32,25 7,85 86,18 373,73 116,98 297,25 622,91 8.581,24 20.553,06
Se consideran únicamente las unidades que presentaron producción de energía para el 2015.
107
TABLA No. 33: CONSUMO DE COMBUSTIBLE DE LAS GENERADORAS
Empresa
CELEC-Electroguayas
CELEC-Termoesmeraldas
CELEC-Termogas Machala
CELEC-Termopichincha
Elecaustro Electroquil Generoca Intervisa Trade Termoguayas Total
Central Enrique García Gonzalo Zevallos (Gas) Gonzalo Zevallos (Vapor) Santa Elena II Santa Elena III Trinitaria Esmeraldas I Esmeraldas II Jaramijo La Propicia Manta II Miraflores Pedernales Termogas Machala I Termogas Machala II Celso Castellanos Dayuma Guangopolo Jivino I Jivino II Jivino III Loreto Payamino Puná Nueva Quevedo II Sacha Santa Rosa Secoya Guangopolo2 Aislados Orellana y Sucumbíos Centrales Macas El Descanso Electroquil Generoca Victoria II Barcaza Keppel Energy
Energía Bruta (GWh) 263,65 15,97 811,75 425,56 220,97 780,64 708,43 316,81 608,09 11,49 104,39 43,79 2,73 854,30 652,40 3,29 3,01 82,74 0,60 44,77 285,34 2,80 0,66 3,59 465,28 106,84 20,71 32,25 201,25 7,85 2,21 86,18 373,73 116,98 297,25 622,91 8.581,24
Fuel Oil (Miles gal) 61.608,55 24.877,57 11.891,94 48.691,74 45.048,17 16.985,22 34.687,94 594,33 6.368,42 475,64 24.839,09 40.699,65 316.768,26
Gas Natural
Diesel (TEP)
209.760,85 84.701,56 40.488,90 165.782,52 153.377,11 57.830,19 118.103,28 2.023,55 21.682,79 1.619,43 84.570,54 138.571,57 1.078.512,29
(Miles gal) 23.660,13 1.637,44 51,21 779,60 144,22 43,77 72,70 1.264,65 1.546,49 282,86 233,33 2.726,73 217,45 127,75 248,43 230,11 996,19 50,57 212,86 1.396,51 217,36 50,87 282,08 3.778,69 477,62 2.077,99 2.448,83 1.857,87 564,83 184,05 613,18 24.851,34 77,02 26.072,44 99.477,18
(TEP) 78.132,91 5.407,33 169,12 2.574,48 476,26 144,53 240,08 4.176,27 5.106,99 934,11 770,52 9.004,50 718,09 421,86 820,40 759,90 3.289,73 167,00 702,94 4.611,70 717,80 167,97 931,50 12.478,36 1.577,25 6.862,15 8.086,79 6.135,25 1.865,25 607,79 2.024,91 82.066,65 254,35 86.099,08 328.503,80
(kpc x 103) 9.581,71 7.023,25 16.604,96
(TEP) 213.469,65 156.470,10 369.939,75
Residuo (Miles gal) 3.950,66 2.495,97 14.724,73 6.126,31 51,03 9.658,28 4.772,44 7.345,37 49.124,79
(TEP) 13.046,27 8.242,44 48.625,53 20.230,93 168,53 31.894,57 15.760,04 24.256,63 162.224,93
110
2.1.4. Producción de energía de empresas distribuidoras con generación
TABLA No. 34: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Las empresas distribuidoras del país son las encargadas de llevar la energía disponible desde el sistema de transmisión para ser distribuida y comercializada a los consumidores finales, sin embargo varias de las empresas distribuidoras operan centrales de generación de energía eléctrica.
Tipo de Generación Eólica Total Eólica
Parte de las centrales de generación no escindida de las empresas distribuidoras se conecta a las redes de media tensión, dando lugar a la generación distribuida, que suministra energía eléctrica al sistema sin interconectarse al sistema de transmisión.
Fotovoltaica
La producción de energía bruta de centrales que pertenecen a empresas distribuidoras se presenta en la TABLA No. 34.
Empresa
Central
E.E. Galápagos
Baltra Eolico
E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E.
Centro Sur Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos
Panel Fotovoltaico Floreana Perla Solar Floreana Solar aislados Isabela Solar aislados San Cristobal Solar Eolicsa Santa Cruz Solar aislados Santa Cruz Solar Puerto Ayora
E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E.
Ambato Cotopaxi Cotopaxi Cotopaxi Cotopaxi Cotopaxi Norte Norte Norte Norte Quito Quito Quito Quito Quito Riobamba Riobamba Riobamba Sur
Península Angamarca Catazacón El Estado Illuchi No.1 Illuchi No.2 Ambi Buenos Aires 2012 La Playa San Miguel de Car Cumbayá Guangopolo Los Chillos Nayón Pasochoa Alao Nizag Río Blanco Carlos Mora
E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E. E.E.
Ambato Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Quito Sur
Lligua Floreana Isabela San Cristóbal Santa Cruz G. Hernández Catamayo
Total Fotovoltaica
Hidráulica
Total Hidráulica
MCI
FIG. No. 50: ENERGÍA BRUTA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (MWh)
Total MCI Turbogas
CNEL-Guayaquil Álvaro Tinajero CNEL-Guayaquil Aníbal Santos (Gas)
Total Turbogas Turbovapor Total Turbovapor Total
CNEL-Guayaquil Aníbal Santos (Vapor) E.E. Centro Sur Central Térmica TAISHA
Potencia Efectiva (MW)
Energía Bruta (MWh)
2,25 2,25 0,37 0,02 0,01 0,01 0,01 0,01 1,52
2.947,16 2.947,16 663,16 14,17 7,19 20,42 15,87 24,59 2.010,49
1,95 2,90 0,26 0,76 1,66 4,00 5,20 7,85 0,95 1,10 2,52 40,00 20,92 1,76 29,70 4,50 10,00 0,75 3,00 2,40
2.755,89 12.696,99 556,17 2.218,00 6.944,29 23.710,28 27.809,58 25.970,90 3.181,92 7.175,61 19.738,50 113.621,16 52.904,74 12.660,32 102.992,28 24.358,11 83.038,12 4.263,34 18.494,69 13.837,77
140,23 3,30 0,24 2,34 4,01 6,85 31,20 17,17 65,09 81,50
556.172,75 379,26 226,81 4.885,28 12.454,86 27.892,54 178.632,41 9.601,81 234.072,96 244.009,95
97,00
64.482,21
178,50 33,00 0,24
308.492,16 97.416,78 17,09
33,24 421,26
97.433,87 1.201.874,79
111
Las centrales térmicas que pertenecen a empresas distribuidoras presentan un consumo de 18,980.99 miles de galones en fuel oil y de 31,363.51 miles de galones en diesel. Estas cifras, a nivel
103.571,81 TEP
de empresa distribuidora, pueden apreciarse en la TABLA No. 35. TABLA No. 35: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Empresa CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Galápagos E.E. Quito E.E. Sur Total
Central Álvaro Tinajero Aníbal Santos (Gas) Aníbal Santos (Vapor) Lligua Central Térmica TAISHA Floreana Isabela San Cristóbal Santa Cruz G. Hernández Catamayo
Fuel Oil Diesel (miles gal) (miles gal) 19.863,72 7.169,81 8.225,87 3,73 30,75 1,51 22,49 381,13 995,08 1.942,74 10.755,12 189,23 763,33 18.980,99 31.363,51
Diesel
64.625,27 TEP Fuel Oil
FIG. No. 51: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Con el afán de realizar un análisis claro sobre el consumo de estos combustibles se utilizan factores de conversión correspondientes que transforman galones de fuel oil y de diesel a toneladas equivalentes de petróleo (TEP). Los resultados de estas comparativas se muestran en la TABLA No. 36. TABLA No. 36: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (TEP) Empresa CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Galápagos E.E. Quito E.E. Sur Total
Central Álvaro Tinajero Aníbal Santos (Gas) Aníbal Santos (Vapor) Lligua Central Térmica TAISHA Floreana Isabela San Cristóbal Santa Cruz G. Hernández Catamayo
Fuel Oil (TEP) 28.006,92 36.618,35 64.625,27
Diesel (TEP) 65.596,02 23.676,88 12,31 101,54 4,98 74,26 1.258,62 3.286,04 6.415,53 624,88 2.520,76 103.571,81
FIG. No. 52: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (TEP)
2.1.5. Producción de energía de empresas autogeneradoras A lo largo del 2015, la ARCONEL recibió reportes de 28 empresas consideradas autogeneradoras. Estas agentes, en su mayoría, cuentan con centrales térmicas para la generación de electricidad. Ocho empresas de este total están dedicadas a la actividad petrolera y tres son ingenios azucareros que utilizan biomasa (bagazo de caña) para la producción energética. 113
TABLA No. 37: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2) Tipo de Generación
Empresa
Central
Sillunchi I Sillunchi II Consejo Provincial De Tungurahua Microcentral Hidroeléctrica Tiliví Loreto Ecoluz Papallacta Electrocordova Electrocórdova Enermax Calope Hidroabanico Hidroabanico Hidroimbabura Hidrocarolina Hidrosanbartolo Hidrosanbartolo I.M. Mejía La Calera Moderna Alimentos Geppert Municipio Cantón Espejo Espejo Perlabí Perlabí SERMAA EP Atuntaqui UCEM PLANTA CHIMBORAZO Vicunha Vindobona Agua y Gas de Sillunchi
Hidráulica
Total Hidráulica Biomasa
Ecoelectric Ecudos San Carlos
ECOELECTRIC Ecudos A-G San Carlos
Total Biomasa Agip
Andes Petro
Térmica
Lafarge Moderna Alimentos
Ocp
Petroamazonas
Agip Oil - CPF Agip Oil - Sarayacu Cami CDP Chorongo A CPH Dorine Battery Dorine G Dorine H Estación Dayuma Fanny 18B1 Fanny 50 Fanny 60 Hormiguero A Hormiguero B Hormiguero C Hormiguero D Hormiguero SUR Kupi 1 Kupi 4 Lago Agrio LTF Lago Agrio Station MAHOGANNY B Mahogany Mariann 30 Mariann 4A Mariann 5-8 Mariann 6 Mariann 9 Mariann Battery Mariann Norte Mariann Sur-1 Mariann Vieja Nantu B Nantu C Nantu D Nantu E Penke B Pindo Shiripuno Sonia A Sunka 1 Sunka 2 Tapir A Tapir B Tarapoa North West 5 Tarapuy TPP Wanke 1 Selva Alegre Kohler Amazonas Cayagama Chiquilpe Páramo Puerto Quito Sardinas Terminal Marítimo Aguajal Angel Norte Apaika ARCOLANDS Shushufindi Central Auca 51
Potencia Efectiva (MW) 0,09 0,30 0,06 2,11 6,20 0,20 15,00 37,99 0,86 49,95 1,98 1,65 0,40 2,46 0,32 1,90 5,86 127,32 35,20 27,60 73,60 136,40 36,23 7,78 0,04 0,33 0,30 1,27 5,40 0,27 0,50 0,13 0,35 0,32 0,75 0,51 2,97 6,05 3,00 2,72 0,50 1,00 1,28 0,45 3,66 1,30 0,80 1,25 1,05 0,99 0,97 0,80 0,30 1,50 3,00 1,90 0,80 4,33 0,05 1,09 1,02 0,40 2,84 1,60 0,36 4,63 0,35 0,60 0,64 65,40 3,38 27,30 1,40 6,14 3,36 0,16 2,56 0,16 5,33 1,72 0,89 1,66 4,46 7,50 1,40
Energía Bruta (MWh) 183,54 1.558,24 245,17 14.894,80 32.437,08 312,50 104.268,23 317.266,30 1.557,12 166.007,22 5.313,00 3.818,64 1.294,73 6.319,05 1.672,57 5.096,04 35.195,91 697.440,14 105.456,44 100.375,51 201.919,10 407.751,05 198.444,09 12.464,69 77,77 501,50 597,26 2.691,76 20.499,00 795,51 490,19 101,61 145,99 1.200,54 1.012,08 706,01 4.886,52 18.462,76 5.647,86 4.373,24 1.273,39 1.834,54 15,43 0,30 1.320,52 302,77 1.678,77 4.733,89 3.263,70 47,93 3.214,12 3.005,41 7,59 635,29 5.749,03 6.107,67 2.436,39 14.938,06 13,52 4.869,60 2.320,52 683,66 518,16 1.228,20 1.589,28 3.501,93 1.296,76 911,57 3.378,16 345.967,40 4.365,39 172.628,98 21,32 10.172,51 201,29 2,33 276,91 1,48 8.479,24 9,36 3.338,42 2.714,74 2.650,07 38.163,36 2.372,00
114
TABLA No. 38: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2)
Tipo de Generación
Empresa
Petroamazonas
Térmica
Repsol
Río Napo
Sipec
Tecpetrol
Total Térmica Total general
Central Auca Central Auca Sur Cedros Coca Concordia Cononaco CPF Cuyabeno Dumbique EPF-Eden Yuturi Frontera Gacela Guanta Indillana Itaya A Itaya B Jaguar Jivino A Jivino B JUSTICE Culebra JUSTICE Lago Agrio JUSTICE Shushufindi Sur Lago Agrio Laguna Limoncocha Lobo Mono Nenke Oso Pacayacu Paka Norte Paka Sur Pakay Palmar Oeste Palo Azul PGE Pañayacu Payamino Pichincha POWERON Auca Pozos RS ROTH Aguarico RS ROTH Shushufindi Drago 2 RS ROTH Shushufindi Drago N1 Sansahuari Santa Elena Secoya Shushufindi Shushufindi Estación Sur-oeste Tangay Tapi Tetete Tipishca Tumali VHR Yamanunka Yanaq.Este Yanaq.Oeste Yuca Yuralpa REPSOL YPF-NPF-1 REPSOL YPF-NPF-2 REPSOL YPF-SPF-1 REPSOL YPF-SPF-2 REPSOL YPF-SPF-3 REPSOL YPF-SSFD CENTRAL DE 8 MW POWER MODULE 01 POWER MODULE 02 TURBINAS MDC-CPF PBH-ESTACION PBH-HUA01 PBH-HUA02 PBH-PAR12 PBH-PSO02 BERMEJO ESTE BERMEJO SUR 1008 BERMEJO SUR 12 ESTACIÓN NORTE ESTACIÓN RAYO ESTACIÓN SUR PLANTA DE AGUA SUBESTACIÓN 4B
Potencia Efectiva (MW) 0,59 12,70 0,96 7,10 0,42 8,16 13,12 10,09 1,45 62,66 1,20 1,48 7,20 2,74 3,31 1,10 0,16 1,20 1,09 6,00 5,00 6,00 10,15 1,76 7,77 1,05 1,74 0,68 16,55 0,39 1,42 4,41 2,68 2,97 23,50 2,30 4,48 0,17 15,56 7,00 2,00 5,20 3,02 0,47 25,76 10,80 5,69 0,19 2,45 2,30 0,92 0,53 8,12 2,19 3,49 4,10 2,55 7,25 35,00 7,09 19,00 15,03 44,30 6,55 8,00 1,00 1,00 0,70 7,40 0,40 0,55 0,45 1,65 0,23 0,15 1,06 0,86 0,29 0,72 1,15 1,52 0,46 741,05 1.004,77
Energía Bruta (MWh) 155,11 17.226,28 529,39 14.744,61 2.577,68 14.210,73 101.788,76 27.621,87 197,94 364.495,76 3.461,36 6.204,61 11.376,68 7.672,73 8.451,75 4.957,58 1.044,51 140,51 4.860,48 35.856,00 23.154,02 37.357,13 16.060,56 3.407,60 46.193,18 741,35 1.803,70 463,84 48.576,82 391,68 3.612,11 9.780,17 2.734,87 11.914,10 60.127,76 60,31 5.881,77 140,58 28.903,41 30.135,58 9.091,67 25.416,83 6.237,35 1.953,26 67.471,63 34.491,34 3.051,03 44,18 4.257,83 8.211,09 1.517,25 332,36 16.964,06 11.941,52 7.888,73 11.145,24 6.229,74 58.932,55 275.341,40 38.455,54 140.056,00 7.385,18 337.862,47 10.684,73 24.470,77 7.036,49 6.735,91 1.202,43 34.517,64 56,60 714,70 1.329,28 2.311,80 1.263,77 232,07 4.011,49 2.972,54 2.111,11 1.188,37 7.535,10 8.825,21 2.085,04 3.087.917,51 4.193.108,70
Se consideran únicamente las unidades que presentaron producción de energía durante el 2015.
115
En este análisis se consideraron exclusivamente las unidades que tuvieron producción de energía durante el 2015. En las siguientes gráficas se esquematiza cómo fueron los consumos de
Empresa Agip
combustibles de las empresas autogeneradoras a lo largo de este periodo. Lo más llamativo del análisis es que las empresas del sector petrolero son las que declararon un mayor consumo de diésel. Por ejemplo, Petroamazonas gastó 38.252,54 miles gal, Repsol 25.382,64 miles gal y Andes Petro 13.105,54 miles gal. Por otra parte, las empresas que registraron consumo de gas natural y de crudo fueron Andes Petro, Repsol, Sipec, Tecpetrol, Río Napo y Petroamazonas. Esta última fue la de mayor consumo con 5.097,14 kpc x 10³ de gas natural y 27.325,19 miles gal de crudo. Lafarge también destacó en este informe al ser el autogenerador que registró el mayor consumo de residuo con 9.697,23 miles gal. Andes Petro fue la única declaró consumo de gas licuado de petróleo de 7.290,65 miles gal. Además, las empresas Ecoelectric, Ecudos y San Carlos reportaron un consumo de bagazo de caña de 438,26;
Andes Petro
405,03 y 661,15 miles t respectivamente. TABLA No. 39: CONSUMO DE DIESEL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2)
Lafarge Moderna Alimentos
Ocp
Petroamazonas
Central Agip Oil - CPF Agip Oil - Sarayacu Cami CDP Chorongo A Dorine Battery Dorine G Estación Dayuma Fanny 18B1 Fanny 50 Fanny 60 Hormiguero A Hormiguero B Hormiguero C Hormiguero D Hormiguero SUR Kupi 1 Kupi 4 Lago Agrio LTF Lago Agrio Station MAHOGANNY B Mahogany Mariann 4A Mariann 5-8 Mariann 6 Mariann 9 Mariann Battery Mariann Norte Mariann Sur-1 Mariann Vieja Nantu B Nantu C Nantu D Nantu E Penke B Pindo Shiripuno Sonia A Sunka 1 Sunka 2 Tarapuy TPP Wanke 1 Tapir B Tarapoa North West 5 Dorine H Mariann 30 CPH Tapir A Selva Alegre Kohler Amazonas Cayagama Chiquilpe Páramo Puerto Quito Sardinas Terminal Marítimo Aguajal Angel Norte Auca Sur Cedros Coca Concordia Cononaco CPF Cuyabeno EPF-Eden Yuturi Frontera Gacela Guanta Indillana Itaya A
Energía Bruta (MWh) 198.444,08 12.464,69 77,77 501,50 597,26 20.499,00 795,51 101,61 145,99 1.200,54 1.012,08 706,01 4.886,52 18.462,76 5.647,86 4.373,24 1.273,39 1.834,54 15,43 0,30 1.320,52 302,77 4.733,89 3.263,70 47,93 3.214,12 3.005,41 7,59 635,29 5.749,03 6.107,67 2.436,39 14.938,06 13,52 4.869,60 2.320,52 683,66 518,16 1.228,20 1.589,28 3.378,16 345.967,40 4.365,39 1.296,76 911,57 490,19 1.678,77 2.691,76 3.501,93 172.628,98 21,32 10.172,51 201,29 2,33 276,91 1,48 8.479,24 9,36 3.338,42 2.714,74 17.226,28 529,39 14.744,61 2.577,68 14.210,73 101.788,76 27.621,87 364.495,76 3.461,36 6.204,61 11.376,68 7.672,73 8.451,75
Diesel (Miles gal) 40,41 3,51 8,40 51,27 70,24 1.479,20 71,30 9,98 14,04 116,39 88,31 74,71 466,50 1.497,21 436,81 359,76 111,61 158,61 34,91 1,83 178,77 31,64 457,45 364,45 10,08 298,87 302,13 2,28 69,66 471,99 478,74 217,35 174,31 1,12 399,93 96,88 56,26 41,44 103,62 152,04 290,33 2.662,09 409,34 126,79 81,45 39,04 177,93 99,94 258,58 654,81 10,00 6,19 18,33 0,54 22,39 0,35 2,14 1,42 349,22 101,43 1.114,58 46,86 1.191,35 381,30 1.291,73 454,25 1.656,16 99,10 169,22 530,12 818,73 569,93 633,23
(TEP) 133,45 11,59 27,74 169,29 231,95 4.884,76 235,46 32,95 46,38 384,35 291,63 246,70 1.540,53 4.944,24 1.442,48 1.188,02 368,57 523,77 115,27 6,04 590,34 104,48 1.510,66 1.203,51 33,28 986,97 997,72 7,53 230,02 1.558,66 1.580,93 717,75 575,62 3,71 1.320,69 319,94 185,78 136,86 342,17 502,07 958,76 8.791,02 1.351,76 418,70 268,97 128,91 587,57 330,04 853,91 2.162,39 33,02 20,45 60,53 1,77 73,94 1,16 7,08 4,69 1.153,24 334,95 3.680,67 154,73 3.934,19 1.259,15 4.265,70 1.500,07 5.469,15 327,25 558,83 1.750,63 2.703,70 1.882,08 2.091,10
118
TABLA No. 40: CONSUMO DE DIESEL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2) Empresa
Petroamazonas
Repsol
Sipec
Río Napo Total
Central Itaya B Jaguar Jivino A Jivino B JUSTICE Culebra JUSTICE Lago Agrio JUSTICE Shushufindi Sur Lago Agrio Laguna Lobo Mono Oso Paka Norte Paka Sur Pakay Palmar Oeste Palo Azul PGE Pañayacu Payamino Pichincha RS ROTH Aguarico RS ROTH Shushufindi Drago N1 Sansahuari Santa Elena Secoya Shushufindi Tapi Tetete VHR Yanaq.Este Yanaq.Oeste Yuca Yuralpa Pacayacu Shushufindi Estación Sur-oeste Auca 51 RS ROTH Shushufindi Drago 2 POWERON Auca Pozos Auca Central Tipishca Apaika Nenke Tumali Tangay Dumbique REPSOL YPF-NPF-1 REPSOL YPF-NPF-2 REPSOL YPF-SPF-1 REPSOL YPF-SPF-2 REPSOL YPF-SSFD MDC-CPF PBH-ESTACION PBH-HUA01 PBH-HUA02 PBH-PAR12 PBH-PSO02 CENTRAL DE 8 MW POWER MODULE 01 POWER MODULE 02
Energía Bruta (MWh) 4.957,58 1.044,51 140,51 4.860,48 35.856,00 23.154,02 37.357,13 16.060,56 3.407,60 741,35 1.803,70 48.576,82 3.612,11 9.780,17 2.734,87 11.914,10 60.127,76 60,31 5.881,77 140,58 30.135,58 25.416,83 6.237,35 1.953,26 67.471,63 34.491,34 4.257,83 8.211,09 16.964,06 7.888,73 11.145,24 6.229,74 58.932,55 391,68 3.051,03 2.372,00 9.091,67 28.903,41 155,11 1.517,25 2.650,07 463,84 332,36 44,18 197,94 275.341,40 38.455,54 140.056,00 7.385,18 10.684,73 34.517,64 56,60 714,70 1.329,28 2.311,80 1.263,77 24.470,77 7.036,49 6.735,91 2.623.593,60
Empresa
Diesel (Miles gal) 377,70 85,46 12,11 403,63 2.734,46 1.766,44 2.830,17 1.583,18 172,15 58,66 215,72 3.847,13 276,63 327,64 188,65 1.034,25 322,76 6,54 485,65 12,69 1.814,71 1.631,26 521,92 155,10 5,17 18,60 339,87 464,40 667,28 643,94 948,71 792,57 7,77 30,50 225,05 242,60 619,81 2.548,73 10,85 111,41 203,99 18,30 39,98 15,75 25,44 22.609,51 95,72 911,76 122,91 1.642,73 0,11 11,26 104,20 108,08 119,97 25,26 1.841,46 517,86 497,11 80.726,12
(TEP) 1.247,28 282,22 40,00 1.332,92 9.030,01 5.833,33 9.346,08 5.228,13 568,49 193,71 712,36 12.704,40 913,53 1.081,96 622,99 3.415,39 1.065,84 21,60 1.603,76 41,89 5.992,73 5.386,92 1.723,52 512,19 17,07 61,43 1.122,34 1.533,60 2.203,57 2.126,47 3.132,94 2.617,32 25,66 100,70 743,18 801,13 2.046,80 8.416,69 35,84 367,91 673,64 60,43 132,03 52,02 84,00 74.663,45 316,10 3.010,92 405,89 5.424,80 0,35 37,19 344,09 356,90 396,18 83,42 6.081,07 1.710,14 1.641,59 266.582,11
Andes Petro
Petroamazonas
Repsol Sipec
Tecpetrol
Río Napo Total general
Central Mariann Vieja Nantu D TPP CPH Tapir A ARCOLANDS Shushufindi Central CPF Cuyabeno EPF-Eden Yuturi Limoncocha Paka Sur Palo Azul PGE Secoya Shushufindi Yamanunka Yanaq.Este REPSOL YPF-NPF-2 REPSOL YPF-SPF-1 REPSOL YPF-SPF-2 MDC-CPF PBH-PAR12 SUBESTACIÓN 4B BERMEJO ESTE PLANTA DE AGUA BERMEJO SUR 1008 BERMEJO SUR 12 ESTACIÓN NORTE ESTACIÓN RAYO ESTACIÓN SUR TURBINAS
Energía Bruta (MWh) 5.749,03 14.938,06 345.967,40 2.691,76 3.501,93 38.163,36 101.788,76 27.621,87 364.495,76 46.193,18 9.780,17 60.127,76 67.471,63 34.491,34 11.941,52 7.888,73 38.455,54 140.056,00 7.385,18 34.517,64 2.311,80 2.085,04 232,07 8.825,21 4.011,49 2.972,54 2.111,11 1.188,37 7.535,10 1.202,43 1.395.701,78
Gas Natural (kpc x 103) 15,05 90,86 1.391,87 14,92 10,05 540,02 554,90 70,92 1.065,27 596,43 96,75 986,21 169,65 867,99 115,31 33,69 459,07 1.445,47 85,49 280,32 5,75 17,27 1,87 55,50 34,86 23,11 16,41 9,24 58,58 1,14 9.113,99
(TEP) 335,23 2.024,19 31.009,22 332,48 223,95 12.030,97 12.362,43 1.580,05 23.733,03 13.287,67 2.155,57 21.971,72 3.779,59 19.337,89 2.569,02 750,58 10.227,56 32.203,35 1.904,72 6.245,14 128,16 384,87 41,65 1.236,56 776,69 514,88 365,67 205,84 1.305,18 25,48 203.049,36
TABLA No. 42: CONSUMO DE CRUDO DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
TABLA No. 41: CONSUMO DE GAS NATURAL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS 119
Empresa Agip Andes Petro Lafarge Ocp
Petroamazonas
Repsol Total
Energía Bruta (MWh)
Central Agip Oil - CPF Agip Oil - Sarayacu TPP Selva Alegre Amazonas Sardinas Auca Sur CPF EPF-Eden Yuturi Lago Agrio Palo Azul PGE Secoya VHR Yuralpa REPSOL YPF-SPF-3
198.444,08 12.464,69 345.967,40 172.628,98 10.172,51 8.479,24 17.226,28 101.788,76 364.495,76 16.060,56 60.127,76 67.471,63 16.964,06 58.932,55 337.862,47 1.789.086,72
Crudo (Miles gal) 12.550,68 854,47 11.661,89 842,42 697,65 571,65 321,96 73,13 17.425,20 351,52 2.743,89 2.184,30 610,22 3.614,97 20.620,37 75.124,33
(TEP) 42.731,76 2.909,26 39.705,67 2.868,23 2.375,32 1.946,30 1.096,20 248,99 59.328,22 1.196,82 9.342,21 7.436,97 2.077,64 12.308,01 70.206,91 255.778,52
TABLA No. 43: CONSUMO DE RESIDUO DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
Empresa Lafarge Total
Central Selva Alegre
Energía Bruta (MWh) 172.628,98 172.628,98
Ecoelectric Ecudos San Carlos Total
2.2.
Central Ecoelectric Ecudos A-G San Carlos
Energía Bruta (MWh) 105.456,44 100.375,51 201.919,10 407.751,05
Bagazo de caña (Miles t) 438,26 405,03 661,15 1.504,44
(TEP) 79.762,03 73.713,98 120.328,15 273.804,16
Energía vendida
La dinámica del sector eléctrico abarca diversas estrategias de comercialización de la energía producida. Estas transacciones se realizan a través del suministro eléctrico y son celebradas entre los diferentes agentes. Estos pueden utilizar contratos, transacciones de corto plazo o internacionales. Entre los procesos comerciales que se llevan a cabo destacan los contratos regulados a plazos suscritos por los generadores. Estos son liquidados por toda la producción real de energía eléctrica y son asignados a todas las distribuidoras en proporción a su demanda regulada.
Residuo (Miles gal) 9.697,23 9.697,23
Empresa
(TEP) 32.023,18 32.023,18
En el caso de las empresas autogeneradoras, la contratación se organiza 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 de distribución y comercialización
TABLA No. 44: CONSUMO DE GLP DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
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.
Empresa Andes Petro Total
Central TPP
Energía Bruta (MWh) 345.967,40 345.967,40
GLP (Miles gal) 7.290,65 7.290,65
(TEP) 16.142,98 16.142,98
En las transacciones de corto plazo se liquidan 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 Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE).
TABLA No. 45: CONSUMO DE BIOMASA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS En estas transacciones toma especial importancia el Operador Nacional de Electricidad – CENACE, ya que es el encargado de liquidar todas las ventas. Esta entidad es la encargada de determinar los importes que deben abonar y percibir los distintos participantes del sector eléctrico de acuerdo a los
120
términos establecidos en los contratos de compra-venta, incluyendo las importaciones y
Tipo de Empresa
exportaciones de electricidad. El total de ventas de energía realizadas durante el 2015 fue de
22,925.03 GWh por un monto de
1,068.79 MUSD, como se detalla en la TABLA No. 46.
TABLA No. 46: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN
Tipo de Transacción Contratos T. de corto plazo Otros Importación Exportación Total
Energía vendida (GWh) GWh 21.045,77 1.296,29 25,45 511,81 45,71 22.925,03
Tipo de Transacción
% 91,80 5,65 0,11 2,23 0,20 100,00
Total Costos (MUSD) 930,50 82,94 1,62 51,11 2,62 1.068,79
Las transacciones de corto plazo incluyen la facturación de las distribuidoras con generación propia. En TABLA No. 47 expone los valores de energía vendida y de la facturación realizada por tipo de transacción y por tipo de empresa. TABLA No. 47: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y EMPRESA
Contratos Generadora T. de corto plazo Otros Total Generadora Contratos Distribuidora T. de corto plazo Otros Total Distribuidora Contratos Autogeneradora T. de corto plazo Otros Total Autogeneradora Contratos Importación T. de corto plazo Total Importación T. de corto plazo Exportación Otros Total Exportación Total
Energía Vendida (GWh)
Total Costos (MUSD)
20.354,55 176,70 14,63 20.545,89 400,93 858,11 0,57 1.259,61 290,28 261,48 10,24 562,01 54,57 457,24 511,81 45,19 0,52 45,71 22.925,03
867,60 25,70 1,10 894,40 47,13 33,01 0,07 80,20 15,77 24,24 0,45 40,46 3,13 47,98 51,11 2,56 0,06 2,62 1.068,79
2.2.1. Energía vendida por las empresas de generación La actividad productiva de las empresas de generación fue variable durante el año. Estas reportaron los costos fijos y variables de la producción realizada en bornes de generación. En este reporte no se incluye la electricidad de los consumos propios y valores monetarios por compra de la misma. Las empresas de generación vendieron para el 2015 20.545,89 GWh con un costo total de 894,40 M USD. Esta información está detallada en la TABLA No. 48.
TABLA No. 48: ENERGÍA VENDIDA POR LAS GENERADORAS 121
Empresa Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa Total
Tipo de Transacción T. de corto plazo T. de corto plazo Contratos Contratos Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo Contratos Contratos Contratos Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo Contratos Contratos Contratos Otros Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo Contratos Otros Contratos T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo Contratos Contratos T. de corto plazo
Energía Vendida (GWh) 0,91 1,40 144,31 2.383,88 89,45 1,47 3.141,06 6,60 1.245,07 0,59 6.971,29 1.711,79 1.475,91 1.084,44 134,37 513,84 4,24 1,62 363,40 103,20 0,62 3,30 2,97 111,28 1,08 1,56 5,83 90,66 14,01 295,68 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,30 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 1,28 20.545,89
Total Costos (MUSD) 0,37 0,56 2,83 216,82 8,17 0,13 30,50 0,06 36,09 0,04 55,20 132,96 81,73 127,73 13,40 28,44 0,29 0,65 43,37 0,98 0,29 0,44 1,19 9,60 0,43 0,62 2,33 4,26 0,81 33,89 0,43 0,38 0,23 0,63 0,54 0,51 0,54 0,40 0,49 0,46 0,55 0,59 53,39 0,58 0,51 894,40
TABLA No. 49: VALORES FACTURADOS Y RECAUDADOS POR LA VENTA DE ENERGÍA DE LAS GENERADORAS
Empresa Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa Total
Energía Vendida (GWh)
Total Costos (MUSD)
Valores Recibidos (MUSD)
Recaudación (%)
0,91 1,40 144,31 2.383,88 90,92 3.147,67 1.245,66 6.971,29 1.711,79 1.475,91 1.218,81 518,08 1,62 363,40 103,20 0,62 3,30 2,97 111,28 1,08 1,56 5,83 104,67 295,68 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,30
0,37 0,56 2,83 216,82 8,30 30,56 36,13 55,20 132,96 81,73 141,12 28,73 0,65 43,37 0,98 0,29 0,44 1,19 9,60 0,43 0,62 2,33 5,07 33,89 0,43 0,38 0,23 0,63 0,54 0,51
0,37 0,56 2,40 215,01 7,94 31,88 34,61 67,19 109,18 79,40 122,48 30,56 0,65 32,84 1,26 0,29 0,44 1,19 10,08 0,43 0,62 2,33 5,03 31,70 0,43 0,38 0,23 0,63 0,54 0,51
100,00 100,00 84,73 99,17 95,61 104,32 95,80 121,72 82,12 97,16 86,79 106,35 100,00 75,73 128,61 100,00 100,00 100,00 104,96 100,00 100,00 100,00 99,20 93,53 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 1,28 20.545,89
0,54 0,40 0,49 0,46 0,55 0,59 53,39 0,58 0,51 894,40
0,54 0,40 0,49 0,46 0,55 0,59 55,20 0,58 0,51 850,48
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 103,39 100,00 100,00 95,09
Los valores recibidos en MUSD incluyen los valores por venta de energía y otros.
En la TABLA No. 49 se reportan los valores totales facturados y recaudados por la venta de energía por parte de las generadoras. Según los datos finales, el valor de la recaudación en el 2015 representó el 95.09 % de la facturación total. En algunos casos se consideraron reliquidaciones y valores pendientes de pago que fueron reportados en determinados meses, razón por la cual se registran valores de recaudación superiores al 100%. 122
2.2.2. Energía vendida por las empresas de distribución La actividad comercial en el sector eléctrico ecuatoriano registró en el 2015 un total de 20 agentes participantes en calidad de distribuidoras. De esta cifra, 11 están agrupadas en la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL EP). La TABLA No. 50 muestra la energía comercializada en el S.N.I. por un valor total de 1.259,04 GWh en el 2015. Del número final de distribuidoras con generación, dos usan la energía generada en sistemas aislados, en la E.E. Centro Sur y la E.E. Galápagos. La energía producida por las centrales de la E.E. Galápagos es utilizada para alimentar al sistema eléctrico aislado de la región insular. Cabe mencionar que una parte de la producción de las centrales instaladas en las Islas es de tipo renovable, destacándose las centrales fotovoltaicas de San Cristóbal y Santa Cruz y las centrales eólicas de Baltra y San Cristóbal. Para el caso de la E.E. Centro Sur la energía que se produce por la central térmica Taisha sirve para alimentar una zona aislada y, a su vez, un conjunto de aproximadamente 3000 paneles fotovoltaicos que producen energía para consumo directo de los clientes de la empresa. TABLA No. 50: VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GENERACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Empresa CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Tipo Transacción T. T. T. T. T. T. T.
de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo
Energía Vendida (GWh) 400,93 13,07 51,47 56,06 613,19 101,43 22,88 1.259,04
Costo (MUSD) 47,13 0,27 1,12 1,18 25,89 1,70 2,84 80,14
124
2.2.3. Energía vendida por las empresas autogeneradoras Las autogeneradoras registraron 562,01 GWh de producción con un costo total de 40,13 MUSD. Las transacciones y contratos efectuados fueron de corto plazo. La central Hidrosanbartolo fue la que registró el valor más alto de energía vendida con 148,21 GWh a un costo total de producción de 9,20 MUSD.
TABLA No. 51: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
Empresa Agua Y Gas De Sillunchi Ecoelectric Ecoluz Ecudos Enermax Hidroabanico Hidroimbabura I.M. Mejía Lafarge Perlabí San Carlos Consejo Provincial De Tungurahua Moderna Alimentos Vicunha Municipio Cantón Espejo Hidrosanbartolo SERMAA EP Total
Tipo de Transacción Otros M. de corto plazo Contratos M. de corto plazo Contratos Contratos M. de corto plazo Otros M. de corto plazo Otros M. de corto plazo Otros Contratos Otros Otros Contratos Otros
Energía Vendida (GWh) 0,04 57,64 44,32 49,39 52,42 44,20 1,56 5,97 13,01 0,07 139,88 0,25 1,13 0,94 1,31 148,21 1,67 562,01
Total Costos (kUSD) 1,24 5.478,14 2.031,94 4.787,55 2.411,03 2.077,59 111,65 275,31 670,02 2,85 13.186,46 8,95 45,35 18,28 63,29 9.203,54 81,84 40.461,52
126
2.3.
Características operativas y transacciones en el Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.)
En lo que se refiere al Sistema Nacional de Transmisión hay que destacar que es una parte importante de la operación del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) porque constituye la infraestructura y el equipamiento necesario para abastecer a los centros de distribución, garantizando así el correcto suministro de energía eléctrica.
128
2.3.1. Características operativas del S.N.T. Las bandas de voltaje en operación normal que el transmisor debe mantener en barras de las subestaciones son las siguientes: -
230 kV:
+5% / -5%
-
138 kV:
+5% / -5%
-
69, 46:
+4% / -2.5%
Los reportes enviados por CELEC EP-Transelectric a la ARCONEL demuestran en la TABLA No. 52 que varias subestaciones registraron voltajes inferiores a 0,9 pu, condición que está por debajo de lo establecido. Estos valores reportados corresponden a los máximos y mínimos presentados en el mes y son el resultado de la operación en cada punto de entrega y condiciones transitorias.
130
TABLA No. 52: NIVELES DE VOLTAJE EN LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. (1/2) Subestación
Voltaje (kV) 138
Ambato 69 138 Babahoyo 69 Baños
138 138
Caraguay 69 138 Chone 69 Chongón
138 138
Cuenca 69 230 Dos Cerritos 69 230 El Inga 138 230 Esclusas 138 138 Esmeraldas 69 Gualaceo
138 138
Ibarra
69
Limón
138
34
138 Loja 69 Macas
138 230
Machala
138 69 230
Milagro
138 69 230
Molino 138 138 Montecristi 69 138 Mulaló 69 138 Nueva Babahoyo 69 230 Nueva Prosperina 69 138 Orellana 69 Pascuales
Valores
Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min 230 Max
Ene 1,03 0,97 1,02 0,96 1,03 0,93 1,05 0,97 1,05 1,00 1,05 0,94 1,03 0,95 1,02 0,94 1,03 0,94 1,02 0,94 1,03 0,98 1,01 0,93 1,03 0,96 1,01 0,94 1,04 0,98 1,05 0,94 1,04 0,94 1,04 0,96 1,03 0,96 1,03 0,94 1,03 0,94 1,04 0,94 1,07 0,92 1,05 0,93 1,05 0,94 1,02 0,94 1,06 0,96 1,03 0,93 1,06 1,00 1,06 0,99 1,03 0,94 1,04 0,95 1,02 0,93 1,03 0,96 1,01 0,93 1,03 0,95 1,01 0,93 1,05 0,93 1,02
Feb 1,03 0,97 1,02 0,97 1,02 0,94 1,04 0,96 1,05 0,94 1,05 0,95 1,03 0,95 1,03 0,94 1,05 0,95 1,02 0,96 1,03 0,94 1,01 0,96 1,03 0,94 1,01 0,96 1,04 0,98 1,05 0,99 1,03 0,99 1,06 0,94 1,06 0,95 1,03 0,94 1,03 0,94 1,03 0,95 1,05 0,96 1,06 0,96 1,03 0,96 1,03 0,93 1,06 0,96 1,03 0,95 1,06 1,00 1,06 0,99 1,03 0,95 1,04 0,95 1,02 0,94 1,03 0,94 1,01 0,95 1,03 0,94 1,06 0,87 1,05 0,92 1,02
Mar 1,03 0,98 1,03 0,97 1,02 0,94 1,03 0,96 1,05 0,99 1,04 0,97 1,03 0,94 1,04 0,94 1,07 0,94 1,02 0,97 1,03 0,96 1,01 0,96 1,03 0,94 1,01 0,94 1,04 0,98 1,05 0,98 1,03 0,99 1,05 0,93 1,03 0,93 1,05 0,94 1,04 0,94 1,03 0,94 1,03 0,95 1,05 0,96 1,03 0,95 1,01 0,93 1,05 0,95 1,02 0,94 1,06 1,01 1,05 1,00 1,04 0,95 1,04 0,95 1,02 0,93 1,05 0,94 1,00 0,93 1,03 0,94 1,04 0,93 0,99 0,93 1,01
Abr 1,03 0,98 1,03 0,98 1,02 0,92 1,05 0,94 1,05 0,86 1,04 0,98 1,03 0,97 1,04 0,90 1,09 0,90 1,03 0,97 1,02 0,97 1,03 0,99 1,01 0,94 1,03 0,95 1,01 0,96 1,04 0,98 1,12 0,93 1,13 0,96 1,04 0,98 1,03 0,93 1,03 0,97 1,04 0,95 1,04 0,97 1,03 0,97 1,04 0,97 1,03 0,96 1,01 0,95 1,05 0,98 1,02 0,93 1,06 0,99 1,05 0,98 1,02 0,94 1,03 0,97 1,03 0,97 1,03 0,96 1,02 0,95 1,04 0,91 1,00 0,95 1,03 0,97 0,99 0,94 1,04 0,97 1,01
May 1,03 0,98 1,03 0,97 1,01 0,91 1,07 0,92 1,05 0,99 1,04 0,98 1,03 0,97 1,04 0,96 1,06 0,97 1,03 0,97 1,02 0,97 1,03 0,99 1,00 0,94 1,04 0,97 1,00 0,95 1,04 0,98 1,05 0,99 1,03 0,97 1,04 0,97 1,03 0,97 1,03 0,96 1,03 0,93 1,03 0,93 1,03 0,95 1,04 0,95 1,03 0,95 1,00 0,93 1,04 0,97 1,01 0,95 1,06 1,00 1,05 0,99 1,02 0,96 1,03 0,97 1,03 0,95 1,04 0,96 1,03 0,94 1,05 0,95 1,00 0,94 1,03 0,98 0,99 0,94 1,03 0,89 1,00
Jun
Jul
1,02 0,96 1,02 0,96 1,01 0,94 1,03 0,97 1,05 0,98 1,05 0,98 1,03 0,98 1,02 0,96 1,03 0,97 1,04 0,98 1,02 0,97 1,03 0,99 1,01 0,96 1,03 0,97 1,01 0,96 1,05 0,98 1,06 0,94 1,06 0,97 1,04 0,97 1,03 0,97 1,03 0,89 1,03 0,94 1,03 0,96 1,04 1,00 1,01 0,94 1,03 0,98 1,03 0,98 1,01 0,95 1,04 0,99 1,02 0,96 1,06 1,00 1,06 0,99 1,02 0,96 1,05 0,97 1,03 0,95 1,04 0,96 1,01 0,95 1,03 0,97 1,00 0,95 1,03 0,98 0,99 0,94 1,03 0,98 1,01
1,02 0,97 1,02 0,97 1,03 0,93 1,03 0,97 1,05 0,99 1,05 0,98 1,03 0,97 1,02 0,96 1,03 0,97 1,03 0,98 1,02 0,97 1,03 0,98 1,00 0,95 1,03 0,98 1,00 0,96 1,05 0,99 1,05 1,01 1,03 0,99 1,05 0,95 1,03 0,94 1,03 0,94 1,03 0,95 1,03 0,97 1,03 1,01 1,02 0,90 1,05 0,97 1,05 0,96 0,99 0,95 1,03 0,98 1,03 0,96 1,06 0,99 1,06 0,98 1,01 0,97 1,03 0,98 1,03 0,95 1,03 0,96 1,03 0,87 1,04 0,94 1,00 0,95 1,03 0,97 0,99 0,94 1,05 0,98 1,00
Ago 1,02 0,98 1,02 0,97 1,01 0,93 1,03 0,97 1,05 1,00 1,04 0,98 1,03 0,98 1,04 0,96 1,05 0,97 1,03 0,98 1,02 0,97 1,03 0,99 1,01 0,96 1,03 0,97 1,01 0,96 1,04 0,98 1,05 0,95 1,04 0,95 1,05 0,98 1,03 0,97 1,04 0,96 1,03 0,95 1,03 0,97 1,04 0,94 1,04 0,91 1,04 0,97 1,03 0,96 1,00 0,96 1,04 0,98 1,03 0,99 1,07 1,00 1,06 0,99 1,02 0,98 1,03 0,98 1,03 0,97 1,04 0,97 1,01 0,94 1,03 0,87 1,00 0,96 1,03 0,98 0,99 0,94 1,04 0,96 1,01
Sep 1,02 0,97 1,01 0,96 1,05 0,98 1,05 0,99 1,03 0,98 1,02 0,95 1,03 0,97 1,03 0,98 1,01 0,97 1,03 0,99 1,01 0,96 1,03 0,97 1,01 0,97 1,05 0,99 1,06 0,96 1,04 0,92 1,05 0,96 1,04 0,97 1,04 0,95 1,03 0,94 1,03 0,97 1,03 0,99 1,03 0,97 1,05 0,96 1,04 0,96 1,00 0,96 1,05 0,99 1,03 0,99 1,06 1,00 1,05 0,99 1,02 0,97 1,03 0,98 1,03 0,97 1,03 0,97 1,02 0,94 1,04 0,91 1,00 0,96 1,03 0,98 0,99 0,94 1,04 0,98 1,01
Oct 1,03 0,95 1,04 0,96 1,07 0,97 1,04 0,98 1,03 0,97 1,01 0,94 1,04 0,97 1,03 0,99 1,02 0,97 1,03 0,99 1,03 0,97 1,03 0,98 1,03 0,97 1,05 0,98 1,06 0,96 1,07 0,97 1,02 0,98 1,04 0,96 1,03 0,97 1,04 0,95 1,04 0,93 1,03 0,95 1,03 0,96 1,03 1,01 1,03 0,97 1,03 0,97 1,02 0,97 1,03 0,97 1,04 1,00 1,03 1,00 1,06 1,00 1,05 0,99 1,03 0,96 1,03 0,97 1,02 0,94 1,03 0,95 1,01 0,96 1,04 0,98 1,03 0,96 1,03 0,98 0,99 0,94 1,06 0,90 1,03
Nov 1,02 0,98 1,03 0,97 1,05 0,99 1,05 1,00 1,03 0,98 1,01 0,94 1,03 0,98 1,04 0,99 1,01 0,97 1,03 0,99 1,03 0,97 1,03 0,98 1,02 0,97 1,03 0,96 1,03 0,98 1,05 1,00 1,05 0,94 1,03 0,95 1,03 0,95 1,04 0,97 1,03 0,97 1,02 0,95 1,04 0,98 1,03 0,95 1,03 0,98 1,05 0,94 1,04 0,95 1,03 0,95 1,03 0,97 1,05 0,99 1,04 1,00 1,06 1,00 1,05 0,99 1,02 0,98 1,02 0,98 1,03 0,96 1,03 0,97 1,02 0,95 1,04 0,97 1,03 0,97 1,03 0,98 0,99 0,94 1,03 0,94 1,03
Dic 1,02 0,98 1,01 0,97 1,05 1,01 1,04 1,00 1,03 0,98 1,01 0,94 1,03 0,97 1,03 0,99 1,02 0,97 1,03 0,99 1,03 0,97 1,03 0,98 1,03 0,98 1,03 0,98 1,03 0,98 1,05 1,00 1,06 0,95 1,06 0,97 1,03 0,98 1,05 0,98 1,02 0,97 1,02 0,95 1,05 1,00 1,04 0,93 1,05 0,97 1,06 0,92 1,03 0,93 1,06 0,92 1,03 0,98 1,06 1,01 1,04 0,95 1,06 1,01 1,05 1,00 1,02 0,95 1,03 0,98 1,03 0,97 1,03 0,97 1,02 0,96 1,04 0,97 1,03 0,97 1,02 0,98 0,99 0,94 1,06 0,97 1,03
Max/ Min 1,03 0,95 1,04 0,96 1,03 1,07 1,07 0,86 1,05 0,94 1,03 0,94 1,04 0,90 1,09 0,90 1,04 0,97 1,02 0,94 1,03 0,94 1,03 0,93 1,04 0,94 1,03 0,97 1,03 0,96 1,03 0,94 1,05 0,98 1,12 0,93 1,13 0,92 1,03 0,95 1,06 0,93 1,06 0,93 1,05 0,89 1,05 0,93 1,04 0,93 1,05 0,93 1,04 1,07 0,90 1,06 0,93 1,06 0,92 1,03 0,93 1,06 0,95 1,04 0,93 1,07 0,99 1,06 0,98 1,04 0,94 1,05 0,95 1,03 0,93 1,05 0,94 1,03 0,87 1,05 0,87 1,03 0,93 1,03 0,94 1,06 0,87 1,06 0,89 1,03
TABLA No. 53: NIVELES DE VOLTAJE EN LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. (2/2)
131
Subestación
Voltaje (kV) 230
Pascuales
138 69 138
Policentro 69 230 Pomasqui 138 138 Portoviejo 69 138 Posorja 69 Pucará
138 138
Puyo 69 230 Quevedo
138 69 230
Riobamba 69 138 Salitral 69 230 San Gregorio 138 San Idelfonso
138 138
Santa Elena 69 230 Santa Rosa
138 46 230
Santo Domingo
138 69 230
Sinincay 69 138 Tena 69 230 Totoras
138 69 230
Trinitaria
138 69 138
Tulcán 69 138 Vicentina 46 Zhoray
230
Valores Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max Min
Ene 0,94 1,03 0,95 1,03 0,94 1,02 0,97 1,03 0,97 1,04 0,97 1,04 0,98 1,04 0,95 1,04 0,95 1,03 0,96 1,05 0,97 1,05 0,98 1,05 0,93 1,05 0,94 1,02 0,97 1,03 0,96 1,03 0,96 1,02 0,96 1,03 0,97 1,03 0,95 1,05 0,94 1,04 0,93 1,03 0,94 1,04 0,99 1,06 0,96 1,03 0,98 1,03 0,96 1,05 0,96 1,03 0,95 1,02 0,97 1,03 0,97 1,04 0,95 1,05 0,97 1,03 0,95 1,06 0,95 1,04 0,93 1,04 0,97 1,04 0,99 1,04 0,98 1,01 0,96 1,02 0,97 1,03 0,97 1,04 0,95 1,03 0,95 1,04 0,96 1,05 0,96 1,05 0,98
Feb
Mar
Abr
0,96 1,04 0,94 1,03 0,94 1,02 0,97 1,03 0,97 1,04 0,96 1,05 0,95 1,04 0,98 1,04 0,97 1,03 0,97 1,03 0,96 1,06 0,99 1,04 0,95 1,05 0,93 1,02 0,95 1,03 0,95 1,03 0,95 1,04 0,98 1,03 0,97 1,02 0,95 1,04 0,93 1,02 0,93 1,03 0,94 1,04 0,96 1,05 0,97 1,04 0,97 1,07 0,94 1,06 0,97 1,06 0,92 1,02 0,95 1,03 0,98 1,03 0,95 1,06 0,95 1,03 0,94 1,06 0,90 1,05 0,88 1,04 0,99 1,04 0,99 1,03 0,98 1,01 0,96 1,02 0,98 1,03 0,98 1,04 0,97 1,03 0,97 1,04 0,93 1,06 0,98 1,05 0,95
0,94 1,03 0,97 1,03 0,96 1,02 0,95 1,03 0,94 1,04 0,98 1,05 0,99 1,04 0,93 1,03 0,93 1,05 0,96 1,03 0,97 1,05 0,98 1,05 0,93 1,04 0,94 1,02 0,97 1,03 0,98 1,03 0,95 1,02 0,97 1,03 0,97 1,02 0,96 1,03 0,98 1,02 0,93 1,04 0,94 1,04 0,96 1,06 0,97 1,03 0,97 1,03 0,94 1,06 0,95 1,03 0,93 1,02 0,97 1,02 0,97 1,03 0,96 1,05 0,97 1,03 0,96 1,05 0,87 1,05 0,93 1,04 0,97 1,05 0,99 1,04 0,95 1,00 0,94 1,02 0,97 1,02 0,97 1,04 0,93 1,04 0,93 1,04 0,98 1,05 0,97 1,05 0,99
0,96 1,04 0,98 1,03 0,98 1,02 0,97 1,03 0,97 1,03 0,97 1,05 0,99 1,03 0,96 1,03 0,96 1,03 0,96 1,03 0,97 1,05 0,99 1,04 0,97 1,04 0,97 1,01 0,97 1,03 0,98 1,03 0,97 1,02 0,97 1,03 0,98 1,01 0,98 1,03 0,99 1,02 0,93 1,03 0,96 1,04 0,98 1,04 0,95 1,03 0,97 1,03 0,97 1,05 0,99 1,03 0,98 1,02 0,96 1,02 0,99 1,02 0,97 1,05 0,97 1,03 0,97 1,05 0,98 1,03 0,98 1,03 0,97 1,04 0,97 1,03 0,97 1,00 0,95 1,02 0,98 1,03 0,98 1,04 0,97 1,03 0,97 1,04 0,98 1,04 0,97 1,05 0,99
May 0,95 1,03 0,97 1,03 0,97 1,02 0,96 1,03 0,96 1,03 0,94 1,04 0,97 1,03 0,97 1,03 0,97 1,03 0,96 1,03 0,97 1,05 0,98 1,04 0,90 1,04 0,93 1,02 0,97 1,03 0,99 1,03 0,98 1,01 0,95 1,03 0,97 1,01 0,96 1,03 0,98 1,04 0,97 1,03 0,97 1,05 0,95 1,05 0,98 1,03 0,97 1,02 0,96 1,05 0,97 1,03 0,96 1,02 0,98 1,03 0,98 1,04 0,96 1,05 1,00 1,03 0,99 1,05 0,87 1,03 0,93 1,02 0,96 1,04 0,99 1,04 0,99 1,00 0,94 1,01 0,96 1,03 0,98 1,03 0,97 1,03 0,96 1,04 0,96 1,04 0,96 1,05 0,99
Jun
Jul
0,96 1,03 0,98 1,03 0,98 1,02 0,97 1,03 0,97 1,03 0,97 1,05 0,98 1,05 0,97 1,06 0,97 1,04 0,97 1,03 0,97 1,05 0,98 1,04 0,98 1,03 0,97 1,02 0,97 1,03 0,98 1,03 0,98 1,03 0,95 1,03 0,97 1,02 0,97 1,03 0,99 1,02 0,97 1,04 0,97 1,04 0,99 1,05 0,97 1,04 0,98 1,03 0,96 1,06 0,98 1,03 0,96 1,02 0,96 1,03 0,98 1,03 0,96 1,06 1,00 1,03 0,98 1,05 0,99 1,03 0,98 1,03 0,95 1,04 0,98 1,03 0,97 1,00 0,95 1,02 0,98 1,03 0,98 1,04 0,97 1,03 0,97 1,04 0,96 1,04 0,97 1,05 0,99
0,96 1,03 0,98 1,03 0,98 1,02 0,96 1,04 0,97 1,03 0,93 1,05 0,95 1,03 0,99 1,03 0,97 1,03 0,97 1,03 0,98 1,05 0,98 1,04 0,99 1,03 0,98 1,01 0,98 1,03 0,99 1,03 0,98 1,02 0,95 1,04 0,97 1,02 0,97 1,03 0,99 1,01 0,98 1,02 0,98 1,06 0,99 1,05 0,97 1,03 0,95 1,03 0,94 1,05 0,95 1,03 0,94 1,02 0,96 1,03 0,97 1,02 0,97 1,05 0,99 1,03 0,98 1,06 0,99 1,04 0,98 1,03 0,96 1,04 0,99 1,03 0,99 1,00 0,95 1,02 0,97 1,03 0,97 1,04 0,95 1,03 0,94 1,04 0,94 1,05 0,95 1,05 0,98
Ago 0,97 1,03 0,99 1,03 0,93 1,02 0,97 1,03 0,97 1,03 0,97 1,05 0,99 1,03 0,99 1,03 0,98 1,04 0,97 1,04 0,97 1,05 1,00 1,04 0,99 1,03 0,98 1,02 0,98 1,03 0,99 1,02 0,98 1,02 0,96 1,03 0,98 1,02 0,98 1,03 0,99 1,02 0,98 1,02 0,99 1,05 0,98 1,05 0,97 1,04 0,97 1,03 0,98 1,05 0,99 1,05 0,97 1,03 0,98 1,04 0,98 1,04 0,97 1,05 1,00 1,03 0,98 1,05 0,99 1,03 0,96 1,03 0,97 1,04 0,99 1,04 0,99 1,00 0,96 1,02 0,98 1,02 0,98 1,05 0,98 1,04 0,97 1,05 0,98 1,05 0,97 1,05 0,99
Sep 0,97 1,04 0,99 1,02 0,98 1,02 0,97 1,03 0,97 1,04 0,97 1,06 0,98 1,03 0,98 1,03 0,98 1,03 0,98 1,04 0,97 1,04 1,00 1,04 0,96 1,02 0,95 1,02 0,97 1,03 0,98 1,03 0,98 1,02 0,93 1,04 0,92 1,03 0,98 1,03 0,99 1,02 0,98 1,03 0,99 1,05 0,98 1,04 0,97 1,04 0,97 1,07 0,99 1,04 0,96 1,03 0,97 1,05 0,98 1,04 0,98 1,05 1,00 1,03 0,98 1,05 0,97 1,03 0,96 1,03 0,93 1,04 0,98 1,03 0,95 1,00 0,96 1,03 0,98 1,02 0,99 1,05 0,98 1,03 0,97 1,05 0,93 1,05 0,94 1,05 0,99
Oct 0,97 1,03 1,00 1,02 0,98 1,02 0,98 1,03 0,98 1,03 0,97 1,05 0,98 1,03 0,98 1,03 0,98 1,03 0,98 1,04 0,97 1,04 0,97 1,06 0,95 1,05 0,95 1,03 0,97 1,02 0,97 1,02 0,98 1,03 0,94 1,03 0,98 1,02 0,99 1,03 1,00 1,03 0,98 1,03 0,98 1,04 0,98 1,03 0,98 1,03 0,96 1,05 0,99 1,04 0,97 1,03 0,98 1,03 0,99 1,03 0,95 1,05 1,00 1,03 0,99 1,06 0,91 1,04 0,96 1,03 0,94 1,05 0,96 1,04 0,96 1,06 0,98 1,02 0,99 1,02 0,98 1,03 0,95 1,03 0,97 1,04 0,97 1,04 0,97 1,05 1,00
Nov 0,97 1,03 0,99 1,02 0,98 1,02 0,98 1,03 0,98 1,03 0,96 1,05 0,98 1,02 0,98 1,04 0,98 1,03 0,97 1,03 0,95 1,04 0,99 1,04 0,98 1,03 0,98 1,03 0,97 1,02 0,98 1,03 0,98 1,03 0,94 1,03 0,97 1,03 0,99 1,04 1,00 1,03 0,96 1,02 0,98 1,05 0,99 1,03 0,98 1,03 0,96 1,05 0,99 1,04 0,97 1,03 0,98 1,03 0,99 1,03 0,95 1,05 1,01 1,02 0,98 1,05 0,98 1,04 0,96 1,03 0,96 1,04 0,99 1,03 0,98 1,03 0,97 1,03 0,99 1,03 0,98 1,04 0,97 1,03 0,97 1,05 0,98 1,07 0,97 1,05 1,00
Dic 0,98 1,03 0,99 1,02 0,98 1,02 0,98 1,03 0,98 1,03 0,98 1,05 1,00 1,03 0,98 1,03 0,98 1,03 0,97 1,03 0,98 1,05 0,99 1,04 1,00 1,03 0,95 1,03 0,97 1,03 0,99 1,03 0,98 1,03 0,97 1,04 0,98 1,02 0,99 1,03 1,00 1,03 0,96 1,02 0,98 1,05 0,99 1,03 0,98 1,03 0,96 1,05 0,99 1,04 0,97 1,03 0,98 1,03 0,99 1,03 0,95 1,06 1,02 1,02 0,98 1,05 1,00 1,03 0,97 1,03 0,98 1,03 1,00 1,03 0,99 1,03 0,97 1,02 0,99 1,02 0,99 1,04 0,97 1,03 0,97 1,05 0,99 1,05 0,97 1,05 1,00
Max/ Min 0,94 1,04 0,94 1,03 0,93 1,02 0,95 1,04 0,94 1,04 0,93 1,06 0,95 1,05 0,93 1,06 0,93 1,05 0,96 1,05 0,95 1,06 0,97 1,06 0,90 1,05 0,93 1,03 0,95 1,03 0,95 1,03 0,95 1,04 0,93 1,04 0,92 1,03 0,95 1,05 0,93 1,04 0,93 1,04 0,94 1,06 1,06 0,95 1,04 0,95 1,07 0,94 1,07 0,95 1,06 0,92 1,03 0,95 1,05 0,97 1,04 0,95 1,06 0,95 1,03 0,94 1,06 0,87 1,05 0,88 1,04 0,93 1,05 0,96 1,04 0,95 1,06 0,94 1,03 0,96 1,03 0,97 1,05 0,93 1,04 0,93 1,05 0,93 1,07 0,94 1,05 0,95
132
TABLA No. 55: CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
El análisis realizado por la ARCONEL también permitió reflejar en la TABLA No. 54 la demanda máxima en transformadores del transmisor. En la gráfica se demuestra que 10 transformadores Subestación
reportan una cargabilidad superior a su capacidad nominal, con la consideración especial de que el transformador ATT de la subestación Totoras es el de mayor valor durante julio. La demanda máxima de esta subestación fue de 124,50 MVA, lo que representó una cargabilidad del 111,16%. TABLA No. 54: DEMANDA MÁXIMA EN TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES
Subestación
Ambato Babahoyo Caraguay Chone Cuenca Dos Cerritos Esclusas Esmeraldas Gualaceo Ibarra Limón Loja Macas Machala Manta Méndez Milagro Molino Montecristi Móvil Efacec 2 Móvil Efacec 3 Móvil Mitsubishi Mulaló Nueva Babahoyo Nueva Prosperina Orellana Pascuales Policentro Pomasqui Portoviejo Posorja Puyo Quevedo Quinindé Riobamba Salitral San Gregorio Santa Elena
Santa Rosa
Santo Domingo Sinincay Tena Totoras Trinitaria Tulcán
Transformador AT1 AT2 ATQ ATQ ATQ ATQ ATK ATT AA1 AA2 TRG ATQ ATR T1 TRE ATQ TRQ ATQ ATR TRK ATQ TRE ATK ATU AT1 AT2 ATQ AMQ AMQ AMQ ATQ ATQ ATR TRK ATQ ATQ ATR ATT ATU ATQ ATT ATU AA1 AA2 ATQ ATQ ATR ATT ATQ TRK ATQ ATR ATT ATQ ATR ATT ATU TRN TRP ATR ATT ATU TRK TRQ ATQ ATT ATQ ATT ATQ
43 75 66,7 225 100 99,9 165 225 75 75 16 66,7 66,7 30 6,66 66,7 43 99,9 99,9 166,5 33,33 6,66 166,6 225 375 375 100 60 60 30 60 60 66,7 225 66,66 200 200 375 375 150 300 300 75 75 33,33 33,3 150 166,6 66,6 99,9 150 150 225 66,7 66,7 375 375 75 75 99,9 166,7 166,6 165,5 33,3 99,9 112 150 225 33,3
Demanda máxima transformadores (MVA) Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Dmax/ año
27,01 28,20 61,88 126,45 55,57 63,08 164,14 127,27 38,88 37,17 36,65 35,77 6,47 59,22 84,38 86,51 65,60 138,92 143,34 326,61 228,88 61,08 44,24 13,80 46,97 174,53 26,53 120,35 75,57 190,19 177,02 133,80 233,10 53,94 55,34 31,21 13,05 67,62 139,50 72,84 84,96 85,08 118,94 26,31 30,08 219,72 187,47 51,52 54,38 98,42 92,14 54,03 11,62 71,02 110,58 99,27 72,08 17,46
20,91 21,87 56,89 125,58 58,29 65,44 165,01 127,30 39,12 38,11 37,58 37,00 6,45 57,07 108,60 83,98 69,92 150,15 142,93 198,67 202,51 68,22 42,10 13,95 48,03 179,46 26,81 55,36 56,04 211,26 310,46 143,08 300,64 61,33 63,36 31,06 12,80 66,53 106,01 74,34 109,35 109,81 116,85 35,98 41,36 212,93 182,97 51,65 54,34 92,90 46,25 60,13 11,84 62,86 100,31 97,18 90,23 15,31
21,44 22,25 59,66 132,73 57,51 61,81 164,94 125,18 39,12 36,92 37,82 37,30 6,83 58,47 86,13 85,48 68,98 143,82 71,00 229,42 234,08 75,71 26,96 13,35 46,95 181,75 27,47 61,89 56,70 242,43 256,53 138,47 231,12 63,13 62,79 30,55 12,94 65,11 117,42 73,29 104,03 105,19 122,09 31,05 34,66 220,52 188,31 52,14 54,82 99,03 70,37 52,76 10,77 73,08 104,87 98,63 130,36 18,01
15,12 14,29 61,15 121,72 45,67 62,36 124,21 122,87 37,53 38,73 36,03 35,32 6,33 54,15 61,91 60,10 59,74 26,87 131,73 70,42 229,14 227,53 74,23 46,21 10,50 161,32 19,06 66,65 53,26 203,79 186,17 108,68 131,82 131,96 61,47 62,52 28,08 12,20 96,67 130,55 71,38 90,64 111,14 163,05 33,50 38,13 193,53 165,19 50,31 52,99 49,42 54,40 58,40 43,57 10,38 72,20 100,13 93,83 98,86 14,12
15,77 16,34 56,24 129,27 47,53 65,84 144,95 130,25 41,63 42,52 38,62 38,10 6,65 59,98 86,60 88,38 100,13 28,01 143,72 100,00 245,29 247,33 80,94 48,96 12,76 171,38 28,62 92,86 64,11 228,13 229,56 136,63 141,88 142,07 63,84 64,67 30,94 12,52 66,07 82,97 75,46 108,94 109,09 127,04 41,11 33,72 216,95 185,35 53,23 56,19 81,91 57,95 62,41 51,19 10,62 73,03 105,27 96,53 86,15 14,78
15,77 16,38 51,36 121,81 47,66 68,71 132,83 123,58 38,46 38,26 40,10 39,50 6,72 32,96 85,06 85,17 68,25 28,59 148,37 79,21 243,44 244,47 78,99 46,42 13,02 166,88 23,28 60,05 61,22 225,83 208,26 127,97 139,37 140,36 63,94 64,93 29,87 12,66 66,04 89,11 74,04 111,08 111,02 91,87 26,22 29,48 217,09 185,79 59,32 61,64 97,02 82,44 87,75 56,51 10,82 77,21 120,69 96,03 108,07 17,28
25,41 26,19 56,85 123,89 63,94 153,58 125,99 38,19 37,98 39,07 38,68 6,66 32,70 84,54 84,89 66,35 27,81 137,32 135,87 255,39 255,78 78,82 24,98 46,24 12,16 168,15 21,50 73,23 74,38 244,91 224,90 127,74 134,87 135,71 63,10 63,33 30,10 12,50 66,15 79,49 79,79 82,26 82,69 93,25 30,68 34,13 209,36 179,66 54,67 56,54 80,95 41,54 69,18 43,66 10,60 71,83 124,50 92,14 96,09 14,98
23,72 24,70 49,53 113,43 46,68 68,54 150,48 114,89 42,64 47,28 41,83 41,12 6,97 48,19 103,44 83,37 74,06 27,75 109,58 158,96 252,62 253,65 72,96 24,70 47,62 9,95 159,73 29,75 57,39 58,90 225,13 206,96 122,58 138,77 139,23 62,92 63,93 30,51 13,14 70,15 99,42 72,76 102,55 102,88 85,12 29,43 40,44 316,49 185,98 58,26 61,54 82,76 50,05 65,60 42,24 10,97 64,59 93,90 79,28 98,00 15,75
25,08 25,79 121,95 65,83 72,02 157,50 115,83 44,86 64,86 43,69 43,35 7,24 34,59 81,26 80,68 97,99 27,00 113,74 107,99 248,17 249,89 69,98 26,23 49,23 42,12 165,70 26,67 68,39 69,51 191,26 177,20 131,43 130,86 130,38 62,85 64,33 30,04 13,63 75,67 80,03 81,15 97,73 98,17 75,47 33,94 26,27 235,07 202,10 64,48 67,72 87,54 90,04 78,49 51,35 11,42 67,95 95,37 80,64 92,95 18,46
21,45 42,26 122,37 67,10 75,64 156,40 119,80 39,21 40,08 9,90 43,91 44,01 7,32 3,33 35,99 82,89 82,80 78,55 26,47 2,68 98,87 90,78 308,30 248,41 72,86 26,26 49,86 29,41 41,86 166,89 30,44 55,37 56,19 181,86 167,11 126,37 119,06 122,78 57,87 58,67 33,21 13,74 78,01 99,86 13,91 81,56 85,83 85,84 76,44 24,77 27,10 236,38 202,89 64,03 66,75 94,41 116,96 73,59 80,90 11,02 78,61 121,13 101,42 112,66 17,57
29,28 32,75 145,64 58,24 78,31 163,80 88,97 38,21 39,02 12,03 43,06 42,47 7,21 1,39 35,93 97,51 81,29 66,87 16,87 2,77 101,94 122,38 242,80 244,14 71,50 26,37 49,45 31,46 44,41 172,21 29,72 58,71 59,73 110,83 96,02 133,41 120,34 120,37 59,42 60,43 32,33 13,26 79,30 92,94 14,08 76,40 96,18 96,45 67,04 30,18 32,55 212,72 183,81 60,11 62,54 83,20 69,75 120,38 66,06 11,23 69,48 89,52 84,51 92,25 16,83
24,33 25,07 130,16 68,90 80,67 170,17 44,94 43,28 44,59 9,67 57,53 42,71 7,09 1,56 30,81 35,19 100,21 83,67 68,58 19,78 2,69 125,17 178,85 228,27 230,57 81,61 27,00 49,63 30,80 43,81 176,54 26,89 62,18 63,41 144,45 131,68 124,16 129,68 129,74 59,70 62,53 33,43 13,13 76,86 87,37 13,50 75,91 71,90 72,66 86,77 25,39 26,32 189,19 162,71 63,43 62,16 95,78 75,32 80,96 54,40 11,07 68,63 97,17 69,55 84,50 17,52
29,28 42,26 61,88 145,64 68,90 80,67 170,17 130,25 44,86 64,86 12,03 57,53 44,01 7,32 3,33 59,98 35,19 108,60 88,38 100,13 28,59 2,77 150,15 178,85 326,61 255,78 81,61 44,24 27,00 13,95 49,86 31,46 44,41 181,75 30,44 120,35 75,57 244,91 310,46 143,08 141,88 300,64 63,94 64,93 33,43 13,74 96,67 139,50 14,08 81,56 111,08 111,14 163,05 41,11 41,36 316,49 202,89 64,48 67,72 99,03 116,96 120,38 80,90 11,84 78,61 124,50 101,42 130,36 18,46
Cargabilidad (%) Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
AT1
62,81
48,63
49,86
35,16
36,68
36,66
59,09
55,17
58,33
49,88
68,10
34,39
56,35
43,66
56,58
AT2
37,60
29,15
29,66
19,06
21,79
21,84
34,92
32,94
ATQ
92,77
85,29
89,44
91,68
84,31
77,00
85,23
74,25
-
-
-
-
ATQ
56,20
55,82
58,99
54,10
57,45
54,14
55,06
50,41
54,20
54,39
64,73
57,85
ATQ
55,57
58,29
57,51
45,67
47,53
47,66
-
46,68
65,83
67,10
58,24
68,90
ATQ
63,14
65,51
61,88
62,42
65,91
68,77
64,00
68,61
72,09
75,71
78,39
80,75
ATK
99,48
100,01
99,96
75,28
87,85
80,50
93,08
91,20
95,45
94,79
99,27
103,13
ATT
56,56
56,58
55,63
54,61
57,89
54,92
56,00
51,06
51,48
53,24
39,54
19,97
AA1
51,84
52,16
52,16
50,05
55,50
51,28
50,92
56,85
59,82
52,28
50,95
57,71
AA2
49,56
50,81
49,23
51,63
56,69
51,02
50,64
63,03
86,48
53,44
52,03
59,45
TRG
-
-
-
-
-
-
-
-
-
61,87
75,19
60,43
ATQ
54,95
56,35
56,70
54,01
57,91
60,11
58,57
62,71
65,51
65,84
64,57
86,25
Ibarra
ATR
53,63
55,47
55,92
52,95
57,13
59,23
57,99
61,65
64,99
65,98
63,68
64,04
T1
21,57
21,50
22,76
21,08
22,17
22,41
22,21
23,23
24,13
24,40
24,02
Limón Loja Macas
TRE
-
-
-
-
-
-
-
-
-
49,97
20,81
23,39
ATQ
88,79
85,57
87,66
81,18
89,93
49,41
49,03
72,24
51,85
53,96
53,87
46,19
TRQ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
81,84
ATQ
84,46
108,71
86,21
61,97
86,68
85,14
84,62
103,54
81,34
82,97
97,61
100,31
Machala
ATR
86,60
84,06
85,56
60,16
88,46
85,26
84,97
83,45
80,77
82,89
81,37
83,75
TRK
39,40
41,99
41,43
35,88
60,14
40,99
39,85
44,48
58,85
47,18
40,16
41,19
Manta Méndez
ATQ
-
-
-
80,62
84,05
85,79
83,43
83,27
81,01
79,41
50,61
59,33
TRE
-
-
-
-
-
-
-
-
-
40,19
41,61
40,40
ATK
83,39
90,13
86,32
79,07
86,27
89,06
82,42
65,77
68,27
59,34
61,19
75,13
ATU
63,71
63,52
31,56
31,30
44,44
35,21
60,39
70,65
48,00
40,35
54,39
79,49
AT1
87,10
52,98
61,18
61,10
65,41
64,92
68,10
67,37
66,18
82,21
64,75
60,87
Babahoyo Caraguay Chone Cuenca Dos Cerritos Esclusas Esmeraldas Gualaceo
DEL S.N.T. Capacidad (MVA)
Ambato
Transformador
Milagro Molino Montecristi Móvil Efacec 2 Móvil Efacec 3 Móvil Mitsubishi Mulaló Nueva Babahoyo Nueva Prosperina Orellana
Pascuales
Policentro Pomasqui Portoviejo Posorja Puyo Quevedo Quinindé Riobamba Salitral San Gregorio Santa Elena
Santa Rosa
Santo Domingo Sinincay Tena Totoras Trinitaria Tulcán
33,42
23,63
AT2
61,03
54,00
62,42
60,68
65,96
65,19
68,21
67,64
66,64
66,24
65,10
61,49
ATQ
61,08
68,22
75,71
74,23
80,94
78,99
78,82
72,96
69,98
72,86
71,50
81,61
AMQ
73,73
70,17
44,93
-
-
-
-
-
-
-
-
-
AMQ
-
-
-
-
-
-
41,63
41,17
43,72
43,77
43,95
45,00
AMQ
46,00
46,49
44,50
-
-
-
-
-
-
-
-
-
ATQ
78,28
80,04
78,24
77,01
81,59
77,37
77,07
79,36
82,05
83,10
82,42
82,72
ATQ
51,33
-
-
-
-
-
-
-
-
-
49,02
52,43
ATR
-
-
-
15,74
19,13
19,52
18,23
14,92
63,16
62,76
66,58
65,69
TRK
77,57
79,76
80,78
71,70
76,17
74,17
74,73
70,99
73,65
74,17
76,54
78,46
ATQ
39,80
40,22
41,21
28,59
42,93
34,92
32,25
44,63
40,02
45,66
44,58
40,34
ATQ
60,18
27,68
30,95
33,32
46,43
30,03
36,61
28,69
34,20
27,69
29,36
31,09
ATR
37,79
28,02
28,35
26,63
32,05
30,61
37,19
29,45
34,75
28,10
29,87
31,70
ATT
50,72
56,33
64,65
54,34
60,84
60,22
65,31
60,03
51,00
48,50
29,55
38,52
ATU
47,21
82,79
68,41
49,65
61,22
55,54
59,97
55,19
47,25
44,56
25,60
35,11
ATQ
89,20
95,39
92,32
72,45
91,08
85,32
85,16
81,72
87,62
84,25
88,94
82,77
ATT
-
-
-
43,94
47,29
46,46
44,96
46,26
43,62
39,69
40,11
43,23
ATU
77,70
100,21
77,04
43,99
47,36
46,79
45,24
46,41
43,46
40,93
40,12
43,25
AA1
71,92
81,78
84,18
81,96
85,12
85,26
84,14
83,89
83,80
77,15
79,23
79,61
AA2
73,79
84,49
83,72
83,36
86,23
86,57
84,44
85,24
85,78
78,23
80,57
83,37
ATQ
93,64
93,19
91,66
84,26
92,82
89,61
90,30
91,55
90,13
99,63
97,01
100,31
ATQ
39,19
38,44
38,87
36,63
37,61
38,03
37,54
39,46
40,92
41,25
39,83
39,43
ATR
45,08
44,35
43,41
64,45
44,04
44,03
44,10
46,77
50,44
52,01
52,87
51,24
ATT
83,73
63,63
70,48
78,36
49,80
53,49
47,71
59,68
48,04
59,94
55,78
52,44
ATQ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
20,88
21,15
20,27
TRK
72,91
74,41
73,36
71,45
75,54
74,11
79,87
72,83
81,23
81,64
76,47
75,98
ATQ
56,64
72,90
69,35
60,43
72,63
74,05
54,84
68,37
65,15
57,22
64,12
47,93
ATR
56,72
73,21
70,13
74,09
72,73
74,02
55,13
68,58
65,45
57,22
64,30
48,44
ATT
52,86
51,94
54,26
72,47
56,46
40,83
41,44
37,83
33,54
33,97
29,80
38,56
ATQ
39,45
53,94
46,55
50,23
61,64
39,31
45,99
44,12
50,89
37,13
45,24
38,06
ATR
45,10
62,02
51,96
57,16
50,55
44,20
51,16
60,63
39,39
40,63
48,80
39,46
ATT
58,59
56,78
58,81
51,61
57,85
57,89
55,83
84,40
62,69
63,03
56,73
50,45
ATU
49,99
48,79
50,22
44,05
49,43
49,54
47,91
49,59
53,89
54,10
49,02
43,39
TRN
68,69
68,86
69,52
67,07
70,98
79,09
72,89
77,68
85,98
85,37
80,15
84,58
TRP
72,51
72,46
73,09
70,65
74,92
82,18
75,38
82,05
90,29
89,01
83,39
82,88
ATR
98,52
92,99
99,13
49,47
81,99
97,11
81,03
82,84
87,62
94,51
83,28
95,88
ATT
-
-
-
32,63
34,76
49,45
24,92
30,02
54,01
70,16
41,84
45,19
ATU
55,31
27,76
42,24
35,05
37,46
52,67
41,52
39,38
47,11
44,17
72,26
48,60
TRK
32,65
36,33
31,88
26,32
30,93
34,15
26,38
25,52
31,02
48,89
39,92
32,87
TRQ
34,89
35,56
32,36
31,19
31,88
32,50
31,83
32,93
34,29
33,11
33,73
33,25
ATQ
71,09
62,92
73,16
72,28
73,10
77,29
71,90
64,65
68,02
78,69
69,55
68,70
ATT
98,73
89,56
93,63
89,40
93,99
107,76
111,16
83,84
85,15
108,15
79,93
86,76
ATQ
66,18
64,78
65,75
62,55
64,35
64,02
61,43
52,85
53,76
67,61
56,34
46,37
ATT
32,04
40,10
57,94
43,94
38,29
48,03
42,71
43,56
41,31
50,07
41,00
37,55
ATQ
52,43
45,96
54,09
42,40
44,39
51,89
45,00
47,30
55,42
52,77
50,55
52,60
133
Los reportes proporcionados por CELEC EP-Transelectric, durante el 2015, contribuyeron a determinar que la línea Limón-Méndez fue la que presentó mayor nivel de cargabilidad con un TABLA No. 57: CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 230 kV
92,3% (138 kV). Estos niveles se presentaron en noviembre. Por su parte, las líneas de 230 kV registraron un 87,8% de cargabilidad para la línea Santa Rosa-Totoras en mayo. Los resultados de cargabilidad corresponden a los máximos presentados en el mes gracias a las mediciones realizadas.
Nombre de la L/T
Chongón 2 - Santa Elena
Nombre de la L/T
Circuito
Capacidad de diseño (MVA)
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Cargabilidad (%) Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
113,0
22,91
-
25,07
31,97
25,66
23,04
36,52
31,89
40,17
36,85
51,06
32,19 31,06
Dos Cerritos - Pascuales
C1
353,0
33,86
34,96
38,65
30,32
48,12
27,19
34,99
37,34
34,73
25,94
28,95
C1
494,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10,95
El Inga - Pomasqui
C2
494,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10,99
C1
18,95
28,44
32,26
31,42
28,18
Esclusas-Termoguayas
C1
247,0
49,11
52,14
50,48
46,82
48,22
47,77
46,09
47,45
46,94
48,49
45,72
46,56
Milagro - Dos Cerritos
C1
353,0
61,54
68,34
61,12
49,80
70,03
58,84
67,92
61,62
58,37
45,53
35,84
494,0
21,10
20,32
28,66
21,86
21,89
26,26
24,73
30,60
Milagro - Machala
C1
494,0
-
-
-
-
-
-
-
Milagro - Machala
C2
494,0
-
-
-
12,52
18,85
9,43
19,35
9,34
18,45
15,47
8,41
4,75
Milagro - Pascuales
C1
353,0
73,28
53,73
47,90
45,63
67,82
53,59
64,37
56,98
54,67
40,10
28,62
22,93
Milagro-Zhoray
Cargabilidad (%)
C1
Capacidad de diseño (MVA)
El Inga - Pomasqui Esclusas - Trinitaria
TABLA No. 56: CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 138 kV
Circuito
C1
64,26
61,42
64,93
66,84
62,68
56,58
54,95
353,0
62,88
64,12
61,37
64,94
80,61
67,05
76,96
62,54
60,10
60,88
56,59
54,93
342,0
68,27
68,30
64,70
66,68
71,21
72,42
72,70
70,57
66,22
59,12
54,87
52,65
67,70
64,24
66,15
70,62
71,74
72,09
69,88
60,13
65,58
61,02
1,27
C2
67,58
67,02
-
C1
342,0
80,58
-
Molino - Pascuales
C2
62,88
-
Milagro-Zhoray Molino - Pascuales
353,0
-
60,69
54,23
52,36
Baños - Agoyán
C1
165,0
50,35
49,90
49,57
46,79
47,83
47,83
47,65
48,56
49,03
47,97
47,81
47,92
Molino - Riobamba
C1
342,0
66,19
53,64
54,86
44,50
62,58
73,85
68,63
58,10
73,03
83,90
87,71
63,35
Baños - Agoyán
C2
165,0
50,38
49,91
48,99
46,65
47,75
47,69
47,60
48,38
48,91
47,80
47,66
47,78
Molino - Totoras
C1
342,0
60,46
50,08
51,87
42,78
58,02
69,59
64,72
54,65
67,41
77,51
66,34
59,07
Baños - Puyo
C1
90,0
45,89
45,51
49,38
42,26
52,51
44,70
47,97
57,49
59,31
52,55
44,78
51,23
Chongón - Posorja
C1
113,0
29,20
28,11
26,46
25,80
28,28
27,29
27,62
27,97
27,48
30,27
29,63
30,51
Pascuales- Nueva Prosperina
C1
353,0
50,09
51,06
57,46
47,82
53,33
58,25
56,18
53,33
53,84
35,78
28,82
22,96
Chongón 1 - Santa Elena
C1
113,0
22,91
-
25,07
31,96
25,37
23,15
46,22
50,27
46,52
36,21
55,39
40,82
Pomasqui - Jamondino 1
C1
332,0
31,05
32,61
35,17
26,52
31,17
22,49
24,56
28,11
24,97
24,90
15,83
23,49
Nueva Prosperina - Trinitaria
C1
353,0
23,39
28,48
31,78
16,40
19,36
20,53
22,32
24,77
37,59
32,97
29,77
27,65
Conocoto - Vicentina
C1
112,0
65,18
56,18
51,88
-
55,46
59,48
50,33
44,45
60,07
65,35
54,68
57,91
25,30
32,12
18,73
23,21
Cuenca - Gualaceo
C1
88,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
87,25
85,54
C1
C1
Pomasqui-Jamondino 2
332,0
30,37
32,31
34,96
26,44
30,03
27,78
24,47
28,01
25,32
32,35
18,98
23,15
Cuenca - Loja
100,0
30,36
29,62
30,64
30,68
31,19
29,14
29,08
30,19
30,59
30,67
-
-
Pomasqui-Jamondino 2
C2
332,0
30,72
32,21
34,74
26,52
31,32
27,36
24,58
27,99
25,03
32,41
19,16
23,43
Pomasqui - Jamondino 1
C2
332,0
30,55
32,70
34,96
26,67
31,39
22,60
24,63
28,14
Cuenca - Loja
C2
100,0
30,40
29,71
30,04
28,10
40,64
28,87
29,24
30,51
31,02
30,75
31,90
35,46
Daule Peripa - Chone
C1
113,2
48,51
50,49
50,24
41,57
43,51
44,37
42,48
44,43
60,35
61,60
53,07
64,49
C1
C1
Quevedo - Pascuales
353,0
29,24
29,14
26,61
25,77
28,37
26,87
27,59
28,95
34,78
40,41
44,26
33,15
Daule Peripa - Portoviejo
113,2
48,66
39,46
40,44
41,58
41,57
41,62
40,66
35,44
24,83
41,60
24,99
41,00
C2
353,0
29,16
29,03
32,42
25,76
26,19
26,64
27,33
30,41
34,52
40,10
44,88
32,83
Daule Peripa - Portoviejo
C2
Quevedo - Pascuales
113,2
48,83
39,42
40,32
42,11
35,44
42,42
52,94
36,40
25,63
36,32
25,86
38,00
24,26
Quevedo - Baba
C1
353,0
-
-
-
-
-
33,52
22,89
27,30
64,18
81,52
67,79
37,47
C1
C1
Quevedo - San Gregorio
353,0
32,93
32,34
33,65
47,29
35,56
24,91
25,37
23,02
20,32
18,52
15,30
Esclusas - Caraguay
148,0
43,36
43,02
45,37
41,86
44,30
41,74
42,41
39,06
42,09
41,87
49,98
44,67
C1
C2
Santa Rosa - El Inga
494,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
14,92
Esclusas - Caraguay
148,0
43,31
43,75
44,79
41,22
43,67
41,18
41,82
38,41
41,49
49,58
49,45
44,00
C2
494,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
14,93
Esmeraldas - Quinindé
C1
Santa Rosa - El Inga
113,2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
79,80
Sta. Rosa - Pomasqui
C1
C1
28,28
41,00
38,29
Gualaceo - Limón
88,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
91,39
90,46
C2
C1
Sta. Rosa - Pomasqui
332,0
35,77
37,70
38,13
28,66
41,06
38,03
40,29
43,04
35,88
42,86
38,75
39,60
Ibarra - Tulcán
115,5
15,06
12,66
26,35
12,73
13,26
15,30
13,58
14,23
16,36
15,54
15,10
15,61
Sta. Rosa - Sto Domingo
C1
342,0
332,0
36,91
35,84
25,56
37,59
26,77
39,38
28,30
34,82
51,16
34,32
40,45
37,41
43,06
31,05
35,96
41,71
43,04
45,25
38,69
41,63
39,50
Jaramijó - Manta
C1
110,0
-
-
-
-
-
26,80
26,31
25,75
25,06
13,55
15,34
15,18
C1
Sta. Rosa - Sto Domingo
36,44
25,32
Jaramijó - Montecristi
138,0
63,22
40,00
43,21
43,91
56,38
41,45
71,99
72,51
72,81
72,61
72,52
73,13
C1
C1
Sta. Rosa - Totoras
342,0
66,90
66,71
60,17
55,74
65,06
67,22
70,97
70,72
72,19
72,32
75,90
66,82
Limón - Méndez
88,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
92,27
92,25
C2
342,0
67,94
68,46
61,55
55,39
87,80
66,80
70,40
70,46
71,73
71,98
74,92
66,45
Méndez - Macas
C1
Sta. Rosa - Totoras
88,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
42,51
38,80
C1
Sto Domingo - Baba
-
-
33,76
62,63
78,67
Milagro - Babahoyo
113,5
67,17
76,78
64,76
67,65
65,08
60,16
55,80
56,01
67,32
66,36
71,06
70,68
C1
C1
Sto Domingo - Quevedo
353,0
29,77
29,46
28,60
6,29
24,14
33,41
23,04
30,27
43,53
45,62
45,74
40,36
Milagro - San Idelfonso
113,5
75,02
65,19
38,06
32,67
36,60
42,25
67,72
78,82
40,21
52,40
68,10
61,02
C1
342,0
44,62
41,91
43,83
35,93
45,76
55,77
53,95
45,98
51,64
74,17
74,58
46,94
Milagro - San Idelfonso
C2
Totoras - Riobamba
113,5
75,30
64,50
37,91
32,72
36,75
42,28
67,62
78,79
40,21
52,46
75,73
60,98
C2
C1
342,0
353,0
26,51
-
28,21
-
34,59
-
36,70
37,79
34,46
26,41
31,82
31,13
41,54
45,25
66,03
41,50
44,07
C1
C1
353,0
51,41
50,38
49,31
52,83
55,22
57,20
42,73
45,31
Molino - Cuenca
100,0
50,87
51,94
50,38
52,13
50,05
55,80
50,97
41,72
41,35
79,86
58,10
41,82
C2
C2
Zhoray - Molino
353,0
51,44
51,77
48,93
59,54
73,47
52,90
55,20
70,53
52,00
47,96
42,73
45,33
Molino - Cuenca
100,0
50,97
52,41
50,96
68,54
50,23
56,08
51,25
42,00
41,75
80,54
58,59
41,89
C1
332,0
16,49
20,76
16,15
13,12
15,34
17,08
13,64
12,98
15,49
24,06
19,97
16,58
Montecristi - San Gregorio
C1
Zhoray - Sinincay
110,0
80,91
85,86
86,68
51,06
53,87
51,20
46,82
86,96
79,88
85,76
89,13
91,50
Mulalo - Vicentina
C1
112,0
68,41
70,24
57,02
57,76
70,26
69,45
75,11
82,89
82,27
69,79
69,28
65,80
Pascuales - Chongón
C1
113,0
62,20
73,97
72,05
65,15
64,69
60,94
61,65
80,12
76,21
83,54
72,06
C2
113,0
62,20
73,97
73,96
64,91
64,68
61,16
61,68
80,20
76,32
83,68
72,10
88,74
C1
126,0
55,86
52,07
77,84
63,28
66,11
78,86
65,43
61,52
54,61
53,57
59,57
53,80
Pascuales - Salitral1
C2
126,0
55,99
52,23
77,43
63,29
66,25
79,44
65,73
61,85
55,08
53,87
59,52
54,09
Policentro - Pascuales1
C1
126,0
67,29
65,89
67,61
55,14
66,30
61,46
63,63
60,41
65,61
65,11
69,11
64,76
Policentro - Pascuales1
C2
126,0
86,42
70,23
72,02
55,26
69,18
63,96
68,88
68,10
64,97
68,86
65,34
Pomasqui-Ibarra
C1
112,0
41,09
61,40
46,07
38,99
47,88
47,57
47,38
48,69
53,63
54,08
53,72
51,98
Pomasqui-Ibarra
C2
112,0
40,80
41,36
42,02
39,42
42,58
43,67
43,67
44,29
46,93
47,51
46,19
46,06
Portoviejo - San Gregorio
C1
110,0
77,68
63,78
73,94
44,90
50,03
48,09
47,79
52,44
51,02
48,90
49,47
47,67
Pucará - Ambato
C1
112,0
74,73
72,60
76,57
71,72
81,87
81,41
81,41
71,15
74,20
79,43
76,27
74,58
Pucará - Mulalo
C1
148,0
81,45
82,42
73,60
67,26
80,21
77,89
78,94
76,76
75,57
79,32
80,56
72,41
30,61
42,86
27,41
33,70
42,84
43,23
36,23
31,72
36,79
Puyo - Tena
C1
90,0
30,90
34,46
33,83
Quevedo - Daule Peripa
C1
113,2
47,49
28,63
32,43
42,69
43,69
46,92
43,39
52,99
29,47
81,80
49,17
49,15
Quevedo - Daule Peripa
C2
113,2
47,51
28,30
32,45
42,52
43,45
46,71
43,24
52,91
29,12
54,86
80,60
48,95
Salitral - Trinitaria
C1
190,0
26,76
28,55
26,69
27,35
32,62
29,78
23,42
26,75
25,96
27,14
27,46
Salitral - Trinitaria
C2
190,0
27,49
28,31
24,98
27,54
32,42
30,12
23,65
26,42
27,36
27,83
27,12
20,23
San Idelfonso - Machala
C1
113,5
76,95
90,10
90,44
68,62
76,79
75,51
75,60
73,73
-
81,25
72,46
74,72
20,37
San Idelfonso - Machala
C2
113,5
78,46
78,46
90,44
68,41
76,79
75,27
74,73
73,88
-
84,81
72,48
76,55
San Idelfonso - Termo Gas Machala
C1
296,0
82,36
80,76
81,71
73,78
82,25
83,92
82,38
83,54
-
84,95
79,29
66,29 78,29
Santa Rosa - Conocoto
C1
112,0
81,26
71,43
67,03
-
72,17
71,20
64,87
62,51
75,83
88,19
76,64
Sto Domingo-Quinindé
C1
113,2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
73,75 73,75
Sto. Domingo - Esmeraldas
C1
113,2
90,11
80,08
62,51
45,74
52,47
52,15
83,43
62,72
31,61
26,45
49,53
Sto. Domingo - Esmeraldas
C2
113,2
71,91
86,31
73,51
44,06
50,56
50,49
53,82
61,64
-
-
-
-
Tena - Francisco de Orellana
C1
90,0
25,28
28,54
26,22
70,64
38,26
20,44
23,14
35,20
31,14
30,96
29,90
26,09
81,63
80,99
Totoras - Ambato
C1
148,0
77,14
73,51
77,97
69,41
78,46
80,10
83,46
74,11
77,22
84,79
Totoras - Baños
C1
165,0
48,48
48,57
49,04
45,21
47,25
47,24
46,47
48,33
47,16
49,50
48,36
49,81
Totoras - Baños
C2
165,0
28,28
28,56
28,55
45,70
51,37
51,95
47,19
50,36
48,10
59,76
51,17
60,72
Tulcán - Panamericana
C1
115,5
0,97
0,97
27,95
0,97
0,99
0,97
0,97
0,99
0,97
0,97
13,42
59,52
73,56
52,08
48,13
88,58
Pascuales - Chongón Pascuales - Salitral1
84,99
Zhoray - Molino
2.3.2. Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T. Los datos procesados por la ARCONEL permitieron resumir en la TABLA No. 58 y FIG. No. 53 que durante el 2015 las subestaciones que forman parte del S.N.T. recibieron 20,140.84 GWh de energía y entregaron 19,524.00 GWh. En la información se puede evidenciar que se registraron 616.84 GWh de pérdidas totales, que representa el 3,06% del total de energía. El porcentaje más alto se registró en julio con un valor de 4,18%. TABLA No. 58: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T.
0,99
Vicentina - Guangopolo
C1
112,0
48,99
54,85
54,66
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Vicentina - Pomasqui
C1
112,0
30,99
31,03
26,48
22,87
26,52
27,42
28,42
30,68
42,43
26,40
26,94
31,26
Vicentina - Pomasqui
C2
112,0
32,56
32,24
27,85
23,13
26,80
28,23
28,85
31,14
28,77
26,75
27,74
31,82
134
Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Energía Energía Pérdidas Pérdidas Recibida Entregada del S.N.T. del S.N.T. (GWh) (GWh) (GWh) (%) 1.663,99 1.627,87 36,12 2,17 1.551,77 1.501,60 50,17 3,23 1.712,37 1.678,77 33,60 1,96 1.667,49 1.635,71 31,78 1,91 1.794,56 1.728,62 65,94 3,67 1.722,11 1.665,33 56,78 3,30 1.738,66 1.666,01 72,65 4,18 1.595,22 1.541,17 54,05 3,39 1.657,15 1.597,51 59,64 3,60 1.714,62 1.658,49 56,12 3,27 1.626,08 1.576,02 50,07 3,08 1.696,83 1.646,89 49,94 2,94 20.140,84 19.524,00 616,84 3,06
2.3.3. Facturación de la unidad de negocio CELEC EP-TRANSELECTRIC La facturación correspondiente a la tarifa fija de transmisión durante el 2015 fue 83.37 MUSD, en los que se incluyen los valores facturados a las distribuidoras, autogeneradoras y clientes no regulados. La TABLA No. 59 y la FIG. No. 54 detallan las cifras de la facturación y de la demanda máxima que corresponde a la coincidente mensual de cada empresa en los puntos de entrega. Sin embargo, no se consideran los consumos propios embebidos en las redes de distribución. Las empresas con mayor demanda fueron CNEL-Guayaquil con 930,85 MW y la E.E. Quito con 777,19 MW. En diciembre se registró un valor máximo de 3.643,10 MW a nivel nacional.
FIG. No. 54: DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE MENSUAL TABLA No. 59: DEMANDA MÁXIMA DE AGENTES Y VALORES FACTURADOS
FIG. No. 53: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. 135
Agente
Valores
Potencia Máxima (MW) Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-El Oro Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Esmeraldas Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Guayaquil Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Guayas Los Ríos Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Los Ríos Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Manabí Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Milagro Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Sta. Elena Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Sto. Domingo Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) CNEL-Sucumbíos Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Coazucar Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Ambato Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Azogues Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Centro Sur Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Cotopaxi Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Norte Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Quito Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Riobamba Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) E.E. Sur Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Ecoelectric Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Ecoluz Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) EMAAP-Q Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Enermax Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Hidroabanico Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Hidrosanbartolo Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Otros Sistemas Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) Perú Suma de Valor Fijo (kUSD) Potencia Máxima (MW) San Carlos Suma de Valor Fijo (kUSD) Total Potencia Máxima (MW) Total Suma de Valor Fijo (kUSD) CNEL-Bolívar
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
16,71 17,33 17,00 17,11 17,20 17,35 16,95 17,47 17,92 18,04 18,28 19,14 32,59 33,80 33,15 33,36 33,54 33,84 33,05 34,07 34,95 35,18 35,65 37,33 156,77 159,88 165,25 164,93 169,51 162,92 165,85 154,81 160,81 158,56 161,08 165,28 305,70 311,77 322,23 321,62 330,54 317,70 323,41 301,89 313,58 309,20 314,10 322,29 88,67 88,80 86,62 91,92 92,97 89,85 87,54 96,95 87,36 89,20 88,78 92,73 172,90 173,16 168,90 179,24 181,29 175,20 170,70 189,05 170,35 173,93 173,12 180,82 898,47 903,08 927,37 915,76 922,99 890,91 876,11 841,63 845,38 888,58 930,85 924,20 1.752,02 1.761,00 1.808,37 1.785,73 1.799,83 1.737,28 1.708,42 1.641,19 1.648,49 1.732,74 1.815,15 1.802,19 301,65 305,48 303,99 298,26 306,53 302,05 312,22 302,69 316,88 315,96 318,52 334,05 588,21 595,69 592,78 581,61 597,74 589,00 608,83 590,24 617,91 616,12 621,12 651,39 69,27 69,05 69,43 70,55 74,23 73,24 69,03 68,30 81,45 81,90 75,16 77,00 135,09 134,65 135,39 137,58 144,75 142,82 134,60 133,18 158,82 159,71 146,57 150,14 264,22 275,27 275,61 278,32 277,66 279,01 270,01 265,16 266,92 266,12 273,48 277,85 515,22 536,77 537,43 542,72 541,44 544,07 526,51 517,06 520,50 518,94 533,28 541,80 100,40 101,15 103,19 101,64 107,02 105,38 103,86 105,41 105,31 103,59 106,13 110,49 195,78 197,23 201,23 198,19 208,70 205,49 202,52 205,55 205,36 202,01 206,95 215,45 105,88 116,72 107,70 107,64 99,35 98,88 96,19 97,93 94,97 102,87 97,54 108,66 206,47 227,61 210,02 209,90 193,73 192,83 187,57 190,96 185,19 200,59 190,19 211,89 89,89 90,16 89,12 89,77 91,40 92,37 92,51 94,27 95,15 94,29 95,04 94,43 175,29 175,80 173,79 175,06 178,22 180,12 180,39 183,82 185,54 183,87 185,32 184,15 54,05 57,37 55,76 55,57 53,86 54,63 53,71 56,41 60,81 60,29 57,81 55,82 105,40 111,87 108,73 108,37 105,02 106,53 104,74 110,00 118,57 117,57 112,73 108,85 1,92 1,00 0,91 0,89 0,87 1,62 2,38 0,06 3,19 2,74 1,89 1,95 3,74 1,94 1,77 1,73 1,69 3,15 4,63 0,12 6,23 5,35 3,68 3,81 109,74 110,34 111,70 112,45 113,23 113,03 111,92 112,78 114,75 115,63 116,76 117,54 214,00 215,16 217,82 219,27 220,79 220,41 218,25 219,91 223,76 225,49 227,68 229,20 17,85 18,10 17,88 18,11 18,27 18,22 18,20 18,11 18,62 18,65 18,42 14,84 34,81 35,30 34,86 35,32 35,63 35,53 35,49 35,31 36,31 36,37 35,92 28,94 175,24 176,69 176,90 178,12 179,64 179,10 176,77 175,08 181,90 181,22 182,59 181,12 341,72 344,54 344,96 347,34 350,30 349,24 344,70 341,41 354,71 353,37 356,06 353,19 74,81 77,75 78,11 78,89 78,22 77,06 79,42 67,42 70,03 77,93 77,65 77,60 145,87 151,61 152,32 153,83 152,52 150,26 154,87 131,47 136,56 151,96 151,41 151,33 95,31 96,50 96,69 98,57 98,71 98,20 97,00 96,82 101,41 102,49 101,94 102,12 185,86 188,18 188,55 192,21 192,48 191,49 189,16 188,80 197,75 199,86 198,77 199,14 777,19 674,78 678,61 678,67 684,04 683,02 687,53 672,14 692,68 698,42 700,64 669,67 1.474,10 1.315,83 1.323,29 1.323,40 1.333,88 1.331,89 1.340,68 1.310,68 1.350,73 1.361,91 1.366,25 1.305,86 66,66 67,20 66,08 68,05 68,58 67,72 66,34 66,25 69,26 69,06 64,74 67,98 130,00 131,04 128,86 132,70 133,74 132,06 129,36 129,19 135,05 134,66 126,25 132,57 61,60 61,08 61,21 61,52 62,41 61,81 62,28 62,70 64,10 63,64 63,84 63,82 120,12 119,11 119,35 119,95 121,71 120,54 121,45 122,26 125,00 124,10 124,49 124,46 2,61 7,77 7,66 8,37 6,62 5,97 9,64 10,81 5,08 15,15 14,94 16,32 12,91 11,63 18,79 21,08 0,36 0,37 0,37 0,37 0,36 0,39 0,36 0,38 0,38 0,35 0,35 0,37 0,71 0,73 0,73 0,72 0,71 0,76 0,70 0,74 0,74 0,69 0,68 0,72 4,62 4,31 4,25 4,19 4,31 4,54 4,64 4,65 4,76 4,66 4,59 4,56 9,01 8,41 8,29 8,18 8,41 8,85 9,04 9,07 9,28 9,08 8,95 8,90 7,32 16,32 16,89 16,78 16,75 16,54 7,62 7,44 7,51 7,48 7,63 8,04 14,28 31,83 32,94 32,73 32,66 32,25 14,87 14,50 14,64 14,59 14,89 15,67 44,30 44,88 45,21 45,04 45,29 44,91 44,73 44,30 44,66 44,76 44,36 44,74 86,38 87,52 88,17 87,82 88,32 87,58 87,23 86,38 87,09 87,29 86,50 87,25 2,67 2,60 2,59 2,61 13,12 13,50 5,20 5,06 5,05 5,09 25,59 26,32 0,33 0,12 0,08 0,15 33,94 24,49 50,70 18,76 13,44 9,95 3,18 15,42 24,69 6,02 2,58 8,42 0,62 0,50 0,01 5,04 11,75 5,03 16,42 1,20 0,98 0,02 9,82 3.616,23 3.533,62 3.555,87 3.553,11 3.583,41 3.543,11 3.521,92 3.440,73 3.515,91 3.575,03 3.630,81 3.643,36 6.962,42
6.890,67
6.934,03
6.928,71
7.021,59
6.933,56
6.918,44
6.728,18
6.869,47
6.981,27
7.083,25
7.119,97
2.4.
Consumo de energía eléctrica
2.4.1. Compra de energía eléctrica por las empresas distribuidoras La constante demanda de energía eléctrica de los clientes finales es cubierta por las distribuidoras. Estas empresas cubren las necesidades de sus clientes, correspondientes a su área de prestación de servicio, mediante el abastecimiento de eléctrica a través de la compra por contratos en el sector eléctrico. Además, se proveen gracias a la interconexión con el Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.), subestaciones y líneas de transmisión de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP TRANSELECTRIC. El proceso continúa en los sistemas de subtransmisión y distribución de la empresa o por abastecimiento con generación propia (generación no escindida) y generación de sistemas aislados. La TABLA No. 60 nos da una visión más detallada de la energía comprada por empresa distribuidora y la facturación, así como también lo correspondiente a servicios y transporte de energía en el S.N.T. TABLA No. 60: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA
Empresa
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Energía Comprada (GWh)
Facturado por Energía Comprada (kUSD)
Servicios (kUSD)
Transmisión (kUSD)
Total Facturado (kUSD)
84,15 1.067,04 558,91 5.648,97 2.031,43 432,23 1.712,17 665,36 665,18 653,90 330,66
3.243,29 41.047,57 21.498,56 217.186,05 78.271,43 16.791,59 64.696,87 25.312,75 25.592,53 26.428,82 12.772,53
931,43 11.880,63 6.180,67 55.478,06 23.874,29 4.847,62 19.633,06 6.637,90 7.490,37 6.535,69 3.649,24
399,18 3.686,72 2.050,79 19.190,22 6.433,40 1.667,59 6.375,74 3.022,61 2.328,01 2.041,38 1.358,51
4.573,90 56.614,91 29.730,02 291.854,34 108.579,12 23.306,80 90.705,67 34.973,25 35.410,91 35.005,89 17.780,29
13.849,98 627,92 108,89 1.063,10 472,94 3,40 566,81 4.138,98 362,80 346,38 21.541,19
532.841,99 26.171,95 4.751,44 47.299,58 17.777,63 435,41 24.223,17 173.130,79 15.041,07 13.367,76 855.040,78
147.138,95 5.098,44 586,49 3.610,09 4.570,83 3.433,78 32.772,61 2.268,38 3.769,94 203.249,50
48.554,15 2.651,73 419,79 5.886,89 2.447,35 2.217,05 15.166,37 2.162,30 1.462,55 80.968,18
728.535,10 33.922,11 5.757,73 56.796,55 24.795,80 435,41 29.874,00 221.069,76 19.471,75 18.600,26 1.139.258,46
En el campo de Servicios se incluyen valores por Energía Reactiva, Inflexibilidades o Generación Obligada, Restricciones, Potencia y Otros. 136
compran energía a empresas autogeneradoras y a distribuidoras adyacentes para satisfacer la demanda de pequeñas localidades que a pesar de estar dentro del área de prestación de servicio, su sistema eléctrico no puede atenderlas. Adicionalmente, las distribuidoras cuentan con la energía generada por centrales propias para aplacar las necesidades de las zonas aisladas.
El total de la energía disponible por empresa distribuidora y la energía disponible con la que cuenta el país en el sistema eléctrico de distribución puede ser revisado en la TABLA No. 61. TABLA No. 61: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Empresa
FIG. No. 55: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWh)
FIG. No. 56: ENERGÍA COMPRADA POR UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (GWh)
2.4.2. Energía disponible en el sistema eléctrico de distribución
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Energía Recibida (GWh) 84,15 1.067,26 562,80 5.700,38 2.042,83 432,34 1.795,75 665,72 666,30 577,36 337,80 13.932,69 630,20 108,89 1.067,22 539,56 563,33 4.349,28 362,95 346,38 21.900,50
Energía Generada Energía por sistemas Transferida aislados (GWh) (GWh) (0,05) 1,86 (0,00) (80,43) (1,99) 88,03 7,40 1,47 0,68 9,71 3,40 49,12 9,79 12,55 0,28 4,24 34,89 63,75
Energía Disponible (GWh) 84,09 1.069,11 562,80 5.700,38 2.042,83 432,34 1.715,32 663,72 666,30 665,39 337,80 13.940,09 630,20 108,89 1.069,38 549,26 52,51 573,12 4.361,84 367,46 346,38 21.999,13
El campo de energía transferida corresponde a la energía entregada (negativo) o recibida (positivo) entre empresas distribuidoras o con autogeneradores. En la FIG. No. 57 se presenta la energía disponible en los sistemas de distribución.
La labor de las distribuidoras gira en relación a la demanda existente. Estas empresas reciben la energía eléctrica según los contratos regulados liquidados por CENACE. En menor cantidad 137
FIG. No. 57: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWh)
138
2.4.3. Facturación a clientes regulados de las empresas distribuidoras En el análisis llevado a cabo por la ARCONEL se constató que la demanda de energía eléctrica en el 2015 para los clientes regulados, a nivel nacional, fue de 18.926,51 GWh. En la TABLA No. 62 se visualiza que el sector de mayor consumo es el residencial, el mismo que registró una demanda de 6.906,27 GWh, lo que representa el 36,49% del total de energía entregada a los clientes regulados. TABLA No. 62: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWh) Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Residencial 41,78 332,71 176,67 1.536,23 648,51 160,54 496,84 177,31 167,79 239,76 107,52 4.085,66 245,06 29,51 381,45 118,37 18,39 221,75 1.507,12 138,81 160,16 6.906,27
Comercial 9,93 147,15 78,14 1.308,62 265,19 62,95 214,34 106,11 121,59 160,32 75,50 2.549,85 92,11 9,00 155,54 41,93 15,69 89,33 903,04 56,53 64,02 3.977,04
Industrial 0,45 258,49 70,83 1.593,36 433,48 44,88 263,87 178,24 143,27 81,54 28,91 3.097,32 121,27 52,63 304,07 225,87 0,37 113,22 962,82 77,12 18,75 4.973,44
Alumbrado Público 15,46 69,83 30,56 127,10 76,72 24,64 108,28 28,92 31,90 34,76 21,24 569,42 56,37 8,66 86,18 26,08 2,39 44,97 228,21 28,41 30,63 1.081,32
Otros 8,77 101,20 70,04 415,32 295,29 52,55 211,23 51,37 102,22 59,70 46,14 1.413,84 72,33 4,16 57,95 29,32 11,15 43,36 296,31 26,17 33,86 1.988,45
Total 76,39 909,39 426,25 4.980,63 1.719,20 345,57 1.294,56 541,95 566,76 576,08 279,31 11.716,09 587,13 103,95 985,19 441,58 47,98 512,63 3.897,50 327,04 307,42 18.926,51
FIG. No. 58: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWh)
36,49 %
26,28 %
21,01 %
10,51 %
5,71 %
6.906,27
4.973,44
3.977,04
1.988,45
1.081,32
Comercial
Otros
Residencial
Industrial
Alumbrado Público
FIG. No. 59: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWh) 140
FIG. No. 61: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWh)
FIG. No. 60: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (GWh)
141
TABLA No. 63: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWh)
Azuay Bolívar Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena Santo Domingo de los Tsáchilas Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe Zonas no delimitadas
312,13 42,38 77,80 45,21 142,63 120,87 311,19 185,13 18,39 2.275,25 143,37 133,51 290,83 555,80 35,49 26,81 49,95 23,38 1.541,99 132,26
126,91 10,21 27,65 18,78 60,07 42,12 138,64 80,31 15,69 1.652,72 55,36 52,44 122,98 236,58 15,55 14,02 31,90 13,31 925,62 92,21
364,18 0,45 62,35 8,40 77,13 226,01 186,45 78,32 0,37 2.248,54 39,50 9,22 91,91 276,63 1,96 15,74 18,15 5,04 1.014,19 62,05
Alumbrado Público 86,18 15,46 8,66 28,41 26,08 69,83 30,56 2,39 228,78 44,97 30,63 33,09 108,67 0,33 228,21 27,03
160,79
123,14
49,34
58,06 195,24 23,23 4,58
43,68 66,48 9,40 1,28
Total
6.906,27
3.977,04
Provincia
Residencial
Comercial
Industrial
Otros
Total
43,99 8,81 9,39 8,87 26,39 29,77 95,87 71,12 11,15 788,40 25,47 27,29 81,15 223,15 10,98 9,00 18,42 9,80 305,85 50,27
933,40 77,30 185,85 81,26 334,63 444,86 801,98 445,45 47,98 7.193,68 308,67 253,09 619,96 1.400,84 63,97 65,58 118,75 51,53 4.015,85 363,81
34,76
45,87
413,90
10,77 114,15 9,40 3,21
20,91 56,37 -
27,84 53,57 5,69 0,35
161,26 485,79 47,72 9,41
4.973,44
1.081,32
1.988,45
18.926,51
FIG. No. 62: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWh)
Entre las provincias de Guayas y Pichincha se ha requerido el 59,23 % del total de la energía entregada para consumo. Las zonas no delimitadas representaron el 0,05 %. La región Sierra representó el 39,81 % del total de la energía demandada, la región Costa el 57,20%, la región Amazónica el 2,69 %y la región Insular el 0,25 %.
143
Empresa
0,25 %
Zonas no delimitadas 0,05 %
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Residencial 4.808,08 35.323,44 12.733,40 156.886,06 73.937,12 14.699,18 53.241,32 18.838,79 18.298,05 24.392,00 11.614,58 424.772,04 26.727,98 3.304,61 41.580,80 13.295,83 1.952,09 23.728,70 143.366,88 15.512,20 17.739,85 711.981,00
Comercial 1.059,38 14.692,92 7.571,47 119.896,91 26.713,86 6.085,66 21.364,44 10.636,10 10.696,84 16.056,63 7.460,14 242.234,35 9.434,57 925,67 15.603,18 4.263,00 1.670,54 9.255,14 87.955,35 5.880,27 6.623,21 383.845,28
Industrial 55,70 23.504,40 6.789,99 120.300,97 37.893,91 4.358,70 22.227,40 14.914,07 12.478,49 7.169,09 2.784,90 252.477,62 11.846,20 4.202,33 26.551,64 18.535,85 42,52 11.323,50 84.715,35 6.708,81 2.170,08 418.573,91
Alumbrado Público 1.130,24 8.888,16 3.982,87 20.330,45 15.663,63 2.486,53 9.147,35 4.279,26 7.161,40 6.946,29 2.730,43 82.746,62 6.230,77 1.007,79 8.971,13 3.786,75 396,65 5.073,91 21.908,84 3.824,97 4.245,18 138.192,61
Otros
Total
754,69 7.808,09 8.046,17 90.455,10 5.486,97 36.564,70 25.454,37 442.868,76 20.379,92 174.588,45 3.848,71 31.478,79 15.360,09 121.340,61 4.006,16 52.674,38 8.015,05 56.649,83 4.596,74 59.160,75 3.438,73 28.028,78 99.387,61 1.101.618,24 4.930,25 59.169,78 333,48 9.773,88 4.621,06 97.327,81 2.171,66 42.053,09 1.012,26 5.074,07 3.328,78 52.710,03 24.539,62 362.486,03 2.014,90 33.941,15 2.764,06 33.542,38 145.103,67 1.797.696,47
El total de la facturación de energía eléctrica en 2015, fue de 1.797.696,47 kUSD. El sector residencial representó el 39,61 %. La CNEL Guayaquil ha facturado un total de 442.868,76 kUSD, la E.E. Quito ha facturado 362.486,03 kUSD, entre las dos representaron el 44,80 % de la facturación total. FIG. No. 63: PORCENTAJE DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN La CNEL EP ha facturado un monto total de 1.101.618,24 kUSD por consumo de energía eléctrica A continuación, se presenta la facturación de la energía eléctrica en miles de dólares (kUSD) por
de clientes regulados, lo que representa el 61,28 % del total.
grupo de consumo. TABLA No. 64: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (kUSD)
144
FIG. No. 64: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (kUSD)
FIG. No. 66: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (MUSD)
39,61 %
23,28 %
21,35 %
8,07 %
7,69 %
711,98
418,57
383,85
145,10
138,19
Comercial
Otros
Residencial
Industrial
Alumbrado Público
FIG. No. 65: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) 145
FIG. No. 67: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (MUSD)
146
TABLA No. 65: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (kUSD)
Provincia Azuay Bolívar Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena Santo Domingo de los Tsáchilas Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe Zonas no delimitadas Total
33.856,89 4.874,15 8.664,10 4.961,95 15.923,62 13.396,68 33.030,75 13.640,34 1.952,09 240.401,75 15.270,31 14.754,39 28.700,94 58.518,07 4.017,73 2.867,16 5.368,06 2.516,50 147.078,21 14.552,58
12.718,82 1.092,01 2.807,77 1.969,32 6.219,92 4.280,99 13.835,22 7.793,37 1.670,54 154.012,76 5.692,26 5.420,31 12.313,26 23.586,26 1.570,18 1.417,71 3.173,86 1.380,19 90.321,25 8.068,10
32.165,44 55,70 5.008,57 817,43 6.710,58 18.543,78 16.860,67 7.440,89 42,52 176.419,59 4.069,88 1.111,31 8.676,41 23.345,54 200,71 1.340,57 1.740,37 509,91 89.985,08 5.628,13
Alumbrado Público 8.971,13 1.130,24 1.007,79 3.824,97 3.786,75 8.888,16 3.982,87 396,65 40.262,42 5.073,91 4.245,18 2.486,53 9.147,35 0,11 21.908,84 7.172,33
16.965,84 6.305,44 21.269,42 2.598,19 495,85 711.981,00
12.303,82 4.296,02 6.795,37 975,47 130,50 383.845,28
4.398,40 1.045,30 11.128,88 1.045,15 283,10 418.573,91
6.946,29 2.730,32 6.230,77 138.192,61
Residencial
Comercial
Industrial
Otros
Total
3.520,21 757,35 733,80 685,13 2.034,69 2.205,28 7.606,75 5.568,38 1.012,26 51.397,38 1.902,26 2.210,51 6.363,36 16.298,89 877,89 737,56 1.386,00 767,44 25.327,79 4.194,10
91.232,49 7.909,46 18.222,02 8.433,84 34.713,77 42.213,48 80.221,57 38.425,84 5.074,07 662.493,91 32.008,61 27.741,69 58.540,49 130.896,11 6.666,51 6.363,00 11.668,40 5.174,03 374.621,18 39.615,24
3.507,92 2.062,88 3.432,23 488,75 24,86 145.103,67
44.122,28 16.439,95 48.856,67 5.107,56 934,31 1.797.696,47
FIG. No. 68: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (MUSD)
Las provincias que presentaron la mayor facturación de energía fueron: Guayas con 662.493,91 kUSD, Pichincha con 374.621,18 kUSD y Manabí con 130.896,11 kUSD. Las provincias de Guayas y Pichincha juntas, representaron el 57,69 % de la facturación total. Las zonas no delimitadas representaron el 0,05 %.
148
Empresa
0,28 %
Zonas no delimitadas
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Residencial 3.080,28 34.767,18 13.545,76 140.854,03 65.725,76 13.490,66 47.877,08 15.952,34 15.554,32 20.282,79 9.218,72 380.348,91 21.464,22 2.827,78 36.268,94 11.550,36 1.905,35 19.056,96 132.572,38 12.344,27 14.720,21 633.059,36
Comercial 1.037,45 14.755,08 7.442,13 118.880,85 26.382,24 6.102,82 21.190,90 10.601,80 10.200,59 16.116,64 7.181,67 239.892,17 9.349,77 915,70 15.628,15 4.098,67 1.672,28 9.216,33 87.562,62 5.760,66 6.611,71 380.708,07
Industrial 52,22 23.388,70 6.294,26 120.797,61 37.809,35 4.230,68 22.141,03 14.831,84 12.560,32 7.158,04 2.760,74 252.024,78 11.775,02 4.201,43 26.635,59 16.998,99 42,65 11.147,76 83.365,29 6.687,13 2.221,92 415.100,55
Alumbrado Público 1.094,92 8.733,35 3.500,62 20.044,33 15.145,81 2.374,95 8.773,36 4.134,15 6.788,88 7.144,55 2.643,30 80.378,21 6.145,24 1.004,39 8.976,65 3.446,05 391,97 5.016,91 21.644,14 3.676,90 4.234,37 134.914,84
Otros 729,97 7.609,65 3.707,58 28.317,96 17.543,34 2.749,63 12.339,70 3.457,34 4.980,51 4.467,91 3.691,63 89.595,23 4.838,48 312,10 4.450,69 2.080,37 937,16 3.159,70 24.453,36 1.881,17 2.646,47 134.354,73
Total 5.994,83 89.253,95 34.490,35 428.894,78 162.606,49 28.948,74 112.322,07 48.977,47 50.084,63 55.169,94 25.496,06 1.042.239,29 53.572,72 9.261,39 91.960,02 38.174,45 4.949,41 47.597,67 349.597,79 30.350,13 30.434,68 1.698.137,55
0,05 %
FIG. No. 69: PORCENTAJE DE LA FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN
2.4.4. Recaudación de valores facturados por las empresas distribuidoras a clientes regulados La recaudación de las distribuidoras en el 2015 fue de 1.698.474,77 kUSD. De este total, 633.084,67 kUSD fue recolectado por el sector residencial, que representa un 37,27 % del monto total.
El valor de recaudación detallado en la TABLA No. 66 no considera los subsidios.
FIG. No. 70: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (kUSD)
TABLA No. 66: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (kUSD) 149
37,27 %
24,44 %
22,43 %
7,95 %
7,91 %
633,08
415,10
380,98
134,95
134,36
Residencial
Industrial
Comercial
Alumbrado Público
Otros
FIG. No. 71: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD)
FIG. No. 73: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (MUSD)
FIG. No. 72: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (MUSD)
150
2.4.5. Facturación a Clientes No Regulados La facturación a clientes que no son regulados por el pliego tarifario, y que a su vez, utilizan las redes eléctricas de las empresas distribuidoras para el transporte de energía eléctrica con el fin de consumir su propia energía en los puntos de entrega, deben pagar un valor por peaje de energía y potencia, establecido por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad ARCONEL, tanto para la etapa de subtransmisión como de distribución. TABLA No. 67: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS Empresa CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas
Etapa Funcional
Redes de Media Tensión Redes de Media Tensión Líneas de Subtransmisión CNEL-Guayaquil Redes de Media Tensión CNEL-Guayas Los Ríos Redes de Media Tensión CNEL-Los Ríos Redes de Media Tensión CNEL-Manabí Redes de Media Tensión CNEL-Milagro Líneas de Subtransmisión CNEL-Sta. Elena Líneas de Subtransmisión Redes de Media Tensión CNEL-Sto. Domingo Subestación de Distribución Redes de Media Tensión CNEL EP Líneas de Subtransmisión Subestación de Distribución E.E. Ambato Redes de Media Tensión Líneas de Subtransmisión E.E. Centro Sur Redes de Media Tensión E.E. Cotopaxi Subestación de Distribución E.E. Norte Redes de Media Tensión E.E. Quito Redes de Media Tensión E.E. Riobamba Redes de Media Tensión Total
Energía (MWh) 214,09 5.090,18 38.618,61 12.792,67 11.401,24 112,23 3.157,18 2.892,21 1.118,83 8.046,59 3.447,80 40.814,18 42.629,65 3.447,80 2.275,73 2.092,60 2.272,50 66.617,20 7.469,17 219.725,55 419,27 387.763,65
Demanda Máxima Anual (MW) 0,62 12,69 80,79 34,60 25,96 0,33 8,72 82,63 3,21 17,34 9,14 100,25 166,63 9,14 5,81 19,41 5,77 114,62 28,65 445,36 1,14 896,79
Valor Peaje por Energía (kUSD) 0,58 19,78 12,23 19,47 43,32 0,29 10,10 3,28 2,52 22,53 4,48 116,08 18,03 4,48 1,59 0,84 2,95 46,57 10,79 328,49 0,71 530,53
Valor Total Valor Peaje por Potencia Peaje y Otros (kUSD) (kUSD) 2,11 2,69 80,06 99,84 29,31 41,55 46,60 66,07 46,51 89,83 1,52 1,82 14,56 24,67 49,50 52,78 13,15 15,67 65,90 88,46 20,11 24,61 257,26 373,38 91,97 109,99 20,11 24,61 19,28 20,88 15,34 16,17 39,21 42,16 114,30 160,87 13,90 24,68 1.650,67 1.980,78 8,69 9,40 2.230,73 2.762,93
FIG. No. 74: VALOR PEAJE POR ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS (kUSD) La cantidad de energía facturada en 2015, a clientes no regulados es de MWh y la potencia máxima anual es de MW, de los cuales el valor total por peaje de energía, potencia y otros es de kUSD.
2.5.
Programa de eficiencia energética para cocción por inducción y calentamiento de agua con electricidad (PEC)
Con Resolución No. 058/14, adoptada por el Directorio del Consejo Nacional de Electricidad CONELEC, en sesión realizada el 15 de julio de 2014, se expidió la modificación al pliego tarifario, aplicable a partir del 01 de agosto del 2014. Esta modificación se refiere a la inclusión de la tarifa residencial para el Programa PEC "Programa Emblemático de Eficiencia Energética para la Cocción por Inducción y el Calentamiento de Agua con Electricidad en sustitución del GLP en el sector residencial" Además, el Directorio del CONELEC, en sesión de 15 de julio de 2014, aprobó la Regulación No. CONELEC 004/14 “Modelo de factura para el pago de los valores correspondientes por los servicios públicos de energía eléctrica y alumbrado público general”, en el cual se incluye, como parte de los 152
conceptos a facturar, la aplicación del incentivo tarifario y el financiamiento de las cocinas para aquellos consumidores que decidieran optar por estos incentivos. Las principales modificaciones al modelo son:
Desagregación de la energía facturada, especificando el consumo por cocción eléctrica y calentamiento de agua.
Inclusión de una tabla en la que se detallan los valores (en dólares) que el consumidor ahorra por uso de la cocina de inducción y calentamiento de agua.
Inclusión en la segunda hoja, como parte de la recaudación a terceros, de una tabla con el financiamiento de la cocina de inducción para aquellos consumidores que accedan a este esquema.
El modelo de factura se implementó en las facturaciones de los consumidores a partir de septiembre de 2014. A continuación se presenta la información de los clientes del Programa PEC, en cuanto a la cantidad de clientes y la energía que ha sido facturada y subsidiada. TABLA No. 68: CLIENTES DEL PROGRAMA PEC
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Clientes solo Clientes solo con cocina con ducha 4.217 74.709 40.697 269.598 223.801 74.487 154.192 66.515 45.470 148.680 33.357 1.135.723 65.895 2.712 32.333 7.009 1.056 39.097 205.446 9.481 23.528 1.522.280
733 54 4 222 133 271 11 5 486 7 1.926 14.765 47 2.982 43 26 499 140.246 26 123 160.683
Clientes con cocina y ducha 187 1.389 13 1.284 697 719 185 76 1.313 332 6.195 1.585 213 5.882 651 43 2.796 136.006 6.828 2.861 163.060
Clientes Programa PEC 5.137 76.152 40.714 271.104 224.631 74.487 155.182 66.711 45.551 150.479 33.696 1.143.844 82.245 2.972 41.197 7.703 1.125 42.392 481.698 16.335 26.512 1.846.023
En el 2015, se contó con un total de 1.846.023 clientes beneficiarios del programa PEC, de los cuales 1.522.280 fueron clientes específicos con cocina de inducción, 160.683 con ducha eléctrica y 163.060 con ducha eléctrica y cocina de inducción. La E.E. Quito es la que cuenta con la mayor cantidad de clientes PEC a diciembre de 2015, con un total de 481.69, que representa el 26% del total de clientes PEC a nivel nacional.
153
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Clientes 5.137 76.152 40.714 271.104 224.631 74.487 155.182 66.711 45.551 150.479 33.696 1.143.844 82.245 2.972 41.197 7.703 1.125 42.392 481.698 16.335 26.512 1.846.023
Energía Facturada (MWh) 650,73 12.834,32 6.453,81 55.652,94 37.799,65 10.552,94 28.868,40 10.223,44 6.971,08 20.142,07 5.602,95 195.752,32 10.248,87 417,15 6.722,03 1.178,12 277,77 5.768,97 84.861,38 2.399,13 3.546,47 311.172,22
Facturación Servicio Eléctrico (USD) 51.873,70 1.119.756,29 558.469,17 4.505.856,75 3.329.896,60 932.496,61 2.543.371,86 906.692,55 617.069,72 1.815.643,55 500.032,48 16.881.159,28 833.798,66 34.721,01 545.299,55 124.895,18 23.933,57 476.804,57 6.724.111,87 228.138,07 293.521,55 26.166.383,31
Energía Subsidiada (MWh) 174,15 2.125,00 1.211,12 9.359,11 6.481,67 1.759,13 4.156,64 1.639,41 1.133,32 3.030,37 931,98 32.001,89 2.692,03 95,91 1.561,08 175,53 49,31 1.146,95 14.303,66 486,78 813,55 53.326,68
Valor Subsidiado (USD) 15.673,41 191.249,55 109.001,07 842.319,72 583.349,94 158.321,52 374.097,51 147.546,99 101.998,53 272.732,94 83.878,47 2.880.169,65 242.283,06 8.631,99 140.497,20 15.797,52 4.438,17 103.225,50 1.287.328,95 43.810,02 73.219,14 4.799.401,20
Del total de energía eléctrica consumida en el programa PEC, 311.172,22 MWh fueron facturados FIG. No. 75: PORCENTAJE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON CLIENTES PEC
y 53.326,68 MWh fueron subsidiados a los clientes del programa PEC.
TABLA No. 69: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN PROGRAMA PEC
154
FIG. No. 76: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON CLIENTES PEC A continuación se presenta a nivel de provincia la cantidad de energía facturada y subsidiada en el programa PEC durante el 2015. TABLA No. 70: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN PROGRAMA PEC POR PROVINCIA
Provincia Azuay Bolívar Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena Santo Domingo de los Tsáchilas Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe Zonas no delimitadas Total
31.932 5.198 9.147 6.220 16.980 7.890 70.722 48.179 1.125 488.483 25.453 22.927 161.755 185.952 5.643 14.011 14.059 8.406 495.165 37.951
5.288.307 656.040 1.377.347 724.179 2.497.118 1.191.171 12.070.346 7.319.417 277.766 91.583.174 3.749.197 3.073.643 24.779.026 33.058.094 797.715 1.530.822 2.418.364 1.185.827 86.429.675 5.658.098
Facturación Servicio Eléctrico (USD) 429.659 52.416 113.663 57.321 236.242 126.085 1.054.717 639.607 23.934 7.689.693 307.986 254.779 2.175.454 2.930.719 63.351 123.949 219.421 92.744 6.863.674 500.529
102.478
13.878.296
1.234.586
2.219.963
199.797
19.815 59.731 3.094 3.707 1.846.023
3.197.597 7.572.611 413.712 444.677 311.172.219
281.741 619.624 34.147 40.344 26.166.383
570.731 1.898.096 96.693 67.307 53.326.680
51.366 170.829 8.702 6.058 4.799.401
Clientes
Energía Facturada (kWh)
Energía Subsidiada (kWh) 1.212.378 174.500 314.133 178.911 508.495 177.844 1.967.743 1.319.324 49.313 15.346.409 724.459 699.580 4.233.488 4.697.280 207.145 451.128 364.780 344.963 14.571.412 930.605
Valor Subsidiado (USD) 109.114 15.705 28.272 16.102 45.765 16.006 177.097 118.739 4.438 1.381.177 65.201 62.962 381.014 422.755 18.643 40.602 32.830 31.047 1.311.427 83.754
FIG. No. 77: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA POR PROVINCIA PARA CLIENTES PEC
155
2.6.
Pérdidas en sistemas de distribución
2.6.1. Pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras Las pérdidas de los sistemas de distribución representan la energía que se pierde en cada una de las etapas funcionales del sistema de distribución (subestaciones, redes de media tensión, transformadores de distribución, redes secundarias, luminarias, acometidas y medidores). También se incluyen también las pérdidas no técnicas producidas por la falta de medición y facturación a consumidores que se proveen de energía en forma ilegal o cuyos sistemas de medición sufren algún daño. TABLA No. 71: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Disponible en el Sistema (MWh) 84.092,13 1.069.112,88 562.798,54 5.700.381,31 2.042.829,63 432.340,20 1.715.322,46 663.723,54 666.297,22 665.392,19 337.802,92 13.940.093,01 630.197,63 108.892,11 1.069.376,66 549.264,12 52.512,50 573.119,29 4.361.835,41 367.464,48 346.375,73 21.999.130,94
Pérdidas del Sistema (MWh) 7.699,57 159.508,94 131.456,92 668.340,65 312.232,74 86.654,71 414.420,73 118.885,39 98.414,70 77.819,37 58.490,61 2.133.924,33 40.789,42 4.943,94 79.824,84 41.066,56 4.535,91 53.015,21 244.613,47 40.002,57 38.574,95 2.681.291,21
Pérdidas Técnicas del Sistema (MWh) 7.698,74 100.785,41 56.842,65 486.577,19 237.059,42 34.275,83 211.220,09 50.376,62 53.724,08 69.162,29 44.278,13 1.352.000,46 40.090,29 4.414,32 64.280,15 16.612,39 3.668,50 36.180,47 216.875,13 29.804,59 32.847,84 1.796.774,14
Pérdidas No Técnicas del Sistema (MWh) 0,83 58.723,53 74.614,26 181.763,46 75.173,32 52.378,88 203.200,64 68.508,77 44.690,62 8.657,08 14.212,48 781.923,87 699,13 529,62 15.544,69 24.454,17 867,41 16.834,74 27.738,34 10.197,98 5.727,11 884.517,07
Pérdidas del Sistema (%) 9,16 14,92 23,36 11,72 15,28 20,04 24,16 17,91 14,77 11,70 17,32 15,31 6,47 4,54 7,46 7,48 8,64 9,25 5,61 10,89 11,14 12,19
FIG. No. 78: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP Las unidades de negocio que mayores pérdidas presentaron son: CNEL Manabí con 24,35 %, CNEL Esmeraldas con 23,36 % y CNEL Los Ríos con 20,04 %. Por otra parte, las empresas que menores pérdidas porcentuales registraron son: E.E. Azogues con 4,54 %, E.E. Quito con 5,61 % y la E.E. Ambato con 6,47 %.
La energía disponible en el sistema de distribución fue de 21.999.130,94 MWh, de la cual 2.684.476,59 MWh corresponden a pérdidas del sistema. Esto representó el 12,20 % de pérdidas a nivel nacional.
159
FIG. No. 79: PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP
160
2.6.2. Comparativo de pérdidas y energía disponible entre los años 2014 - 2015 El análisis sobre las pérdidas de energía se entiende de mejor manera con una comparación entre el 2014 y el 2015. En este cuadro se puede apreciar que las pérdidas del 2015 fueron del 12,20 %, lo que representó una disminución de 0,18 puntos porcentuales con respecto al 12,38 % del año anterior (2014).
TABLA No. 72: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA DISPONIBLE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
2014 Disponible en Pérdidas el Sistema Sistema (GWh) (GWh) 79,61 7,88 970,86 154,24 527,21 124,70 5.491,03 625,56 1.883,93 310,07 397,65 83,89 1.600,03 398,90 632,33 114,20 595,97 96,21 605,56 72,67 311,20 54,05 13.095,36 2.042,38 599,11 43,10 108,52 4,81 1.018,61 81,12 541,36 39,85 45,87 3,78 561,22 50,76 4.278,10 253,98 352,03 38,46 327,48 31,85 20.927,65 2.590,09
Pérdidas Sistema (%) 9,90 15,89 23,65 11,39 16,46 21,10 24,93 18,06 16,14 12,00 17,37 15,60 7,19 4,44 7,96 7,36 8,24 9,04 5,94 10,93 9,73 12,38
2015 Disponible en Pérdidas el Sistema Sistema (MWh) (GWh) 84,09 7,70 1.069,11 159,51 562,80 131,46 5.700,38 668,34 2.042,83 312,23 432,34 86,65 1.715,32 414,42 663,72 118,89 666,30 98,41 665,39 77,82 337,80 58,49 13.940,09 2.133,92 630,20 40,79 108,89 4,94 1.069,38 79,82 549,26 41,07 52,51 4,54 573,12 53,02 4.361,84 244,61 367,46 40,00 346,38 38,57 21.999,13 2.681,29
Variación Pérdidas (%) Sistema (%) 9,16 (0,74) 14,92 (0,97) 23,36 (0,30) 11,72 0,33 15,28 (1,17) 20,04 (1,05) 24,16 (0,77) 17,91 (0,15) 14,77 (1,37) 11,70 (0,31) (0,05) 17,32 15,31 (0,29) 6,47 (0,72) 4,54 0,10 7,46 (0,50) 7,48 0,12 8,64 0,40 9,25 0,21 5,61 (0,33) 10,89 (0,04) 11,14 1,41 12,19 (0,19)
FIG. No. 80: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP
2.6.3. Evolución mensual de pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras Cada mes las pérdidas de energía presentan una variación inconstante, pues en cada uno de ellos se presenta una cantidad de energía disponible distinta y, por situaciones características de ciertos meses, se tienen valores de pérdidas que no reflejan las pérdidas globales del sistema. Es por esto que se realiza un cálculo de año móvil, para presentar efectivamente cuales son las pérdidas del sistema en contraste con la evolución histórica de las mismas. TABLA No. 73: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN
Los valores de variación que se encuentran entre paréntesis corresponden a valores negativos, lo que representa una disminución en las pérdidas porcentuales. En la FIG. No. 80 se puede visualizar de mejor manera la situación de las pérdidas para cada una de las empresas distribuidoras y a nivel nacional.
162
Año
2015
Total
Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Disponible en el Sistema (GWh) 1.824,19 1.683,70 1.898,22 1.833,24 1.910,94 1.835,28 1.862,97 1.790,46 1.789,77 1.864,31 1.809,58 1.896,46 21.999,13
Pérdidas Sistema (GWh) 245,69 131,10 297,13 217,56 264,44 215,72 230,91 199,59 214,15 235,14 193,35 236,50 2.681,29
Pérdidas Sistema (%) 13,47 7,79 15,65 11,87 13,84 11,75 12,39 11,15 11,97 12,61 10,68 12,47 12,19
Pérdidas Sistema Año Móvil (%) 12,32 12,21 12,24 12,25 12,29 12,37 12,23 12,21 12,27 12,22 12,27 12,19 12,19
2.6.4. Resumen mensual de pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras A continuación se presentan las pérdidas detalladas de los sistemas de distribución de cada una de las empresas y unidades de negocio de CNEL EP a lo largo del 2015. En la siguiente tabla se contrastan las pérdidas obtenidas con respecto a las metas propuestas por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable para diciembre del 2015. TABLA No. 74: RESUMEN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN Pérdidas de Energía Eléctrica Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
2.7.
Enero
9,59% 15,77% 23,09% 11,39% 16,37% 21,35% 25,06% 18,15% 15,92% 12,13% 16,56% 15,55% 7,37% 4,18% 8,17% 7,31% 7,90% 9,24% 5,71% 10,94% 9,77% 12,33%
Febrero
9,12% 15,63% 23,51% 11,11% 16,18% 21,35% 25,29% 18,44% 15,85% 11,71% 16,99% 15,44% 7,46% 4,19% 7,98% 7,22% 8,07% 9,11% 5,56% 11,02% 9,84% 12,22%
Marzo
9,25% 15,81% 23,72% 11,18% 16,12% 20,71% 25,37% 18,33% 15,27% 11,66% 17,11% 15,44% 6,93% 4,18% 7,95% 7,09% 7,98% 9,75% 5,69% 10,91% 9,90% 12,25%
Abril
Mayo
9,19% 15,88% 24,00% 11,27% 16,00% 20,44% 25,49% 18,00% 15,15% 12,01% 16,98% 15,49% 6,89% 4,28% 7,81% 7,10% 7,81% 9,81% 5,59% 11,06% 10,00% 12,26%
9,20% 15,70% 24,03% 11,43% 15,87% 20,47% 25,49% 18,05% 15,70% 11,79% 17,09% 15,55% 6,88% 4,29% 7,82% 7,34% 7,90% 9,82% 5,53% 11,12% 10,01% 12,30%
Junio
9,27% 15,55% 24,22% 11,59% 15,74% 20,14% 25,45% 18,04% 15,05% 11,92% 17,39% 15,57% 6,76% 4,47% 7,82% 7,32% 8,28% 9,94% 5,84% 11,13% 10,01% 12,38%
Julio
9,56% 15,35% 23,50% 11,31% 15,81% 19,94% 25,40% 18,12% 14,98% 11,59% 17,12% 15,39% 6,78% 4,37% 7,82% 7,23% 8,28% 9,84% 5,66% 11,23% 10,06% 12,24%
Agosto
9,71% 15,32% 23,92% 11,24% 15,55% 19,83% 25,25% 18,37% 14,88% 11,54% 17,33% 15,33% 6,65% 4,31% 7,78% 7,38% 8,17% 9,94% 5,72% 11,35% 10,26% 12,23%
Septiembre
9,64% 15,36% 23,70% 11,41% 15,48% 20,31% 25,12% 18,46% 14,79% 11,53% 17,32% 15,39% 6,42% 4,35% 7,77% 7,13% 7,97% 9,83% 5,84% 11,17% 10,44% 12,28%
Octubre
9,03% 15,36% 23,40% 11,33% 15,42% 20,12% 24,72% 18,69% 14,85% 11,66% 17,88% 15,32% 6,63% 4,39% 7,68% 7,32% 7,91% 9,83% 5,77% 11,19% 10,46% 12,23%
Noviembre Diciembre
9,18% 15,14% 23,59% 11,60% 15,42% 20,06% 24,69% 18,55% 14,77% 11,59% 17,48% 15,40% 6,65% 4,43% 7,62% 7,26% 8,46% 9,68% 5,76% 11,10% 10,59% 12,28%
9,16% 14,92% 23,36% 11,72% 15,28% 20,04% 24,35% 17,91% 14,77% 11,70% 17,32% 15,33% 6,47% 4,54% 7,46% 7,48% 8,64% 9,25% 5,61% 10,89% 11,14% 12,20%
Desvío Meta a Dic 2015 Meta Dic 2015 (%) (%) 10,00% 0,84% 15,00% 0,08% 21,11% -2,25% 11,00% -0,72% 15,75% 0,47% 19,00% -1,04% 22,00% -2,35% 17,00% -0,91% 15,00% 0,23% 11,50% -0,20% 16,50% -0,82% 14,57% -0,76% 6,50% 0,03% 4,50% -0,04% 7,00% -0,46% 6,00% -1,48% 7,00% -1,64% 9,50% 0,25% 6,30% 0,69% 9,50% -1,39% 9,50% -1,64% 11,74% -0,46%
Precios medios
El total de la energía comercializada en el 2015 fue de 22,925.03 GWh (véase la TABLA No. 46), por un monto de 1,068.79 MUSD. Este valor dio como resultado un precio medio de 4.66 USD ¢/kWh, tal como se detalla en la TABLA No. 75. El precio corresponde a la venta de energía en bornes de generación. FIG. No. 81: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN Las pérdidas del sistema presentan una disminución constante a lo largo del tiempo, que fluctúa, dependiendo de la situación integral del sistema eléctrico ecuatoriano. TABLA No. 75: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN 163
Tipo de Transacción Contratos T. de corto plazo Otros Importación Exportación Total
Total Costos Precio medio (MUSD) (USD ¢/kWh) 930,50 82,94 1,62 51,11 2,62 1.068,79
4,42 6,40 6,35 9,99 5,73 4,66
Las transacciones de corto plazo incluyen la facturación de centrales de generación de las empresas distribuidoras. En TABLA No. 76 se muestran los valores de costos de la energía vendida y los precios medios por tipo de transacción y tipo de empresa. TABLA No. 76: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y EMPRESA
Tipo de Empresa
Tipo de Transacción
Contratos Generadora T. de corto plazo Otros Total Generadora Contratos Distribuidora T. de corto plazo Otros Total Distribuidora Contratos Autogeneradora T. de corto plazo Otros Total Autogeneradora Contratos T. de corto plazo Total Importación T. de corto plazo Exportación Otros Total Exportación Total Importación
Total Costos (MUSD) 867,60 25,70 1,10 894,40 47,13 33,01 0,07 80,20 15,77 24,24 0,45 40,46 3,13 47,98 51,11 2,56 0,06 2,62 1.068,79
Precio medio (USD ¢/kWh) 4,26 14,54 7,51 4,35 11,75 3,85 11,41 6,37 5,43 9,27 4,41 7,20 5,74 10,49 9,99 5,66 11,55 5,73 4,66
En el siguiente gráfico se visualiza la variación mensual del precio medio durante el 2015, tanto en los contratos, como en las transacciones de corto plazo; no se incluyen las importaciones y exportaciones de energía.
164
TABLA No. 77: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS GENERADORAS Empresa Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro
FIG. No. 82: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA POR CONTRATOS Y T. CORTO PLAZO
Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe
2.7.1. Precio medio de la energía vendida por las empresas generadoras En el 2015 se registró un valor de precio medio de generación de 4,35 USD ¢/kWh. Los valores más altos lo registran las centrales fotovoltaicas con 40,03 USD ¢/kWh, valor fijado de acuerdo con la Regulación No. CONELEC 004/11.
Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa Total
Tipo de Transacción T. de corto plazo T. de corto plazo Contratos Contratos Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo Contratos Contratos Contratos Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo Contratos Contratos Contratos Otros Contratos T. de corto plazo Contratos T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo Contratos Otros Contratos T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo T. de corto plazo Contratos Contratos T. de corto plazo
Total Costos Precio medio (MUSD) (USD ₵/kWh) 0,37 40,03 0,56 40,03 2,83 1,96 216,82 9,10 8,17 9,13 0,13 9,13 30,50 0,97 0,06 0,94 36,09 2,90 0,04 6,21 55,20 0,79 132,96 7,77 81,73 5,54 127,73 11,78 13,40 9,97 28,44 5,53 0,29 6,95 0,65 39,90 43,37 11,93 0,98 0,95 0,29 46,13 0,44 13,21 1,19 40,03 9,60 8,63 0,43 40,03 0,62 40,03 2,33 40,03 4,26 4,70 0,81 5,80 33,89 11,46 0,43 40,03 0,38 40,03 0,23 40,03 0,63 40,03 0,54 40,03 0,51 39,27 0,54 40,03 0,40 40,03 0,49 40,03 0,46 40,03 0,55 40,03 0,59 40,03 53,39 8,57 0,58 40,03 0,51 40,00 894,40 4,35
165
2.7.2. Precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras con generación
TABLA No. 79: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
Las distribuidoras con generación vendieron al S.N.I. su energía producida en el 2015 mediante transacciones de corto plazo, las cuales fueron liquidadas por CENACE. El precio medio de la energía vendida fue de 6,36 USD ¢/kWh. TABLA No. 78: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR GENERACIÓN NO ESCINDIDA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Tipo de Transacción
Empresa CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
T. T. T. T. T. T. T.
de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo de corto plazo
Total Costos (MUSD)
Precio medio (USD ¢/kWh)
47,13 0,27 1,12 1,18 25,89 1,70 2,84 80,14
11,75 2,07 2,18 2,10 4,22 1,68 12,43 6,36
2.7.3. Precio medio de la energía vendida por las empresas autogeneradoras Por su parte, los autogeneradores registraron un precio medio de producción de 7,20 USD ¢/kWh en el 2015. Estas transacciones fueron de corto plazo y por contratos.
Empresa Agua Y Gas De Sillunchi Ecoelectric Ecoluz Ecudos Enermax Hidroabanico Hidroimbabura I.M. Mejía Lafarge Perlabí San Carlos Consejo Provincial De Tungurahua Moderna Alimentos Vicunha Municipio Cantón Espejo Hidrosanbartolo SERMAA EP Total
Total Costos Tipo de Transacción (kUSD) Otros M. de corto plazo Contratos M. de corto plazo Contratos Contratos M. de corto plazo Otros M. de corto plazo Otros M. de corto plazo Otros Contratos Otros Otros Contratos Otros
1,24 5.478,14 2.031,94 4.787,55 2.411,03 2.077,59 111,65 275,31 670,02 2,85 13.186,46 8,95 45,35 18,28 63,29 9.203,54 81,84 40.461,52
Precio medio (USD ₵/kWh) 3,00 9,50 4,58 9,69 4,60 4,70 7,17 4,61 5,15 4,00 9,43 3,65 4,00 1,95 4,84 6,21 4,89 7,20
Las empresas con mayor precio medio de producción fueron: Ecoelectric, Ecudos y San Carlos. Estas poseen centrales cuya fuente de energía primaria es biomasa. Registraron un valor de 9,50 USD ¢/kWh; 9,69 USD ¢/kWh; 9,43 USD ¢/kWh, respectivamente.
166
2.7.4. Precio medio de la energía comprada por las empresas distribuidoras
GWh MUSD x 10 6.000
Las distribuidoras compraron durante el 2015 un total de 21.541,14 GWh. De esta cifra se han
14,00
5.649
12,82 12,00
5.000
facturado 1.139,25 MUSD, obteniendo un precio medio de 5,29 USD ¢/kWh. Este cálculo, corresponde a la energía comprada en los puntos de entrega, para lo cual se consideraron los
USD ¢/kWh
4.139
10,00
4.000
cargos por transmisión y otros rubros.
8,00 3.000
TABLA No. 80: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA
5,17 2.000
DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP
5,34
5,34 2.031
5,30
5,31
5,34
5,26
5,32
5,35
5,40
5,27
5,32
5,24
5,39
5,37
5,37
5,38
5,29
5,44
6,00
1.712
4,00
1.067 1.063
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Energía Comprada (GWh) 84,15 1.067,04 558,91 5.648,97 2.031,43 432,23 1.712,17 665,36 665,18 653,90 330,66 13.849,98 627,92 108,89 1.063,10 472,94 3,40 566,81 4.138,98 362,80 346,38 21.541,19
1.000
Total Facturado (MUSD)
Precio Medio (USD ¢/kWh)
4,57 56,61 29,73 291,85 108,58 23,31 90,71 34,97 35,41 35,01 17,78 728,54 33,92 5,76 56,80 24,80 0,44 29,87 221,07 19,47 18,60 1.139,26
5,44 5,31 5,32 5,17 5,34 5,39 5,30 5,26 5,32 5,35 5,38 5,26 5,40 5,29 5,34 5,24 12,82 5,27 5,34 5,37 5,37
665
665
654
628
567
559
473
432
2,00
363
346
331
109
-
Energía Comprada (GWh)
Precio Medio (USD ¢/kWh)
84
3
-
Total Facturado (MUSD x 10)
FIG. No. 83: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP
2.7.5. Precio medio de la energía facturada a clientes regulados En lo concerniente al precio medio de la energía que se facturó a los clientes regulados en el 2015 se registró una media de 9,50 USD ¢/kWh. La demanda de energía a nivel nacional fue de 18.926,51 GWh, con una facturación de 1.797.696,47 kUSD. El incremento en el precio medio de energía eléctrica, se ve reflejado por la aplicación del pliego tarifario. TABLA No. 81: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP
5,29
167
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Energía Facturada (GWh) 76,39 909,39 426,25 4.980,63 1.719,20 345,57 1.297,74 541,95 566,76 576,08 279,31 11.719,28 587,13 103,95 985,19 441,58 47,98 512,63 3.897,50 327,04 307,42 18.929,69
Facturación Servicio Eléctrico (kUSD) 7.808,09 90.455,10 36.564,70 442.868,76 174.588,45 31.478,79 121.340,61 52.674,38 56.649,83 59.160,75 28.028,78 1.101.618,24 59.169,78 9.773,88 97.327,81 42.053,09 5.074,07 52.710,03 362.486,03 33.941,15 33.542,38 1.797.696,47
GWh
Precio Medio (USD ¢/kWh) 10,22 9,95 8,58 8,89 10,16 9,11 9,35 9,72 10,00 10,27 10,03 9,40 10,08 9,40 9,88 9,52 10,58 10,28 9,30 10,38 10,91 9,50
USD ¢/kWh
MUSD x 10
12,00
6.000
10,91
5.000
10,16
4.981
9,88
9,95 10,08
9,72
9,35
9,30
10,28
10,27
10,38
10,00 9,52
8,89 4.000
10,22
10,03
10,58 10,00
9,40
9,11 8,58
Precio Medio Anual 9,50 USD ¢/kWh
3.897
8,00
6,00
3.000
2.000
4,00
1.719 1.298
1.000
985
909
2,00
587
576
542
513
567
442
426
346
327
307
279
104
76
48 -
-
Energía Facturada (GWh)
Precio Medio (USD ¢/kWh)
Precio Medio Nacional (USD ¢/kWh)
Facturación Servicio Eléctrico (MUSD x 10)
FIG. No. 84: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP Los cálculos del precio medio anual se realizan a partir del total de la energía facturada y del valor de su facturación para el 2015. Para el sector residencial el precio medio de energía facturada fue de 10,31 USD ¢/kWh que representa un incremento de 0,34 USD ¢/kWh con relación al 2014 (9,97 USD ¢/kWh). TABLA No. 82: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE CONSUMO
168
Grupo de Consumo Residencial Comercial Industrial A. Público Otros Total
Energía Facturada (GWh) 6.910,53 3.976,71 4.973,12 1.081,32 1.988,02 18.929,69
Facturación Servicio Eléctrico (kUSD) 711.981,00 383.845,28 418.573,91 138.192,61 145.103,67 1.797.696,47
Precio Medio (USD ¢/kWh) 10,30 9,65 8,42 12,78 7,30 9,50
12,78 Alumbrado Público
10,31
9,65
8,42
Residencial
Comercial
Industrial
7,30 Otros
FIG. No. 86: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE CONSUMO (USD ¢/kWh)
FIG. No. 85: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE CONSUMO
169
2.7.6. Precio medio mensual de energía facturada a clientes regulados
GWh USD ¢/kWh
MUSD x 10
El precio medio de energía facturada mensualmente se puede apreciar en la TABLA No. 83. TABLA No. 83: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS
1.600
1.550
9,59
9,51
9,17
9,66
9,76
9,50
9,47
9,45
9,53
9,48
9,44
9,40
Precio Medio Anual 9,50 USD ¢/kWh
9,00 8,00
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
7,00
1.500
Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total
Energía Facturada (GWh) 1.548,74 1.520,84 1.565,21 1.582,33 1.611,94 1.584,01 1.600,70 1.560,75 1.546,45 1.598,65 1.582,40 1.627,68 18.929,69
Facturación (kUSD) 148.502,19 144.662,65 143.550,02 152.811,58 157.344,05 150.418,64 151.617,68 147.528,88 147.354,37 151.529,76 149.333,44 153.043,21 1.797.696,47
Precio Medio (USD ¢/kWh) 9,59 9,51 9,17 9,66 9,76 9,50 9,47 9,45 9,53 9,48 9,44 9,40 9,50
10,00
6,00 1.450
5,00 4,00
1.400
3,00 2,00
1.350
1,00 1.300
-
Energía Facturada (GWh)
Precio Medio (USD ¢/kWh)
Facturación Servicio Eléctrico (MUSD x 10)
Precio Medio Nacional (USD ¢/kWh)
FIG. No. 87: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
171
2.8.
Interconexiones
Ecuador mantiene conexiones para el intercambio de energía con otros países. Una de las naciones con la que el país tiene esta relación comercial es Colombia, a través de dos líneas de doble circuito Jamondino-Pomasqui 230kV, línea de simple circuito Tulcán-Panamericana 138 kV. Ecuador también tiene este tipo de relaciones con Perú por medio de la línea Machala-Zorritos 230 kV. La CENACE es la encargada de la operación técnica de las transacciones en Ecuador y también es la responsable de la coordinación con los operadores de los países mencionados. Los intercambios de energía se efectúan sobre los excedentes existentes de cada agente, una vez atendidas sus respectivas demandas internas. En este sentido se presenta el registro detallado de las transacciones con Colombia y Perú en los siguientes subcapítulos.
2.8.1. Importación de energía eléctrica Desde Colombia se importó un total de 457,24 GWh de energía durante el 2015. El mes de mayor transferencia fue marzo con 127,71 GWh. Por otra parte, en relación a la interconexión con Perú se registraron 54,57 GWh por concepto de energía importada.
Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Energía Importada (GWh) Colombia 84,28 54,37 127,71 46,47 26,92 12,01 22,27 38,43 32,72 1,64 3,87 6,56 457,24
Perú 3,07 11,37 12,62 27,51 54,57
Total 87,34 54,37 127,71 46,47 26,92 12,01 22,27 49,80 32,72 1,64 16,49 34,07 511,81
TABLA No. 84: ENERGÍA IMPORTADA
172
Total Costos por Importación de Energía (MUSD) Mes
FIG. No. 88: ENERGÍA IMPORTADA (GWh) 2.8.1.1.
Valores por importación de energía eléctrica
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Colombia 8,47 4,84 12,49 4,08 3,73 1,28 2,30 3,28 4,53 0,53 1,18 1,27 47,98
Perú 0,26 0,68 0,69 1,51 3,13
Total 8,74 4,84 12,49 4,08 3,73 1,28 2,30 3,96 4,53 0,53 1,86 2,78 51,11
El costo total de la energía importada para el país fue de 51,11 MUSD, de los cuales 47,98 MUSD corresponden a lo reportado por importaciones con Colombia y 3,13 MUSD con Perú. En marzo se registró el costo más alto por importación a Colombia, el cual ascendió a 12,49 MUSD. TABLA No. 85: VALORES POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA
FIG. No. 89: VALORES POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA (MUSD) 173
2.8.1.2.
Precio medio de energía eléctrica importada
Los precios medios de la energía importada para el 2015 estuvieron en el orden de 10,49 USD ¢/kWh para Colombia y en 5,74 USD ¢/kWh para Perú; el precio más alto se presentó en octubre registrándose 32,39 USD ¢/kWh. TABLA No. 86: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA
Precio Medio Importación de Energía USD ȼ/kWh Mes Colombia Perú Total Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
10,05 8,89 9,78 8,78 13,86 10,64 10,32 8,53 13,84 32,39 30,43 19,41 10,49
8,60 5,94 5,44 5,48 5,74
10,00 8,89 9,78 8,78 13,86 10,64 10,32 7,94 13,84 32,39 11,31 8,16 9,99
FIG. No. 90: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA
2.8.2. Exportación de energía eléctrica En cuanto a los rubros por exportación se tiene que durante el 2015 se registraron 45.328,34 MWh de energía enviada hacia Colombia. Julio fuel mes de mayor transferencia con 13.446,24 MWh. En lo que respecta a Perú, el país exportó a esa nación 382,31 MWh. El mes de mayor exportación fue noviembre con 48,48 MWh. De acuerdo a la información disponible se determina que el 99,2% de la exportación corresponde a la venta de energía a Colombia. TABLA No. 87: ENERGÍA EXPORTADA
174
Mes
Energía Exportada (MWh) Colombia
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
103,70 58,63 39,74 57,00 9.014,47 6.500,77 13.446,24 4.980,84 3.562,51 2.636,43 841,68 4.086,35 45.328,34
Perú 29,94 27,68 25,07 24,10 28,54 34,43 29,31 35,47 32,98 34,52 48,48 31,80 382,31
Total 133,64 86,31 64,81 81,09 9.043,00 6.535,19 13.475,55 5.016,30 3.595,48 2.670,95 890,16 4.118,14 45.710,64
FIG. No. 91: ENERGÍA EXPORTADA 2.8.2.1.
Valores por exportación de energía eléctrica
El valor de la exportación de energía hacia Colombia en el 2015 fue de 2.618,18 kUSD. De este total, 2.573,41 kUSD corresponden a lo reportado por exportaciones hacia Colombia y 44,77 kUSD hacia Perú. En diciembre se registró el costo más alto por exportación hacia Colombia el cual ascendió a 813,15 kUSD; mientras que para Perú el costo más alto se generó en noviembre con 5,70 kUSD.
TABLA No. 88: VALORES POR EXPORTACIÓN DE ENERGÍA
175
Total Costos por Exportación de Energía (kUSD) Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Colombia 6,77 4,19 3,35 3,55 422,50 208,31 395,91 131,37 136,37 307,69 140,24 813,15 2.573,41
Perú 3,25 3,04 3,03 2,90 3,35 3,92 3,48 4,11 3,88 4,04 5,70 4,06 44,77
Total 10,02 7,23 6,38 6,45 425,85 212,23 399,39 135,49 140,26 311,73 145,94 817,21 2.618,18
FIG. No. 92: VALORES POR EXPORTACIÓN COLOMBIA
176
FIG. No. 93: VALORES POR EXPORTACIÓN PERÚ 2.8.2.2.
Precio medio de energía eléctrica exportada
El precio medio de exportación de excedente energético de Ecuador hacia Colombia en el 2015 fue de 5,68 USD ¢/kWh, mientras que para Perú fue de 11,71 USD ¢/kWh. Los precios más representativos para estos dos países respectivamente se registraron en diciembre con 19,90 USD ¢/kWh y en enero con 12,78 USD ¢/kWh. TABLA No. 89: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA
Precio Medio Exportación de Energía (USD ȼ /kWh) Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Colombia 6,52 7,15 8,43 6,23 4,69 3,20 2,94 2,64 3,83 11,67 16,66 19,90 5,68
Perú 10,86 10,97 12,07 12,05 11,74 11,39 11,86 11,60 11,77 11,71 11,75 12,78 11,71
Total 7,50 8,37 9,84 7,96 4,71 3,25 2,96 2,70 3,90 11,67 16,39 19,84 5,73
FIG. No. 94: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA 2015
2.8.3. Análisis comparativo del precio medio de transacciones internacionales En la TABLA No. 90 y FIG. No. 95 se presentan los precios medios de importación y exportación de energía eléctrica. El resultado de las transacciones con Colombia arroja que el precio de importación es mayor al de exportación, mientras que para Perú el precio medio es exportación resultó ser superior al de importación.
TABLA No. 90: COMPARATIVO PRECIO MEDIO (USD ¢/kWh)
177
Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Importación Colombia 10,05 8,89 9,78 8,78 13,86 10,64 10,32 8,53 13,84 32,39 30,43 19,41
Exportación
Perú 8,60 5,94 5,44 5,48
Colombia 6,52 7,15 8,43 6,23 4,69 3,20 2,94 2,64 3,83 11,67 16,66 19,90
Perú 10,86 10,97 12,07 12,05 11,74 11,39 11,86 11,60 11,77 11,71 11,75 12,78
FIG. No. 95: COMPARATIVO PRECIO MEDIO COLOMBIA USD ¢/kWh
178
FIG. No. 96: COMPARATIVO PRECIO MEDIO PERÚ USD ¢/kWh
179
Producción total de energía e importaciones del S.N.I.- La producción total de electricidad e importaciones para el Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) desagregada por tipo de energía, es la siguiente: renovable con 13.615,67 GWh (58,37 %) y no renovable
3. Indicadores del sector eléctrico ecuatoriano
con 9.197,87 GWh (39,43 %). Por su parte, la importación alcanzó los 511,81 GWh que representan el 2,19% de la producción final. Es claro que el mayor aporte de energía se lo
El desarrollo del país está estrechamente vinculado con el trabajo realizado por el sector eléctrico ecuatoriano a diario. Es por eso que en el presente capítulo se presentan varios de sus indicadores,
hace a través de energías renovables.
los cuales han sido calculados en base a la información reportada por los diferentes participantes
clientes finales a través del Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.) y de los distintos
del sector. Los resultados obtenidos pretenden brindar una idea general de la situación acontecida
sistemas de distribución. La generación de energía renovable en el 2015 fue de 12.941,52
en relación a las transacciones efectuadas en las diferentes etapas funcionales del sector eléctrico
GWh (58,23%), la de energía no renovable fue de 8.772,05 GWh (39,47 %) y la obtenida
ecuatoriano durante el 2015.
3.1.
Balance nacional de energía
Energía entregada para servicio público.- Es la energía puesta a disposición de los
por interconexiones fue de 511,81 GWh (2,30%).
Energía disponible para servicio público.- Los clientes finales pudieron acceder a 21.999,13 GWh en el 2015. Esta cifra contempla las exportaciones de energía realizadas
En la TABLA No. 91, se presenta la siguiente información relevante del 2015:
Potencia nominal en generación.- Esta se presenta por tipo de energía y puede ser: Renovable (2.604,72 MW) y No Renovable (3.405,11 MW), equivalente al 43,32% y 56,68% respectivamente. Mientras que las centrales hidráulicas representan el 40,13 %, las térmicas el 59,08 % y, las eólicas y fotovoltaicas el 0,79%.
Capacidad efectiva en generación.- También está segmentada por tipo de energía. Puede ser: Renovable (2.585,23 MW) y No Renovable (2.973,62 MW con una equivalencia del 46,49% y 53,51% respectivamente. En lo que respecta al grupo de energía renovable, su producción en base al recurso hídrico representó el 43,18 %, durante el 2015. Este porcentaje, se irá incrementado al ingresar los proyectos previstos para los siguientes años:
a través de las interconexiones, que corresponde a la energía disponible en los sistemas de distribución para el consumo.
Consumo de energía para servicio público. Es la energía facturada por las empresas distribuidoras a los clientes finales. Se presenta por grupo de consumo (residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros). Según los análisis realizados se facturaron 19.314,65 GWh. Adicionalmente, las pérdidas en los sistemas de distribución, alcanzaron los 2.684,48 GWh, equivalente al 12,20% a nivel nacional. También se incluyen los datos del dinero facturado y recaudado, obteniéndose así el indicador de recaudación con el 98,38 %. TABLA No. 91: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Coca Codo Sinclair (1.500 MW), Toachi Pilatón (254,4 MW), Paute-Sopladora (487 MW), Delsitanisagua (180 MW) entre otros. Además la generación mediante recursos como el sol, el viento y la biomasa (bagazo de caña) representaron el 3,31%. El reporte también presenta los datos generados por las interconexiones con los países vecinos de Colombia y Perú.
Producción total de energía e importaciones.- La generación de electricidad alcanzó los 13.638,89 GWh como energía renovable, esta representa un 51,55 % del total. Mientras que la no renovable llegó a los 12.309,15 GWh, con un valor de 46,52 %. Por su parte, las cifras obtenidas a través de las interconexiones con Perú y Colombia se sitúan en 511,81 GWh, que corresponden al 1,93 % de la producción nacional. 180
1. Potencia nominal en generación de energía eléctrica Energía Renovable Hidráulica Eólica Fotovoltaica Térmica Turbovapor (1) Total Energía Renovable No Renovable
Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor
Total Energía No Renovable Total Potencia Nominal Interconexiones Interconexiones
Colombia Perú
Total Interconexiones
MW 2.412,86 21,15 26,41 144,30 2.604,72 1.860,69 1.086,19 458,24 3.405,11 6.009,83
%
MW 540,00 110,00 650,00
%
40,13% 0,35% 0,44% 2,40% 43,32% 30,99% 18,07% 7,62% 56,68% 100,00%
83,08% 16,92% 100,00%
2. Capacidad efectiva en generación de energía eléctrica Energía Renovable Hidráulica Eólica Fotovoltaica Térmica Turbovapor (1) Total Energía Renovable No Renovable
Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor
Total Energía No Renovable Total Capacidad Efectiva Interconexiones Interconexiones
Colombia Perú
Total Interconexiones
Potencia Nominal (MW)
Hidráulica 2.412,86 40,15%
Térmica MCI 1.860,69 30,96%
Térmica Turbovapor (1) 144,30 2,40%
Fotovoltaica 26,41 0,44%
Eólica 21,15 0,35%
%
MW 525,00 110,00 635,00
%
43,18% 0,38% 0,47% 2,45% 46,49% 27,86% 17,59% 8,06% 53,51% 100,00%
82,68% 17,32% 100,00%
Capacidad Efectiva (MW) Térmica Turbovapor 458,24 7,62%
Térmica Turbogas 1.086,19 18,07%
MW 2.401,30 21,15 26,37 136,40 2.585,23 1.547,38 978,00 448,24 2.973,62 5.558,84
Térmica Turbogas 978,00 17,59%
Térmica Turbovapor 448,24 8,06%
Térmica MCI 1.547,38 27,84%
Térmica Turbovapor (1) 136,40 Fotovoltaica 2,45% 26,37 0,47%
Hidráulica 2.401,30 43,20%
Eólica 21,15 0,38%
181
3. Producción Total de Energía e Importaciones Energía Renovable Hidráulica Eólica Fotovoltaica Térmica Turbovapor (1) Total Energía Renovable No Renovable
Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor
Total Energía No Renovable Total Producción Nacional Interconexión
Colombia Perú Importación Total Producción Nacional + Importación
GWh 13.096,27 98,81 36,06 407,75 13.638,89 6.606,11 3.275,16 2.427,89 12.309,15 25.948,04 457,24 54,57 511,81 26.459,85
% 49,49% 0,37% 0,14% 1,54% 51,55% 24,97% 12,38% 9,18% 46,52% 98,07% 1,73% 0,21% 1,93% 100,00%
3.1 Producción Total de Energía e Importaciones S.N.I. Energía Renovable Hidráulica Eólica Fotovoltaica Térmica Turbovapor (1) Total Energía Renovable S.N.I. No Renovable Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor Total Energía No Renovable S.N.I. Total Producción Nacional S.N.I. Interconexión Colombia Perú Importación Total Producción Nacional + Importación S.N.I.
49,49 %
24,97 %
12,38 %
9,18 %
1,93 %
1,54 %
0,37 %
0,14 %
13.096,27
6.606,11
3.275,16
2.427,89
511,81
407,75
98,81
36,06
Biomasa
Eólica
Fotovoltaica
MCI
Turbogas
Turbovapor
Importación
% 56,09% 0,40% 0,14% 1,75% 58,37% 17,13% 12,02% 10,28% 39,43% 97,81% 1,96% 0,23% 2,19% 100,00%
Producción de Energía e Importaciones S.N.I. (GWh)
Producción de Energía e Importaciones (GWh)
Hidráulica
GWh 13.082,16 92,46 33,30 407,75 13.615,67 3.996,59 2.803,05 2.398,23 9.197,87 22.813,55 457,24 54,57 511,81 23.325,36
Térmica Turbovapor 2.398,23 10,28% Térmica Turbogas 2.803,05 12,02%
Colombia 457,24 1,96%
Perú 54,57 0,23%
Hidráulica 13.082,16 56,09%
Térmica MCI 3.996,59 17,13% Térmica Turbovapor (1) 407,75 1,75% Fotovoltaica 33,30 0,14%
Eólica 92,46 0,40%
182
4. Energía Entregada para Servicio Público Energía Renovable Hidráulica
GWh 12.562,27 96,74 35,84 246,67 12.941,52 3.811,17 2.722,53 2.238,35 8.772,05 21.713,57 511,81 22.225,39
Eólica Fotovoltaica Térmica Turbovapor (1) Total Energía Renovable No Renovable
Térmica MCI Térmica Turbogas Térmica Turbovapor
Total Energía No Renovable Total Producción Nacional Interconexión
Importación Total Energía Entregada para Servicio Público
5. Energía Disponible para Servicio Público
% 56,52% 0,44% 0,16% 1,11% 58,23% 17,15% 12,25% 10,07% 39,47% 97,70% 2,30% 100,00%
Pérdidas en Transmisión Total Energía Disponible para Servicio Público Energía Exportada Perú Energía Exportada Colombia Total Energía Disponible en los Sistemas de Distribución 6. Consumos de Energía para Servicio Público Consumo de Energía a Nivel Residencial Nacional Comercial
Total Pérdidas en Distribución
Importación 511,81 2,30%
Térmica Turbogas 2.722,53 12,25%
Térmica Turbovapor (1) 246,67 1,11% Fotovoltaica 35,84 0,16%
0,81%
22.044,84 0,38 45,33 21.999,13
99,19% 0,00% 0,21% 99,79% % 31,39% 18,08% 24,37% 4,92% 9,04% 87,80%
1.796,77
8,17%
No Técnicas
887,70
4,04%
2.684,48
12,20%
1.800,50 1.771,42
98,38%
USD Recaudados (Millones)
Térmica MCI 3.811,17 17,15%
180,54
Técnicas
Total Pérdidas de Energía en Distribución Recaudación USD Facturados (Millones)
Hidráulica 12.562,27 56,52%
%
GWh 6.906,27 3.977,42 5.361,20 1.081,32 1.988,45 19.314,65
Industrial A. Público Otros
Energía Entregada para Servicio Público (GWh) Térmica Turbovapor 2.238,35 10,07%
GWh
(1) Corresponde a la generación, cuyo combustible es la Biomasa (Bagazo de caña)
Consumos de Energía y Pérdidas (GWh)
Eólica 96,74 0,44%
31,39 %
24,37 %
18,08 %
9,04 %
4,92 %
8,17 %
6.906,27
5.361,20
3.977,42
4,04 %
1.988,45
1.081,32
1.796,77
887,70
Otros
Alumbrado Público
Técnicas
Residencial
Industrial
Comercial
183
No Técnicas
3.1.1. Balance de energía del sistema eléctrico de distribución El balance de energía eléctrica en el sistema de distribución, hace referencia a la energía que recibe el sistema de cada una de las empresas distribuidoras versus la energía entregada a los consumidores finales. De esta forma se determinan 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. A continuación se presenta el balance de energía para cada una de las empresas distribuidoras y el balance general del sistema eléctrico de distribución. TABLA No. 92: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA
Distribuidora
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Disponible en el Sistema (MWh)
Facturada a Clientes Regulados (MWh)
84.092,13 1.069.112,88 562.798,54 5.700.381,31 2.042.829,63 432.340,20 1.715.322,46 663.723,54 666.297,22 665.392,19 337.802,92 13.940.093,01 630.197,63 108.892,11 1.069.376,66 549.264,12 52.512,50 573.119,29 4.361.835,41 367.464,48 346.375,73 21.999.130,94
76.392,55 909.389,83 426.251,45 4.980.629,38 1.719.195,65 345.573,26 1.297.744,54 541.945,94 566.763,69 576.078,43 279.312,32 11.719.277,05 587.132,48 103.948,17 985.186,71 441.580,35 47.976,59 512.634,91 3.897.496,40 327.042,64 307.418,48 18.929.693,78
Facturada a Clientes No Regulados o Terceros (MWh) 214,10 5.090,18 51.411,29 11.401,24 112,23 3.157,18 2.892,21 1.118,83 11.494,39 86.891,64 2.275,73 4.365,11 66.617,20 7.469,17 219.725,54 419,27 382,31 388.145,95
Pérdidas Sistema (MWh) 7.699,57 159.508,94 131.456,92 668.340,65 312.232,74 86.654,71 414.420,73 118.885,39 98.414,70 77.819,37 58.490,61 2.133.924,33 40.789,42 4.943,94 79.824,84 41.066,56 4.535,91 53.015,21 244.613,47 40.002,57 38.574,95 2.681.291,21
Perdidas No Perdidas Técnicas del Técnicas del Sistema (MWh) Sistema (MWh) 7.698,74 100.785,41 56.842,65 486.577,19 237.059,42 34.275,83 211.220,09 50.376,62 53.724,08 69.162,29 44.278,13 1.352.000,46 40.090,29 4.414,32 64.280,15 16.612,39 3.668,50 36.180,47 216.875,13 29.804,59 32.847,84 1.796.774,14
0,83 58.723,53 74.614,26 181.763,46 75.173,32 52.378,88 203.200,64 68.508,77 44.690,62 8.657,08 14.212,48 781.923,87 699,13 529,62 15.544,69 24.454,17 867,41 16.834,74 27.738,34 10.197,98 5.727,11 884.517,07
Pérdidas Sistema (%) 9,16 14,92 23,36 11,72 15,28 20,04 24,16 17,91 14,77 11,70 17,32 15,31 6,47 4,54 7,46 7,48 8,64 9,25 5,61 10,89 11,14 12,19
FIG. No. 97: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (%) La FIG. No. 97 demuestra de forma aproximada el comportamiento por empresa o unidad de negocio de CNEL EP, en relación al total de energía que disponen. En esta se aprecia claramente que la cantidad porcentual de las pérdidas de distribución, con respecto a la energía disponible es bastante reducida. Mientras que la energía que ha sido entregada y facturada a clientes finales representa la mayor cantidad. TABLA No. 93: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (GWh)
El sistema eléctrico nacional dispuso de 21,999.13 GWh en cuanto a distribución. De esta cantidad de energía la CNEL EP aportó con el 63.37% y las empresas eléctricas con el 36.63%. De la misma manera, las pérdidas totales del sistema fueron de 2,681.29 GWh. El 79.59% correspondió a la CNEL EP y el 20.41% a las empresas eléctricas.
Sistema
Sistema Eléctrico de Distribución
Energía Disponible en el Sistema 21.999,13
Energía Facturada a Clientes Regulados 18.929,69
Energía Facturada a Clientes No Regulados o Terceros
Pérdidas del Sistema
388,15
2.681,29
Pérdidas Técnicas del Sistema 1.796,77
Pérdidas No Técnicas del Sistema 884,52
Del total de energía disponible en el sistema de distribución, el 87.81% se factura a clientes regulados y no regulados, mientras que el 12.19% corresponde a pérdidas en el sistema. Esta información se puede apreciar detalladamente en la FIG. No. 98.
184
Termoesmeraldas, CELEC EP-Electroguayas, CELEC EP-Termopichincha y CELEC EP-Termogas Machala. TABLA No. 94: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (1/2) Tipo de Generación Eólica
Hidráulica
FIG. No. 98: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (GWh)
3.2.
Factor de planta
El factor de planta es la relación entre la energía total producida por una unidad o central de generación, en un periodo de tiempo (Ep), y la potencia efectiva promedio (Pe) multiplicada por las horas totales de ese periodo (horas). Fp (%)= [Ep (kWh)/ (Pe (kW)*horas)]*100
3.2.1. Factor de planta de empresas generadoras
Fotovoltaica
Empresa
Central
CELEC-Gensur Villonaco Eolicsa San Cristóbal CELEC-Coca Codo Sinclair Manduriacu Agoyán CELEC-Hidroagoyán Pucará San Francisco Baba CELEC-Hidronación Marcel Laniado Mazar CELEC-Hidropaute Paute Gualaceo Ocaña Elecaustro Saucay Saymirín Carcelen El Carmen EMAAP-Q Noroccidente Recuperadora Corazón Hidrosibimbe Sibimbe Uravia Altgenotec Altgenotec Brineforcorp Brineforcorp Electrisol Paneles Electrisol Enersol Enersol 1-500 Mulalo Epfotovoltaica Pastocalle Genrenotec Genrenotec Gonzanergy Gonzanergy Salinas Gransolar Tren Salinas Lojaenergy Lojaenergy Renova Loja RENOVALOJA Sabiangosolar SABIANGO SOLAR San Pedro San Pedro Sanersol Sanersol Sansau Sansau Saracaysol Saracaysol Solchacras Solchacras Solhuaqui Solhuaqui Solsantonio Solsantonio
Energía Bruta (GWh) 92,46 3,40 144,31 1.105,99 300,48 1.486,65 40,08 1.040,77 956,15 6.047,67 5,29 194,15 142,70 100,41 0,13 53,17 1,43 117,04 7,60 90,66 7,99 0,92 1,40 1,71 0,69 1,50 1,50 1,09 1,56 3,87 1,93 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,29 1,35 0,99 1,21 1,15
Factor de Planta (%) 63,97 16,15 25,34 80,93 49,00 80,05 10,89 55,78 64,21 62,76 62,25 84,92 67,87 73,85 25,16 74,01 68,23 92,14 88,49 72,88 93,07 10,59 16,02 19,52 16,19 17,51 17,13 12,51 17,77 22,09 22,11 12,38 10,83 6,70 18,06 15,31 14,76 15,44 11,37 13,87 13,12
En la TABLA No. 27, se presentan los factores de planta anuales de las diferentes generadoras. En esta se observa que las centrales eólicas San Cristóbal y Villonaco tienen factores de planta del 16,15% y 63,97%, respectivamente. Las empresas de generación hidroeléctrica, como Hidrosibimbe, EMAAP-Q, CELEC EP-Hidroagoyán y Elecaustro, registran factores de planta
TABLA No. 95: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (2/2)
superiores al 80%. Por su parte, las centrales fotovoltaicas presentan factores de planta del 20% y las termoeléctricas alcanzaron valores entre el 4% y 78%. En el análisis también se observó que las centrales de las empresas con factores de planta superiores al 60% fueron CELEC EP185
Tipo de Fotovoltaica
Térmica
Empresa Solsantros Surenergy Valsolar Wildtecsa
Central Solsantros Surenergy Central Paragachi Wildtecsa Enrique García Gonzalo Zevallos (Gas) Gonzalo Zevallos (Vapor) CELEC-Electroguayas Santa Elena II Santa Elena III Trinitaria Esmeraldas I Esmeraldas II Jaramijo CELEC-Termoesmeraldas La Propicia Manta II Miraflores Pedernales Termogas Machala I CELEC-Termogas Machala Termogas Machala II Celso Castellanos CENTRALES MACAS Dayuma Guangopolo Guangopolo2 Jivino I Jivino II Jivino III CELEC-Termopichincha Loreto Payamino Puná Nueva Quevedo II Sacha Santa Rosa Secoya Aislados Orellana y Sucumbíos Elecaustro El Descanso Electroquil Electroquil Generoca Generoca Intervisa Trade Victoria II Termoguayas Barcaza Keppel Energy
Energía 1,38 1,46 1,46 1,29 263,65 15,97 811,75 425,56 220,97 780,64 708,43 316,81 608,09 11,49 104,39 43,79 2,73 854,30 652,40 3,29 2,21 3,01 82,74 201,25 0,60 44,77 285,34 2,80 0,66 3,59 465,28 106,84 20,71 32,25 7,85 86,18 373,73 116,98 297,25 622,91
Factor de 15,81 16,72 16,70 14,81 31,35 9,12 63,47 59,14 60,49 67,00 64,70 37,67 51,70 15,25 64,07 12,69 7,79 75,89 60,06 5,21 17,16 43,33 47,86 1,80 51,10 77,55 15,98 4,20 16,28 57,11 61,60 4,69 41,83 18,30 57,20 23,57 38,90 33,27 59,26
3.2.2. Factor de planta de empresas distribuidoras con generación
el elevado costo del combustible, van a tener un factor de planta menor pues económicamente son despachadas a las centrales de producción de energía renovable posteriormente.
TABLA No. 96: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN Tipo de Generación Eólica
Fotovoltaica
Hidráulica
MCI
Turbogas Turbovapor
Empresa E.E. Galápagos E.E. Centro Sur E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Ambato E.E. Cotopaxi E.E. Cotopaxi E.E. Cotopaxi E.E. Cotopaxi E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Norte E.E. Norte E.E. Norte E.E. Quito E.E. Quito E.E. Quito E.E. Quito E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Riobamba E.E. Riobamba E.E. Sur E.E. Ambato E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Quito E.E. Sur CNEL-Guayaquil CNEL-Guayaquil CNEL-Guayaquil E.E. Centro Sur
Central Baltra Eolico Panel Fotovoltaico Floreana Perla Solar Floreana Solar aislados Isabela Solar aislados San Cristobal Solar Eolicsa Santa Cruz Solar aislados Santa Cruz Solar Puerto Ayora Península Angamarca Catazacón El Estado Illuchi No.1 Illuchi No.2 Ambi Buenos Aires 2012 La Playa San Miguel de Car Cumbayá Guangopolo Los Chillos Nayón Pasochoa Alao Nizag Río Blanco Carlos Mora Lligua Floreana Isabela San Cristóbal Santa Cruz G. Hernández Catamayo Álvaro Tinajero Aníbal Santos (Gas) Aníbal Santos (Vapor) Central Térmica TAISHA
Energía Bruta (MWh) 2.947,16 663,16 14,17 7,19 20,42 15,87 24,59 2.010,49 12.696,99 556,17 2.218,00 6.944,29 23.710,28 27.809,58 25.970,90 3.181,92 7.175,61 19.738,50 113.621,16 52.904,74 12.660,32 102.992,28 24.358,11 83.038,12 4.263,34 18.494,69 13.837,77 379,26 226,81 4.885,28 12.454,86 27.892,54 178.632,41 9.601,81 244.009,95 64.482,21 97.416,78 17,09
Factor de Planta Anual (%) 14,95 20,32 7,70 14,93 31,07 14,49 37,43 15,09 49,98 24,42 33,32 47,75 67,67 61,05 37,77 38,24 74,47 89,41 32,43 28,87 82,12 39,59 61,79 94,79 64,55 70,38 65,82 1,31 11,00 23,83 35,47 46,52 65,36 6,39 34,18 7,59 33,70 0,81
En las empresas de distribución con generación el factor de planta de centrales eléctricas representa la cantidad de energía que se ha producido en relación a la cantidad de energía que la
3.2.3. Factor de planta de empresas autogeneradoras
central podría producir durante un año. Se debe considerar que las centrales termoeléctricas, por De los resultados presentados se observan que factores de planta anuales fueron: para centrales termoeléctricas, cuyo combustible es biomasa, entre el 30% y 41%; para hidroeléctricas entre el 186
16% y 96% y para termoeléctricas hasta el 92%. Las empresas petroleras como Andes Petro, Petroamazonas y OCP muestran factores de planta inferiores al 3% debido a que varias centrales
Tipo de Generación
Empresa
térmicas reportadas no presentan una producción regular. TABLA No. 97: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2) Tipo de Generación
Empresa
Agua y Gas de Sillunchi Consejo Provincial De Tungurahua Ecoluz
Hidráulica
Biomasa
Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo I.M. Mejía Moderna Alimentos Municipio Cantón Espejo Perlabí SERMAA EP UCEM Vicunha Ecoelectric Ecudos San Carlos Agip
Andes Petro
Térmica
Lafarge Moderna Alimentos
Ocp
Petroamazonas
Central Sillunchi I Sillunchi II Microcentral Hidroeléctrica Tiliví Loreto Papallacta Electrocórdova Calope Hidroabanico Hidrocarolina Hidrosanbartolo La Calera Geppert Espejo Perlabí Atuntaqui PLANTA CHIMBORAZO Vindobona ECOELECTRIC Ecudos A-G San Carlos Agip Oil - CPF Agip Oil - Sarayacu Cami CDP Chorongo A CPH Dorine Battery Dorine G Dorine H Estación Dayuma Fanny 18B1 Fanny 50 Fanny 60 Hormiguero A Hormiguero B Hormiguero C Hormiguero D Hormiguero SUR Kupi 1 Kupi 4 Lago Agrio LTF Lago Agrio Station MAHOGANNY B Mahogany Mariann 30 Mariann 4A Mariann 5-8 Mariann 6 Mariann 9 Mariann Battery Mariann Norte Mariann Sur-1 Mariann Vieja Nantu B Nantu C Nantu D Nantu E Penke B Pindo Shiripuno Sonia A Sunka 1 Sunka 2 Tapir A Tapir B Tarapoa North West 5 Tarapuy TPP Wanke 1 Selva Alegre Kohler Amazonas Cayagama Chiquilpe Páramo Puerto Quito Sardinas Terminal Marítimo Aguajal Angel Norte Apaika ARCOLANDS Shushufindi Central Auca 51
Energía Bruta (MWh) 183,54 1.558,24 245,17 14.894,80 32.437,08 312,50 104.268,23 317.266,30 1.557,12 166.007,22 5.313,00 3.818,64 1.294,73 6.319,05 1.672,57 5.096,04 35.195,91 105.456,44 100.375,51 201.919,10 198.444,09 12.464,69 77,77 501,50 597,26 2.691,76 20.499,00 795,51 490,19 101,61 145,99 1.200,54 1.012,08 706,01 4.886,52 18.462,76 5.647,86 4.373,24 1.273,39 1.834,54 15,43 0,30 1.320,52 302,77 1.678,77 4.733,89 3.263,70 47,93 3.214,12 3.005,41 7,59 635,29 5.749,03 6.107,67 2.436,39 14.938,06 13,52 4.869,60 2.320,52 683,66 518,16 1.228,20 1.589,28 3.501,93 1.296,76 911,57 3.378,16 345.967,40 4.365,39 172.628,98 21,32 10.172,51 201,29 2,33 276,91 1,48 8.479,24 9,36 3.338,42 2.714,74 2.650,07 38.163,36 2.372,00
Factor de Planta (%) 23,28 59,29 46,65 80,78 59,72 17,84 79,35 95,33 20,79 37,94 30,63 26,42 36,95 29,32 59,67 30,62 68,56 34,20 41,52 31,32 62,52 18,29 22,19 17,45 22,73 24,16 43,33 33,63 11,19 8,79 4,76 42,83 15,40 15,74 18,79 34,84 21,49 18,35 29,07 20,94 0,14 0,01 4,12 2,66 23,96 43,23 35,48 0,55 37,83 42,89 0,29 4,83 21,88 36,70 34,77 39,38 3,21 51,09 25,97 19,51 2,09 8,76 50,40 8,64 42,29 17,34 60,73 60,39 14,74 72,18 0,17 18,90 0,68 0,17 1,24 0,11 18,16 0,06 43,06 18,69 6,79 58,06 19,34
TABLA No. 98: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2)
Petroamazonas
Térmica
Repsol
Río Napo
Sipec
Tecpetrol
Central Auca Central Auca Sur Cedros Coca Concordia Cononaco CPF Cuyabeno Dumbique EPF-Eden Yuturi Frontera Gacela Guanta Indillana Itaya A Itaya B Jaguar Jivino A Jivino B JUSTICE Culebra JUSTICE Lago Agrio JUSTICE Shushufindi Sur Lago Agrio Laguna Limoncocha Lobo Mono Nenke Oso Pacayacu Paka Norte Paka Sur Pakay Palmar Oeste Palo Azul PGE Pañayacu Payamino Pichincha POWERON Auca Pozos RS ROTH Aguarico RS ROTH Shushufindi Drago 2 RS ROTH Shushufindi Drago N1 Sansahuari Santa Elena Secoya Shushufindi Shushufindi Estación Sur-oeste Tangay Tapi Tetete Tipishca Tumali VHR Yamanunka Yanaq.Este Yanaq.Oeste Yuca Yuralpa REPSOL YPF-NPF-1 REPSOL YPF-NPF-2 REPSOL YPF-SPF-1 REPSOL YPF-SPF-2 REPSOL YPF-SPF-3 REPSOL YPF-SSFD CENTRAL DE 8 MW POWER MODULE 01 POWER MODULE 02 TURBINAS MDC-CPF PBH-ESTACION PBH-HUA01 PBH-HUA02 PBH-PAR12 PBH-PSO02 BERMEJO ESTE BERMEJO SUR 1008 BERMEJO SUR 12 ESTACIÓN NORTE ESTACIÓN RAYO ESTACIÓN SUR PLANTA DE AGUA SUBESTACIÓN 4B
Energía Bruta (MWh) 155,11 17.226,28 529,39 14.744,61 2.577,68 14.210,73 101.788,76 27.621,87 197,94 364.495,76 3.461,36 6.204,61 11.376,68 7.672,73 8.451,75 4.957,58 1.044,51 140,51 4.860,48 35.856,00 23.154,02 37.357,13 16.060,56 3.407,60 46.193,18 741,35 1.803,70 463,84 48.576,82 391,68 3.612,11 9.780,17 2.734,87 11.914,10 60.127,76 60,31 5.881,77 140,58 28.903,41 30.135,58 9.091,67 25.416,83 6.237,35 1.953,26 67.471,63 34.491,34 3.051,03 44,18 4.257,83 8.211,09 1.517,25 332,36 16.964,06 11.941,52 7.888,73 11.145,24 6.229,74 58.932,55 275.341,40 38.455,54 140.056,00 7.385,18 337.862,47 10.684,73 24.470,77 7.036,49 6.735,91 1.202,43 34.517,64 56,60 714,70 1.329,28 2.311,80 1.263,77 232,07 4.011,49 2.972,54 2.111,11 1.188,37 7.535,10 8.825,21 2.085,04
Factor de Planta (%) 3,02 15,48 6,32 23,70 70,06 19,88 88,55 31,25 1,56 66,41 33,04 47,73 18,04 32,02 29,15 51,68 75,47 1,34 51,09 68,22 52,86 71,08 18,06 22,10 67,87 8,10 11,81 7,76 33,51 11,44 29,04 25,34 11,65 45,73 29,21 0,30 15,00 9,55 21,20 49,14 51,89 55,80 23,55 47,75 29,90 36,46 6,12 2,63 19,85 40,82 18,89 7,19 23,84 62,25 25,84 31,02 27,87 92,83 89,80 61,92 84,15 5,61 87,06 18,62 34,92 80,33 76,89 19,61 53,25 1,62 14,83 33,72 15,99 62,72 17,43 43,04 39,27 83,68 18,74 74,67 66,28 52,20
MAPA No. 24: FACTOR DE PLANTA DE CENTRALES RENOVABLES
187
3.3.
Consumo per cápita Provincia
Se presenta el indicador de consumo per cápita a nivel de provincia y a nivel nacional, para lo cual, se utiliza el consumo de energía de los clientes regulados por las empresas distribuidoras y la población proyectada por el INEC para el 2015. Estos datos revelan que el mayor consumo para el 2015 ocurrió en las provincias de: Guayas, Galápagos, Pichincha, El Oro, Azuay y Santa Elena. Estos consumos se encuentran sobre los 1000 kWh/hab. Además, se establece que las de menor consumo son: Morona Santiago, Bolívar, Zamora Chinchipe y Carchi que están bajo los 500 kWh/hab. TABLA No. 99: CONSUMO PER CÁPITA ANUAL POR PROVINCIA
Azuay Bolívar Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena Santo Domingo de los Tsáchilas Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe Zonas no delimitadas Total
Consumo de Energía (GWh) 933,40 77,30 185,85 81,26 334,63 444,86 801,98 445,45 47,98 7.193,68 308,67 253,09 619,96 1.400,84 63,97 65,58 118,75 51,53 4.015,85 363,81 413,90 161,26 485,79 47,72 9,41 18.926,51
Población* 810.412 201.533 258.450 179.768 501.584 457.404 671.817 551.163 29.453 4.086.089 445.175 495.464 865.340 1.496.366 175.074 120.144 150.977 99.855 2.947.627 358.896 467.571 205.586 557.563 107.749 37.784 16.278.844
Consumo Per Cápita (kWh/hab) 1.151,75 383,58 719,08 452,02 667,15 972,57 1.193,75 808,20 1.628,92 1.760,53 693,37 510,81 716,44 936,16 365,39 545,82 786,51 516,03 1.362,40 1.013,70 885,21 784,41 871,28 442,87 249,14 1.162,64
190
FIG. No. 99: CONSUMO PER CÁPITA POR PROVINCIA (kWh/hab)
191
3.4.
Pérdidas nacionales en distribución
Las pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución corresponden a la energía que no es entregada y que no es facturada a los clientes finales. Este análisis se realiza partiendo de la energía disponible que llega a las subestaciones de entrega en bloque de las empresas distribuidoras. Técnicamente, por el efecto Joule (I²R) presente en los conductores eléctricos se pierde energía. Además que en los sistemas de distribución se debe considerar: el desequilibrio de las cargas que influye en el flujo por cada alimentador, la presencia de corrientes armónicas que circulan por los conductores debido a la presencia de cargas no lineales dentro del sistema, la ubicación de condensadores en puntos estratégicos del sistema para la reducción de pérdidas y mejorar el factor de potencia, y la configuración particular que presenta cada uno de los sistemas de distribución y que corresponde a cada empresa eléctrica o unidad de negocio de CNEL EP. A su vez, las pérdidas de energía que corresponden al consumo inadecuado e ilegal de energía eléctrica, por conexiones directas sin medición o redes clandestinas, corresponden a las pérdidas consideradas como no técnicas. Dentro de las estrategias establecidas en el Plan de Reducción de Pérdidas de Energía Eléctrica PLANREP-, desarrollado por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, se busca mejorar
Pérdidas Pérdidas No Pérdidas Pérdidas Pérdidas No Pérdidas Técnicas del Técnicas del Empresa del Sistema Técnicas del Técnicas del del Sistema Sistema Sistema (%) Sistema (%) Sistema (%) (GWh) (GWh) (GWh) CNEL-Bolívar 9,16 9,16 0,00 7,70 7,70 0,00 CNEL-El Oro 14,92 9,43 5,49 159,51 100,79 58,72 CNEL-Esmeraldas 23,36 10,10 13,26 131,46 56,84 74,61 CNEL-Guayaquil 11,72 8,54 3,19 668,34 486,58 181,76 CNEL-Guayas Los Ríos 15,28 11,60 3,68 312,23 237,06 75,17 CNEL-Los Ríos 20,04 7,93 12,12 86,65 34,28 52,38 CNEL-Manabí 24,16 12,31 11,85 414,42 211,22 203,20 CNEL-Milagro 17,91 7,59 10,32 118,89 50,38 68,51 CNEL-Sta. Elena 14,77 8,06 6,71 98,41 53,72 44,69 CNEL-Sto. Domingo 11,70 10,39 1,30 77,82 69,16 8,66 CNEL-Sucumbíos 17,32 13,11 4,21 58,49 44,28 14,21 2.133,92 1.352,00 781,92 CNEL EP 15,31 9,70 5,61 E.E. Ambato 6,47 6,36 0,11 40,79 40,09 0,70 E.E. Azogues 4,54 4,05 0,49 4,94 4,41 0,53 E.E. Centro Sur 7,46 6,01 1,45 79,82 64,28 15,54 E.E. Cotopaxi 7,48 3,02 4,45 41,07 16,61 24,45 E.E. Galápagos 8,64 6,99 1,65 4,54 3,67 0,87 E.E. Norte 9,25 6,31 2,94 53,02 36,18 16,83 E.E. Quito 5,61 4,97 0,64 244,61 216,88 27,74 E.E. Riobamba 10,89 8,11 2,78 40,00 29,80 10,20 E.E. Sur 11,14 9,48 1,65 38,57 32,85 5,73 Total 12,19 8,17 4,02 2.681,29 1.796,77 884,52
eficazmente las redes de distribución para disminuir las pérdidas técnicas (mejora de la topología, incremento del número de fases, incremento del calibre de los conductores, empleo de equipos
Las pérdidas de energía eléctrica en gigavatios hora (GWh), muestran la cantidad de energía que
más eficientes, etc.). Asimismo se establece la instalación masiva de medidores a clientes con
se ha perdido de forma técnica como no técnica en los sistemas de distribución. Es decir, que en
instalaciones directas (consumos convenidos y redes clandestinas) juntamente con la
los sistemas que se manejan grandes cantidades de energía eléctrica con el fin de abastecer a
normalización de acometidas ilegales.
todos sus clientes, se tienen mayores pérdidas de energía de carácter cuantitativo.
A continuación se presentan las pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución.
Mientras que las pérdidas porcentuales presentan una relación entre la energía perdida en el
TABLA No. 100: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
sistema y la disponible. De esta forma se obtiene, una mejor perspectiva en cuanto a las pérdidas de una empresa o unidad de negocio de la energía total que le es entregada. En la siguiente gráfica se visualiza de mejor manera, lo antes expuesto.
193
FIG. No. 100: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (GWh)
FIG. No. 101: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Por la cantidad de energía eléctrica de la que disponen, las empresas con mayores pérdidas en GWh son: CNEL Guayaquil con 668,34 GWh, CNEL Manabí con 417,61 GWh y CNEL Guayas Los
Las empresas o unidades de negocio con mayores pérdidas porcentuales son: CNEL Manabí con
Ríos con 312,23 GWh. Por el contrario, las que menores pérdidas registran son: E.E. Galápagos
24,35%, CNEL Esmeraldas con 23,36% y CNEL Los Ríos con 20,04%. Mientras que la E.E.
con 4,54 GWh, E.E. Azogues con 4,94 GWh y CNEL Bolívar con 7,70 GWh.
Azogues (4,54%), la E.E. Quito (5,61%) y la E.E. Ambato (6,47%) son las que menores pérdidas porcentuales alcanzaron.
3.5.
Consumo promedio de energía eléctrica
El consumo promedio de energía eléctrica representa la cantidad de energía en kWh, que mensualmente un cliente de una distribuidora consume. Esta cifra está relacionada directamente al número total de clientes y de la demanda total de energía que presenta la empresa distribuidora. En la TABLA No. 101 se presenta el consumo promedio mensual de energía por empresa y grupo de consumo (residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros) de los clientes regulados. TABLA No. 101: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA Y GRUPO DE CONSUMO DE CLIENTES REGULADOS (kWh/cliente) 194
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
Residencial 62,99 133,20 129,37 219,57 181,11 123,96 150,77 120,97 131,34 109,48 120,08 160,08 94,04 76,64 97,75 85,57 178,50 92,08 141,91 79,45 79,66 136,25
Comercial 319,10 524,46 688,37 1.410,36 1.197,47 737,63 1.106,18 652,63 1.123,67 585,14 535,56 1.004,11 313,39 336,66 399,78 354,85 798,09 326,36 588,52 282,59 328,25 711,44
Industrial 335,08 11.184,31 11.573,76 52.984,68 44.323,62 8.424,09 194.593,95 99.685,05 53.063,57 28.914,42 3.943,08 33.761,94 1.480,55 9.042,35 3.974,74 4.025,39 173,42 2.880,09 5.437,42 7.605,76 963,22 8.878,22
Alumbrado Público 21,68 24,55 20,17 15,88 19,83 17,53 30,59 17,55 22,60 13,90 19,78 19,96 18,53 20,29 19,42 16,43 18,45 16,22 18,24 14,22 13,32 18,73
Otros 502,58 2.361,03 2.358,39 8.303,76 5.113,79 2.622,33 4.331,41 2.935,84 4.533,43 1.740,72 1.635,56 3.830,18 1.205,92 462,01 838,20 1.002,36 2.565,92 843,31 1.638,29 653,81 451,38 2.238,82
Total 107,10 319,71 281,36 622,22 444,26 245,82 365,77 328,92 401,45 230,32 260,12 410,71 193,03 243,69 222,03 278,27 370,60 184,87 311,45 163,74 133,66 327,83
El consumo promedio mensual para el 2015 fue de 327,83 kWh/cliente. Este valor fue calculado, de la relación entre el total de energía consumida y el total de clientes regulados a nivel nacional. El sector industrial es el de mayor consumo mensual con 8.878,22 kWh/cliente, debido a que el número de clientes es considerablemente menor en comparación al consumo de energía de este grupo. Por otra parte, el consumo promedio mensual para el alumbrado público se determinó considerando el total de clientes de cada distribuidora, obteniendo a nivel nacional el valor de 18,73 kWh/cliente.
74,09 %
18,68 %
5,94 %
1,14 %
0,16 %
8.878,22
2.238,82
711,44
136,25
18,73
Otros
Comercial
Residencial
Industrial
Alumbrado Público
FIG. No. 102: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO (kWh/cliente) En la FIG. No. 102 se aprecia el consumo de energía eléctrica que se ha tenido en un mes promedio durante el 2015. En la gráfica se puede constatar que por cada cliente de un determinado grupo de consumo se presentan el número de kWh promedio que son demandados mensualmente. 195
FIG. No. 103: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES RESIDENCIALES
FIG. No. 104: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES COMERCIALES
(kWh/cliente)
(kWh/cliente)
Las empresas que tienen un consumo promedio alto en los clientes residenciales son: CNEL
La información también revela que las empresas de alto consumo promedio, en cuanto a clientes
Guayaquil, CNEL Guayas Los Ríos, E.E. Galápagos, CNEL Manabí y E.E. Quito. Su consumo
comerciales, son: CNEL Guayaquil, CNEL Guayas Los Ríos, CNEL Sta. Elena y CNEL Manabí.
promedio mensual fue mayor a 140 kWh/cliente y, a nivel nacional, se cifró el consumo promedio
Estas se encuentran sobre los 1.000 kWh/cliente. A nivel nacional se estableció que el consumo
mensual en 136,25 kWh/cliente.
promedio fue de 711,44 kWh/cliente.
196
Así también se determinó que las empresas de alto consumo promedio, en lo que respecta a clientes industriales, son: CNEL Manabí, CNEL Milagro, CNEL Sta. Elena y CNEL Guayaquil que presentan un consumo promedio superior a 50.000 kWh/cliente. Es así que a nivel nacional se reporta un consumo promedio de 8.878,22 kWh/cliente.
197
Estadística Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2006 2015
199
200
Dr. Esteban Albornoz Ministro de Electricidad y Energía Renovable
Después de décadas de indiferencia política, hoy es una realidad la diversificación de la matriz energética constituyéndose en el sector de prioridad con mayor inversión estatal en proyectos que están siendo ejecutados de manera eficiente para beneficio de todas y todos los ecuatorianos. El interés de los diferentes ciudadanos y consumidores por la información estadística responde a la necesidad de identificar, discriminar y valorar las proyecciones y acciones que fomentan el crecimiento interno con miras a mejores niveles de vida. De esta manera, los datos proporcionados deben ser claros, objetivos, desagregados en sus mínimos componentes que identifiquen los alcances; y lógicamente deben presentar sus variaciones, es decir el incremento, decrecimiento, estabilidad y cómo estos niveles inciden directamente en el desarrollo interno del sector eléctrico y del país. En este sentido, el Estado y su Gobierno, a través de las instancias públicas del sector eléctrico establecen los mecanismos para valorar y cuantificar la información demandada por la sociedad y que constituya referentes de acción y resultados efectivos. El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, junto con la Arconel presenta la Estadística Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2005-2015, documento que enseña el comportamiento de la información con base en datos contrastados cronológicamente en un período de diez años, con el fin de obtener una mayor apreciación y análisis del comportamiento y los cambios de los mismos.
201
202
Dr. Esteban Albornoz Director Ejecutivo Agencia de Regulación y Control de Electricidad - ARCONEL
La Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (RO 418, enero 16 de 2015) establece a la Agencia de Regulación y Control de Electricidad –Arconel la responsabilidad de operar y mantener el Sistema Único de Información Estadística del Sector Eléctrico, para lo cual recopila información actualizada y validada del sector eléctrico ecuatoriano a través de la Sistematización de Datos del Sector Eléctrico –Sisdat, con el objetivo de poner a disposición del público en general datos que presenten altos estándares de calidad y accesibilidad. Así, la Arconel publica el libro Estadística Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2005-2015, que entrega a la ciudadanía una estudio y análisis completo sobre el comportamiento de este sector de una manera cronológica y contrastada durante los diez últimos años, período que abarca los importantes avances y logros realizados por el actual Gobierno en materia de electricidad. Los estudios y análisis de comportamiento del sector eléctrico y sus componentes a lo largo de los años han permitido adoptar los cambios requeridos para visualizar nuevos escenarios en vías del crecimiento y desarrollo. Los indicadores arrojan parámetros contrastados en un período de tiempo que finalmente permite identificar aspectos, situaciones y manifestaciones de un determinado grupo, basado en sus fortalezas y debilidades. Esta publicación muestra un conocimiento amplio y claro de la realidad que existe en el sector eléctrico y sus proyecciones a futuro. La Estadística Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2005-2015, aspira convertirse en un instrumento de consulta e investigación, tanto para los actores directos del sector eléctrico como para solventar intereses académicos y de la ciudadanía en general.
203
204
Año
4. Infraestructura del Sector Eléctrico 2006 – 2015
2006 Total 2007
4.1.
Evolución histórica de las centrales de generación de energía eléctrica, periodo 2006 – 2015
En este apartado se presenta un análisis comparativo multianual de las potencias nominal y efectiva de las centrales de generación eléctrica (incorporadas y no incorporadas al S.N.I.) de las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras del país. Adicionalmente, se clasifican las centrales por tipo de energía renovable y no renovable. TABLA No. 102: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA
Total 2008 Total 2009 Total 2010 Total 2011 Total 2012 Total 2013 Total 2014 Total 2015 Total
Potencia Potencia Tipo Empresa Nominal Efectiva (MW) (MW) Autogeneradora 524,04 451,09 Distribuidora 591,60 489,43 Generadora 2.954,38 2.826,72 4.070,01 3.767,24 Autogeneradora 712,55 568,87 Distribuidora 585,26 488,96 Generadora 3.180,58 3.083,67 4.478,40 4.141,50 Autogeneradora 776,33 616,79 Distribuidora 587,71 494,76 Generadora 3.179,76 3.068,65 4.543,81 4.180,21 Autogeneradora 814,37 645,63 Distribuidora 595,95 494,89 Generadora 3.302,84 3.255,20 4.713,17 4.395,73 Autogeneradora 911,87 711,56 Distribuidora 501,03 452,48 Generadora 3.724,78 3.593,35 5.137,68 4.757,39 Autogeneradora 918,28 712,35 Distribuidora 503,54 455,18 Generadora 3.759,41 3.628,15 5.181,24 4.795,69 Autogeneradora 947,79 739,58 Distribuidora 473,04 430,51 Generadora 4.033,57 3.892,85 5.454,40 5.062,95 Autogeneradora 1.003,06 794,37 Distribuidora 475,22 432,28 Generadora 4.017,94 3.876,10 5.496,23 5.102,76 Autogeneradora 1.084,90 865,35 Distribuidora 464,37 420,55 Generadora 4.182,25 4.013,18 5.731,52 5.299,09 Autogeneradora 1.240,79 987,36 Distribuidora 464,47 420,63 Generadora 4.304,57 4.150,85 6.009,83 5.558,84
La potencia nominal y la potencia efectiva se incrementaron en el 2015 en un 47.66% y en un 47.56%, respecto al 2006. En el 2007 se registró el mayor crecimiento de la capacidad instalada
205
de generación, respecto a su año precedente, con aproximadamente 10.03%. Estos datos pueden ser revisados en la tabla anterior. Las siguientes tablas dan a conocer los valores de las potencias nominal y efectiva clasificadas por tipo de fuente de energía y tipo de central. Con un análisis minucioso de estos datos se concluyó que las centrales cuya fuente de energía primaria es de tipo renovable han experimentado un menor crecimiento en el periodo 2006 – 2015, con un aproximado de 38.95%. Por otro lado, las centrales de tipo no renovable presentan un mayor incremento del 55,10% en el mismo periodo. En la FIG. No. 105 se aprecia la evolución de las potencias nominal y efectiva desde el 2006 hasta el 2015. En esta se evidencia el constante crecimiento de las mismas y se reporta que en el 2015 se tiene una potencia nominal de 6,009.83 MW y 5,558.84 MW de potencia efectiva. TABLA No. 103: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE CENTRAL Fuente de energía
Tipo Central
Hidráulica Biomasa Renovable Eólica Solar Total Renovable No Renovable Térmica Total No Renovable Total
Potencia Nominal (MW) 2006 1.800,73 73,80 0,02 1.874,54 2.195,47 2.195,47 4.070,01
2007 2.057,08 73,80 2,40 0,02 2.133,30 2.345,10 2.345,10 4.478,40
2008 2.056,33 106,80 2,40 0,02 2.165,55 2.378,25 2.378,25 4.543,81
2009 2.059,25 106,80 2,40 0,02 2.168,47 2.544,70 2.544,70 4.713,17
2010 2.242,42 101,30 2,40 0,02 2.346,13 2.791,55 2.791,55 5.137,68
2011 2.234,41 101,30 2,40 0,04 2.338,15 2.843,08 2.843,08 5.181,24
2012 2.263,89 101,30 2,40 0,08 2.367,67 3.086,73 3.086,73 5.454,40
2013 2.263,89 101,30 18,90 3,90 2.387,99 3.108,23 3.108,23 5.496,23
2014 2.248,09 144,30 21,15 26,41 2.439,95 3.291,58 3.291,58 5.731,52
2015 2.412,86 144,30 21,15 26,41 2.604,72 3.405,11 3.405,11 6.009,83
Tipo Central
2006
Hidráulica 1.785,80 Renovable
2007
2008
2009
Potencia Efectiva (MW) 2010 2011 2012
La capacidad instalada de generación de tipo renovable y no renovable se ha incrementado gradualmente en los últimos años. Esto se puede apreciar en la FIG. No. 106, en la que se denota anualmente el incremento de la potencia nominal de centrales térmicas (no renovables), a excepción de los años 2007 y 2015 donde existió un mayor crecimiento en la capacidad instalada de centrales con fuentes renovables. Es importante señalar que el incremento negativo registrado en el 2011, de las energías renovables, se debe a la salida de operación de la central
TABLA No. 104: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE CENTRAL Fuente de energía
FIG. No. 105: EVOLUACIÓN HISTÓRICA DE LAS POTENCIAS NOMINAL Y EFECTIVA
Manageneración con potencia nominal igual a 9 MW. 2013
2014
2015
2.030,45 2.032,52 2.032,16
2.215,19 2.207,17 2.236,62 2.236,62 2.240,77 2.401,30
63,30 94,50 94,50 2,40 2,40 2,40 0,02 0,02 0,02 2.096,17 2.129,44 2.129,08
93,40 93,40 93,40 93,40 136,40 136,40 2,40 2,40 2,40 18,90 21,15 21,15 0,02 0,04 0,08 3,87 26,37 26,37 2.311,01 2.303,01 2.332,50 2.352,79 2.424,69 2.585,23
Biomasa Eólica Solar Total Renovable
63,30 0,02 1.849,11
No Renovable Térmica
1.918,12
2.045,33 2.050,77 2.266,65
2.446,38 2.492,67 2.730,44 2.749,96 2.874,39 2.973,62
Total No Renovable Total
1.918,12 3.767,24
2.045,33 2.050,77 2.266,65 4.141,50 4.180,21 4.395,73
2.446,38 2.492,67 2.730,44 2.749,96 2.874,39 2.973,62 4.757,39 4.795,69 5.062,95 5.102,76 5.299,09 5.558,84
FIG. No. 106: INCREMENTO ANUAL DE LA POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE ENERGÍA 206
4.2.
Evolución histórica de subestaciones, periodo 2006 – 2015.
4.2.1. Subestaciones Esta sección contiene información histórica sobre las subestaciones de empresas generadoras, autogeneradoras, transmisor y distribuidoras. La evolución a través del tiempo de las subestaciones de empresas generadoras se muestra en la TABLA No. 105. En esta se evidencia un crecimiento del 35.56% de la capacidad instalada de aproximadamente.
FA
FOA
2006
609,76
732,51
767,01
2007
609,76
732,51
767,01
2008
609,76
732,51
767,01
2009
609,76 609,76
732,51 732,51
767,01 767,01
609,76
732,51
767,01
609,76 617,76
732,51 740,51
767,01 775,01
799,26 849,36
961,10 1.014,10
976,81 1.067,31
2012
TABLA No. 105: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS GENERADORAS
Año
OA
2010 2011
transformación en el 2015, esto respecto al 2006. El incremento del último año fue del 3.38%,
Subestaciones Capacidad Instalada (MVA) OA FA FOA
Capacidad Instalada (MVA)
Año
2013 2014
2015
El progreso de las subestaciones de empresas distribuidoras se detalla en la TABLA No. 107. La
2006
1.866,80
2.148,01
2.389,21
gráfica revela un crecimiento del 31.97% de la capacidad instalada de transformación entre el 2006
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
2.121,80 2.121,80 2.241,80 2.241,80 2.366,80 2.436,80 2.461,80 2.509,80 2.587,80
2.403,01 2.403,01 2.563,01 2.563,01 2.719,01 2.789,01 2.814,01 2.891,51 2.969,51
2.644,21 2.644,21 2.804,21 2.804,21 2.960,21 3.030,21 3.055,21 3.132,71 3.238,71
y el 2015.
2015
La TABLA No. 106 detalla la evolución histórica de las subestaciones de empresas autogeneradoras. En la misma se evidencia un crecimiento del 39.15% de la capacidad instalada de transformación en el periodo 2006 – 2015. TABLA No. 106: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS
TABLA No. 107: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Capacidad de la Subestación (MVA) Número de OA FA FOA Subestaciones 326 326 322 322 322 321 328 339 351 368 377
3.923,88 3.923,88 3.840,38 3.840,38 3.840,38 3.830,38 3.983,63 4.101,88 4.306,68 4.532,04 5.119,30
4.950,17 4.950,17 4.846,17 4.846,17 4.846,17 4.828,67 5.007,42 5.144,99 5.387,36 5.730,62 6.512,49
5.138,74 5.138,74 5.034,74 5.034,74 5.034,74 5.017,24 5.195,99 5.331,61 5.587,43 5.916,49 6.781,36 207
Por su parte, la FIG. No. 107 muestra los valores de la capacidad instalada de las subestaciones
Año
de empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras. Estos datos describen la evolución
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
histórica que la misma ha experimentado a lo largo del periodo 2006 – 2015. Las distribuidoras registran la mayor capacidad instalada.
Capacidad OA 3.285,30 3.540,30 3.540,30 3.660,30 3.860,30 3.985,30 4.065,30 4.090,30 4.128,30 4.273,55
del transformador FA FOA 3.619,01 3.900,21 3.874,01 4.155,21 3.874,01 4.155,21 4.034,01 4.315,21 4.234,01 4.515,21 4.390,01 4.671,21 4.470,01 4.751,21 4.495,01 4.776,21 4.545,01 4.826,21 4.694,66 5.012,26
La capacidad total que dispone el S.N.T., en lo referente a potencia de transformadores y autotransformadores, se puntualiza en la TABLA No. 109. En esta se considera las capacidades instaladas más las de reserva, las mismas que alcanzan valores de 9,410.24MVA y 696.90MVA, respectivamente. Las dos cifras dan un total de 10,365.44MVA. TABLA No. 109: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR
FIG. No. 107: CAPACIDAD INSTALADA EN SUBESTACIONES (MVA)
4.3.
Evolución histórica de transformadores, periodo 2006 – 2015.
4.3.1. Transformadores y autotransformadores La potencia en transformadores y autotransformadores de los agentes generadores corresponden a la capacidad de estos sumada a la potencia de transformadores asociados a las unidades de generación. La capacidad de los transformadores y autotransformadores en el 2015 fue de 5,012.26MVA, lo que representa un crecimiento de 28.51% respecto al 2006. Esta información se precisa en la TABLA No. 7. TABLA No. 108: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE EMPRESAS GENERADORAS
2006 2007 2008
Potencia Autotransformadores 6.231,85 6.695,14 6.734,96
Potencia Transformadores 577,59 577,59 569,59
Potencia Total (MVA) 6.809,45 7.272,73 7.304,56
2009
7.002,62
647,96
7.650,58
2010 2011 2012 2013 2014 2015
6.363,99 6.655,69 7.205,69 7.307,49 7.564,33 9.054,46
745,10 1.077,10 1.087,10 1.167,32 1.200,62 1.310,98
7.109,09 7.732,79 8.292,79 8.474,81 8.764,95 10.365,44
Año
A continuación se detalla la evolución histórica de los transformadores de distribución en número y en capacidad (MVA) para el periodo 2006 – 2015. El año pasado (2015) la potencia total de 208
transformadores monofásicos y trifásicos fue de 10,832.89MVA, lo cual representa un incremento de 72.26% respecto al 2006. TABLA No. 110: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Transformadores de Distribución Monofásico Trifásico Monofásico Trifásico # # (MVA) (MVA) 145.299 24.896 3.736,60 2.551,91 147.294 28.901 3.979,24 2.736,87 157.161 27.621 4.353,63 3.037,77 150.374 29.019 2.942,17 2.082,75 177.631 27.766 4.305,91 2.902,68 205.561 30.293 5.935,58 3.372,15 199.469 30.514 4.874,29 3.457,44 220.201 32.204 5.340,19 3.670,74 228.102 32.648 5.582,70 3.845,37 253.409 33.931 6.430,22 4.402,67
Año
Longitud de Líneas por Voltaje 13,2 kV 69 kV
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
12 12 12 12 12 12 12 12 12
30,05 53,87 53,87 54,07 54,07 54,07 54,77 58,02 80,72 80,72
138 kV 230 kV
243,40 256,55 256,55 257,05 256,55 257,05 257,05 257,05 257,65 257,65
5,70 52,02 54,53 54,53 5,70 54,53 54,53 54,53 8,21 9,06
Longitud (km) 279,15 374,44 376,95 377,65 328,32 377,65 378,35 381,60 358,58 359,43
4.4.2. Líneas de transmisión de CELEC EP Transelectric A nivel de transmisión se utilizan líneas de alto voltaje de 138 kV y 230 kV. En el 2006 y 2007 se registró la operación de los tramos Cuenca-Gualaceo-Limón-Méndez-Macas a 69 kV. Actualmente, estas líneas se repotenciaron y operan a 138 kV. A diciembre del 2015, la longitud total de las líneas
4.4.
Evolución histórica de líneas de transmisión y subtransmisión, periodo 2006 – 2015
4.4.1. Líneas de transmisión de empresas generadoras
de transmisión fue de 4,614.26km, lo que representó un incremento del 48.42%, con respecto al 2006. El detalle histórico se presenta en la siguiente tabla. TABLA No. 112: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE CELEC EP – TRANSELECTRIC
La longitud total de las líneas de transmisión reportada por las empresas generadoras para el 2015 corresponde a 359.43 km, en tanto que para el 2006 se reportó 279,15 km. Además se aprecia que a partir del 2012 se produce un decremento en la longitud de líneas de 230 kV debido a que la Central San Francisco pasó a ser parte de CELEC EP- Hidroagoyán y la línea de 230 kV fue transferida a CELEC EP- Transelectric. Esta información está reflejada en la TABLA No. 10. TABLA No. 111: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS
209
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
4.5.
Longitud de Líneas por Longitud Voltaje (km) (km) 69 kV 138 kV 230 kV 214,53 1.420,44 1.474,02 3.108,99 148,40 1.648,47 1.474,02 3.270,89 1.885,99 1.669,92 3.555,91 1.754,25 1.670,98 3.425,23 1.794,46 1.783,94 3.578,40 1.942,34 1.858,20 3.800,54 1.847,38 2.002,72 3.850,10 1.940,38 2.010,32 3.950,70 1.961,48 2.315,49 4.276,97 2.045,50 2.568,76 4.614,26
Evolución histórica de clientes, periodo 2005-2014
4.5.1. Clientes A continuación se presenta el detalle multianual de clientes regulados y no regulados de las empresas distribuidoras. Como se puede observar en la TABLA No. 114, en el 2015 se registraron 4,811,045.00clientes regulados y 59 clientes no regulados. TABLA No. 114: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL NÚMERO DE CLIENTES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Número de Clientes Regulados Año
4.4.3. Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras De los datos presentados en la TABLA No. 113 se determina que en el 2015 las empresas distribuidoras reportaron una longitud total de 4,841.27km. Esto se traduce en un incremento en kilómetros de líneas de subtransmisión de 466.55km ( 10.66%) respecto al 2006. La línea de transmisión L/T Parque Eólico San Cristóbal de 13.2 kV y 12 km perteneciente a la Empresa
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Residencial
Comercial
2.826.369 2.948.585 3.110.473 3.288.798 3.470.331 3.675.992 3.853.176 4.010.640 4.117.661 4.224.115
320.633 335.993 351.333 368.430 386.638 413.904 439.253 445.946 456.055 465.847
Industrial
A. Público
39.718 40.721 42.273 43.261 45.248 47.137 48.068 49.204 48.390 46.682
424 762 486 349 361 364 211 308 557 387
Otros
Total Regulados
42.746 44.853 48.928 45.811 49.356 52.081 57.802 68.263 72.010 74.014
3.229.890 3.370.914 3.553.493 3.746.649 3.951.934 4.189.478 4.398.510 4.574.361 4.694.673 4.811.045
Total No Regulados
121 110 105 88 56 57 57 59 58 59
Total General
3.230.011 3.371.024 3.553.598 3.746.737 3.951.990 4.189.535 4.398.567 4.574.420 4.694.731 4.811.150
Eléctrica Galápagos fue registrada en el 2015 pese a que la fecha de inicio de operación fue el 01
El número de usuarios finales que se indica en alumbrado público (SAPG) son aquellos que están
de octubre del 2007.
asociados a un suministro o equipo de medición. Estos son considerados como un cliente más
TABLA No. 113: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Longitud de 13,8 kV 22 kV 7,55 73,50 71,00 49,52 78,65 50,41 78,65 50,41 78,65 50,41 78,65 50,41 63,65 50,55 63,65 50,55 24,65 50,55 12,00 13,15 50,72
13,2
Líneas por Voltaje (km) 34,5 kV 46 kV 69 kV 138 kV 247,42 206,82 3.736,39 103,04 267,54 240,34 3.729,03 27,30 216,75 211,48 3.893,72 106,99 216,75 211,48 3.893,72 106,99 216,75 211,48 3.893,55 106,99 216,75 211,48 3.893,72 106,99 44,97 211,48 4.143,50 56,15 44,97 211,48 4.230,91 61,48 34,90 211,48 4.446,86 95,65 61,87 211,48 4.396,40 95,65
dentro del sistema comercial de las empresas distribuidoras. En la siguiente figura se aprecia el número de clientes regulados por grupo de consumo en el periodo 2006 – 2015.
Longitud (km) 4.374,72 4.384,73 4.558,00 4.558,00 4.557,83 4.558,00 4.570,30 4.663,04 4.864,09 4.841,27 210
FIG. No. 108: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS El incremento de clientes regulados durante el 2015 fue de 48.95% relativo al 2006 y de 2.48% respecto del 2014.
211
5. Transacciones del Sector Eléctrico 20062015 5.1.
Evolución histórica de la producción de energía, periodo 2006-2015
5.1.1. Producción de energía La energía generada (incluida la importación) durante el periodo 2006-2015 experimentó un crecimiento del 58.57% al pasar de 16,686.32 GWh en el 2006 a 26,459.85 GWh en el 2015. Los años 2007 y 2011 fueron los de mayor incremento con relación al inmediato anterior. TABLA No. 115: ENERGÍA PRODUCIDA
FIG. No. 109: ENERGÍA PRODUCIDA, PERIODO 2006-2015
Año
Energía bruta (GWh)
Energía consumos auxiliares generación (GWh)
Energía disponible (GWh)
Energía Energía no entregada entregada para servicio para servicio público público (GWh) (GWh)
En la TABLA No. 116 se presenta la producción de energía bruta de cada una de las empresas del sector eléctrico ecuatoriano. En esta gráfica también se consideró la importación de energía a través de las interconexiones con Colombia y Perú. Un hecho relevante entre el 2013 y 2014 fue el inicio de operaciones de 22 centrales fotovoltaicas cuya producción de energía en el 2013 fue de 3,10 GWh y de 33,30 GWh en el 2015. El incremento se debió al ingreso de 20 centrales a partir de abril del 2014.
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
16.686,32 18.197,52 19.108,69 19.385,37 20.382,76 21.838,73 23.086,16 23.922,67 25.143,95 26.459,85
424,53 400,12 597,42 372,78 300,69 299,92 379,21 417,04 528,30 515,85
16.261,79 17.797,40 18.511,27 19.012,59 20.082,07 21.538,81 22.706,95 23.505,63 24.615,65 25.944,00
14.534,74 15.349,52 16.188,79 16.524,35 17.376,37 18.612,88 19.399,50 20.158,54 21.171,18 22.337,69
1.727,05 2.447,88 2.322,48 2.488,24 2.705,70 2.925,93 3.307,45 3.347,09 3.444,47 3.606,31
La energía disponible en el 2015 fue de 25,944.00 GWh, de los cuales el 86.10% ( 22,337.69 GWh) se entregó para el servicio público y el 13.90% ( 3,606.31 GWh) al servicio no público, que corresponde a la energía producida por las autogeneradoras para sus autoconsumos o las de sus empresas asociadas. 212
TABLA No. 116: ENERGÍA PRODUCIDA POR TIPO DE EMPRESA PERIODO 2006-2015 (GWh) Tipo Empresa
Tipo de Central Eólica
Hidráulica
Generadora
Solar
Térmica
Empresa CELEC-Gensur Eolicsa CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute Elecaustro EMAAP-Q Hidropastaza Hidrosibimbe Altgenotec Brineforcorp Electrisol Enersol Epfotovoltaica Genrenotec Gonzanergy Gransolar Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Valsolar Wildtecsa CELEC-Electroguayas CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil Generoca Intervisa Trade Termoguayas Ulysseas
Total Generadora Eólica
Hidráulica
Solar Distribuidora
Térmica
Total Distribuidora Biomasa
Hidráulica
Autogeneradora
Térmica
E.E. Galápagos CNEL-Bolívar CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur E.E. Centro Sur E.E. Galápagos CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Ecoelectric Ecudos San Carlos Agua y Gas de Sillunchi Consejo Provincial De Tungurahua Ecoluz Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo Hidroservice I.M. Mejía Manageneración Moderna Alimentos Municipio Cantón Espejo Perlabí SERMAA EP UCEM Vicunha Agip Andes Petro Lafarge Moderna Alimentos Ocp Petroamazonas Petrobras Petroproducción Repsol Río Napo Sipec Tecpetrol Vicunha
Total Autogeneradora Importación Total Importación Total
Inter. Colombia Inter. Perú
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
888,41 496,49 4.579,88 197,55 127,60 32,27 2.016,47 955,11 885,45 265,15 76,36 669,98 4,59 426,10 71,57 40,33 11.733,32 0,82 1,44 7,84 57,10 45,77 357,34 102,47 14,55 0,01 0,63 6,62 468,09 13,55 48,82 0,92 0,01 25,58 1,95 151,55 1,83 18,04 1.324,94 25,99 77,68 41,89 2,71 35,21 5,00 123,68 4,78 5,88 4,02 6,73 9,93 22,05 147,68 301,74 80,07 27,20 108,81 274,97 751,59 2.057,60 1.570,47 1.570,47 16.686,32
0,96 1.141,75 528,30 5.075,11 217,08 137,32 822,55 89,40 1.659,22 908,90 932,94 184,31 70,06 442,84 192,59 192,03 526,06 13.121,40 1,52 1,36 11,39 0,34 61,39 50,02 360,69 100,46 18,68 0,02 4,23 355,84 4,96 56,82 0,66 25,22 0,85 166,35 0,67 13,06 1.234,53 77,16 86,34 55,25 2,79 38,31 79,98 209,37 5,01 9,04 41,48 5,77 9,62 18,92 162,78 367,44 75,01 0,28 23,29 534,66 299,34 844,82 34,05 2.980,72 860,87 860,87 18.197,52
2,68 1.415,10 844,34 6.285,85 266,83 140,56 972,39 85,17 1.544,18 670,02 766,62 152,44 65,50 270,44 156,22 135,94 450,20 14.224,46 4,24 1,04 17,31 0,37 59,48 58,22 489,40 91,69 14,48 0,03 3,73 238,60 16,04 1,15 26,81 1,27 145,23 0,36 9,97 1.179,43 74,89 75,01 58,43 2,41 41,83 95,11 319,54 5,17 4,71 35,25 10,07 16,03 16,74 186,43 378,77 84,07 23,82 602,13 322,35 817,60 34,27 3.204,63 500,16 500,16 19.108,69
3,20 1.197,82 599,27 4.796,31 204,73 150,32 1.064,82 86,19 2.015,02 1.013,24 921,02 285,55 86,49 546,23 172,82 136,92 577,93 13.857,90 3,28 0,96 11,02 0,55 53,94 46,83 408,44 96,28 16,41 0,01 1,95 399,47 5,00 0,02 54,57 0,67 28,39 4,29 193,25 2,79 33,21 1.361,30 76,64 69,27 70,60 2,53 0,34 39,67 0,06 0,10 81,19 318,49 0,29 5,63 4,70 13,95 1,57 19,72 192,32 388,58 116,44 25,03 443,28 68,90 287,35 786,81 31,96 3.045,42 1.058,20 62,55 1.120,75 19.385,37
3,43 1.056,84 773,79 4.311,05 173,23 137,41 1.043,88 87,95 2.884,65 486,15 1.030,25 1.081,52 59,41 514,78 170,41 328,90 595,79 14.739,45 4,51 0,74 10,02 0,39 51,55 50,24 357,99 104,07 15,60 0,09 603,35 61,21 0,21 29,27 2,42 199,65 1,63 23,29 1.516,22 70,51 96,48 68,57 2,82 0,33 30,58 0,05 88,35 299,63 0,05 7,60 1,70 7,14 1,34 17,57 208,71 362,23 127,62 24,97 696,94 69,26 227,29 815,89 28,56 3.254,19 794,51 78,39 872,90 20.382,76
3,34 1.084,56 657,39 6.757,90 240,95 145,60 913,52 105,23 2.288,59 780,06 717,58 885,71 73,59 228,88 141,64 229,03 540,97 15.794,54 2,26 0,90 8,87 60,79 69,18 463,08 100,83 16,84 0,05 0,01 0,03 336,57 46,59 0,51 31,89 156,33 14,14 1.308,89 110,99 94,04 73,17 1,66 0,59 39,58 0,47 87,78 324,82 0,50 9,88 7,00 14,58 1,36 16,96 221,71 467,85 96,93 24,04 712,32 82,09 213,76 805,19 33,45 3.440,72 1.294,59 1.294,59 21.838,73
2,40 2.326,64 1.051,04 7.128,86 325,60 146,80 100,50 2.056,05 1.446,95 1.244,23 891,24 69,45 225,22 126,93 60,78 546,45 17.749,14 1,49 0,66 12,60 55,64 53,28 395,74 110,09 18,09 0,31 0,02 375,21 14,49 0,42 0,34 36,73 147,53 9,95 1.232,58 110,84 97,80 87,72 2,19 0,64 39,79 0,13 92,50 315,40 1,99 8,51 6,58 13,49 0,31 29,15 229,33 470,62 156,21 0,36 24,05 1.071,29 258,22 812,85 36,28 3.866,24 236,03 2,17 238,20 23.086,16
53,25 3,45 2.592,75 832,86 5.866,05 385,03 177,62 85,71 0,54 1,22 1,34 2.606,03 1.763,33 1.460,36 1.066,17 88,30 258,28 129,40 169,81 632,93 18.174,42 9,64 59,60 60,42 342,67 94,96 17,79 0,54 0,02 377,42 0,83 0,94 37,04 176,56 15,98 1.194,41 122,56 87,29 85,93 2,45 0,12 42,14 0,09 85,38 321,76 2,12 7,82 4,82 7,20 2,50 37,31 231,94 471,27 160,04 0,52 24,24 1.309,12 842,47 42,38 3.891,50 662,34 662,34 23.922,67
75,84 3,86 2.551,88 948,18 6.129,63 394,87 171,78 99,35 0,84 0,34 1,54 0,73 2,99 0,82 0,25 2,72 0,07 0,05 0,04 0,26 0,25 0,72 0,25 0,15 0,14 0,12 0,25 0,12 1,34 0,72 2.847,47 1.862,64 1.631,17 1.151,09 92,37 280,48 132,77 183,13 623,19 19.194,41 0,04 9,89 62,05 66,93 378,32 104,11 18,46 0,59 1,18 415,80 0,30 0,68 42,32 172,96 8,42 1.282,07 117,31 102,76 179,40 2,17 0,35 42,24 0,01 97,46 321,85 0,12 6,94 7,85 7,97 2,02 33,45 237,24 474,03 163,99 21,20 1.137,63 831,46 43,26 3.830,73 824,02 12,72 836,74 25.143,95
92,46 3,40 144,31 2.893,12 1.080,85 7.003,82 442,54 171,77 106,25 0,92 1,40 1,71 0,69 3,00 1,09 1,56 5,80 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,29 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 1,46 1,29 2.518,55 1.795,73 1.506,70 1.263,19 86,18 373,73 116,98 297,25 622,91 20.553,06 2,95 12,70 61,24 56,07 306,54 105,80 13,84 0,66 2,09 405,91 0,38 0,02 45,46 178,63 9,60 1.201,87 105,46 100,38 201,92 1,74 0,25 47,33 0,31 104,27 317,27 1,56 166,01 5,31 3,82 1,29 6,32 1,67 5,10 35,20 210,91 483,40 172,63 0,02 19,14 1.283,43 809,79 39,45 40,19 28,96 4.193,11 457,24 54,57 511,81 26.459,85
5.1.2. Producción histórica de empresas generadoras La producción en términos de generación bruta de las empresas generadoras tuvo un incremento porcentual mayor en el 2007 y en el 2012, con respecto al año anterior. El resultado fue un aumento del 11,83% y 12,38%, respectivamente. De acuerdo a lo reportado, el incremento en los últimos diez años fue de 75.17%. En las siguientes tablas se presenta información de la energía entregada a servicio público puesto que la mayor parte de la producción de las generadoras está destinada para dicho servicio. TABLA No. 117: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS GENERADORAS
Año
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía bruta (GWh) 11.733,32 13.121,40 14.224,46 13.857,90 14.739,45 15.794,54 17.749,14 18.174,42 19.194,41 20.553,06
Consumo auxiliares generación (GWh) 301,57 288,64 311,75 331,84 247,18 273,10 306,49 340,26 446,99 413,14
Energía disponible (GWh) 11.431,75 12.832,76 13.912,72 13.526,06 14.492,27 15.521,44 17.442,64 17.834,16 18.747,42 20.139,92
Energía entregada para servicio público (GWh) 11.428,52 12.815,01 13.911,99 13.525,79 14.442,15 15.388,06 17.305,58 17.657,94 18.685,84 20.072,56
En las siguientes tablas se muestra a detalle la producción de energía de las empresas generadoras. A partir del 2006 han entrado en operación comercial varios proyectos de generación eléctrica, lo que ha permitido tener una mayor oferta de energía.
La variación de energía bruta del 2015, con respecto al 2014, fue de 5.23% (de 25,143.95 GWh
Durante el 2014 ingresaron 20 centrales de generación fotovoltaicas menores a 1 MW.
en el 2014 a 26,459.85 GWh en el 2015). La empresa que presentó la mayor producción durante el 2015 fue CELEC EP-Hidropaute con 7,003.82 GWh.
213
TABLA No. 118: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (1/4)
Año
Empresa generadora
2006
CELEC-Electroguayas CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Generoca Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas Ulysseas
Total 2006 CELEC-Electroguayas CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Eolicsa Generoca Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas Ulysseas
2007
Total 2007 CELEC-Electroguayas CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Eolicsa Generoca Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas
2008
Total 2008 2009
CELEC-Electroguayas CELEC-Hidroagoyán
Energía bruta (GWh)
2.016,47 888,41 496,49 4.579,88 955,11 885,45 265,15 273,92 669,98 127,60 4,59 32,27 426,10 71,57 40,33 11.733,32 1.659,22 1.141,75 528,30 5.075,11 908,90 932,94 184,31 287,13 442,84 137,32 0,96 192,59 822,55 89,40 192,03 526,06 13.121,40 1.544,18 1.415,10 844,34 6.285,85 670,02 766,62 152,44 332,33 270,44 140,56 2,68 156,22 972,39 85,17 135,94 450,20 14.224,46 2.015,02 1.197,82
Consumo auxiliares generación (GWh) 97,27 1,43 7,43 46,92 57,76 19,47 5,93 4,60 27,70 27,01 2,12 0,00 3,93 301,57 93,34 1,21 8,49 63,21 57,28 21,11 5,06 4,82 19,74 3,77 8,15 1,50 0,96 0,00 288,64 101,50 2,22 13,30 87,54 44,02 17,99 4,99 5,18 11,01 16,63 6,68 0,70 (0,00) 311,75 102,32 2,15
Energía disponible (GWh) 1.919,20 886,99 489,06 4.532,95 897,35 865,98 259,23 269,31 642,28 100,59 4,59 32,27 423,98 71,57 36,40 11.431,75 1.565,88 1.140,54 519,80 5.011,91 851,62 911,83 179,25 282,32 423,09 133,55 0,96 184,44 821,05 89,40 191,07 526,06 12.832,76 1.442,69 1.412,88 831,03 6.198,31 626,00 748,63 147,45 327,15 259,43 123,93 2,68 149,54 972,39 85,17 135,23 450,20 13.912,72 1.912,70 1.195,67
Energía entregada (GWh) 1.919,20 885,65 489,06 4.532,95 897,27 865,98 258,30 269,31 642,28 97,36 4,59 32,27 423,98 71,57 36,40 11.426,17 1.565,88 1.140,31 519,80 5.011,91 851,62 911,83 177,98 282,32 423,09 115,79 184,44 821,05 89,40 191,07 526,06 12.812,55 1.442,69 1.412,78 831,03 6.198,31 626,00 748,63 146,14 327,15 259,43 123,18 2,68 149,54 960,27 85,17 135,23 450,20 13.898,44 1.912,53 1.195,67
Energía no incorporada (GWh)
Energía entregada para servicio público (GWh)
1,34 0,08 0,92 (0,00) 0,00 3,23 0,00 5,58 0,00 0,22 0,00 0,00 1,27 0,00 17,76 0,96 0,00 0,00 20,21 (0,00) 0,09 0,00 1,31 0,00 0,00 0,75 12,12 0,00 14,28 0,17 -
1.919,20 886,99 489,06 4.532,95 897,35 865,98 259,23 269,31 642,28 97,36 4,59 32,27 423,98 71,57 36,40 11.428,52 1.565,88 1.140,54 519,80 5.011,91 851,62 911,83 179,25 282,32 423,09 115,79 0,96 184,44 821,05 89,40 191,07 526,06 12.815,01 1.442,69 1.412,88 831,03 6.198,31 626,00 748,63 147,45 327,15 259,43 123,21 2,68 149,54 972,39 85,17 135,23 450,20 13.911,99 1.912,53 1.195,67
Año
Empresa generadora
2009
CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Eolicsa Generoca Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas
Total 2009
2010
CELEC-Electroguayas CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Eolicsa Generoca Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas
Total 2010
2011
Total 2011
CELEC-Electroguayas CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Eolicsa Generoca Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas
Energía bruta (GWh) 599,27 4.796,31 1.013,24 921,02 285,55 291,22 546,23 150,32 3,20 172,82 1.064,82 86,19 136,92 577,93 13.857,90 2.884,65 1.056,84 773,79 4.311,05 486,15 1.030,25 1.081,52 232,64 514,78 137,41 3,43 170,41 1.043,88 87,95 328,90 595,79 14.739,45 2.288,59 1.084,56 657,39 6.757,90 780,06 717,58 885,71 314,54 228,88 145,60 3,34 141,64 913,52 105,23 229,03 540,97 15.794,54
Consumo auxiliares generación (GWh) 9,88 58,42 69,71 19,18 10,40 5,17 18,65 26,04 7,47 2,06 0,39 331,84 127,84 1,65 10,93 14,08 36,61 21,29 5,59 3,99 16,62 (1,33) 7,50 1,45 0,96 247,18 118,97 1,33 9,56 20,46 60,35 14,63 24,11 5,27 7,14 3,42 6,25 0,90 0,69 273,10
Energía disponible (GWh) 589,39 4.737,89 943,53 901,84 275,16 286,06 527,58 124,28 3,20 165,35 1.062,76 86,19 136,53 577,93 13.526,06 2.756,81 1.055,19 762,86 4.296,97 449,54 1.008,96 1.075,93 228,65 498,16 138,74 3,43 162,91 1.042,43 87,95 327,94 595,79 14.492,27 2.169,62 1.083,23 647,83 6.737,44 719,71 702,95 861,59 309,26 221,74 142,18 3,34 135,38 912,61 105,23 228,34 540,97 15.521,44
Energía entregada (GWh) 589,39 4.737,89 943,53 901,84 275,20 286,06 527,58 124,16 165,38 1.052,68 86,19 136,53 577,93 13.512,55 2.756,67 1.055,19 762,86 4.296,97 449,54 1.008,91 360,95 228,65 498,16 87,28 162,91 1.031,03 87,95 327,94 595,79 13.710,81 2.169,36 1.083,23 647,83 6.737,44 719,71 702,93 757,59 309,26 221,74 113,68 135,38 903,23 105,23 228,34 540,97 15.375,95
Energía no incorporada (GWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,00 0,00 0,12 3,20 0,03 10,08 0,00 0,00 13,51 0,15 (0,00) 0,00 0,00 0,00 0,04 714,98 0,00 0,00 51,46 3,43 0,00 11,40 0,00 781,47 0,25 (0,00) 0,00 0,00 0,02 104,00 0,00 0,00 28,49 3,34 (0,00) 9,38 0,00 145,49
Energía entregada para servicio público (GWh) 589,39 4.737,89 943,53 901,84 275,16 286,06 527,58 124,19 3,20 165,35 1.062,76 86,19 136,53 577,93 13.525,79 2.756,67 1.055,19 762,86 4.296,97 449,54 1.008,93 1.075,93 228,65 498,16 88,79 3,43 162,91 1.042,43 87,95 327,94 595,79 14.442,15 2.169,36 1.083,23 647,83 6.737,44 719,71 702,95 757,59 309,26 221,74 113,05 3,34 135,38 912,61 105,23 228,34 540,97 15.388,06
TABLA No. 119: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (2/4) 214
TABLA No. 120: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (3/4)
Año
Empresa generadora
2012
CELEC-Electroguayas CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Eolicsa Generoca Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas
Total 2012
2013
CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas Valsolar
Total 2013
2014
Altgenotec Brineforcorp CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil
Energía bruta (GWh) 2.056,05 2.326,64 1.051,04 7.128,86 1.446,95 1.244,23 891,24 395,05 225,22 146,80 2,40 126,93 100,50 60,78 546,45 17.749,14 2.606,03 53,25 2.592,75 832,86 5.866,05 1.763,33 1.460,36 1.066,17 473,33 258,28 177,62 0,54 3,45 1,22 129,40 85,71 169,81 632,93 1,34 18.174,42 0,84 0,34 2.847,47 75,84 2.551,88 948,18 6.129,63 1.862,64 1.631,17 1.151,09 487,24 1,54 280,48
Consumo auxiliares generación (GWh) 110,87 3,58 15,19 30,30 63,67 24,31 33,90 7,90 8,16 2,63 5,75 0,24 306,49 119,74 0,19 4,48 12,52 35,37 63,83 30,84 39,39 10,41 9,29 2,39 0,02 0,01 6,15 5,60 0,02 340,26 0,01 0,00 143,26 1,14 19,69 14,32 34,85 114,76 33,72 45,35 10,59 0,08 11,82
Energía disponible (GWh) 1.945,18 2.323,05 1.035,85 7.098,56 1.383,28 1.219,92 857,34 387,15 217,06 144,18 2,40 121,18 100,50 60,54 546,45 17.442,64 2.486,29 53,06 2.588,27 820,34 5.830,68 1.699,50 1.429,52 1.026,78 462,92 248,99 175,22 0,52 3,45 1,21 123,25 85,71 164,20 632,93 1,31 17.834,16 0,83 0,34 2.704,22 74,70 2.532,19 933,86 6.094,77 1.747,88 1.597,45 1.105,74 476,66 1,45 268,66
Energía entregada (GWh) 1.944,97 2.323,05 969,61 7.098,56 1.383,28 1.219,92 757,31 387,15 217,06 108,15 121,18 100,50 54,63 546,45 17.231,82 2.485,17 53,05 2.588,27 653,52 5.830,69 1.699,50 1.429,52 917,76 462,92 248,99 130,68 0,14 1,21 123,25 85,71 164,20 632,93 1,31 17.508,82 0,83 0,34 2.704,22 74,70 2.532,19 933,86 6.094,77 1.747,88 1.597,45 1.105,74 476,66 0,33 268,66
Energía no incorporada (GWh) 0,21 0,00 66,24 0,00 (0,00) 0,00 100,03 0,00 0,00 36,03 2,40 (0,00) 5,92 210,82 1,12 0,01 0,00 166,82 (0,00) 0,00 0,00 109,02 0,00 0,00 44,54 0,38 3,45 0,00 0,00 0,00 325,34 0,00 (0,00) (0,00) (0,00) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,12 0,00
Energía entregada para servicio público (GWh) 1.944,97 2.323,05 1.035,85 7.098,56 1.383,28 1.219,92 757,31 387,15 217,06 107,36 2,40 121,18 100,50 60,54 546,45 17.305,58 2.485,17 53,06 2.588,27 820,34 5.830,68 1.699,50 1.429,52 904,87 462,92 248,99 122,03 0,52 3,45 1,21 123,25 85,71 164,20 632,93 1,31 17.657,94 0,83 0,34 2.704,22 74,70 2.532,19 933,86 6.094,77 1.747,88 1.597,45 1.105,74 476,66 1,45 268,66
TABLA No. 121: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (4/4)
Año
2014
Empresa generadora
EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro
3,28 0,02 0,03 5,84 0,01 8,20 -
Energía disponible (GWh)
Energía entregada (GWh)
168,50 0,71 3,86 2,96 126,94 0,81 0,25 2,72 99,35 174,93 0,07 0,05 0,04 0,26
124,43 0,45 2,96 126,94 0,81 0,25 2,72 99,35 174,93 0,07 0,05 0,04 0,26
Energía no incorporada (GWh) 44,07 0,26 3,86 0,00 0,00 0,00 -
Energía entregada para servicio público (GWh) 106,92 0,71 3,86 2,96 126,94 0,81 0,25 2,72 99,35 174,93 0,07 0,05 0,04 0,26
0,25
-
0,25
0,25
-
0,25
Sansau
0,72
0,01
0,71
0,71
-
0,71
Saracaysol
0,25
-
0,25
0,25
-
0,25
Solchacras
0,15
-
0,15
0,15
-
0,15
Solhuaqui
0,14
-
0,14
0,14
-
0,14
Solsantonio
0,12
-
0,12
0,12
-
0,12
Solsantros
0,25
-
0,25
0,25
-
0,25
Surenergy
0,12
-
0,12
0,12
-
0,12
623,19
-
623,19
623,19
-
623,19 1,32
Valsolar
1,34
0,02
1,32
1,32
-
Wildtecsa
0,72
0,01
0,71
0,71
-
Altgenotec
19.194,41 0,92
446,99 0,01
18.747,42 0,91
18.698,10 0,91
1,40
0,01
Total 2014 Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas
144,31
-
49,31 0,00
0,71 18.685,84 0,91
1,39
0,21
1,18
1,39
144,31
144,31
0,00
144,31 2.383,88
2.518,55
134,67
2.383,88
2.383,88
0,00
92,46
1,54
90,92
90,92
0,00
90,92
CELEC-Hidroagoyán
2.893,12
20,58
2.872,54
2.866,61
5,93
2.872,54
CELEC-Hidronación
1.080,85
14,82
1.066,03
1.066,03
(0,00)
1.066,03
CELEC-Hidropaute
7.003,82
32,54
6.971,29
6.971,29
0,00
6.971,29
CELEC-Termoesmeraldas
1.795,73
83,94
1.711,79
1.711,79
0,00
1.711,79
CELEC-Termogas Machala
1.506,70
31,05
1.475,65
1.475,65
0,00
1.475,65
CELEC-Termopichincha
1.263,19
45,94
1.217,25
1.217,25
0,00
1.217,25
528,73
10,82
517,91
517,91
0,00
1,71 373,73 171,77 0,69 3,40 3,00 116,98 1,09 1,56 5,80 106,25 297,25 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,29 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,46 1,29 20.553,06
0,09 15,36 2,44 0,02 0,03 5,70 0,01 13,55 0,01 0,02 0,01 413,14
1,62 358,36 169,33 0,67 3,40 2,97 111,28 1,08 1,56 5,80 106,25 283,70 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,28 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 1,28 20.139,92
1,10 72,16 102,62 0,17 2,97 111,28 1,08 1,56 1,43 105,60 283,70 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 0,81 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 0,82 19.769,54
CELEC-Gensur
Elecaustro
Total 2015
171,78 0,73 3,86 2,99 132,77 0,82 0,25 2,72 99,35 183,13 0,07 0,05 0,04 0,26
Consumo auxiliares generación (GWh)
Sanersol
Termoguayas
2015
Energía bruta (GWh)
Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa
0,51 286,20 66,71 0,50 3,40 0,00 4,37 0,64 (0,00) 0,46 0,46 370,38
517,91 1,62 358,36 102,62 0,67 3,40 2,97 111,28 1,08 1,56 5,80 105,60 283,70 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,28 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 1,28 20.072,56
La evolución de la producción total de energía de las empresas generadoras se presenta en la FIG. No. 110. En esta se evidencia que a partir del 2006 hubo un crecimiento de la producción 215
energética relacionado con la incorporación de nuevas centrales de generación. Sin embargo, se aprecia una disminución de la producción en el 2009 debido a la crisis energética presentada a
Año
finales de ese año. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía bruta (GWh) 1.324,94 1.234,53 1.179,43 1.361,30 1.516,22 1.308,89 1.232,58 1.194,41 1.282,07 1.201,87
Consumo auxiliares (GWh) 25,64 21,60 13,69 17,07 18,33 14,22 12,90 12,55 13,29 18,12
Energía disponible (GWh) 1.299,30 1.212,93 1.165,74 1.344,23 1.497,88 1.294,66 1.219,67 1.181,86 1.268,78 1.183,75
Energía entregada para servicio público (GWh) 1.299,30 1.212,93 1.165,74 1.344,23 1.497,88 1.294,66 1.219,67 1.181,86 1.268,78 1.183,75
En las siguientes tablas y figura se presenta con mayor detalle la electricidad producida por
FIG. No. 110: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS
empresa distribuidora con generación, la energía disponible, entregada, incoporada y la dispuesta
GENERADORAS
para servicio público en el sector eléctrico. Estos datos están representados en GWh.
5.1.3. Producción histórica de empresas distribuidoras con generación TABLA No. 123: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (1/4) Las empresas distribuidoras del país son las encargadas de llevar la energía disponible desde el sistema de transmisión para ser distribuida y comercializada a los clientes finales. No obstante, varias de las distribuidoras tienen centrales de generación eléctrica a su cargo. A continuación se detalla la producción de energía de las centrales de generación de las distribuidoras. La generación de estas empresas en el 2015 fue de 1.183,75 GWh, de los cuales 1.183,75GWh fueron entregados para servicio público excluyendo la energía que se entrega a sistemas aislados.
TABLA No. 122: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN
216
Año
Empresa
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Sta. Elena CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato 2006 E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2006 CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Sta. Elena CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato 2007 E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2007 CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Centro Sur 2008 E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2008
Energía Bruta (GWh)
1,45 6,62 468,09 13,55 50,26 8,76 0,01 57,10 25,60 47,72 508,89 104,30 32,59 1.324,94 1,52 4,23 355,84 4,96 58,18 12,05 0,34 61,39 25,23 50,87 527,04 101,13 31,74 1.234,53 4,24 3,73 238,60 17,09 18,45 0,37 59,48 26,84 59,50 634,63 92,05 24,45 1.179,43
Consumo auxiliares (GWh) 0,03 0,16 15,10 0,39 2,52 0,04 0,00 (0,04) 0,08 0,05 6,53 0,14 0,65 25,64 0,01 0,09 12,31 0,14 2,92 0,05 0,06 0,08 0,06 5,29 0,13 0,45 21,60 0,01 0,02 7,73 0,86 0,02 0,88 0,08 0,00 3,74 0,11 0,24 13,69
Energía Disponible (GWh) 1,42 6,47 452,99 13,16 47,74 8,72 0,01 57,14 25,52 47,67 502,36 104,16 31,94 1.299,30 1,51 4,14 343,53 4,82 55,26 12,00 0,34 61,33 25,15 50,81 521,74 101,00 31,29 1.212,93 4,23 3,71 230,87 16,23 18,43 0,37 58,60 26,76 59,50 630,89 91,94 24,21 1.165,74
Energía entregada para servicio público (GWh) 1,42 6,47 452,99 13,16 47,74 8,72 0,01 57,14 25,52 47,67 502,36 104,16 31,94 1.299,30 1,51 4,14 343,53 4,82 55,26 12,00 0,34 61,33 25,15 50,81 521,74 101,00 31,29 1.212,93 4,23 3,71 230,87 16,23 18,43 0,37 58,60 26,76 59,50 630,89 91,94 24,21 1.165,74
Año
Empresa
CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato 2009 E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2009 CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Centro Sur 2010 E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2010 CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Centro Sur 2011 E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2011
Energía bruta (GWh) 3,28 1,95 399,47 5,00 0,02 55,52 11,68 0,55 53,94 28,39 51,11 601,69 99,08 49,61 1.361,30 4,51 0,09 603,35 61,94 10,22 0,39 51,55 29,27 52,66 557,64 105,70 38,89 1.516,22 2,26 0,03 336,57 47,49 9,37 0,05 60,79 31,90 69,18 619,41 100,83 30,98 1.308,89
Consumo auxiliares generación (GWh) 0,01 0,00 3,50 0,04 0,00 1,86 0,02 0,05 0,11 10,59 0,17 0,72 17,07 0,01 0,00 7,65 2,03 0,02 0,05 0,08 7,84 0,13 0,51 18,33 0,01 0,00 5,13 1,71 0,01 0,11 0,15 6,59 0,11 0,42 14,22
Energía disponible (GWh) 3,27 1,95 395,98 4,96 0,01 53,67 11,66 0,55 53,88 28,28 51,11 591,10 98,90 48,90 1.344,23 4,49 0,09 595,70 59,91 10,20 0,39 51,50 29,19 52,66 549,80 105,57 38,38 1.497,88 2,26 0,03 331,45 45,78 9,37 0,05 60,69 31,76 69,18 612,82 100,72 30,56 1.294,66
Energía entregada para servicio público (GWh) 3,27 1,95 395,98 4,96 0,01 53,67 11,66 0,55 53,88 28,28 51,11 591,10 98,90 48,90 1.344,23 4,49 0,09 595,70 59,91 10,20 0,39 51,50 29,19 52,66 549,80 105,57 38,38 1.497,88 2,26 0,03 331,45 45,78 9,37 0,05 60,69 31,76 69,18 612,82 100,72 30,56 1.294,66
TABLA No. 124: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (2/4)
217
TABLA No. 125: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (3/4)
Año
Empresa
CNEL-Bolívar CNEL-Guayaquil CNEL-Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Centro Sur 2012 E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2012 CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi 2013 E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2013 CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi 2014 E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2014
Energía bruta (GWh) 1,49 375,21 15,15 13,02 0,65 55,64 36,74 53,28 543,27 110,09 28,04 1.232,58 377,42 10,47 1,48 59,60 37,05 60,42 519,23 94,96 33,77 1.194,41 415,80 10,20 1,27 62,05 43,54 66,93 551,27 104,11 26,89 1.282,07
Consumo auxiliares generación (GWh) 0,00 5,59 0,62 0,00 0,00 0,06 0,28 5,88 0,11 0,35 12,90 3,53 0,01 0,00 0,06 1,22 7,03 0,11 0,59 12,55 3,69 0,00 0,00 0,06 1,54 7,42 0,11 0,47 13,29
Energía disponible (GWh) 1,49 369,62 14,53 13,02 0,65 55,59 36,46 53,28 537,38 109,97 27,69 1.219,67 373,89 10,46 1,48 59,54 35,84 60,42 512,20 94,85 33,17 1.181,86 412,12 10,19 1,27 61,99 42,00 66,93 543,85 104,00 26,42 1.268,78
Energía entregada para servicio público (GWh) 1,49 369,62 14,53 13,02 0,65 55,59 36,46 53,28 537,38 109,97 27,69 1.219,67 373,89 10,46 1,48 59,54 35,84 60,42 512,20 94,85 33,17 1.181,86 412,12 10,19 1,27 61,99 42,00 66,93 543,85 104,00 26,42 1.268,78
TABLA No. 126: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (4/4)
Año
Empresa
CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi 2015 E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total 2015
Energía bruta (GWh) 405,91 13,08 0,68 61,24 50,50 56,07 485,17 105,80 23,44 1.201,87
Consumo auxiliares generación (GWh) 8,35 0,00 0,00 0,06 1,38 7,63 0,12 0,57 18,12
Energía disponible (GWh) 397,56 13,07 0,68 61,18 49,12 56,07 477,54 105,68 22,87 1.183,75
Energía entregada para servicio público (GWh) 397,56 13,07 0,68 61,18 49,12 56,07 477,54 105,68 22,87 1.183,75
218
FIG. No. 111: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
TABLA No. 128: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA
CON GENERACIÓN
(1/5)
Año
Empresa autogeneradora
5.1.4. Producción histórica de empresas autogeneradoras
En el periodo de análisis, la producción en términos de generación bruta de las empresas autogeneradoras se incrementó porcentualmente en el 2007 y en el 2012, con respecto al año anterior. Este aumento fue de 44,86% y 12,37%, respectivamente. De acuerdo con lo reportado, el incremento en los últimos diez años fue de 103,79%.
2006
TABLA No. 127: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
Año
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía bruta (GWh)
2.057,60 2.980,72 3.204,63 3.045,42 3.254,19 3.440,72 3.866,24 3.891,50 3.830,73 4.193,11
Consumo auxiliares generación (GWh) 97,33 89,89 271,98 23,87 35,17 12,60 59,81 64,23 68,02 84,59
Energía disponible (GWh)
1.960,27 2.890,83 2.932,65 3.021,55 3.219,01 3.428,12 3.806,43 3.827,27 3.762,72 4.108,51
Energía entregada para servicio público (GWh)
Energía no entregada para servicio público (GWh)
236,45 460,71 610,90 533,57 563,44 635,57 636,04 656,40 379,83 569,56
1.723,82 2.430,12 2.321,75 2.487,98 2.655,57 2.792,55 3.170,40 3.170,87 3.382,89 3.538,96
Total 2006
2007
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Ecoelectric Ecoluz Ecudos Enermax Hidroabanico Hidroimbabura I.M. Mejía Lafarge Manageneración Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Petroproducción Repsol San Carlos Sipec Vicunha
Total 2007
2008
Las tablas siguientes muestran la producción de energía de las empresas autogeneradoras en los
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Ecoelectric Ecoluz Ecudos Enermax Hidroabanico Hidroimbabura I.M. Mejía Lafarge Manageneración Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Petroproducción Repsol San Carlos Vicunha
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Ecoelectric Ecoluz Ecudos
Consumo Energía bruta auxiliares generación (GWh) (GWh) 147,68 2,71 301,74 25,99 35,21 77,68 5,00 123,68 4,78 5,88 80,07 4,02 6,73 27,20 9,93 108,81 274,97 751,59 41,89 22,05 2.057,60 162,78 2,79 367,44 77,16 38,31 86,34 79,98 209,37 5,01 9,04 75,01 41,48 6,05 23,29 9,62 534,66 299,34 844,82 55,25 34,05 18,92 2.980,72 186,43 2,41 378,77 74,89 41,83 75,01
4,25 2,18 6,41 8,21 7,10 42,75 0,00 3,98 3,09 (3,80) 0,04 4,58 8,25 13,20 (0,91) (2,02) 97,33 4,49 0,16 4,76 15,60 0,04 0,21 0,00 3,83 1,15 23,29 9,62 2,21 8,98 14,27 0,63 0,65 89,89 8,70 2,21 12,74 35,90 7,01 38,96
143,43 0,52 295,33 17,78 28,10 34,93 5,00 123,67 4,78 5,88 76,09 4,02 3,64 31,00 9,88 104,24 266,72 738,39 42,81 24,06 1.960,27 158,29 2,63 362,68 61,56 38,27 86,34 79,77 209,37 5,01 9,04 71,18 41,48 4,90 532,45 290,36 830,55 55,25 33,42 18,28 2.890,83
Energía entregada para servicio público (GWh) 0,52 0,69 28,10 34,93 5,00 123,67 0,05 5,88 7,19 4,02 3,62 0,55 3,73 16,73 1,77 236,45 0,51 7,58 31,26 42,13 79,77 209,37 9,04 1,72 41,48 4,90 3,83 25,69 3,41 460,71
Energía no entregada para servicio público (GWh) 143,43 295,33 17,09 0,00 4,73 68,90 0,02 31,00 9,34 104,24 266,72 734,66 26,08 22,29 1.723,82 158,29 2,12 362,68 53,98 7,01 44,20 0,00 5,01 0,00 69,46 532,45 290,36 826,72 29,56 33,42 14,87 2.430,12
177,74 0,20 366,03 38,99 34,82 36,05
0,20 38,99 34,82 36,05
177,74 0,00 366,03 -
Energía disponible (GWh)
últimos diez años. El 2015 registró la información de 27 autogeneradores.
219
TABLA No. 129: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA
TABLA No. 130: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA
(2/5)
(3/5)
Año
Empresa autogeneradora
2008
Enermax Hidroabanico Hidroimbabura I.M. Mejía Lafarge Manageneración Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Petroproducción Repsol San Carlos Sipec Vicunha
Total 2008
2009
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidroservice I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Petrobras Petroproducción Repsol San Carlos Sipec Vicunha SERMAA EP
Total 2009
2010
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz
Consumo Energía bruta auxiliares (GWh) generación (GWh) 95,11 319,54 5,17 4,71 84,07 35,25 10,07 23,82 16,03 602,13 322,35 817,60 58,43 34,27 16,74 3.204,63 192,32 2,53 388,58 0,34 76,64 39,67 69,27 0,06 0,10 81,19 318,49 0,29 5,63 116,44 4,70 25,03 13,95 443,28 68,90 287,35 786,81 70,60 31,96 19,72 1,57 3.045,42 208,71 2,82 362,23 0,33 70,51 30,58
0,02 0,00 82,22 0,09 (6,89) 0,05 32,75 9,67 14,14 33,07 0,61 0,75 271,98 8,73 0,00 14,13 7,27 2,77 (0,33) (17,19) (2,64) (25,61) 0,00 (6,05) 0,05 9,13 7,97 8,62 12,89 2,59 0,52 1,02 23,87 8,75 13,76 7,22 0,86
Energía disponible (GWh) 95,09 319,54 5,17 4,71 1,85 35,25 9,98 30,71 15,98 569,38 312,68 803,46 25,36 33,66 15,99 2.932,65 183,58 2,53 374,45 0,34 69,37 36,90 69,60 0,06 0,10 98,38 321,14 0,29 5,63 142,05 4,70 31,07 13,90 434,14 60,93 278,73 773,93 68,02 31,43 18,69 1,57 3.021,55 199,96 2,82 348,47 0,33 63,29 29,72
Energía entregada para servicio público (GWh) 95,09 319,54 0,04 4,71 1,43 35,25 9,98 1,55 24,83 8,41 610,90 0,04 0,34 40,19 36,90 30,68 0,06 0,10 47,34 321,14 0,29 5,63 9,80 4,63 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 33,30 1,56 1,57 533,57 0,00 0,03 0,33 34,75 29,72
Energía no entregada para servicio público (GWh) 5,12 0,42 0,00 30,71 15,98 569,38 312,68 801,91 0,52 33,66 7,58 2.321,75 183,58 2,49 374,45 29,19 38,92 51,04 132,25 0,07 31,07 13,90 434,14 60,93 278,73 773,93 34,72 31,43 17,13 2.487,98 199,96 2,79 348,47 28,54 -
Año
Empresa autogeneradora
2010
Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidroservice I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Petrobras Petroproducción Repsol San Carlos Sipec Vicunha SERMAA EP
Total 2010
2011
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidroservice I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Petrobras Petroproducción Repsol San Carlos Sipec Vicunha
Consumo Energía bruta auxiliares generación (GWh) (GWh) 96,48 0,05 88,35 299,63 0,05 7,60 127,62 1,70 24,97 7,14 696,94 69,26 227,29 815,89 68,57 28,56 17,57 1,34 3.254,19 221,71 1,66 467,85 0,59 110,99 39,58 94,04 0,47 87,78 324,82 0,50 9,88 96,93 7,00 24,04 14,58 712,32 82,09 213,76 805,19 73,17 33,45 16,96
(0,11) (2,75) (11,13) (23,91) 0,00 (3,75) 0,04 13,51 7,73 6,82 14,16 2,62 0,59 0,78 35,17 8,65 14,88 6,96 1,15 (0,36) 0,01 (2,31) (60,20) 0,00 (4,86) 0,04 14,67 8,27 6,41 15,27 1,64 1,10 1,27
Energía disponible (GWh) 96,59 0,05 91,10 310,76 0,05 7,60 151,54 1,70 28,73 7,10 683,44 61,53 220,47 801,73 65,95 27,96 16,79 1,34 3.219,01 213,06 1,66 452,97 0,59 104,03 38,43 94,40 0,47 87,77 327,12 0,50 9,88 157,13 7,00 28,90 14,54 697,65 73,82 207,34 789,92 71,54 32,35 15,69
Energía entregada para servicio público (GWh) 51,02 0,05 91,10 310,76 0,05 7,60 6,12 0,71 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 29,56 0,31 1,34 563,44 0,03 0,59 64,92 38,43 49,02 0,47 87,77 327,12 0,50 9,88 0,48 7,00 0,00 14,54 0,00 0,00 0,00 33,33 0,00 0,13
Energía no entregada para servicio público (GWh) 45,57 145,42 0,98 28,73 7,10 683,44 61,53 220,47 801,73 36,40 27,96 16,47 2.655,57 213,06 1,63 452,97 39,10 45,38 156,65 28,90 697,65 73,82 207,34 789,92 38,21 32,35 15,56
220
TABLA No. 131: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA
TABLA No. 132: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA
(4/5)
(5/5)
Año
Empresa autogeneradora
2011 Total 2011
2012
SERMAA EP Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidroservice I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Petroproducción Repsol San Carlos Sipec Vicunha SERMAA EP
Total 2012
2013
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidroservice I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas
Consumo Energía bruta auxiliares (GWh) generación (GWh) 1,36 3.440,72 229,33 2,19 470,62 0,64 110,84 39,79 97,80 0,13 92,50 315,40 1,99 8,51 156,21 6,94 24,05 13,49 1.071,29 258,22 812,85 87,72 36,28 29,15 0,31 3.866,24 231,94 2,45 471,27 0,12 122,56 42,14 87,29 0,09 85,38 321,76 2,12 7,82 160,04 5,35 24,24 7,20 1.309,12
12,60 8,90 6,45 7,00 1,09 (0,31) 0,01 (5,76) (5,05) 0,00 (5,14) 0,04 24,86 7,37 14,67 1,61 2,16 1,89 59,81 13,13 5,35 7,94 1,22 (0,83) 0,04 (4,05) (12,11) 0,00 (5,10) 0,04 37,48
Energía disponible (GWh) 1,36 3.428,12 220,44 2,19 464,17 0,64 103,84 38,70 98,11 0,13 92,49 321,16 1,99 8,51 161,26 6,94 29,18 13,45 1.046,43 250,85 798,17 86,11 34,11 27,26 0,31 3.806,43 218,81 2,45 465,91 0,12 114,62 40,92 88,12 0,09 85,34 325,82 2,12 7,82 172,15 5,35 29,35 7,17 1.271,64
Energía entregada para servicio público (GWh) 1,36 635,57 0,00 0,07 0,64 61,80 38,70 50,83 0,13 92,49 321,16 1,99 8,51 9,04 6,94 0,00 0,10 0,00 0,00 43,02 0,00 0,30 0,31 636,04 0,00 0,24 0,12 78,28 40,92 43,67 0,09 85,34 325,82 2,12 7,82 6,13 5,35 0,00 0,00 0,70
Energía no entregada para servicio público (GWh) 2.792,55 220,44 2,12 464,17 42,03 47,28 152,22 29,18 13,35 1.046,43 250,85 798,17 43,09 34,11 26,96 3.170,40 218,81 2,20 465,91 36,34 44,45 166,02 29,35 7,17 1.270,94
Año
Empresa autogeneradora
2013
Repsol San Carlos Sipec Vicunha SERMAA EP
Total 2013
2014
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidroservice I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Repsol San Carlos Sipec Vicunha SERMAA EP
Total 2014
2015
Total 2015
Agip Agua y Gas de Sillunchi Andes Petro Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Ocp Perlabí Petroamazonas Repsol San Carlos Sipec Vicunha Hidrosanbartolo Municipio Cantón Espejo Tecpetrol UCEM Río Napo SERMAA EP
Consumo Energía bruta auxiliares generación (GWh) (GWh) 842,47 85,93 42,38 37,31 2,50 3.891,50 237,24 2,17 474,03 0,35 117,31 42,24 102,76 0,01 97,46 321,85 0,12 6,94 163,99 7,85 21,20 7,97 1.137,63 831,46 179,40 43,26 33,45 2,02 3.830,73 210,91 1,74 483,40 0,25 105,46 47,33 100,38 0,31 104,27 317,27 1,56 5,31 172,63 3,84 19,14 6,32 1.283,43 809,79 201,92 40,19 35,20 166,01 1,29 28,96 5,10 39,45 1,67 4.193,11
14,90 1,27 2,53 2,42 64,23 10,60 6,42 8,62 1,05 (0,13) (1,39) (5,83) (8,02) 0,00 (6,95) 0,04 42,76 13,85 2,63 2,59 1,77 68,02 10,33 5,93 6,58 0,85 (0,49) (0,19) (8,42) (1,86) 0,00 1,93 0,04 49,75 13,70 2,80 2,41 1,79 (0,57) 0,02 0,00 84,59
Energía disponible (GWh) 827,57 84,67 39,85 34,89 2,50 3.827,27 226,64 2,17 467,60 0,35 108,69 41,19 102,89 0,01 98,85 327,68 0,12 6,94 172,01 7,85 28,16 7,93 1.094,88 817,62 176,77 40,67 31,69 2,02 3.762,72 200,57 1,74 477,47 0,25 98,88 46,48 100,87 0,31 104,46 325,69 1,56 5,31 174,49 3,84 17,21 6,28 1.233,68 796,09 199,12 37,79 33,40 166,58 1,29 28,94 5,10 39,45 1,67 4.108,51
Energía entregada para servicio público (GWh) 0,00 39,08 0,00 18,22 2,50 656,40 0,00 0,27 0,35 64,13 39,10 49,58 0,01 43,67 40,48 0,12 6,94 8,71 7,85 0,00 0,00 0,00 0,00 115,81 0,00 0,77 2,02 379,83 0,00 0,04 0,25 57,64 44,32 49,39 51,34 45,72 1,56 5,31 13,01 2,96 0,00 0,00 0,00 0,00 139,64 0,00 0,94 154,48 1,29 1,67 569,56
Energía no entregada para servicio público (GWh) 827,57 45,59 39,85 16,67 3.170,87 226,64 1,89 467,60 44,57 2,09 53,31 55,18 287,20 163,29 28,16 7,93 1.094,88 817,62 60,96 40,67 30,92 3.382,89 200,57 1,70 477,47 41,24 2,16 51,48 0,31 53,12 279,97 161,48 0,88 17,21 6,28 1.233,68 796,09 59,48 37,79 32,47 12,11 28,94 5,10 39,45 3.538,96
La evolución de la producción total de energía de las empresas autogeneradoras se presenta en la FIG. No. 112. En el 2007 y en el 2012 se evidencia un crecimiento considerable respecto al año anterior. En el resto del periodo se visualizan incrementos moderados que básicamente
221
corresponden a la entrada y salida de unidades de generación térmica, que son las predominantes entre los autogeneradores.
Combustible Fuel Oil Diesel Nafta Gas Natural Residuo Crudo GLP Bagazo de Caña
Unidad Millones gal Millones gal Millones gal 6 kpc x 10 Millones gal Millones gal Millones gal Millones t
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
210,61 172,02 34,44 15,72 15,66 22,54 7,59 1,33
220,85 166,79 4,00 18,37 29,43 50,89 8,28 1,94
191,90 124,63 7,94 16,08 30,75 54,99 8,58 1,31
225,01 207,80 9,95 19,30 38,95 57,04 7,58 0,86
235,42 315,20 14,64 20,04 38,43 60,53 7,75 0,91
265,90 172,27 14,71 17,71 34,13 62,81 7,07 1,06
312,67 139,16 0,09 23,23 32,85 67,16 6,30 1,12
343,51 176,86 2,71 25,87 32,11 75,61 5,86 1,09
368,78 185,57 26,65 36,24 77,09 6,34 1,45
335,75 211,57 25,72 58,82 75,12 7,29 1,50
Para alcanzar una acertada cuantificación del consumo de combustibles por parte de las centrales térmicas se unificó la unidad de medida empleada. Esto se llevó a cabo gracias a la introducción del concepto de Toneladas Equivalentes de Petróleo (TEP). Con esto se mide el volumen y valor que se consumirían en toneladas de petróleo para generar energía en lugar del combustible normalmente utilizado, o de la misma energía. Esto ayuda a una mejor comprensión sobre el rendimiento de cada una de las unidades de generación, como en el caso de aquellas que utilizan
FIG. No. 112: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS 5.1.5. Consumo de combustible de las empresas de generación eléctrica
dos o más tipos de combustibles, ya sea para arranque u operación normal. En la TABLA No. 134 se detallan las equivalencias entre las diferentes unidades de medida de los combustibles usados por las centrales térmicas y las Toneladas Equivalentes de Petróleo (TEP). En la siguiente gráfica (TABLA No. 135) se puntualizan los consumos de combustibles para el periodo 2006-2015 expresados en TEP.
Las empresas generadoras, distribuidoras y autogeneradoras, en sus centrales térmicas, disponen
TABLA No. 134: UNIDADES DE CONVERSIÓN A TONELADAS EQUIVALENTES DE PETRÓLEO (TEP)
de motores de combustión interna (MCI), unidades turbovapor o unidades turbogas. Para que estas funcionen se requiere de la utilización de diversos combustibles como el fuel oíl, diesel, nafta, gas natural, crudo, residuo y bagazo de caña. El último es considerado como un biocombustible. En la TABLA No. 133 se pormenoriza el consumo de los combustibles en el periodo 2006-2015 con sus respectivas unidades de medida.
TABLA No. 133: CONSUMO DE COMBUSTIBLE UTILIZADO EN GENERACIÓN ELÉCTRICA
Combustible Fuel Oil Diesel Nafta Gas Natural Residuo Crudo GLP Bagazo de Caña
Unidad 1 gal 1 gal 1 gal 1 kpc 1 gal 1 gal 1 gal 1t
Equivalente TEP 0,003404736 0,003302303 0,002907111 0,022278869 0,003302303 0,003404736 0,002214202 0,181997480
Fuente: OLADE, Manual de Estadísticas Energéticas.
TABLA No. 135: CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN MILES DE TEP 222
Combustible 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Fuel Oil 717,05 751,95 653,37 766,10 801,53 905,31 1.064,55 1.169,58 1.255,61 1.143,14 Diesel 568,06 550,78 411,58 686,21 1.040,87 568,90 459,54 584,06 612,82 698,66 Nafta 100,12 11,64 23,07 28,94 42,56 42,77 0,26 7,87 Gas Natural 350,22 409,34 358,25 430,02 446,46 394,52 517,63 576,26 593,78 572,99 Residuo 51,72 97,20 101,54 128,62 126,92 112,70 108,48 106,05 119,67 194,25 Crudo 76,73 173,26 187,24 194,19 206,09 213,84 228,65 257,44 262,47 255,78 GLP 16,80 18,32 19,01 16,79 17,17 15,65 13,94 12,98 14,03 16,14 Bagazo de Caña 241,60 353,02 238,86 157,02 166,04 193,69 204,26 198,99 263,36 273,80 Total 2.122,31 2.365,52 1.992,91 2.407,88 2.847,64 2.447,39 2.597,31 2.913,23 3.121,75 3.154,76
diciembre del 2002). Después pasó a custodia de la Unidad de negocio CELEC EP-Electroguayas (enero del 2001 a diciembre del 2003). Finalmente, la empresa Intervisa Trade S.A. se hace caro de la administración desde enero del 2004 hasta el 2013. El gas natural en nuestro medio es obtenido para la generación energética de dos maneras: una por medio de la explotación de los yacimientos de Gas del Golfo de Guayaquil (generadora CELEC EP-Termogas Machala) y otra mediante el gas residual que se obtiene en la extracción del petróleo (autogeneradoras Andes Petro, Petroamazonas, Repsol y Sipec). Algunas autogeneradoras (Agip, Andes Petro, Petroamazonas, Repsol) utilizan petróleo crudo para producir energía eléctrica. La empresa OCP también ha utilizado en menor escala el crudo como combustible. El residuo es una especie de combustible obtenido a partir de la refinación del petróleo, pero que no alcanza un grado mayor de purificación. Sin embargo, existen empresas como CELEC EPTermopichincha, Elecaustro, Generoca y Lafarge que lo han utilizado en el periodo 2006-2012. Las empresas azucareras Ecoelectric, Ecudos y San Carlos emplean bagazo de caña para obtener vapor de agua, el cual mueve las turbinas de sus generadores eléctricos. Este tipo de generación es utilizada principalmente para abastecer sus necesidades productivas. Los excedentes son vendidos en el sector eléctrico. El bagazo de caña es utilizado únicamente en los periodos de zafra, entre junio y febrero. La única empresa que utiliza gas licuado de petróleo (GLP) es la autogeneradora Andes Petro. De esta se tiene información disponible a partir de enero del 2006.
FIG. No. 113: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP En la figura anterior FIG. No. 113, se aprecia que el combustible más utilizado fue el fuel oil.
La FIG. No. 114 muestra el consumo de combustible en TEP por tipo de empresa para el periodo 2006-2015.
Este fue consumido en mayor escala por las empresas CELEC EP-Electroguayas, CELEC EPTermoesmeraldas, CELEC EP-Termopichincha, Termoguayas y CNEL Guayaquil. El diesel fue utilizado especialmente por las centrales de generación pertenecientes a las empresas CELEC EP-Electroguayas, CELEC EP-Termoesmeraldas, CELEC EP-Termopichincha, Electroquil, Intervisa Trade, CNEL Guayaquil, Andes Petro, Petroamazonas y Repsol. En menor medida, este combustible fue consumido por Elecaustro, Generoca, E. E. Ambato, E. E. Centro Sur, E. E. Galápagos, E. E. Quito, E. E. Sur, Agip, Lafarge, Moderna Alimentos, OCP y Sipec. La nafta fue utilizada hasta el 2013 únicamente por la unidad de generación conocida como Victoria II, la cual fue administrada inicialmente por la empresa generadora Energycorp (desde agosto a 223
Valores
Tipo de Empresa
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Generadora Distribuidora Autogeneradora Generadora Distribuidora Autogeneradora Generadora
188,44 21,94 0,23 92,42 34,06 45,54 34,44
197,43 23,42 68,72 27,69 70,38 4,00
177,91 13,99 28,26 20,23 76,14 7,94
220,68 4,33 80,04 50,99 76,76 9,95
206,10 29,32 201,09 39,48 74,63 14,64
241,65 24,25 84,55 18,51 69,21 14,71
287,25 25,42 51,47 18,99 68,69 0,09
320,26 23,26 80,83 22,64 73,40 2,71
348,66 20,12 83,21 28,58 73,78 -
316,77 18,98 0,00 99,48 31,36 80,73 -
Generadora Autogeneradora Generadora Residuo (Millones gal) Distribuidora Autogeneradora Distribuidora Crudo (Millones gal) Autogeneradora GLP (Millones gal) Autogeneradora Bagazo de Caña (Millones t) Autogeneradora
9,89 5,83 11,09 4,57 22,54 7,59 1,33
10,43 7,95 20,21 9,23 50,89 8,28 1,94
8,79 7,29 20,90 9,84 54,99 8,58 1,31
10,45 8,85 23,22 15,73 2,25 54,79 7,58 0,86
11,69 8,35 20,74 17,69 2,47 58,06 7,75 0,91
8,47 9,23 17,39 1,42 15,32 62,81 7,07 1,06
14,00 9,24 19,00 13,85 67,16 6,30 1,12
16,21 9,66 22,51 9,60 75,61 5,86 1,09
18,22 8,43 26,10 10,14 77,09 6,34 1,45
16,60 9,11 49,12 9,70 75,12 7,29 1,50
Fuel Oil (Millones gal)
Diesel (Millones gal) Nafta (Millones gal) Gas Natural (kpc x 106)
TABLA No. 137: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE EMPRESA EN MILES DE TEP
FIG. No. 114: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP POR TIPO DE EMPRESA
La TABLA No. 136 y TABLA No. 137 muestran el consumo de combustible y su variación en unidades convencionales y TEP. En la última década el crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica ha sido considerable. Esto ha obligado a que durante los periodos de estiaje se vuelva necesario contar con un respaldo basado en generación térmica e interconexiones para suplir la disminución en la disponibilidad de las centrales de generación hidroeléctrica.
Tipo de Empresa Generadora Fuel Oil Distribuidora Autogeneradora Generadora Diesel Distribuidora Autogeneradora Nafta Generadora Generadora Gas Natural Autogeneradora Generadora Residuo Distribuidora Autogeneradora Distribuidora Crudo Autogeneradora GLP Autogeneradora Bagazo de Caña Autogeneradora Valores
5.2.
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
641,58 74,69 0,78 305,21 112,48 150,38 100,12 220,38 129,84 36,63 15,09 76,73 16,80 241,60
672,19 79,75 226,93 91,44 232,42 11,64 232,29 177,05 66,73 30,47 173,26 18,32 353,02
605,75 47,62 93,34 66,81 251,43 23,07 195,92 162,33 69,03 32,51 187,24 19,01 238,86
751,37 14,73 264,33 168,38 253,49 28,94 232,78 197,23 76,68 51,93 7,65 186,54 16,79 157,02
701,70 99,83 664,07 130,37 246,44 42,56 260,40 186,06 68,49 58,43 8,42 197,67 17,17 166,04
822,75 82,56 279,22 61,12 228,56 42,77 188,80 205,72 57,42 4,70 50,58 213,84 15,65 193,69
978,00 1.090,39 1.187,10 1.078,51 86,55 79,18 68,51 64,63 0,00 169,98 266,92 274,80 328,50 62,72 74,75 94,38 103,57 226,85 242,39 243,64 266,58 0,26 7,87 311,84 361,06 405,99 369,94 203,05 205,79 215,20 187,80 62,73 74,35 86,20 162,22 45,74 31,71 33,47 32,02 228,65 257,44 262,47 255,78 13,94 12,98 14,03 16,14 204,26 198,99 263,36 273,80
2013
2014
2015
Evolución histórica de la energía vendida, periodo 2006-2015
La producción hidroeléctrica de la central Paute-Molino incidió directamente en la disminución del consumo de combustibles en el 2008. Contrario a esta situación, el considerable incremento del uso de combustibles durante el 2009 y 2010 se debió, principalmente, a fuertes periodos de estiaje
La venta de energía eléctrica, de acuerdo al tipo de empresas que conforman el sector eléctrico
que obligaron incorporar centrales térmicas a diesel.
ecuatoriano, durante el periodo 2006-2015, se detalla en la TABLA No. 138
TABLA No. 136: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE EMPRESA TABLA No. 138: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA (GWh)
224
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Generador 11.745,36 12.955,80 13.913,46 13.537,78 13.703,45 15.362,56 17.416,93 17.965,72 18.712,17 20.545,88
Distribuidor 1.582,86 1.617,37 1.444,15 1.253,51 1.392,54 1.201,75 1.174,17 1.126,77 1.207,65 1.259,09
Autogenerador 238,54 407,06 629,50 339,72 325,00 335,94 337,11 331,11 374,96 562,01
Importación
Exportación
1.570,47 860,87 500,16 1.120,75 872,90 1.294,59 238,20 662,34 836,74 511,81
1,07 38,39 37,53 20,76 9,96 14,39 11,88 28,98 47,24 45,71
Total 15.138,30 15.879,49 16.524,80 16.272,53 16.303,85 18.209,22 19.178,29 20.114,92 21.178,76 22.924,50
Los valores de exportación de energía contemplan la venta por parte de la Empresa Eléctrica
En el 2009 y 2010, la venta de energía de las empresas con centrales hidroeléctricas disminuyó a causa del estiaje que se presentó en sus cuencas a finales del primer año e inicios del segundo. Esto favoreció a la venta de energía de las empresas cuyas plantas generadoras son térmicas. Toda la producción de la generación arrendada de las centrales Quevedo y Santa Elena, durante el 2010, fue reportada por CELEC EP-Termopichincha. CELEC EP-Electroguayas aumentó su producción y venta de energía por la incorporación de Pascuales II en diciembre del 2009.
TABLA No. 139: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (GWh)
Regional del Sur al Perú y de transacciones de corto plazo (Perú y Colombia). A partir del 2011 se observa un incremento en la disponibilidad de energía. Esto se debió al ingreso de nuevas centrales de generación renovable y no renovable, tales como Mazar, Villonaco, y varias centrales fotovoltaicas y térmicas.
Empresa Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidronación Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Ulysseas Valsolar Wildtecsa Total
2006 1.947,67 896,26 4.628,06 1.004,51 865,98 252,35 282,67 642,28 96,59 4,59 562,03 30,43 423,98 71,57 36,40 11.745,36
2007 1.586,36 1.140,29 5.070,70 898,78 911,83 169,59 284,52 423,09 126,83 0,96 184,44 547,35 804,68 89,40 191,07 525,90 12.955,80
2008 1.442,57 1.412,08 6.198,30 626,00 748,63 145,36 327,54 259,43 123,10 2,68 149,54 847,51 960,11 85,17 135,23 450,20 13.913,46
2009 1.912,53 1.195,67 4.737,89 943,53 901,84 274,80 286,06 527,58 123,70 3,20 165,38 609,23 1.052,68 89,23 136,53 577,93 13.537,78
2010 2.756,67 1.055,19 4.296,97 449,54 1.008,91 360,95 228,65 498,16 77,82 3,43 162,86 762,86 1.031,03 86,68 327,94 595,79 13.703,45
2011 2.169,37 1.083,23 6.737,44 719,71 702,93 742,65 309,26 221,74 113,68 3,34 135,38 647,83 903,23 103,12 228,65 540,97 15.362,56
2012 1.960,86 2.323,05 1.035,85 7.100,45 1.383,28 1.219,65 848,15 387,15 222,14 106,89 2,40 121,18 98,87 60,54 546,45 17.416,93
2013 2.485,17 49,57 2.588,27 820,40 5.830,68 1.699,50 1.429,52 1.027,17 462,92 248,99 121,95 0,51 3,45 1,21 123,25 84,16 354,75 632,93 1,31 17.965,72
2014 0,83 0,34 2.704,22 74,70 2.532,17 933,87 6.094,77 1.774,55 1.597,50 1.108,49 476,62 1,45 268,66 105,73 0,67 3,86 2,98 126,94 0,81 0,25 2,64 97,56 174,93 0,07 0,05 0,04 0,26 0,25 0,71 0,25 0,15 0,14 0,12 0,25 0,12 623,18 1,32 0,71 18.712,17
2015 0,91 1,40 144,31 2.383,88 90,92 3.147,67 1.245,66 6.971,29 1.711,79 1.475,91 1.218,81 518,07 1,62 363,40 103,20 0,62 3,30 2,97 111,28 1,08 1,56 5,83 104,67 295,68 1,08 0,95 0,59 1,58 1,34 1,30 1,35 0,99 1,21 1,15 1,38 1,46 622,91 1,44 1,28 20.545,88
5.2.2. Energía vendida por empresas distribuidoras con generación
FIG. No. 115: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA 5.2.1. Energía vendida por las empresas generadoras Las empresas distribuidoras con centrales de generación de electricidad, a lo largo del tiempo, han En el 2008, las principales centrales hidroeléctricas incrementaron su producción y venta de energía debido a las condiciones hidrológicas favorables en sus cuencas. Esto influyó para que las
aportado con producción de energía al sector eléctrico ecuatoriano. Esta ha variado, pues algunas de las centrales han pasado a ser parte de empresas generadoras. Durante el periodo 2006–2015,
empresas de generación térmica disminuyan la comercialización de energía. 225
14 empresas y unidades de negocio de CNEL EP aportaron con producción de energía eléctrica al
Otro cambio importante se dio en el 2010, cuando Molinos La Unión pasó a llamarse Moderna
país.
Alimentos. Toda la producción de la EMAAP se la reportó como empresa generadora. Así mismo, Ecoluz reportó toda su producción y venta como autogeneradora, no obstante, también mantiene su calificación como generadora. TABLA No. 140: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (GWh)
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Sta. Elena E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Eléctrica de Guayaquil Total
2006 1,47 6,29 5,94 13,10 94,73 45,74 70,87 156,54 50,71 515,60 101,74 32,26 487,86 1.582,86
2007 1,55 4,06 5,70 4,83 106,31 46,52 72,19 163,25 59,02 518,81 98,76 31,77 504,59 1.617,37
2008 4,27 3,62 0,66 0,76 29,31 43,02 41,60 90,82 68,00 626,62 91,61 24,50 419,35 1.444,15
2009 3,31 1,85 5,00 15,42 42,99 51,11 590,95 98,00 48,90 395,98 1.253,51
2010 4,42 10,20 38,74 52,66 549,67 102,66 38,70 595,70 1.392,73
2011 2,31 9,37 49,99 69,18 612,82 96,07 30,89 331,45 1.202,08
2012 1,54 13,02 44,73 53,28 537,38 105,77 28,04 390,76 1.174,52
2013 0,05 10,46 49,42 54,90 512,20 92,52 33,80 373,89 1.127,25
2014 147,60 10,19 50,01 64,64 543,85 100,36 26,81 264,51 1.207,98
2015 400,93 13,07 51,47 56,20 613,19 101,43 23,27 1.259,55
La venta de las empresas distribuidoras en cuanto a transacciones de corto plazo durante el 2015 fue de 1.259,55 GWh. La Empresa Eléctrica Pública de Guayaquil pasó a ser parte de CNEL EP.
5.2.3. Energía vendida por las empresas autogeneradoras
TABLA No. 141: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (GWh) Empresa Agua Y Gas De Sillunchi Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo Hidroservice I.M. Mejía La Internacional Lafarge Manageneración Moderna Alimentos Municipio A. Ante Municipio Cantón Espejo Perlabí Repsol San Carlos SERMAA EP Vicunha Total
2006 0,52 0,69 28,10 34,93 5,94 124,82 0,05 5,88 1,77 7,19 4,02 3,62 0,55 3,73 221,81
2007 0,51 5,46 31,26 42,13 35,72 212,47 0,01 9,04 3,41 1,71 30,61 4,90 0,30 3,83 381,37
2008 0,20 38,99 34,82 36,05 104,50 332,75 0,04 4,71 0,24 1,29 38,60 9,99 1,04 1,55 604,78
2009 0,04 0,34 40,19 36,90 30,67 0,06 0,10 30,13 149,23 0,29 5,63 1,56 3,35 4,63 1,57 1,74 33,30 339,72
2010 0,03 0,33 34,75 29,72 51,02 0,05 36,65 126,09 0,05 7,60 0,31 6,37 0,71 1,34 0,42 29,56 325,00
2011 0,03 0,59 64,92 38,43 49,02 0,26 37,36 95,23 0,50 9,88 0,13 0,38 3,63 1,36 0,88 33,33 335,94
2012 0,07 0,64 61,80 38,70 50,83 0,13 38,88 79,28 1,99 8,46 0,30 8,97 3,07 0,31 0,66 43,02 337,11
2013 0,24 0,12 71,41 40,92 43,67 0,09 34,25 80,59 2,12 7,82 6,13 1,63 2,50 0,19 39,08 0,34 331,11
2014 0,27 0,35 63,78 41,19 49,58 0,01 43,62 39,25 0,12 6,95 8,71 2,39 2,02 0,13 115,80 0,77 374,96
2015 0,04 0,25 57,64 44,32 49,39 52,42 44,20 1,56 148,21 5,97 13,01 1,13 1,31 0,07 139,88 1,67 0,94 562,01
5.2.4. Evolución histórica de los valores monetarios de la energía vendida A partir del 2005 se incluyó en la estadística la información de las empresas Ecoelectric, Ecudos y Perlabí. En ese mismo año, Hidroabanico comenzó a producir y vender energía al sector eléctrico.
5.2.4.1.
Valor de la energía vendida por tipo de empresa
Desde el 2008, Agua y Gas de Sillunchi y el Ilustre Municipio de Mejía redujeron su producción por problemas en sus unidades generadoras, mientras que Repsol dejó de vender energía a CNEL-
En la siguiente figura se presentan los valores por venta de energía. Con relación al 2014, el total
Sucumbíos desde junio. Por su parte, Ecoelectric aumentó su venta de energía gracias a la
registró un incremento de 38,59 MUSD. Del total presentado para el 2015, 894,40 MUSD
incorporación de una nueva unidad a finales del 2007.
corresponden a las empresas de generación.
A partir del 2009 se incrementó la base informativa de la ARCONEL gracias a la incorporación de los datos de las autogeneradoras Consejo Provincial de Tungurahua, Electrocórdova e Hidroservice. Estas empresas aportaron con datos sobre su producción. Para este año, Lafarge también declaró un aumento en su producción debido a la instalación de nuevas unidades de generación.
226
Empresa
FIG. No. 116: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA 5.2.4.2.
Valor de la energía vendida por las empresas generadoras
Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
130,24 23,85 139,71 40,25 58,76 16,10 13,71 48,58 3,97 0,26 -
97,91 30,83 155,19 38,97 56,80 11,02 13,30 32,51 5,23 0,12 12,12 -
86,05 38,81 162,88 30,03 42,42 8,73 13,85 19,43 5,05 0,34 9,17 -
131,93 29,60 77,97 43,90 59,94 27,21 15,39 52,86 4,60 0,41 12,29 -
173,00 38,64 61,09 27,14 67,89 38,04 13,34 62,19 5,30 0,44 12,29 -
192,88 30,77 90,08 34,65 51,24 68,46 14,32 38,70 4,24 0,43 10,89 -
167,36 31,22 17,94 71,54 92,42 62,88 82,07 15,20 40,19 2,11 0,31 9,77 -
217,76 4,53 25,52 15,71 43,19 120,23 65,22 105,67 14,58 41,15 2,05 0,20 0,44 0,49 10,08 -
0,33 0,14 230,20 6,82 26,79 26,41 58,41 123,19 80,02 114,29 25,43 0,58 38,20 1,75 0,27 0,50 1,19 11,04 0,33 0,10 1,06
0,37 0,56 2,83 216,82 8,30 30,56 36,13 55,20 132,96 81,73 141,12 28,73 0,65 43,37 0,98 0,29 0,44 1,19 9,60 0,43 0,62 2,33
TABLA No. 143: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (MUSD) (2/2)
En la siguiente tabla se presentan los valores por venta de energía de empresas de generación eléctrica. En relación al 2014 se registró un incremento para el año siguiente (2015) de 58,87 MUSD, el valor más alto se lo registró para el 2015 con 894,40 MUSD.
TABLA No. 142: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (MUSD) (1/2)
Empresa Hidronación Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Ulysseas Valsolar Wildtecsa
2006 23,51 2,26 31,94 4,38 2,73 -
2007 21,50 32,67 5,37 13,76 34,86 -
2008 34,80 39,62 4,11 8,28 26,46 -
2009 24,63 64,53 3,56 12,51 37,78 -
2010 20,51 22,25 4,05 38,30 40,25 -
2011 23,22 11,55 4,90 30,61 37,88 -
2012 4,71 17,38 42,43 -
2013 4,03 26,48 55,09 0,53 -
2014 4,66 28,24 0,03 0,02 0,01 0,10 0,10 0,28 0,10 0,06 0,06 0,05 0,10 0,05 53,80 0,53 0,28
2015 5,07 33,89 0,43 0,38 0,23 0,63 0,54 0,51 0,54 0,40 0,49 0,46 0,55 0,59 53,39 0,58 0,51
Total Costos (MUSD)
540,25
562,16
530,04
599,10
624,73
644,84
657,52
752,94
835,52
894,40
227
5.2.4.3.
Valor de la energía vendida por las distribuidoras con generación
Empresa
Las empresas distribuidoras vendieron energía por 80,19 MUSD en el 2015. Este valor incluye costos fijos según la disponibilidad y costos variables según la producción de energía. TABLA No. 144: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (MUSD) Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Sta. Elena E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Eléctrica de Guayaquil Total
5.2.4.4.
2006 0,10 0,53 0,54 1,08 5,65 1,89 3,06 9,37 3,53 25,76 6,73 2,71 35,94 96,90
2007 0,08 0,33 0,52 0,43 6,24 1,73 3,20 7,92 3,67 23,85 5,65 2,30 31,88 87,80
2008 0,22 0,30 0,06 0,07 1,53 1,60 2,32 4,46 3,83 32,83 4,54 1,65 24,32 77,73
2009 0,26 0,08 0,45 0,71 2,02 2,11 27,88 3,13 3,78 37,22 77,64
2010 0,25 0,16 1,24 1,01 2,97 8,95 3,34 4,61 46,56 69,09
2011 0,19 1,17 1,30 2,95 28,43 2,88 4,02 33,72 74,67
2012 0,01 0,43 1,47 1,98 26,06 2,74 3,70 33,03 69,42
2013 0,01 0,53 1,48 1,56 23,62 2,17 3,24 34,47 67,06
2014 14,38 0,28 1,10 1,83 21,19 1,62 2,11 25,02 67,53
2015 47,13 0,27 1,12 1,19 25,89 1,70 2,89 80,19
Valor de la energía vendida por las empresas autogeneradoras
2006
Agua Y Gas De Sillunchi Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electroandina Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo Hidroservice I.M. Mejía La Internacional Lafarge Manageneración Moderna Alimentos Municipio A. Ante Municipio Cantón Espejo Perlabí Repsol San Carlos SERMAA EP Vicunha Total Costos (kUSD)
5.3.
15,70 70,92 1.096,05 3.440,46 63,13 4.101,93 1,75 213,23 49,57 565,42 262,70 144,75 13,20 213,33 10.252,16
2007 15,34 523,21 1.219,12 4.072,89 2.016,24 5.330,36 0,32 326,10 95,56 72,45 1.018,47 196,03 7,09 221,19 15.114,38
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
6,07 3.790,91 1.357,87 2.024,38 5.955,36 1,51 170,07 6,69 68,05 234,86 399,16 25,06 87,36 14.127,36
1,08 11,73 3.824,22 1.436,32 2.974,77 2,04 3,55 224,99 7.207,73 10,14 203,24 43,72 111,35 185,23 55,00 41,84 3.405,63 19.742,59
0,95 11,40 3.373,39 1.388,19 4.909,68 1,84 1.600,32 6.251,62 1,75 274,34 8,76 341,37 28,59 46,73 7,97 2.992,56 21.239,47
0,83 19,66 6.110,29 1.835,23 4.697,29 8,96 1.634,15 5.121,49 36,15 356,58 3,67 20,90 145,39 47,49 21,23 3.408,62 23.467,91
2,17 22,33 5.831,26 1.850,55 4.890,94 4,69 1.687,09 4.043,03 142,42 451,07 8,39 482,69 122,68 10,86 15,94 4.400,69 23.966,80
7,18 4,21 6.557,30 1.970,02 4.236,85 3,25 1.200,48 4.110,29 151,73 414,69 337,02 65,30 115,69 7,09 3.996,00 9,38 23.186,50
8,23 12,35 6.015,54 1.924,55 4.789,63 0,50 1.953,12 1.927,98 8,77 379,94 461,88 95,47 96,36 5,32 10.724,78 24,05 28.428,47
1,24 8,95 5.478,14 2.031,94 4.787,48 2.411,03 2.084,08 111,65 9.203,54 275,31 670,02 45,35 63,29 2,85 13.186,33 81,84 18,28 40.461,32
Evolución histórica del sistema nacional de transmisión (S.N.T.), periodo 2006-2015
La actividad comercial de las empresas autogeneradoras se visualiza en la siguiente tabla. Con
5.3.1. Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T.
relación al 2014, se registró un incremento para el 2015 de 12.032,85 kUSD, el valor más alto se
En la siguiente tabla se presenta en forma anual, la energía recibida y entregada por CELEC EP -
registró en el 2015 con 40.461,32 kUSD.
Transelectric, así como las pérdidas en el S.N.T. En el periodo de análisis, la energía recibida se
TABLA No. 145: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (kUSD)
incrementó de 12,813.36 GWh a 20,140.84 GWh. Esto significa un aumento de 57.19 % en los últimos diez años. De igual manera, las pérdidas del S.N.T., en el mismo periodo, tuvieron un incremento del 44.59% al pasar de
426.61 GWh en el 2006 a
616.84 GWh en el 2015. Esto ocurrió mientras que el
porcentaje de pérdidas pasó del 3.33 % en el 2006 a 3.06 % en el 2015; lo que indica que el sistema propende a ser eficiente al reducir las pérdidas.
228
TABLA No. 146: ENERGÍA RECIBIDA, ENTREGADA Y PÉRDIDAS EN EL S.N.T.
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía Energía Porcentaje Pérdidas del recibida por entregada de pérdidas S.N.T. el S.N.T. por el S.N.T. del S.N.T. (GWh) (GWh) (GWh) (%) 12.813,36 12.386,75 426,61 3,33 13.498,62 12.989,37 509,25 3,77 14.290,43 13.693,02 597,41 4,18 14.919,05 14.313,63 605,41 4,06 15.745,87 15.232,99 512,88 3,26 16.462,55 15.838,38 624,18 3,79 17.486,28 16.852,06 634,22 3,63 18.089,07 17.544,19 544,87 3,01 19.285,45 18.734,48 550,97 2,86 20.140,84 19.524,00 616,84 3,06
La información de la energía recibida y entregada se plasma en la TABLA No. corresponde a los registros del CENACE.
146, esta
5.3.2. Valores facturados por la empresa transmisora
Por concepto de energía recibida y entregada en el S.N.T. CELEC EP – TRANSELECTRIC, durante el periodo 2006-2015, se facturó un total de 738.13 MUSD entre costos fijos, variables y otros cargos. El 95.91% del total facturado corresponde al cargo fijo, el 4.11% al cargo variable y el 0.02% a otros cargos. En el rubro otros se contabilizan los sobrecostos por restricciones y reliquidaciones (notas de débito, crédito).
TABLA No. 147: VALORES FACTURADOS POR CELEC EP-TRANSELECTRIC
Año 2006 2007 2008 2009 2011 2010 2011 2013 2014 2015
Valores facturados por la Transmisora (MUSD) Cargo fijo 87,01 90,27 75,07 75,07 50,07 53,40 60,33 67,57 65,80 83,37
Cargo variable 16,28 14,03 -
Otros (0,14) (0,00) 0,00
Total 103,16 104,30 75,07 75,07 50,07 53,40 60,33 67,57 65,80 83,37
FIG. No. 117: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. 229
5.4.
Evolución histórica del consumo de energía eléctrica, periodo 20062015
5.4.1. Compra de energía eléctrica por las empresas distribuidoras Las distribuidoras son las encargadas de satisfacer la demanda de energía eléctrica en sus respectivas áreas de prestación de servicio. Para lograrlo, estas empresas deben abastecerse de energía eléctrica mediante la compra por contratos en el sector eléctrico. Además deben proveerse de la misma, a través del sistema nacional de transmisión -S.N.T.- (subestaciones y líneas de transmisión de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP - Transelectric) hasta los sistemas de subtransmisión y distribución de la empresa, o por abastecimiento con generación propia no escindida (con centrales de generación de sistemas aislados). A continuación se presenta en detalle la energía comprada y el valor facturado por la misma desde el 2006 al 2015.
FIG. No. 118: ENERGÍA COMPRADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (GWh)
TABLA No. 148: COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía Comprada (GWh)
Facturado por Energía Comprada (kUSD)
13.046,50 13.507,02 14.409,17 15.419,84 16.333,02 17.380,53 18.323,11 19.174,93 20.404,36 21.541,14
643.206,73 639.743,33 657.493,66 733.110,06 770.772,63 705.614,52 689.808,51 788.709,17 821.250,84 855.026,18
Servicios (kUSD) 145.040,88 142.796,40 36.133,03 116.557,31 66.499,28 116.968,70 110.515,51 170.677,81 208.221,68 203.237,79
Transmisión (kUSD) 108.256,85 102.202,35 14.079,71 47.407,69 51.850,26 67.232,44 62.853,78 71.427,75 71.363,07 80.989,67
Total Facturado (kUSD) 896.504,46 884.742,09 707.706,40 897.075,06 889.122,16 889.815,66 863.177,80 1.030.814,73 1.100.835,59 1.139.253,64
La compra de energía en el 2015, fue de 21.541,14 GWh. A comparación con el 2006 se observa un incremento del 65,11 %, mientras que en relación al 2014, también hay un aumento del 5,57 %.
5.4.2. Energía disponible en el sistema eléctrico de distribución Las distribuidoras reciben la mayor parte de la energía eléctrica que se dispone por la compra de energía por contratos con las empresas generadoras. Sin embargo, para ciertas empresas los consumos propios inyectan energía al sistema y pagan un valor por peaje. Dicha energía no representa una compra por parte de las empresas distribuidoras, no obstante, se presenta como disponible para ser consumida por el cliente o usuario final. En menor cantidad se compra energía a las empresas autogeneradoras y a distribuidoras vecinas (energía transferida) para satisfacer la demanda de pequeñas localidades que estando dentro del
En el campo de servicios se incluyen valores por energía reactiva, inflexibilidades o generación
área de prestación de servicio, el sistema eléctrico no puede atender.
obligada, restricciones, potencia y otros.
También existen casos en los que se puede disponer de energía generada por la distribuidora y
Los datos expuestos anteriormente exhiben un crecimiento constante en la compra de energía
que a su vez, no es incorporada al sistema interconectado, pues se trata de suministrar energía
eléctrica, en concordancia con el incremento de la demanda, la cual es liquidada por el Operador
eléctrica a sistemas aislados.
Nacional de Electricidad (CENACE).
En la siguiente tabla se observa el total de la energía disponible del 2006 al 2015. 230
TABLA No. 149: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Año
Energía recibida (GWh)
Energía Transferida (GWh)
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
13.683,17 14.298,88 15.175,52 15.856,82 16.659,18 17.743,55 18.612,92 19.440,14 20.817,26 21.900,50
15,78 26,72 23,94 12,83 21,28 31,92 28,54 35,95 38,40 34,89
Energía Generada No Incorporada (GWh) 92,52 102,12 60,13 109,05 143,58 107,41 79,48 61,66 71,98 63,75
Energía Disponible (GWh) 13.791,48 14.427,72 15.259,58 15.978,70 16.824,04 17.882,88 18.720,95 19.537,75 20.927,65 21.999,13
En lo que respecta a la energía transferida se incluyen los valores que corresponden a la compra o venta de energía a distribuidoras vecinas y a la compra a autogeneradoras que se realiza de forma particular. La energía disponible en el sistema de distribución del país, presenta un crecimiento constante y siempre es mayor a la energía que compran las empresas distribuidoras.
FIG. No. 119: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN (GWh) La energía puesta a disposición para el consumo eléctrico durante el 2015 fue de 21.999,13 GWh. Esta cifra representó un incremento del 5,12% respecto al 2014, y del 59,51 % respecto al 2006.
5.4.3. Facturación a clientes regulados La demanda de energía eléctrica de las empresas distribuidoras fue de 18.926,51 GWh en el 2015. Esto representó un incremento del 5,39% con relación al año anterior y del 98,19% en relación al 2006. El sector residencial representa un 36,49% de la demanda nacional de energía eléctrica de clientes regulados. En la siguiente tabla y figura se evidencia lo antes mencionado. TABLA No. 150: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (GWh)
231
Año
Residencial
Comercial
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
3.896,09 4.095,19 4.384,86 4.672,28 5.114,18 5.350,95 5.628,67 5.881,39 6.364,00 6.906,27
2.113,45 2.204,74 2.367,52 2.527,84 2.672,01 2.955,49 3.209,14 3.485,54 3.785,72 3.977,04
Industrial 1.730,19 1.782,05 2.063,69 3.675,60 4.110,20 4.480,50 4.685,93 4.684,27 4.974,56 4.973,44
Alumbrado Público 741,24 765,46 806,40 819,57 812,03 882,97 913,08 963,73 1.023,34 1.081,32
Otros 1.068,81 1.216,52 1.524,20 1.045,50 1.061,30 1.261,22 1.411,18 1.728,01 1.810,68 1.988,45
Total 9.549,78 10.063,95 11.146,68 12.740,80 13.769,73 14.931,12 15.847,99 16.742,94 17.958,30 18.926,51
La energía demandada para consumo eléctrico de clientes regulados, presenta un crecimiento constante a lo largo de los años. Esta tendencia representa una mayor compra de energía por parte de las empresas distribuidoras y obedece al crecimiento del número de clientes regulados en el país.
Provincia Azuay Bolívar Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena Santo Domingo de los Tsáchilas Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe Zonas no delimitadas Total
Año 2011 755,18 59,98 156,53 68,68 257,78 367,62 546,33 378,72 32,52 5.618,22 262,75 202,03 435,82 1.017,08 52,54 48,93 64,87 40,84 3.532,81 233,75
2012 803,65 65,84 163,89 69,10 276,38 396,11 608,40 433,57 36,20 5.892,87 258,88 215,32 474,80 1.112,98 56,30 52,12 75,10 43,42 3.695,12 258,11
2013 850,19 68,66 170,58 74,05 302,97 405,53 651,21 429,82 36,53 6.263,78 276,68 226,73 507,71 1.170,74 59,70 56,13 86,51 47,52 3.852,72 274,32
2014 886,13 72,82 180,24 77,11 321,06 450,92 729,64 450,40 42,09 6.804,50 300,64 243,90 570,00 1.289,60 60,73 62,07 112,51 49,73 3.926,67 327,35
2015 933,40 77,30 185,85 81,26 334,63 444,86 801,98 445,45 47,98 7.193,68 308,67 253,09 619,96 1.400,84 63,97 65,58 118,75 51,53 4.015,85 363,81
275,10
294,36
315,15
344,26
413,90
100,01 382,77 34,62 5,65 14.931,12
114,96 407,22 37,33 5,98 15.847,99
131,77 438,71 39,15 6,08 16.742,94
145,34 458,15 44,90 7,52 17.958,30
161,26 485,79 47,72 9,41 18.926,51
Esta información demuestra que las distintas provincias del Ecuador, en general, incrementaron la demanda de energía eléctrica. Al clasificarla por regiones se puede constatar que la Costa FIG. No. 120: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh) Los siguientes datos muestran la demanda de energía eléctrica por provincia, donde se puede
representa un 57,20 %, la Sierra un 39,81 %, la Amazónica un 2,69 %, la Insular un 0,25 % y las zonas no delimitadas un 0,05 %.
apreciar que Guayas y Pichincha son las provincias de mayor consumo de energía eléctrica. TABLA No. 151: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWh)
232
La facturación de energía eléctrica presenta un crecimiento que se evidencia en el consumo los clientes de las empresas distribuidoras.
FIG. No. 122: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MUSD)
FIG. No. 121: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN (GWh) La facturación de la energía eléctrica en millones de dólares se presenta a continuación por grupo
TABLA No. 153: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (MUSD)
de consumo. En el 2015 se facturó un total de 1.797,70 MUSD, lo cual demuestra que el consumo se incrementó en un 11,53% respecto al año anterior. TABLA No. 152: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD) Año
Residencial
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
380,77 394,67 410,26 422,56 471,47 504,24 540,47 557,29 634,60 711,98
Comercial 173,30 180,23 189,92 195,83 209,64 231,39 251,60 269,62 337,53 383,85
Industrial 129,75 132,96 148,33 234,49 268,26 286,18 298,00 298,89 380,40 418,57
Alumbrado Público 85,89 91,63 91,91 86,26 80,08 89,76 103,15 122,20 129,93 138,19
Otros 78,10 89,44 107,87 73,81 62,22 78,06 90,09 108,73 129,36 145,10
Total 847,82 888,93 948,30 1.012,94 1.091,66 1.189,61 1.283,32 1.356,73 1.611,82 1.797,70
233
Provincia Azuay Bolívar Cañar Carchi Chimborazo Cotopaxi El Oro Esmeraldas Galápagos Guayas Imbabura Loja Los Ríos Manabí Morona Santiago Napo Orellana Pastaza Pichincha Santa Elena Santo Domingo de los Tsáchilas Sucumbíos Tungurahua Zamora Chinchipe Zonas no delimitadas Total
Año 2011 63,41 6,22 12,99 6,24 23,03 28,33 47,91 31,81 2,93 415,55 23,69 19,66 39,91 82,10 4,82 4,19 6,25 3,57 274,97 21,68
2012 67,45 6,30 13,63 6,41 24,58 30,47 53,41 36,37 3,21 454,17 24,02 21,08 44,83 91,28 5,14 4,47 6,83 3,80 286,31 24,57
2013 70,49 6,26 14,05 6,85 27,13 31,72 56,95 37,88 3,50 475,72 25,43 22,30 47,39 93,12 5,43 4,79 7,78 4,11 303,41 26,68
2014 82,42 7,16 16,73 7,68 31,41 38,93 69,87 36,45 4,40 586,84 29,81 25,93 58,84 112,96 6,04 5,75 10,61 4,77 344,26 30,08
2015 91,23 7,91 18,22 8,43 34,71 42,21 80,22 38,43 5,07 662,49 32,01 27,74 58,54 130,90 6,67 6,36 11,67 5,17 374,62 39,62
21,67
23,55
30,14
35,90
44,12
9,58 35,32 3,25 0,52 1.189,61
10,39 37,05 3,44 0,55 1.283,32
12,13 39,28 3,62 0,56 1.356,73
14,86 44,79 4,57 0,74 1.611,82
16,44 48,86 5,11 0,93 1.797,70
La facturación de energía eléctrica presenta la siguiente distribución regional en el 2015: la Costa representa un 56,19% del total de la facturación, la Sierra representa el 40,61%, la Amazónica el 2,86%, la Insular el 0,28% y las zonas no delimitadas representan el 0,05%.
FIG. No. 123: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN (MUSD)
5.4.4. Recaudación de valores facturados por las empresas distribuidoras a clientes regulados La recaudación del 2014, fue de 1.698,47 MUSD, valor que no considera los subsidios de energía. En relación al año anterior se presenta un incremento del 11,23%. TABLA No. 154: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD)
234
Año
Residencial
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
348,25 367,31 383,07 396,11 443,49 484,18 475,32 492,76 565,66 633,08
Comercial 163,25 173,84 187,22 194,89 204,62 231,04 247,20 267,19 333,70 380,98
Industrial 127,36 132,56 150,14 229,15 250,36 284,75 297,77 296,33 374,29 415,10
Alumbrado Público 72,89 72,20 76,57 82,61 74,75 82,93 105,09 121,13 129,44 134,95
Otros 74,06 71,75 90,92 64,18 79,88 86,19 104,91 115,74 123,90 134,36
Total 785,81 817,67 887,92 966,94 1.053,09 1.169,09 1.230,29 1.293,16 1.526,99 1.698,47
TABLA No. 155: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS
Año
Energía (MWh)
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
1.602.327,03 1.696.266,88 1.354.672,74 642.539,01 491.006,74 542.903,09 326.548,42 329.068,60 378.873,07 387.763,65
Potencia (MW) 3.132,93 3.115,29 293,93 2.783,78 1.159,87 1.158,78 751,39 1.748,83 866,40 896,79
Valor Peaje Valor Peaje Valor Total por Energía por Potencia Peaje y Otros (kUSD) (kUSD) (kUSD) 1.062,37 3.952,62 5.325,91 985,39 3.977,68 5.418,53 988,47 3.733,83 5.179,25 989,79 2.320,48 3.345,51 776,11 2.216,87 2.992,98 721,59 2.513,59 3.235,39 408,98 1.692,83 2.102,29 376,39 2.037,99 2.415,16 452,51 2.284,46 2.738,42 530,53 2.230,73 2.762,93
FIG. No. 124: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO (MUSD)
FIG. No. 125: VALOR PEAJE POR ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO
5.4.5. Facturación a clientes no regulados
REGULADOS (kUSD)
La energía facturada a los clientes no regulados para el 2015 fue de 387,76 GWh. 235
5.5.
Evolución histórica de pérdidas en el sistema de distribución, periodo 2006-2015
5.5.1. Pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras Las pérdidas totales de los sistemas de distribución constituyen la energía que se desaprovecha en cada una de las etapas funcionales (subestaciones, redes de media tensión, transformadores de distribución, redes secundarias, luminarias, acometidas y medidores). Estas pérdidas pueden ser de origen técnico o no técnico. Cada una de las empresas de distribución tiene como objetivo disminuir esta afectación mediante la aplicación de planes a nivel técnico, los cuales abarcan el mejoramiento de infraestructura, operación y aspectos comerciales. TABLA No. 156: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN Año
Disponible en el Sistema (GWh)
Pérdidas del Sistema (GWh)
Pérdidas Técnicas del Sistema (GWh)
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
13.791,48 14.427,72 15.259,58 15.978,70 16.824,04 17.882,88 18.720,95 19.537,75 20.927,65 21.999,13
3.068,91 3.089,83 2.993,08 2.765,27 2.747,43 2.634,08 2.546,06 2.465,26 2.590,09 2.684,48
1.292,72 1.335,65 1.421,21 1.499,10 1.499,79 1.560,95 1.599,12 1.632,57 1.722,08 1.796,77
Pérdidas No Técnicas del Sistema (GWh) 1.776,18 1.754,18 1.571,87 1.266,17 1.247,64 1.073,13 946,94 832,69 868,02 887,70
Pérdidas del Sistema (%) 22,25 21,42 19,61 17,31 16,33 14,73 13,60 12,62 12,38 12,20
Los datos analizados demuestran que las pérdidas del sistema presentan un continuo decrecimiento a lo largo de los años. Por ejemplo, el porcentaje de energía perdida en el 2015 fue de 12,20 % lo que representa una disminución de 10,05 puntos porcentuales con relación al 2006 y de 0,18 puntos porcentuales respecto al 2014.
FIG. No. 126: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN (%) Según la información reportada a la ARCONEL, las pérdidas de carácter técnico alcanzan el 8,17%, mientras que las de tipo no técnico suman el 4,04%. Se puede evidenciar una gran disminución en cuanto a las pérdidas no técnicas del sistema, pues en el 2015 han disminuido un 68,67% en relación al 2006.
5.5.2. Comparativo de pérdidas y energía disponible En la siguiente tabla se presenta un análisis comparativo entre la energía perdida y la disponible en los años 2014 y 2015. En esta se muestra que la energía disponible y las pérdidas en energía han crecido 5,12% y 3,64%, respectivamente. Sin embargo, las pérdidas porcentuales presentan la situación real de cuánto se está perdiendo en función de lo disponible, evidenciándose una disminución de 0,17%. TABLA No. 157: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA DISPONIBLE 2014 - 2015
236
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Total
2014 Disponible en Pérdidas el Sistema Sistema (GWh) (GWh) 79,61 7,88 970,86 154,24 527,21 124,70 5.491,03 625,56 1.883,93 310,07 397,65 83,89 1.600,03 398,90 632,33 114,20 595,97 96,21 605,56 72,67 311,20 54,05 13.095,36 2.042,38 599,11 43,10 108,52 4,81 1.018,61 81,12 541,36 39,85 45,87 3,78 561,22 50,76 4.278,10 253,98 352,03 38,46 327,48 31,85 20.927,65 2.590,09
Pérdidas Sistema (%) 9,90 15,89 23,65 11,39 16,46 21,10 24,93 18,06 16,14 12,00 17,37 15,60 7,19 4,44 7,96 7,36 8,24 9,04 5,94 10,93 9,73 12,38
2015 Disponible en Pérdidas el Sistema Sistema (GWh) (GWh) 84,09 7,70 1.069,11 159,51 562,80 131,46 5.700,38 668,34 2.042,83 312,23 432,34 86,65 1.715,32 417,61 663,72 118,89 666,30 98,41 665,39 77,82 337,80 58,49 13.940,09 2.137,11 630,20 40,79 108,89 4,94 1.069,38 79,82 549,26 41,07 52,51 4,54 573,12 53,02 4.361,84 244,61 367,46 40,00 346,38 38,57 21.999,13 2.684,48
Variación Pérdidas (%) Sistema (%) 9,16 (0,74) 14,92 (0,97) 23,36 (0,30) 11,72 0,33 15,28 (1,17) 20,04 (1,05) 24,35 (0,59) 17,91 (0,15) 14,77 (1,37) 11,70 (0,31) (0,05) 17,32 15,33 (0,27) 6,47 (0,72) 4,54 0,10 7,46 (0,50) 7,48 0,12 8,64 0,40 9,25 0,21 5,61 (0,33) 10,89 (0,04) 11,14 1,41 12,20 (0,17)
El siguiente análisis comparativo que se realiza entre las pérdidas y la disponibilidad de energía, entre el 2006 y el 2015, evidencia una disminución de 10,05 % en las pérdidas porcentuales del sistema. TABLA No. 158: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA DISPONIBLE 2006 - 2015
Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayaquil CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos CNEL EP E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Eléctrica de Guayaquil Total
Disponible en el Sistema (GWh) 53,29 532,51 359,83 955,20 261,82 1.019,44 476,41 345,56 319,00 135,41 4.458,47 403,29 85,68 664,38 300,48 25,52 375,34 3.089,82 228,96 206,84 3.952,69 13.791,48
2006 Pérdidas Sistema (GWh) 10,47 154,67 115,76 333,54 76,98 419,87 160,32 81,99 55,68 47,49 1.456,79 54,81 4,29 59,06 36,39 2,46 52,20 343,69 37,79 28,04 993,37 3.068,91
Pérdidas Disponible en el Sistema Sistema (GWh) (%) 19,65 84,09 29,05 1.069,11 32,17 562,80 5.700,38 34,92 2.042,83 29,40 432,34 41,19 1.715,32 33,65 663,72 23,73 666,30 17,45 665,39 35,07 337,80 32,67 13.940,09 13,59 630,20 5,01 108,89 8,89 1.069,38 12,11 549,26 9,66 52,51 13,91 573,12 11,12 4.361,84 16,51 367,46 13,56 346,38 25,13 22,25 21.999,13
2015 Pérdidas Sistema (GWh) 7,70 159,51 131,46 668,34 312,23 86,65 417,61 118,89 98,41 77,82 58,49 2.137,11 40,79 4,94 79,82 41,07 4,54 53,02 244,61 40,00 38,57 2.684,48
Pérdidas Variación (%) Sistema (%) 9,16 (10,49) 14,92 (14,13) 23,36 (8,81) 11,72 (13,41) 15,28 (19,63) 20,04 (9,36) 24,35 (16,84) 17,91 (15,74) 14,77 (8,96) 11,70 (5,76) 17,32 (17,76) 15,33 (17,34) 6,47 (7,12) 4,54 (0,47) 7,46 (1,42) 7,48 (4,63) 8,64 (1,02) 9,25 (4,66) 5,61 (5,52) 10,89 (5,62) 11,14 (2,42) (13,41) 12,20 (10,05)
FIG. No. 127: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2014 - 2015
237
Año
Tipo de Empresa
Contratos M. de corto plazo Contratos Distribuidora M. de corto plazo Contratos Autogeneradora M. de corto plazo GCCP M. de corto plazo Total 2006 Contratos Generadora M. de corto plazo Contratos Distribuidora M. de corto plazo Contratos Autogeneradora M. de corto plazo GCCP M. de corto plazo Total 2007 Contratos Generadora M. de corto plazo Contratos Distribuidora M. de corto plazo Contratos Autogeneradora M. de corto plazo GCCP M. de corto plazo Total 2008 Contratos M. de corto plazo Generadora Otros Contratos M. de corto plazo Distribuidora Otros Contratos Autogeneradora M. de corto plazo Otros Total 2009 Contratos Generadora M. de corto plazo Contratos M. de corto plazo Distribuidora Otros Contratos Autogeneradora M. de corto plazo Otros Total 2010 Contratos Generadora M. de corto plazo Distribuidora Contratos Generadora
2006
2007
FIG. No. 128: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2006 - 2015
5.6.
Evolución histórica de precios medios, periodo 2006-2015
2008
2009
5.6.1. Precio medio de la energía por tipo de empresa y transacción
En las siguientes tablas se presentan los precios medios por tipo de empresa y transacción para el periodo 2006-2015. En estas se visualiza que el precio medio más alto lo tuvieron las
2010
autogeneradoras, que para el 2015 se situó en 7,21 USD ¢/kWh. En ese mismo año, las empresas generadoras registraron un precio medio de 4,35 USD ¢/kWh, en tanto que las distribuidoras con generación presentaron un valor de 6,36 USD ¢/kWh.
TABLA No. 159: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN (1/2)
2011
Tipo de Transacción
Energía Total Costos Precio medio vendida (MUSD) (USD ¢/kWh) (GWh) 8.216,09 293,97 3,58 3.529,27 246,28 6,98 519,61 24,07 4,63 1.063,25 72,83 6,85 127,87 3,19 2,49 93,94 7,06 7,52 16,73 1,71 10,23 13.566,76 649,12 4,78 9.305,02 329,65 3,54 3.650,78 232,52 6,37 590,20 26,40 4,47 1.027,16 61,40 5,98 233,69 6,08 2,60 147,68 9,03 6,12 25,69 2,63 10,23 14.980,23 667,70 4,46 11.490,46 395,24 3,44 2.423,00 134,79 5,56 340,46 15,56 4,57 1.103,69 62,17 5,63 430,86 7,73 1,79 173,92 6,40 3,68 2,53 10,23 24,72 15.987,11 624,43 3,91 12.487,80 525,67 4,21 1.049,58 73,42 6,99 0,40 0,02 3,94 400,84 37,46 9,35 852,63 40,18 4,71 0,04 0,00 9,99 221,30 10,13 4,58 114,28 9,57 8,37 4,14 0,04 1,01 15.131,01 696,49 4,60 13.601,29 624,52 4,59 102,16 0,20 0,20 595,70 46,56 7,82 796,80 22,50 2,82 0,04 0,00 9,99 206,45 10,29 4,98 115,64 10,94 9,46 2,92 0,01 0,27 15.420,99 715,03 4,64 15.362,56 644,84 4,20 331,45 33,72 10,17
TABLA No. 160: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN (2/2)
238
Año
2011
2012
2013
2014
2015
Tipo de Empresa
Tipo de Transacción
M. de corto plazo Distribuidora Otros Contratos Autogeneradora M. de corto plazo Otros Total 2011 Contratos Generadora M. de corto plazo Contratos Distribuidora M. de corto plazo Otros Contratos Autogeneradora M. de corto plazo Otros Total 2012 Contratos Generadora M. de corto plazo Otros Contratos Distribuidora M. de corto plazo Otros Contratos Autogeneradora M. de corto plazo Otros Total 2013 Contratos Generadora M. de corto plazo Otros Contratos Distribuidora M. de corto plazo Otros Contratos Autogeneradora M. de corto plazo Otros Total 2014 Contratos Generadora M. de corto plazo Otros Contratos Distribuidora M. de corto plazo Otros Contratos Autogeneradora M. de corto plazo Otros Total 2015
Energía Total Costos Precio medio vendida (MUSD) (USD ¢/kWh) (GWh) 870,25 40,90 4,70 0,05 0,01 9,93 184,62 9,55 5,17 147,40 13,87 9,41 3,92 0,04 1,04 16.900,24 742,94 4,40 17.324,32 655,43 3,78 92,61 2,09 2,26 390,76 33,03 8,45 783,36 36,35 4,64 0,05 0,01 10,12 178,11 9,19 5,16 155,95 14,76 9,46 3,05 0,02 0,73 18.928,21 750,87 3,97 17.656,77 739,27 4,19 186,12 0,49 0,26 122,83 13,18 10,73 373,89 34,47 9,22 752,83 32,54 4,32 0,05 0,01 9,99 174,20 9,00 5,16 9,18 14,18 154,50 2,41 0,00 0,17 19.423,59 843,13 4,34 18.567,82 816,52 4,40 142,23 18,16 12,77 2,12 0,85 40,03 412,11 39,40 9,56 795,48 28,08 3,53 0,06 0,01 9,99 133,87 6,73 5,03 238,64 21,68 9,09 2,44 0,01 0,51 20.294,78 931,44 4,59 20.354,55 867,60 4,26 176,70 25,70 14,54 14,63 1,10 7,51 400,93 47,13 11,75 858,11 33,01 3,85 0,05 0,01 9,99 290,28 15,77 5,43 261,48 24,24 9,27 10,24 0,45 4,41 22.366,98 1.015,00 4,54
TABLA No. 161: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE EMPRESA (USD ¢/kWh) Tipo Generadora Distribuidora Autogeneradora Importación Exportación
2006 4,60 6,12 4,62 7,80 2,44
2007 4,34 5,43 3,96 2,07 0,75
2008 3,81 5,38 2,34 6,80 1,67
2009 4,43 6,19 5,81 9,14 5,18
2010 4,56 4,96 6,54 8,49 7,04
2011 4,20 6,21 6,99 6,78 14,36
2012 3,78 5,91 7,11 10,58 21,35
2013 4,19 5,95 7,00 11,79 4,01
2014 4,47 5,59 7,58 11,56 4,21
2015 4,35 6,36 7,21 9,99 5,73
FIG. No. 129: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE EMPRESA 5.6.2. Precio medio de la energía vendida por las empresas generadoras
El precio medio de la energía vendida por las empresas generadoras para el 2015 fue de 4,35 USD ¢/kWh.
TABLA No. 162: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESAS GENERADORAS 239
Año
Energía Vendida (GWh)
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
11.745,36 12.955,80 13.913,46 14.658,53 14.576,35 16.657,15 17.655,13 18.628,06 19.548,91 21.057,70
Total Costo de Energía (MUSD)
Precio medio (USD ¢/kWh)
540,25 562,16 530,04 701,49 698,86 732,67 682,73 831,00 932,23 945,51
4,60 4,34 3,81 4,79 4,79 4,40 3,87 4,46 4,77 4,49
En la TABLA No. 163 se presenta la evolución de los precios medios de las empresas de generación eléctrica durante el periodo 2006-2015. Estos valores se situaron en el rango de 1,00 USD ¢/kWh hasta 18,09 USD ¢/kWh. A partir del 2013 se visualizan cifras que ascienden a 40,03 USD ¢/kWh y que corresponden a la tarifa de centrales de generación fotovoltaica. A partir del 2012, las empresas Hidronación e Hidropastaza pasaron a formar parte de CELEC EP. En la FIG. No. 130 se pueden apreciar los valores históricos de los precios medios totales a nivel de empresas de generación. En esta se aprecia, a partir del 2013, un incremento de 4,19 USD ¢/kWh a 4,35 USD ¢/kWh relacionado con el ingreso de nuevas centrales fotovoltaicas.
Empresa Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidronación Hidropastaza Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Ulysseas Valsolar Wildtecsa Total
2006 6,69 2,66 3,02 4,01 6,79 6,38 4,85 7,56 4,11 5,71 4,18 7,43 7,53 6,11 7,51 4,60
2007 6,17 2,70 3,06 4,34 6,23 6,50 4,67 7,68 4,12 12,82 6,57 3,93 4,06 6,01 7,20 6,63 4,34
2008 5,96 2,75 2,63 4,80 5,67 6,01 4,23 7,49 4,11 12,82 6,13 4,11 4,13 4,83 6,12 5,88 3,81
2009 6,90 2,48 1,65 4,65 6,65 9,90 5,38 10,02 3,72 12,82 7,43 4,04 6,13 3,99 9,16 6,54 4,43
2010 6,28 3,66 1,42 6,04 6,73 10,54 5,84 12,48 6,82 12,82 7,54 2,69 2,16 4,67 11,68 6,76 4,56
2011 8,89 2,84 1,34 4,82 7,29 9,22 4,63 17,45 3,73 12,82 8,04 3,58 1,28 4,75 13,39 7,00 4,20
2012 8,53 1,34 1,73 1,01 6,68 5,16 9,68 3,93 18,09 1,97 12,82 8,07 4,76 28,71 7,76 3,78
2013 8,76 9,13 0,99 1,92 0,74 7,07 4,56 10,29 3,15 16,53 1,68 39,76 12,82 40,03 8,18 4,78 7,46 8,70 40,03 4,19
2014 40,03 40,03 8,51 9,13 1,06 2,83 0,96 6,94 5,01 10,31 5,34 40,03 14,22 1,66 40,04 12,82 39,76 8,70 40,03 40,03 40,03 4,78 16,14 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 8,63 40,03 40,03 4,47
2015 40,03 40,03 1,96 9,10 9,13 0,97 2,90 0,79 7,77 5,54 11,58 5,55 39,90 11,93 0,95 46,13 13,21 40,03 8,63 40,03 40,03 40,03 4,85 11,46 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 39,27 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 8,57 40,03 40,00 4,35
TABLA No. 163: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (USD ¢/kWh)
240
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía Vendida (GWh)
Total Costo de Energía (MUSD)
Precio Medio (USD ¢/kWh)
96,90 87,80 77,73 77,64 69,09 74,67 69,42 67,06 67,53 80,19
6,12 5,43 5,38 6,19 4,96 6,21 5,91 5,95 5,59 6,37
1.582,86 1.617,37 1.444,15 1.253,51 1.392,73 1.202,08 1.174,52 1.127,25 1.207,98 1.259,55
El precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras con generación es en bornes de generación.
FIG. No.
130: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS
EMPRESAS GENERADORAS 5.6.3. Precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras con generación El precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras que cuentan con generación de energía eléctrica para el 2015 fue 6,36 USD ¢/kWh. TABLA No. 164: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR GENERACIÓN NO ESCINDIDA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
TABLA No. 165: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (USD ¢/kWh) Empresa CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Guayaquil CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Sta. Elena E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur Eléctrica de Guayaquil Total
2006 6,98 8,37 9,13 8,26 5,96 4,14 4,31 5,99 6,97 5,00 6,62 8,39 7,37 6,12
2007 5,35 8,25 9,06 9,00 5,87 3,72 4,43 4,85 6,21 4,60 5,72 7,25 6,32 5,43
2008 5,16 8,37 9,30 8,98 5,23 3,72 5,58 4,91 5,63 5,24 4,95 6,74 5,80 5,38
2009 7,70 4,37 9,00 4,62 4,71 4,12 4,72 3,19 7,74 9,40 6,19
2010 5,77 12,13 2,61 5,64 1,63 3,25 11,91 7,82 4,96
2011 8,40 12,45 2,60 4,26 4,64 3,00 13,01 10,17 6,21
2012 0,54 3,33 3,30 3,71 4,85 2,59 13,18 8,45 5,91
2013 9,99 5,07 2,99 2,84 4,61 2,34 9,57 9,22 5,95
2014 9,74 2,76 2,20 2,83 3,90 1,61 7,86 9,46 5,59
2015 11,75 2,07 2,18 2,13 4,22 1,68 12,42 6,37
241
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía Comprada (GWh) 13.046,50 13.507,02 14.409,17 15.419,84 16.333,02 17.380,53 18.323,11 19.174,93 20.404,36 21.541,14
Total Facturado (MUSD) 896,50 884,74 707,71 897,08 889,12 889,82 863,18 1.030,81 1.100,84 1.139,25
Precio Medio (USD ¢/kWh) 6,87 6,55 4,91 5,82 5,44 5,12 4,71 5,38 5,40 5,29
FIG. No. 131: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN 5.6.4. Precio medio de la energía comprada por las empresas distribuidoras El costo promedio de la energía comprada por las empresas distribuidoras es de 5,29 USD ¢/kWh, en el 2015. Esta cifra ha variado a lo largo del tiempo y ha disminuido un 23,03 % en relación al 2006. TABLA No. 166: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
FIG. No. 132: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA
5.6.5. Precio medio de la energía facturada a clientes regulados En el 2015 el precio medio de la energía facturada a clientes regulados fue de 9,50 USD ¢/kWh, se evidencia un incremento de 5,81 % con respecto al 2014.
242
TABLA No. 167: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS
FIG. No. 133: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS
DISTRIBUIDORAS
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía Facturada (GWh) 9.549,78 10.063,95 11.146,68 12.740,80 13.769,73 14.931,12 15.847,99 16.742,94 17.958,30 18.929,69
Facturación Precio Medio Servicio (USD ¢/kWh) Eléctrico (MUSD) 847,82 8,88 888,93 8,83 948,30 8,51 1.012,94 7,95 1.091,66 7,93 1.189,61 7,97 1.283,32 8,10 1.356,73 8,10 1.611,82 8,98 1.797,70 9,50
5.7.
Interconexiones
5.7.1. Importación de energía
De la información reportada se observa para los años 2006 y 2007 un aumento considerable de la importación de energía. Esto ocurrió debido a la falta de generación hidráulica por disminución de la hidrología en las principales centrales de generación. En el 2007 se inició la operación comercial de la central San Francisco que disminuyó la importación de energía desde Colombia. Sin embargo, en el periodo 2009-2011 se debió importar energía resultado del estiaje en las cuencas de las principales centrales hidroeléctricas del país. Por su parte, durante el periodo 2012-2015 se evidenció una reducción en la importación debido a la entrada en operación de varios proyectos de generación renovable y no renovable. Esta realidad cambiará aún más a futuro cuando ingresen las 8 centrales que se están construyendo.
TABLA No. 168: ENERGÍA IMPORTADA POR TIPO DE TRANSACCIÓN (GWh) Empresa Colombia Total Colombia Perú Total Perú Total general
Tipo de Transacción M. Ocasional Contratos M. Ocasional
2006 1.570,47 1.570,47 1.570,47
2007 860,87 860,87 860,87
2008 500,16 500,16 500,16
2009 1.058,20 1.058,20 62,55 62,55 1.120,75
2010 794,51 794,51 78,39 78,39 872,90
2011 1.294,59 1.294,59 1.294,59
2012 236,03 236,03 2,17 2,17 238,20
2013 662,34 662,34 662,34
2014 824,02 824,02 12,72 12,72 836,74
2015 457,24 457,24 54,57 54,57 511,81
Durante el periodo en mención, se registra que el 98% de la importación corresponde a lo aportado por Colombia y el 2% restante por Perú. Durante los últimos 10 años se importaron desde Colombia 8.258,45 GWh, mientras que la importación de energía desde Perú se registró en 210,40 GWh para los años en los cuales se presentaron condiciones hidrológicas adversas.
243
TABLA No. 170: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA IMPORTADA (USD ¢/kWh) Empresa
2012
2013
2014
2015
7,80
2,07
6,80
9,68
9,33
6,78
10,16
11,79
11,67
10,49
Interconexión Perú
-
-
-
-
-
-
56,12
-
4,32
5,74
Total (USD ¢/kWh)
7,80
2,07
6,80
9,14
8,49
6,78
10,58
11,79
11,56
9,99
Interconexión Colombia
2006
2007
2008
2009
2010
2011
5.7.2. Exportación de energía
La exportación de energía a través de las interconexiones con Colombia se inició a partir de abril del 2003, con la puesta en operación del primer circuito de la línea de transmisión a 230 kV Pomasqui-Jamondino. Esta exportación se da únicamente en periodos de baja demanda y por la diferencia de curvas de carga programadas para la importación de energía. Debido al estiaje de noviembre y diciembre del 2009, y enero del 2010 hubo racionamientos de
FIG. No. 134: ENERGÍA IMPORTADA PERIODO 2006-2015 5.7.1.1.
energía en todo el país. Esto obligó a bajar el nivel de exportación de energía hacia Colombia. Mientras tanto, la energía exportada a Perú en el 2015 fue comercializada por la E.E. Sur a través
Valores por importación de energía
de sus redes de distribución.
En la siguiente tabla se presentan los valores por importación de energía para el periodo 2006-
TABLA No. 171: ENERGÍA EXPORTADA POR TIPO DE CLIENTE (GWh)
2015. Por este concepto, en los últimos diez años, se registró un egreso total de 689,78 MUSD., Empresa
En el 2006 se alcanzó el valor más alto con 122,53 MUSD. TABLA No. 169: VALOR DE LA ENERGÍA IMPORTADA (MUSD) Empresa Interconexión Colombia Interconexión Perú Total
5.7.1.2.
2006 122,53 122,53
2007 17,82 17,82
2008 33,99 33,99
2009 102,38 102,38
2010 74,13 74,13
2011 87,83 87,83
2012 23,99 1,22 25,21
2013 78,06 78,06
2014 96,16 0,55 96,71
2015
Tipo de Transacción T. de corto plazo Inteconexión Colombia Otros Total Inter. Colombia T. de corto plazo Inteconexión Perú Otros Total Inter. Perú Total
2006 1,07 1,07 1,07
2007 38,39 38,39 38,39
2008 37,53 37,53 37,53
2009 20,76 20,76 20,76
2010 9,74 9,74 0,21 0,21 9,96
2011 8,22 8,22 5,84 0,33 6,17 14,39
2012 6,51 6,51 5,01 0,35 5,37 11,88
2013 28,50 28,50 0,48 0,48 28,98
2014 46,86 46,86 0,38 0,38 47,24
2015 45,19 0,14 45,33 0,38 0,38 45,71
47,98 3,13 51,11
Precio medio de energía importada
En la siguiente tabla se presentan los precios medios de la energía importada. En el caso de Colombia, comparando los años 2006 y 2015, existió un incremento de 2,69 USD ȼ/kWh. Por su parte, el precio medio anual más alto se lo registró en el 2013 con 11,79 USD ȼ/kWh. Con respecto al Perú, se observan valores más representativos siendo el más alto el del 2012 que registró 56,12 USD ȼ/kWh. Los totales se calculan a partir de los costos en relación con el total de energía importada. 244
Perú, se observan valores más representativos siendo el más alto el del 2012 que se colocó en 44,03 USD ȼ/kWh. TABLA No. 173: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA EXPORTADA (USD ȼ/kWh) Empresa Interconexión Colombia Interconexión Perú Total (USD ¢/kWh)
2006 2,44 2,44
2007 0,75 0,75
2008 1,67 1,67
2009 5,18 5,18
2010
2011
2012
2013
2014
2015
6,97 10,21 7,04
2,27 30,46 14,36
2,66 44,03 21,35
3,90 10,51 4,01
4,16 11,04 4,21
5,68 11,71 5,73
Es importante recalcar que se realizan transacciones de venta de energía en la parte fronteriza, al norte con Colombia y al sur con Perú. Estos intercambios comerciales se dan a través de los sistemas de distribución que se disponen en la zona.
5.7.3. Análisis comparativo precio medio de transacciones internacionales En las FIG. No. 136 y FIG. No. 137 se presentan los precios medios de importación y exportación
FIG. No. 135: ENERGÍA EXPORTADA PERIODO 2006-2015 5.7.2.1.
de energía eléctrica resultados de las transacciones con Colombia. Para el periodo de análisis se evidencia que el precio de importación es mayor al de exportación. La diferencia más notoria se
Valores por exportación de energía
registró para Colombia en el 2013 cuando se reflejó una diferencia de 7,89 USD ¢/kWh; con Los valores por exportación de energía se presentan en la TABLA No. 172. En esta gráfica se representan los valores para el periodo 2006-2015. Por este concepto, en los últimos diez años se
respecto a Perú se importó energía en el 2006, 2012 y 2014. El 2012 fue el año en el que se presentó el precio por importación más alto el cual fue de 56,12 USD ¢/kWh.
registró un total de 13,09 MUSD. En el 2015 se registró el valor más alto que ascendió a 2,62 MUSD. TABLA No. 172: VALOR DE LA ENERGÍA EXPORTADA (MUSD) Empresa Interconexión Colombia Interconexión Perú Total
5.7.2.2.
2006 0,03 0,03
2007 0,29 0,29
2008 0,63 0,63
2009 1,08 1,08
2010 0,68 0,02 0,70
2011 0,19 1,88 2,07
2012 0,17 2,36 2,54
2013 1,11 0,05 1,16
2014 1,95 0,04 1,99
2015 2,57 0,04 2,62
Precio medio de energía exportada
En la TABLA No. 173 se presentan los precios medios de la energía exportada. En el caso de Colombia, comparando el 2006 y el 2015, existió un incremento de 3,23 USD ȼ/kWh. Esto mientras que el precio medio anual más alto se lo registró en el 2010 con 6,97 USD ȼ/kWh. Con respecto a 245
FIG.
No.
136:
COMPARATIVO
PRECIO
MEDIO
TRANSACCIONES
COLOMBIA USD ¢/kWh
FIG. No. 137: COMPARATIVO PRECIO MEDIO TRANSACCIONES PERÚ USD ¢/kWh
246
En la TABLA No. 175 se presenta información del balance de energía para el servicio público. Estos
6. Indicadores del sector eléctrico ecuatoriano
datos evidencian el crecimiento que experimenta el sector en las diferentes etapas funcionales en cuanto al requerimiento de la energía, generación (incluida las importaciones), transmisión,
En este capítulo se presentan los principales indicadores relacionados con el sector eléctrico, entre
exportaciones y la comercialización de la energía a través de las distribuidoras. Es importante
los cuales se tiene la producción, pérdidas en transmisión y distribución, consumo promedio de
destacar la evolución de las pérdidas en los sistemas de distribución (%), misma que se ha ido
energía y demanda máxima.
disminuyendo paulatinamente. Además, la tendencia está a la baja, es así que a diciembre del 2015
6.1.
alcanzó un 12,38 % en el indicador de pérdidas en los sistemas de distribución.
Balance nacional de energía eléctrica
TABLA No. 174: PRODUCCION E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL, PERÍODO 2006 – 2015
TABLA No. 175: BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO PÚBLICO, PERÍODO 2006 – 2015
AÑO Unidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 CONCEPTO Energía generada bruta (1) GWh 15.115,85 17.336,65 18.608,53 18.264,95 19.509,85 20.544,14 22.847,96 23.260,33 24.307,21 25 Energía importada desde Colombia Energía importada desde Perú Energía bruta total
GWh GWh GWh
Energía generada no disponible GWh para servicio público (2) % Energía generada e importada para servicio público
GWh
1.570,47
860,87
500,16
1.058,20
794,51
1.294,59
236,03
662,34
824,02
62,22 78,39 2,17 12,72 16.686,32 18.197,52 19.108,69 19.385,37 20.382,76 21.838,73 23.086,16 23.922,67 25.143,95 26 1.850,67
2.540,75
2.610,30
2.219,64
2.705,55
2.925,93
3.307,45
3.347,09
3.444,47
11,09
13,96
13,66
11,45
13,27
13,40
14,33
13,99
13,70
3
14.835,65 15.656,78 16.498,39 17.165,72 17.677,21 18.912,80 19.778,70 20.575,58 21.699,48 22
(1) La energía generada bruta es producida por todo el parque generador del país (Incorporado y No Incorporado al Sistema Nacional Interconectado, para Servicio Público y No Público). (2) La energía generada no disponible para el servicio público corresponde a la energía utilizada internamente para procesos productivos y de explotación. Esta representa el total de la energía producida por las empresas autogeneradoras Andes Petro y una parte de la energía generada por Agip, Agua y Gas de Sillunchi, CELEC-Electroguayas, CELEC-Termopichincha, Ecoelectric, Ecudos, EMAAP-Q, Lafarge, La Internacinal, OCP, Perlabí, Petroamazonas, Repsol, San Carlos, Sipec. El porcentaje de la energía no disponible para el servicio público se ha calculado en relación a la Energía Bruta total. En la tabla anterior de producción e importación de energía a nivel nacional, para el 2015, se establece que la generación de energía bruta fue de 24.307,21 GWh, mientras que la energía importada desde Colombia y Perú fue de 824,02 GWh y 12,72 GWh, respectivamente. Sumadas estas cantidades, se tiene que el total de energía bruta fue de 25.143,95 GWh, cifra que representa un crecimiento del 6.92% respecto al 2014.
AÑO Unidad 2006 2007 CONCEPTO Energía generada e importada GWh 14.835,65 15.656,78 para servicio público 300,91 307,25 Autoconsumos en generación para GWh % 2,03 1,96 servicio público (1) Energía entregada para servicio GWh 14.534,74 15.349,52 público GWh 426,61 485,46 Pérdidas en transmisión (2) % 2,88 3,10 Energía disponible para servicio GWh público GWh Energía exportada a Colombia y Perú % Energía entregada a Grandes (3) Consumidores en Subtransmisión Energía disponible en sistemas de distribución Pérdidas totales de energía en sistemas de distribución Energía facturada a clientes finales (4) Demanda máxima en bornes de generación (solo Sistema Nacional Interconectado S.N.I.) (5) Demanda máxima en subestaciones principales (solo Sistema Nacional Interconectado S.N.I.)
GWh % GWh GWh % GWh
14.108,13 14.864,06
2008 16.498,39 321,84 1,95 16.176,54
2009
2010
2011
17.165,72 17.677,21 18.912,80 524,17 3,05
260,18 1,47
299,92 1,59
16.641,56 17.417,03 18.612,88
2012
2013
2014
2015
19.778,70 20.575,58 21.699,48 22.853,54 379,21 1,92
417,04 2,03
528,30 2,43
515,85 2,26
19.399,50 20.158,54 21.171,18 22.337,69
614,73
643,92
582,93
715,61
666,67
591,81
196,28
292,85
3,73
3,75
3,30
3,78
3,37
2,88
0,90
1,28
15.561,81
15.997,64 16.834,10 17.897,27
18.732,83 19.566,73 20.974,89 22.044,84
1,07
38,39
37,53
20,76
10,06
14,39
11,88
28,98
47,24
45,71
0,01
0,26
0,24
0,13
0,06
0,08
0,06
0,15
0,23
0,21
315,57
397,81
264,70
-
-
-
-
-
-
-
2,17
2,59
1,64
-
-
-
-
-
-
-
13.791,49 14.427,86
15.259,58
15.976,88 16.824,04 17.882,88
18.720,95 19.537,75 20.927,65 21.999,13
3.069,01
3.089,83
2.993,08
2.765,35
2.747,43
2.634,08
2.546,06
2.465,26
2.590,09
2.681,29
22,25
21,42
19,61
17,31
16,50
14,73
13,60
12,62
12,38
12,19
10.722,48 11.338,02
12.266,51
13.210,57 14.076,61 15.248,80
16.174,89 17.072,49 18.337,56 19.317,84
GW
2,42
2,64
2,71
2,79
2,77
2,88
3,05
3,21
3,33
3,50
GW
2,33
2,48
2,61
2,73
2,74
2,77
2,90
3,07
3,24
3,44
(1) 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. (2) Considera todo el transporte de energía a nivel nacional. Incluye aquella que no es transportada por el Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.). (3) Se entregó energía a Holcim Gye en el periodo sep/05 – ago/08 y a Interagua en el periodo dic/01 – ago/08. 247
(4) Incluye clientes regulados y no regulados, excepto la energía exportada a Colombia y la entregada a los grandes consumidores en subtransmisión. (5) La demanda máxima en bornes de generación del S.N.I., se produjo el 11 de diciembre de 2015.
6.1.1. Balance de energía del sistema eléctrico de distribución El balance de energía eléctrica en el sistema de distribución hace referencia a la energía que recibe el sistema de cada una de las empresas distribuidoras versus la energía entregada a los usuarios finales. De esta información se puede determinar las pérdidas en distribución que son el resultado de la diferencia entre la energía recibida por el sistema de distribución y la registrada en los equipos de medición (entregada) de los clientes finales. A continuación se presenta el balance de energía para cada una de las empresas distribuidoras y FIG. No. 138: BALANCE DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN (%)
el balance del sistema eléctrico de distribución.
En conclusión, de la totalidad de energía disponible en el sistema de distribución, el 87,81% se
TABLA No. 176: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Año
Disponible en el Sistema (GWh)
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
13.791,48 14.427,72 15.259,58 15.978,70 16.824,04 17.882,88 18.720,95 19.537,75 20.927,65 21.999,13
Facturada a Facturada a Clientes Clientes No Regulados Regulados o (GWh) Terceros (GWh) 9.549,78 1.172,79 10.063,95 1.273,94 11.146,68 1.119,83 12.740,80 472,64 13.769,73 306,88 14.931,12 317,68 15.847,99 326,90 16.742,94 329,55 17.958,30 379,26 18.929,69 388,15
Pérdidas Sistema (GWh) 3.068,91 3.089,83 2.993,08 2.765,27 2.747,43 2.634,08 2.546,06 2.465,26 2.590,09 2.681,29
Pérdidas Técnicas del Sistema (GWh) 1.292,72 1.335,65 1.421,21 1.499,10 1.499,79 1.560,95 1.599,12 1.632,57 1.722,08 1.796,77
Pérdidas No Técnicas del Sistema (GWh) 1.776,18 1.754,18 1.571,87 1.266,17 1.247,64 1.073,13 946,94 832,69 868,02 884,52
factura a clientes regulados y no regulados, mientras que el 12,19% corresponde a las pérdidas en
Pérdidas Sistema (%)
el sistema. Estos detalles se pueden apreciar en la FIG. No. 139.
22,25 21,42 19,61 17,31 16,33 14,73 13,60 12,62 12,38 12,19
La disponibilidad de energía a nivel nacional en el 2015 fue de 21,999.13 GWh. De esta cifra, CNEL EP representa un 63,37%, mientras que las empresas eléctricas un 36,63%. Por su parte, las pérdidas del sistema fueron de 2.681,29 GWh, las mismas que en un 79,59% correspondieron a CNEL EP y un 20,41% a las empresas eléctricas.
FIG. No. 139: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (GWh)
248
6.2.
Pérdidas
Las pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución corresponden a los vatios – hora que no se entregan y facturan a los clientes finales. Estas se calculan a partir de la energía disponible que llega a las subestaciones de entrega en bloque de cada una de las empresas de distribución eléctrica del país. Técnicamente, las pérdidas de energía pueden ser provocadas por el efecto Joule (I²R) (presente en los conductores eléctricos), el desequilibrio de cargas de cada alimentador y la presencia de corrientes armónicas que circulan por los conductores debido a la presencia de cargas no lineales dentro del sistema. A esto también se le suman, la energía que se consumen en los condensadores ubicados en puntos estratégicos del sistema para la compensación de reactivos (mejorar nivel de
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Pérdidas Pérdidas No Pérdidas Pérdidas Pérdidas Pérdidas No Técnicas del Técnicas del del Sistema del Sistema Técnicas del Técnicas del Sistema Sistema (GWh) (%) Sistema (%) Sistema (%) (GWh) (GWh) 3.068,91 1.292,72 1.776,18 22,25 9,37 12,88 3.089,83 1.335,65 1.754,18 21,42 9,26 12,16 2.993,08 1.421,21 1.571,87 19,61 9,31 10,30 2.765,27 1.499,10 1.266,17 17,31 9,38 7,92 2.747,43 1.499,79 1.247,64 16,33 8,91 7,42 2.634,08 1.560,95 1.073,13 14,73 8,73 6,00 2.546,06 1.599,12 946,94 13,60 8,54 5,06 2.465,26 1.632,57 832,69 12,62 8,36 4,26 2.590,09 1.722,08 868,02 12,38 8,23 4,15 2.684,48 1.796,77 887,70 12,20 8,17 4,04
voltaje y factor de potencia) y la configuración particular que presenta cada uno de los sistemas de distribución por cada empresa eléctrica o unidad de negocio de CNEL EP.
Las pérdidas de energía eléctrica en gigavatios hora (GWh) muestran la cantidad de energía que
Por otra parte, el desaprovechamiento de energía causado por el consumo inadecuado e ilegal de
se ha perdido tanto de forma técnica como no técnica en los sistemas de distribución. En sistemas
energía eléctrica, presente en las conexiones directas sin medición o redes clandestinas,
que manejan grandes cantidades de energía eléctrica, con el fin de abastecer a todos sus clientes,
corresponde a las pérdidas consideradas como no técnicas.
se tendrán mayores pérdidas de energía de carácter cuantitativo.
Paralelamente dentro de las estrategias establecidas en el Plan de Reducción de Pérdidas de
Por otra parte, las pérdidas porcentuales de energía eléctrica presentan una relación entre la
Energía Eléctrica -PLANREP-, desarrollado por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable,
energía perdida en el sistema y su energía disponible, obteniendo de este forma una mejor
se busca mejorar las redes de distribución para disminuir las pérdidas técnicas mediante el
perspectiva sobre cuánto pierde una empresa o unidad de negocio del total de energía que le ha
mejoramiento de la topología de las redes, el incremento del número de fases, el aumento del
sido entregada.
calibre de los conductores, el empleo de equipos más eficientes, etc. De igual manera se establece la instalación masiva de medidores a clientes con instalaciones directas (consumos convenidos y
En la FIG. No. 140 se explica de mejor manera los datos antes mencionados.
redes clandestinas) conjuntamente con la normalización de acometidas ilegales. A continuación se presentan las pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución. TABLA No. 177: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
249
FIG. No. 140: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (GWh)
FIG. No. 141: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (%)
Según los datos registrados sobre la cantidad de energía eléctrica que se dispuso en el periodo 2006-2015, se concluyó que los años con mayores pérdidas fueron el 2007, 2006 y 2008. En el
Las pérdidas porcentuales de energía eléctrica durante el 2015 alcanzaron un 12,20%, lo que
2015 existieron pérdidas de 2.684,48 GWh.
representa una disminución de 0,18 puntos porcentuales con respecto al año anterior. Del periodo en análisis, este porcentaje es el más bajo.
6.3.
Consumo promedio de energía eléctrica
El consumo promedio de energía eléctrica representa la cantidad en kWh que mensualmente un cliente de la empresa distribuidora consume en correspondencia al número total de clientes y la demanda total de energía eléctrica que presenta la empresa distribuidora de forma anual. En la siguiente tabla se pueden apreciar los consumos promedios de los clientes regulados. Estos están clasificados por grupo de consumo para el periodo 2006 - 2015: residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros.
250
TABLA No. 178: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO (kWh/cliente) Año
Residencial
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
114,87 115,74 117,48 118,39 122,81 121,30 121,73 122,20 128,79 136,25
Comercial 549,29 546,82 561,56 571,76 575,91 595,04 608,82 651,34 691,75 711,44
Industrial 3.630,15 3.646,88 4.068,18 7.080,29 7.569,76 7.921,07 8.123,78 7.933,41 8.566,79 8.878,22
Alumbrado Público 19,12 18,92 18,91 18,23 17,12 17,56 17,30 17,56 18,16 18,73
Otros 2.083,65 2.260,19 2.596,00 1.901,84 1.791,92 2.018,03 2.034,50 2.109,50 2.095,40 2.238,82
Total* 246,39 248,79 261,40 283,38 290,36 297,00 300,25 305,01 318,77 327,83
*Los consumos presentados en cada año son los consumos promedio mensuales de dicho año. El consumo promedio de energía eléctrica en el 2015 fue de 327,83 kWh/cliente. Esta tendencia ha mantenido un constante incremento a lo largo del tiempo.
FIG. No. 142: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO (kWh/cliente)
251
7. Glosario 7.1.
Términos
centrales hidroeléctricas), interior de la tierra (geotérmicas), biomasa, biogás, olas, mareas, rocas calientes y secas. Estas, debido a su eciente desarrollo y explotación, todavía no han alcanzado un grado de comercialización que les permita competir con las fuentes convencionales. Sin embargo, a diferencia de estas tienen un impacto ambiental muy reducido. Central Térmica o Termoeléctrica: instalación que produce energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera diseñada para el efecto.
En esta sección se definen los términos técnicos empleados de acuerdo al uso que se les ha dado en los diferentes capítulos de este documento.
Cliente No Regulado: es aquel cuya facturación por el suministro de energía obedece a un contrato a término realizado entre la empresa que suministra la energía y la que recibe. Estos clientes pagan un valor por peaje de energía y potencia.
Acometida: corresponde a los materiales (conductores, piezas, herrajes, entre otros) que permiten la conexión entre la red eléctrica, propiedad de la distribuidora, con el consumidor. Las acometidas pueden ser aéreas o subterráneas.
Cliente Regulado: es aquel cuya facturación por el suministro de energía eléctrica se rige a lo dispuesto en el pliego tarifario elaborado por la ARCONEL.
Agente o participante: persona natural o jurídica dedicada a las actividades de generación, transmisión o distribución. Así como también quienes realicen actividades de importación y exportación de energía.
Combustible Bagazo de Caña: es una alternativa energética, especialmente en las economías que carecen de combustibles derivados de petróleo. Se utiliza como combustible en los ingenios azucareros. Su rendimiento es bajo debido a la utilización de tecnologías de combustión tradicionales.
Alimentadores Primarios: son los encargados de transportar la energía eléctrica desde las subestaciones de potencia hasta los transformadores de distribución.
Combustible Crudo: es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua.
Alto Voltaje: nivel de voltaje superior a 40 kV.
Combustible Diesel: es un hidrocarburo líquido de densidad sobre 832 kg/m3 compuesto fundamentalmente por parafinas. Este es utilizado principalmente como combustible en calefacción y en motores.
Autoconsumo: se refiere a la energía producida y consumida por las empresas autogeneradoras o consumos propios. Bajo Voltaje: voltajes inferiores a los 600 voltios. Carga Instalada: corresponde a la suma aritmética de las potencias de todos los equipos que existen en el interior de una instalación. Cargos o Costos Fijos: son los costos necesarios para la instalación y operación de un determinado equipo, independientemente de la cantidad de producción. Cargos o Costos Variables: son aquellos costos en los que se incurre para operar y mantener los equipos y que cambian en función de la cantidad de producción. Central a Biomasa: genera electricidad utilizando como combustibles residuos forestales, agrícolas, urbanos y agroindustriales (ganaderos). Central Convencional: genera electricidad utilizando como energía primaria las fuentes de energía que han tenido una larga trayectoria de explotación y comercialización a nivel mundial. Por ejemplo el agua, carbón, combustibles fósiles, derivados del petróleo, gas natural, materiales radioactivos, etc. Central de generación: conjunto de instalaciones y equipos cuya función es generar energía eléctrica. Central Eólica: central no convencional que usa como energía primaria el viento. Central Fotovoltaica: central no convencional que usa como energía primaria el sol. Central Hidroeléctrica: central de generación basada en el uso de la energía cinética y potencial del agua.
Combustible Fuel Oil: el fuel oil es una parte del petróleo que se obtiene como residuo en la destilación fraccionada. De aquí se obtiene entre 30% y 50% de esta sustancia. Es el combustible más pesado de los que se puede destilar a presión atmosférica. Combustible Gas Natural: es una fuente de energía no renovable, ya que se trata de un gas combustible que proviene de formaciones ecológicas que se encuentra conformado por una mezcla de gases. Estos se suelen encontrar, mayormente, en yacimientos de petróleo, solo, disuelto o asociado con el mismo petróleo y en depósitos de carbón. Combustible GLP: el gas licuado de petróleo (GLP) es uno de los combustibles alternativos comúnmente utilizados por su eficiencia y versatilidad. Hay dos tipos de gases que se pueden almacenar en forma líquida con una moderada presurización: el butano y el propano. Combustible Nafta: es un líquido incoloro, volátil, más ligero que el agua y muy combustible. Es utilizado como disolvente industrial. Además, es una fracción ligera del petróleo natural obtenida en la destilación de la gasolina como una parte de esta. Combustible Residuo: es el que se obtiene a partir de los residuos de petróleo crudo. Consumidor o usuario final: persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio de energía eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde este se presta o como receptor director del servicio. Consumo Propio: comprende las instalaciones de propietarios, accionistas o personas jurídicas que tengan participación en la empresa autogeneradora. Los consumos propios serán abastecidos parcial o totalmente por el autogenerador y podrán estar físicamente separados de la central autogeneradora e, inclusive, ubicados en áreas de servicio de diferentes distribuidoras. No se consideran como consumos propios a demandas residenciales.
Central No Convencional: utiliza para su generación recursos energéticos capaces de renovarse ilimitadamente provenientes del sol (fotovoltaica, termosolar), viento (eólicas), agua (pequeñas 252
Contratos Regulados: son suscritos por generadores o autogeneradores con las empresas de distribución, en forma proporcional a la demanda regulada de cada una de ellas. Coordinador SISDAT: persona designada por la empresa eléctrica para recopilar la información y remitirla a la ARCONEL en los formularios diseñados para el efecto. Demanda: es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo de tiempo previamente establecido. Empresa Autogeneradora: persona jurídica dedicada a una actividad productiva o comercial, cuya generación eléctrica se destina al abastecimiento de su demanda pudiendo, eventualmente, producir excedentes de generación que pueden ser puestos a disposición de la demanda. Empresa Distribuidora: persona jurídica titular de un título habilitante o que por mandato expreso de la ley asume la obligación de prestar el servicio público de energía eléctrica a los clientes finales, dentro de su área de prestación de servicio. Empresa Generadora: persona jurídica titular de un título habilitante o permiso para la explotación económica de una o varias centrales de generación eléctrica de cualquier tipo, y que entrega su producción total o parcialmente en uno o varios puntos en el Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.), en un sistema aislado o en una red de distribución. Energía Bruta: es la energía total producida por una unidad de generación. Energía comprada en el sector eléctrico: corresponde a la energía entregada a través del S.N.I. por el operador del sistema eléctrico (CENACE).
Energía Renovable: es aquella que se obtiene de fuentes naturales virtualmente inagotables, unas por la inmensa cantidad de energía que contienen y otras porque son capaces de regenerarse por medios naturales. Energía Solar: recibe el nombre de energía solar aquella que proviene del aprovechamiento directo de la radiación del sol y de la cual se obtiene calor y electricidad. Energía Térmica: es la energía liberada en forma de calor. Puede ser obtenida de la naturaleza o del sol mediante una reacción exotérmica como la combustión de algún combustible; por una reacción nuclear de fisión o de fusión; mediante energía eléctrica por efecto Joule o por efecto termoeléctrico; o por rozamiento, como residuo de otros procesos mecánicos o químicos. Factor de Carga: es la relación entre la energía disponible en un periodo de tiempo (Ed) y la demanda máxima (Dm) multiplicada por las horas totales de ese periodo (horas). Factor de Planta: es la relación entre la energía total producida por una unidad o central de generación en un periodo de tiempo (Ep) y la potencia efectiva promedio (Pe) multiplicada por las horas totales de ese periodo (horas). Gran Consumidor: persona natural o jurídica cuyas características de consumo son definidas por la ARCONEL a través de la respectiva regulación. Estas le facultan para acordar libremente con un generador o autogenerador privados la compra de energía eléctrica para su abastecimiento. Interconexión Internacional: la barra donde se realiza la supervisión y medición de las transacciones de importación y/o exportación entre dos países.
Energía entregada a Terceros: corresponde a la energía que se transfiere a los clientes no regulados por el pliego tarifario (E.E. distribuidoras, exportación y otros sistemas de distribución).
Línea de Transmisión: es la línea que forma parte del S.N.T. y que opera a voltajes de 138 kV y 230 kV. Se extiende entre dos subestaciones adyacentes y consiste en un conjunto de estructuras, conductores y accesorios que forman una o más ternas (circuitos).
Energía Entregada para Servicio no Público: es la energía puesta a disposición por las autogeneradoras para satisfacer sus propias necesidades o las de sus empresas asociadas y que no se pone a disposición de los consumidores finales.
Luminarias de Mercurio: es una luminaria que cuenta con una lámpara de vapor de mercurio a baja presión y que es utilizada normalmente para la iluminación doméstica e industrial
Energía Entregada para Servicio Público: es la energía puesta a disposición de los clientes finales a través de los distintos sistemas de distribución. Energía Eólica: es la energía cuyo origen proviene del movimiento de masa de aire, es decir del viento. Energía Facturada a clientes no regulados: es la energía entregada a los clientes de las empresas distribuidoras que no se encuentran sujetos al pliego tarifario. Energía Facturada a clientes regulados: se refiere a la energía facturada a clientes de las empresas distribuidoras que se encuentran sujetos al pliego tarifario. Energía Hidráulica: es aquella que se obtiene del aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la corriente de ríos, saltos de agua o mareas. Energía Neta: es igual a la energía bruta menos el consumo de auxiliares de unidades de generación. Energía no Renovable: es un término genérico referido a aquellas fuentes de energía que se encuentran en la naturaleza en una cantidad limitada y que no pueden regenerarse una vez consumidas.
Luminarias de Sodio: son una de las fuentes de iluminación más eficientes ya que generan mayor cantidad de lúmenes por vatio. Medio Voltaje: voltajes entre 600 V y 40 kV. Peaje de Distribución: según el Art. 21 del Reglamento de Tarifas, los peajes de distribución tendrán un cargo por potencia que corresponde al costo del Valor Agregado de Distribución (VAD) hasta el punto de entrega y la compensación por las pérdidas técnicas asociadas. Se establecerán peajes de distribución para alta, media tensión y, de ser el caso, baja tensión. Peaje de Transmisión: es un valor que se reconoce a la transmisora por el hecho de conducir la energía eléctrica desde el punto de generación hasta la subestación de recepción. Pérdidas del Sistema: es la diferencia entre la energía disponible y la energía total comercializada por la empresa. Pérdidas No Técnicas: son aquellas constituidas por la energía efectivamente suministrada pero no medida, o bien no registrada comercialmente como tal (fraude, robo o hurto de energía, errores de facturación, errores de lectura de mediciones, entre otros.) Pérdidas Técnicas: son aquellas producidas debido al efecto Joule por la circulación de corriente en las redes eléctricas.
253
Pliego Tarifario: comprende el conjunto de tarifas al cliente final, tarifas de transmisión, peajes de distribución, tarifas de alumbrado público y las fórmulas de reajustes correspondientes que se cobran por la prestación del servicio público de energía eléctrica. Potencia Disponible: potencia efectiva del generador que está operable y puede estar o no considerada en el despacho de carga. Potencia Efectiva: es la potencia máxima que se puede obtener de una unidad generadora bajo condiciones normales de operación. Potencia Eléctrica: es la cantidad de energía entregada o absorbida por un elemento en un instante de tiempo. La unidad en el Sistema Internacional de Unidades es el Vatio (W). Potencia Instalada o Nominal: es la potencia establecida en los datos de placa de un generador. Precio Medio: relación promedio entre el valor de la energía en dólares (USD) y la cantidad de energía facturada en kWh.
Transformador: es una máquina eléctrica estática que permite aumentar o disminuir el voltaje en un sistema eléctrico de corriente alterna manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo (transformador ideal, esto es, sin pérdidas) es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de pérdidas dependiendo de su diseño, tamaño, etc. Transmisión: es el transporte de energía eléctrica por medio de líneas interconectadas y subestaciones de transmisión que no tienen cargas intermedias. Transmisor: entidad encargada de la actividad de transmisión de energía eléctrica. Para el caso ecuatoriano le corresponde este rol a la Corporación Eléctrica del Ecuador – Unidad de Negocio TRANSELECTRIC Unidad Generadora: es la máquina rotatoria compuesta de un motor primario acoplado a un generador eléctrico. Voltaje: es una magnitud física que cuantifica la diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos.
Sector Eléctrico: está integrado por agentes debidamente autorizados por la ARCONEL para desarrollar la actividad de generación y los servicios públicos de transmisión y distribución. Servicio Público de Energía Eléctrica: comprende las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, alumbrado público general, importación y exportación de energía eléctrica. Sistema de Distribución: conjunto de instalaciones para la distribución de energía conformado por líneas de subtransmisión, subestaciones, alimentadores primarios, transformadores de distribución, redes secundarias, acometidas y medidores de energía eléctrica en una determinada región. Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.): es el sistema integrado por los elementos del sistema eléctrico conectados entre sí, los cuales permiten la producción y transferencia de energía eléctrica entre los centros de generación, centros de consumo y nodos de interconexión internacional, dirigido a la prestación del servicio público de energía eléctrica. No incluye la distribución de electricidad. Sistema no Incorporado: es el sistema eléctrico que no está conectado al S.N.I., por ejemplo sistemas aislados e insulares. Subestación: es un conjunto de equipos de conexión, protección, conductores, barras, transformadores y demás equipos auxiliares cuyas funciones son las de transmitir, distribuir y transformar con la finalidad de reducir el voltaje para la utilización en la distribución primaria o para interconexión de subestaciones a un nivel más bajo de voltaje. Subestación de Distribución: las subestaciones de distribución son aquellas que efectúan el cambio de voltaje a niveles de inferiores propicios para la subtransmisión y distribución de energía eléctrica. Subestación de Seccionamiento: son elementos del sistema eléctrico de potencia que permiten la maniobra o interconexión con otras partes del sistema. Título Habilitante: acto administrativo por el cual el Estado delega o autoriza a una persona jurídica, pública o privada, consorcios o asociaciones a efectuar actividades relacionadas con el servicio público de energía eléctrica. Transacciones de Corto Plazo: son las que se originan por la diferencia entre los montos de energía contratados y los realmente consumidos o producidos, o por los servicios asociados a la generación o transporte de energía eléctrica.
254
7.2.
Siglas
En esta sección se define el significado de las siglas empleadas en este documento.
TEP: Toneladas Equivalentes de Petróleo TIE: Transacciones Internacionales de Electricidad
ARCONEL: Agencia de Regulación y Control de Electricidad CAN: Comunidad Andina de Naciones CELEC EP: Corporación Eléctrica del Ecuador CENACE: Operador Nacional de Electricidad CNEL EP: Corporación Nacional de Electricidad CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad EMAAP-Q: Empresa Metropolitana de Alcantarillado y Agua Potable de Quito FA: Enfriamiento por aire forzado FERUM: Fondo de Electrificación Rural y Urbano-Marginal FOA: Enfriamiento por aire y aceite forzado GLP: Gas Licuado de Petróleo ISA: Interconexión Eléctrica S.A. (Holding estatal Colombiano) LOSPEE: Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica MCI: Motor de Combustión Interna MEER: Ministerio de Electricidad y Energía Renovable OA: Enfriamiento natural por aire OCP: Oleoducto de Crudos Pesados OLADE: Organización Latinoamericana de Energía S.N.I.: Sistema Nacional Interconectado S.N.T.: Sistema Nacional de Transmisión SAPG: Servicio de Alumbrado Público General SIEE: Sistema de Información Económica Energética SISDAT: Sistematización de Datos del Sector Eléctrico 255
7.3.
Unidades de medida
En esta sección se define el significado de ciertas siglas y las equivalencias de magnitudes eléctricas. gal: Galón GWh: Gigavatio hora kpc: Miles de pies cúbicos kUSD: Miles de dólares de los Estados Unidos de América kV: Miles de voltios kWh: Kilovatios hora MUSD: Millones de dólares de los Estados Unidos de América. MVA: Mega voltamperios MVAr: Mega voltamperios reactivos MWh: Megavatios hora t: Tonelada V: Voltio VA: Voltamperio W: Vatio
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Anexos
257
ANEXO A ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..1. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO POR TIPO DE SERVICIO (1/2) Tipo de Empresa
Generadora
Empresa Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala CELEC-Termopichincha Elecaustro Electrisol Electroquil EMAAP-Q Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa
Total Generadora
Distribuidora
Total Distribuidora
CNEL-Guayaquil E.E. Ambato E.E. Centro Sur E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur
Servicio Público Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 0,99 0,99 1,00 1,00 63,36 65,00 539,07 518,85 16,50 16,50 463,00 438,00 255,20 255,00 1.245,00 1.270,00 458,40 425,88 276,80 252,50 349,71 322,02 85,79 83,79 1,00 1,00 181,00 181,00 23,42 23,00 0,50 0,49 2,40 2,40 2,00 1,98 38,12 34,33 0,99 0,99 1,00 1,00 3,00 3,00 17,35 16,16 115,00 102,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 150,00 120,00 1,00 1,00 1,00 1,00 4.304,57 4.150,85 242,57 211,50 8,00 6,20 0,61 0,61 12,19 11,88 20,18 16,62 13,25 12,42 131,20 128,08 14,33 13,75 22,14 19,57 464,47 420,63
Servicio No Público Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
Total Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 0,99 0,99 1,00 1,00 63,36 65,00 539,07 518,85 16,50 16,50 463,00 438,00 255,20 255,00 1.245,00 1.270,00 458,40 425,88 276,80 252,50 349,71 322,02 85,79 83,79 1,00 1,00 181,00 181,00 23,42 23,00 0,50 0,49 2,40 2,40 2,00 1,98 38,12 34,33 0,99 0,99 1,00 1,00 3,00 3,00 17,35 16,16 115,00 102,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 150,00 120,00 1,00 1,00 1,00 1,00 4.304,57 4.150,85 242,57 211,50 8,00 6,20 0,61 0,61 12,19 11,88 20,18 16,62 13,25 12,42 131,20 128,08 14,33 13,75 22,14 19,57 464,47 420,63
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..2. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO POR TIPO DE SERVICIO (2/2)
258
Servicio Público Tipo de Potencia Potencia Empresa Empresa Nominal Efectiva (MW) (MW) Agip Agua Y Gas De Sillunchi Andes Petro 0,10 0,06 Consejo Provincial De Tungura Ecoelectric Ecoluz 8,93 8,31 Ecudos Electrocordova 0,20 0,20 Enermax 16,60 15,00 Hidroabanico 38,45 37,99 Hidroimbabura 0,92 0,86 Hidrosanbartolo 55,50 49,95 I.M. Mejía 2,50 1,98 Autogeneradora Lafarge Moderna Alimentos Municipio A. Ante 0,40 0,32 Municipio Cantón Espejo 0,44 0,40 Ocp Perlabí Petroamazonas Repsol Río Napo San Carlos Sipec Tecpetrol UCEM 2,00 1,90 Vicunha Total Autogeneradora 126,04 116,96 Total 4.895,09 4.688,44
Servicio No Público Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 55,06 48,21 0,40 0,39 144,63 119,79 36,50 35,20 29,80 27,60 33,16 27,30 3,25 3,05 22,08 19,43 2,70 2,46 515,09 352,79 153,56 126,97 12,50 10,70 78,00 73,60 13,95 10,68 7,97 6,37 6,09 5,86 1.114,75 870,40 1.114,75 870,40
Total Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 55,06 48,21 0,40 0,39 144,63 119,79 0,10 0,06 36,50 35,20 8,93 8,31 29,80 27,60 0,20 0,20 16,60 15,00 38,45 37,99 0,92 0,86 55,50 49,95 2,50 1,98 33,16 27,30 3,25 3,05 0,40 0,32 0,44 0,40 22,08 19,43 2,70 2,46 515,09 352,79 153,56 126,97 12,50 10,70 78,00 73,60 13,95 10,68 7,97 6,37 2,00 1,90 6,09 5,86 1.240,79 987,36 6.009,83 5.558,84
ANEXO B ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..1. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS GENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL (1/2) 259
Empresa Altgenotec Brineforcorp CELEC-Coca Codo Sinclair
CELEC-Electroguayas
CELEC-Gensur CELEC-Hidroagoyán
CELEC-Hidronación CELEC-Hidropaute
CELEC-Termoesmeraldas
CELEC-Termogas Machala
CELEC-Termopichincha
Elecaustro
Electrisol Electroquil
Central Altgenotec Brineforcorp
Provincia
Número de Centrales
Guayas Manabí
1 1
Manduriacu
Imbabura
1
Enrique García Gonzalo Zevallos (Gas) Gonzalo Zevallos (Vapor) Santa Elena II Santa Elena III Trinitaria Villonaco Agoyán Pucará San Francisco Marcel Laniado Baba Jaramijó Paute Jaramijo La Propicia Manta II Miraflores Pedernales Esmeraldas I Esmeraldas II Termogas Machala I Termogas Machala II Celso Castellanos Dayuma Guangopolo Jivino I Jivino II Jivino III Loreto Payamino Puná Nueva Quevedo II Sacha Santa Rosa Secoya Guangopolo2 Sistemas Aislados Orellana Y Sucumbios Centrales Macas El Descanso Ocaña Saucay Saymirín Gualaceo Paneles Electrisol Electroquil
Guayas Guayas Guayas Santa Elena Santa Elena Guayas Loja Tungurahua Tungurahua Tungurahua Guayas Los Ríos Azuay Azuay Manabí Esmeraldas Manabí Manabí Manabí Esmeraldas Esmeraldas El Oro El Oro Sucumbíos Orellana Pichincha Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Orellana Orellana Guayas Los Ríos Orellana Pichincha Sucumbíos Pichincha
6
1 3
2 2
7
2
16
Sucumbíos Morona Santiago Azuay Cañar Azuay Azuay Azuay Pichincha Guayas
Hidráulica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 63,36
65,00
160,00 73,00 230,00 213,00 42,20 170,00 1.075,00 -
156,00 70,00 212,00 213,00 42,00 170,00 1.100,00 -
-
5
1 1
26,10 24,00 15,52 0,97 -
26,10 24,00 15,52 0,97 -
Eólica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 16,50 -
16,50 -
-
-
-
-
Fotovoltaica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 0,99 0,99 1,00 1,00 -
-
-
-
1,00 -
1,00 -
Térmica MCI Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
-
90,10 41,70 140,00 10,50 20,40 27,00 5,00 100,20 10,00 2,25 22,50 5,00 11,00 44,00 2,25 2,50 2,80 102,00 20,40 10,00 52,20
82,15 41,70 134,28 8,60 18,60 20,40 4,00 96,00 7,20 2,00 21,80 3,80 10,00 42,00 2,00 1,80 2,52 93,00 19,80 8,80 48,00
7,31
4,90
4,50 19,20 -
4,00 17,20 -
Térmica Turbogas Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 102,00 26,27 22,80 140,00 136,80 51,00 181,00
96,00 20,00 19,00 128,50 124,00 50,40 181,00
Térmica Turbovapor Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 146,00 133,00 132,50 -
146,00 133,00 125,00 -
Potencia Potencia Nominal Efectiva Total (MW) Total (MW) 0,99 1,00
0,99 1,00
63,36
65,00
102,00 26,27 146,00 90,10 41,70 133,00 16,50 160,00 73,00 230,00 213,00 42,20 170,00 1.075,00 140,00 10,50 20,40 49,80 5,00 132,50 100,20 140,00 136,80 10,00 2,25 22,50 5,00 11,00 44,00 2,25 2,50 2,80 102,00 20,40 51,00 10,00 52,20
96,00 20,00 146,00 82,15 41,70 133,00 16,50 156,00 70,00 212,00 213,00 42,00 170,00 1.100,00 134,28 8,60 18,60 39,40 4,00 125,00 96,00 128,50 124,00 7,20 2,00 21,80 3,80 10,00 42,00 2,00 1,80 2,52 93,00 19,80 50,40 8,80 48,00
-
-
7,31
4,90
-
-
4,50 19,20 26,10 24,00 15,52 0,97 1,00 181,00
4,00 17,20 26,10 24,00 15,52 0,97 1,00 181,00
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..2. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS GENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL (2/2)
260
Empresa
EMAAP-Q
Enersol Eolicsa Epfotovoltaica Generoca Genrenotec Gonzanergy Gransolar Hidrosibimbe Intervisa Trade Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Termoguayas Valsolar Wildtecsa Total
Central El Carmen Noroccidente Recuperadora Carcelen Enersol 1-500 San Cristóbal Pastocalle Mulalo Generoca Genrenotec Gonzanergy Tren Salinas Salinas Corazón Sibimbe Uravia Victoria II Lojaenergy Renovaloja Sabiango Solar San Pedro Sanersol Sansau Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros Surenergy Barcaza Keppel Energy Central Paragachi Wildtecsa
Provincia Pichincha Pichincha Pichincha Pichincha Manabí Galápagos Cotopaxi Cotopaxi Guayas Guayas Loja Imbabura Imbabura Pichincha Los Ríos Pichincha Guayas Loja Loja Loja Loja El Oro Guayas El Oro El Oro El Oro El Oro El Oro Loja Guayas Imbabura Guayas
Número de Centrales
4
1 1 2 1 1 1 2 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 81
Hidráulica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 8,40 8,20 0,26 0,24 14,70 14,50 0,06 0,06 0,99 0,98 15,37 14,20 0,99 0,98 2.133,92 2.133,75
Eólica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 2,40 2,40 18,90 18,90
Fotovoltaica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 0,50 0,49 1,00 1,00 1,00 0,98 0,99 0,99 1,00 1,00 1,00 1,00 2,00 2,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 24,46 24,42
Térmica MCI Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 38,12 34,33 150,00 120,00 940,93 848,88
Térmica Turbogas Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 115,00 102,00 774,87 720,90
Térmica Turbovapor Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 411,50 404,00
Potencia Potencia Nominal Efectiva Total (MW) Total (MW) 8,40 0,26 14,70 0,06 0,50 2,40 1,00 1,00 38,12 0,99 1,00 1,00 2,00 0,99 15,37 0,99 115,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 150,00 1,00 1,00 4.304,57
8,20 0,24 14,50 0,06 0,49 2,40 1,00 0,98 34,33 0,99 1,00 1,00 2,00 0,98 14,20 0,98 102,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 120,00 1,00 1,00 4.150,85
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..3. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL (1/3)
261
Empresa
Agip
Agua y Gas de Sillunchi
Andes Petro
Consejo Provincial De Tungurahua Ecoelectric Ecoluz Ecudos Electrocordova Enermax Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo
Central Agip Oil - CPF Agip Oil - Sarayacu Agip Oil - Villano A Sillunchi I Sillunchi II Cami CDP Chorongo A Dorine Battery Estación Dayuma Fanny 50 Fanny 60 Hormiguero A Hormiguero B Hormiguero C Hormiguero D Hormiguero SUR Kupi 1 Kupi 4 Lago Agrio LTF Lago Agrio Station Mariann 4A Mariann 5-8 Mariann 9 Mariann Battery Mariann Vieja Nantu B Nantu C Nantu D Nantu E Penke B Pindo Sunka 1 Sunka 2 Tarapuy TPP Wanke 1 Dorine G Shiripuno CPH Tapir A Tarapoa North West 5 Dorine H Mariann 30 Microcentral Hidroeléctrica Tiliví Ecoelectric Loreto Papallacta Ecudos A-G Electrocórdova Calope Hidroabanico Hidrocarolina Hidrosanbartolo
Provincia Pastaza Napo Pastaza Pichincha Pichincha Orellana Orellana Sucumbíos Sucumbíos Orellana Sucumbíos Sucumbíos Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Sucumbíos Sucumbíos Orellana Sucumbíos Orellana Orellana Orellana Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos
Número de Centrales 3
2
39
Hidráulica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 0,10 0,09 0,30 0,30 -
Térmica MCI Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 40,34 36,23 9,00 7,78 5,72 4,20 0,05 0,04 0,41 0,33 0,37 0,30 7,75 5,40 0,25 0,13 0,55 0,32 0,86 0,75 0,36 0,26 3,38 2,32 7,65 6,05 3,73 3,00 2,72 2,72 0,55 0,50 1,27 1,00 1,64 1,28 0,60 0,45 1,49 1,25 1,29 1,05 1,27 0,97 1,09 0,80 3,82 3,00 2,09 1,90 1,00 0,80 5,58 4,33 0,06 0,05 1,36 1,09 1,28 1,02 1,38 1,15 0,45 0,36 0,79 0,64 75,83 65,40 3,19 2,68 0,37 0,27 0,45 0,40 1,59 1,27 5,20 4,63 0,83 0,60 1,00 0,50 1,09 0,80
Térmica Turbogas Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
Térmica Turbovapor Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
Potencia Potencia Nominal Efectiva Total (MW) Total (MW) 40,34 9,00 5,72 0,10 0,30 0,05 0,41 0,37 7,75 0,25 0,55 0,86 0,36 3,38 7,65 3,73 2,72 0,55 1,27 1,64 0,60 1,49 1,29 1,27 1,09 3,82 2,09 1,00 5,58 0,06 1,36 1,28 1,38 0,45 0,79 75,83 3,19 0,37 0,45 1,59 5,20 0,83 1,00 1,09
36,23 7,78 4,20 0,09 0,30 0,04 0,33 0,30 5,40 0,13 0,32 0,75 0,26 2,32 6,05 3,00 2,72 0,50 1,00 1,28 0,45 1,25 1,05 0,97 0,80 3,00 1,90 0,80 4,33 0,05 1,09 1,02 1,15 0,36 0,64 65,40 2,68 0,27 0,40 1,27 4,63 0,60 0,50 0,80
Tungurahua
1
0,10
0,06
-
-
-
-
-
-
0,10
0,06
Guayas Napo Napo Cañar Imbabura Cotopaxi Morona Santiago Imbabura Morona Santiago
1
2,30 6,63 0,20 16,60 38,45 0,92 55,50
2,11 6,20 0,20 15,00 37,99 0,86 49,95
-
-
-
-
36,50 29,80 -
35,20 27,60 -
36,50 2,30 6,63 29,80 0,20 16,60 38,45 0,92 55,50
35,20 2,11 6,20 27,60 0,20 15,00 37,99 0,86 49,95
2 1 1 1 1 1 1
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..4. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL (2/3) 262
Empresa I.M. Mejía Lafarge Moderna Alimentos Municipio A. Ante Municipio Cantón Espejo
Ocp
Perlabí
Petroamazonas
Central La Calera Selva Alegre Geppert Kohler Atuntaqui Espejo Amazonas Cayagama Chiquilpe Páramo Puerto Quito Sardinas Terminal Marítimo Perlabí Aguajal Angel Norte ARCOLANDS Shushufindi Central Cedros Coca Concordia CPF Cuyabeno EPF-Eden Yuturi Gacela Guanta Indillana Itaya A Itaya B Jaguar Jivino A Jivino B JUSTICE Culebra JUSTICE Sacha JUSTICE Shushufindi Sur Lago Agrio Laguna Limoncocha Lobo Mono Oso Paka Norte Paka Sur Pakay Palmar Oeste Palo Azul PGE Pañayacu Payamino RS ROTH Aguarico RS ROTH Shushufindi Drago N1 Sacha Sansahuari Santa Elena Secoya Shushufindi SRF Shushufindi
Provincia Pichincha Imbabura Pichincha Pichincha Imbabura Carchi Sucumbíos Sucumbíos Pichincha Napo Pichincha Napo Esmeraldas Pichincha Orellana Orellana
Número de Centrales 1 1 2 1 1
7
1
Hidráulica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 2,50 1,98 1,65 1,65 0,40 0,32 0,44 0,40 2,70 2,46 -
Térmica MCI Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 33,16 27,30 1,60 1,40 6,66 6,14 3,36 3,36 0,16 0,16 3,36 2,56 0,16 0,16 6,66 5,33 1,72 1,72 1,95 0,89 2,54 1,66
Térmica Turbogas Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
Térmica Turbovapor Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
Potencia Potencia Efectiva Nominal Total (MW) Total (MW) 2,50 33,16 1,65 1,60 0,40 0,44 6,66 3,36 0,16 3,36 0,16 6,66 1,72 2,70 1,95 2,54
1,98 27,30 1,65 1,40 0,32 0,40 6,14 3,36 0,16 2,56 0,16 5,33 1,72 2,46 0,89 1,66
Sucumbíos
-
-
9,35
7,50
-
-
-
-
9,35
7,50
Orellana Orellana Orellana Sucumbíos Sucumbíos Orellana Orellana Sucumbíos Orellana Sucumbíos Sucumbíos Orellana Sucumbíos Sucumbíos Orellana Orellana Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Orellana Orellana Napo Orellana Orellana Orellana Sucumbíos Orellana Sucumbíos Orellana Sucumbíos
-
-
1,70 9,44 1,05 21,42 14,35 91,97 2,06 7,38 5,54 5,92 2,55 0,23 3,06 1,28 8,16 6,80 8,16 6,80 4,38 16,24 1,34 3,10 22,25 5,48 10,68 3,15 6,70 16,80 4,14 6,46 8,91
0,96 7,10 0,42 13,12 10,09 62,66 1,48 7,20 2,74 3,31 1,10 0,16 1,20 1,09 6,00 5,00 6,00 6,00 1,76 7,77 1,05 1,74 16,55 1,42 4,41 2,68 2,97 12,50 2,30 4,48 6,00
5,00 -
4,15 -
12,00 -
11,00 -
1,70 9,44 1,05 21,42 14,35 91,97 2,06 7,38 5,54 5,92 2,55 0,23 3,06 1,28 8,16 6,80 8,16 11,80 4,38 16,24 1,34 3,10 22,25 5,48 10,68 3,15 6,70 28,80 4,14 6,46 8,91
0,96 7,10 0,42 13,12 10,09 62,66 1,48 7,20 2,74 3,31 1,10 0,16 1,20 1,09 6,00 5,00 6,00 10,15 1,76 7,77 1,05 1,74 16,55 1,42 4,41 2,68 2,97 23,50 2,30 4,48 6,00
68
Sucumbíos
-
-
6,84
5,20
-
-
-
-
6,84
5,20
Orellana Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos
-
-
4,39 2,35 11,37 0,83
3,02 0,47 11,26 0,35
4,00 12,75 -
3,35 10,80 -
-
-
4,00 4,39 2,35 11,37 12,75 0,83
3,35 3,02 0,47 11,26 10,80 0,35
263
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..5. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO DE CENTRAL (3/3)
Empresa
Petroamazonas
Repsol
Río Napo San Carlos
Sipec
Tecpetrol
UCEM Vicunha
Central Sucumbíos Tuntiak VHR Yamanunka Yanaq.Este Yanaq.Oeste Yuralpa JUSTICE Lago Agrio Auca Sur Cononaco Yuca Frontera Tetete Tapi Pichincha Pacayacu Shushufindi Estación Sur-oeste RS ROTH Shushufindi Drago 2 Tipishca Auca Central Auca 51 POWERON Auca Pozos Apaika Nenke Tumali Tangay Dumbique REPSOL YPF-NPF-1 REPSOL YPF-NPF-2 REPSOL YPF-SPF-1 REPSOL YPF-SPF-2 REPSOL YPF-SPF-3 REPSOL YPF-SSFD CENTRAL DE 8 MW TURBINAS POWER MODULE 01 POWER MODULE 02 San Carlos MDC-CPF PBH-ESTACION PBH-HUA01 PBH-HUA02 PBH-PAR12 PBH-PSO02 PLANTA DE AGUA ESTACIÓN SUR ESTACIÓN NORTE ESTACIÓN RAYO SUBESTACIÓN 4B BERMEJO SUR 1008 BERMEJO SUR 12 BERMEJO ESTE BERMEJO NORTE 19 PLANTA CHIMBORAZO Vindobona Total
Provincia Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Orellana Orellana Napo Sucumbíos Orellana Pastaza Orellana Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos
Número de Centrales
68
Sucumbíos
Hidráulica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
-
Sucumbíos
-
-
Sucumbíos Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Sucumbíos Orellana Orellana Orellana Orellana Guayas Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Orellana Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Sucumbíos Chimborazo Pichincha
2,00 6,09 136,89
1,90 5,86 127,32
6
4 1
6
9
1 1 164
Térmica MCI Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 4,27 3,07 0,33 0,10 9,60 8,12 2,19 1,20 6,18 3,49 6,72 4,10 17,70 7,25 6,80 5,00 14,58 12,70 10,85 8,16 3,29 2,55 1,40 1,20 2,73 2,30 3,37 2,45 0,27 0,17 0,46 0,39 2,69
1,89
3,51
2,00
1,44 0,84 2,00 22,22 6,08 0,91 1,26 0,79 1,81 10,28 15,84 45,28 1,67 9,00 1,25 1,25 9,55 0,50 0,78 0,54 2,30 0,28 1,90 1,44 0,36 0,91 0,57 1,33 1,08 0,19 0,19 844,35
0,92 0,59 1,40 15,56 4,46 0,68 0,53 0,19 1,45 8,49 13,63 44,30 0,95 8,00 1,00 1,00 7,40 0,40 0,55 0,45 1,65 0,23 1,52 1,15 0,29 0,72 0,46 1,06 0,86 0,15 0,15 634,04
Térmica Turbogas Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
-
Térmica Turbovapor Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) -
-
-
-
-
-
42,90 30,10 7,50 1,00 103,25
35,00 19,00 5,60 0,70 78,60
78,00 156,30
73,60 147,40
Potencia Potencia Nominal Efectiva Total (MW) Total (MW) 4,27 0,33 9,60 2,19 6,18 6,72 17,70 6,80 14,58 10,85 3,29 1,40 2,73 3,37 0,27 0,46
3,07 0,10 8,12 1,20 3,49 4,10 7,25 5,00 12,70 8,16 2,55 1,20 2,30 2,45 0,17 0,39
2,69
1,89
3,51
2,00
1,44 0,84 2,00 22,22 6,08 0,91 1,26 0,79 1,81 42,90 10,28 30,10 15,84 45,28 9,17 9,00 1,00 1,25 1,25 78,00 9,55 0,50 0,78 0,54 2,30 0,28 1,90 1,44 0,36 0,91 0,57 1,33 1,08 0,19 0,19 2,00 6,09 1.240,79
0,92 0,59 1,40 15,56 4,46 0,68 0,53 0,19 1,45 35,00 8,49 19,00 13,63 44,30 6,55 8,00 0,70 1,00 1,00 73,60 7,40 0,40 0,55 0,45 1,65 0,23 1,52 1,15 0,29 0,72 0,46 1,06 0,86 0,15 0,15 1,90 5,86 987,36
264
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..6. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS POR TIPO DE CENTRAL
Empresa
Central
Álvaro Tinajero CNEL-Guayaquil Aníbal Santos (Gas) Aníbal Santos (Vapor) Lligua E.E. Ambato Península Central Térmica TAISHA E.E. Centro Sur Panel Fotovoltaico Angamarca Catazacón E.E. Cotopaxi El Estado Illuchi No.1 Illuchi No.2 Floreana Floreana Solar aislados Isabela Jaramijó San Cristóbal E.E. Galápagos San Cristobal Solar Eolicsa Santa Cruz Santa Cruz Solar aislados Floreana Perla Solar Baltra Eolico Santa Cruz Solar Puerto Ayora Ambi La Playa E.E. Norte San Miguel de Car Buenos Aires 2012 Cumbayá G. Hernández Guangopolo E.E. Quito Los Chillos Nayón Pasochoa Alao E.E. Riobamba Nizag Río Blanco Carlos Mora E.E. Sur Catamayo Total
Provincia Guayas Guayas Guayas Tungurahua Tungurahua Morona Santiago Morona Santiago Cotopaxi Cotopaxi Cotopaxi Cotopaxi Cotopaxi Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Galápagos Imbabura Carchi Carchi Imbabura Pichincha Pichincha Pichincha Pichincha Pichincha Pichincha Chimborazo Chimborazo Chimborazo Zamora Chinchipe Loja
Número de Centrales 3
2 2
5
11
4
6
3 2 38
Hidráulica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 3,00 2,90 0,30 0,26 0,80 0,76 1,70 1,66 4,19 4,00 5,20 5,20 8,00 7,85 1,32 1,10 2,95 2,52 0,98 0,95 40,00 40,00 20,92 20,92 1,76 1,76 29,70 29,70 4,50 4,50 10,40 10,00 0,80 0,75 3,13 3,00 2,40 2,40 142,05 140,23
Eólica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 2,25 2,25 2,25 2,25
Fotovoltaica Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 0,37 0,37 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 1,52 1,52 1,95 1,95
Térmica MCI Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 5,00 3,30 0,29 0,24 3,05 2,34 5,01 4,01 8,01 6,21 34,32 31,20 19,74 17,17 75,41 64,46
Térmica Turbogas Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 94,80 81,50 113,27 97,00 208,07 178,50
Térmica Turbovapor Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW) 34,50 33,00 0,24 0,24 34,74 33,24
Potencia Potencia Nominal Efectiva Total (MW) Total (MW) 94,80 113,27 34,50 5,00 3,00 0,24 0,37 0,30 0,80 1,70 4,19 5,20 0,29 0,01 3,05 0,01 5,01 0,01 8,01 0,01 0,02 2,25 1,52 8,00 1,32 2,95 0,98 40,00 34,32 20,92 1,76 29,70 4,50 10,40 0,80 3,13 2,40 19,74 464,47
81,50 97,00 33,00 3,30 2,90 0,24 0,37 0,26 0,76 1,66 4,00 5,20 0,24 0,01 2,34 0,01 4,01 0,01 6,21 0,01 0,02 2,25 1,52 7,85 1,10 2,52 0,95 40,00 31,20 20,92 1,76 29,70 4,50 10,00 0,75 3,00 2,40 17,17 420,63
ANEXO C ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..1. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR EMPRESA (1/2) 265
Tipo de Empresa
Generadora
Empresa
Tipo de Central
Sistema
Altgenotec
Solar
S.N.I.
Brineforcorp
Solar
S.N.I.
CELEC-Coca Codo Sinclair
Hidráulica
S.N.I.
CELEC-Electroguayas
Térmica
S.N.I.
CELEC-Electroguayas
Térmica
S.N.I.
CELEC-Gensur
Eólica
S.N.I.
CELEC-Hidroagoyán
Hidráulica
S.N.I.
CELEC-Hidronación
Hidráulica
S.N.I.
CELEC-Hidronación
Hidráulica
S.N.I.
CELEC-Hidropaute
Hidráulica
S.N.I.
CELEC-Termoesmeraldas
Térmica
S.N.I.
CELEC-Termoesmeraldas
Térmica
S.N.I.
CELEC-Termogas Machala
Térmica
S.N.I.
CELEC-Termopichincha
Térmica
No Incorporado
CELEC-Termopichincha
Térmica
No Incorporado
CELEC-Termopichincha
Térmica
No Incorporado
CELEC-Termopichincha
Térmica
S.N.I.
CELEC-Termopichincha
Térmica
S.N.I.
CELEC-Termopichincha
Térmica
S.N.I.
CELEC-Termopichincha
Térmica
S.N.I.
CELEC-Termopichincha
Térmica
S.N.I.
Elecaustro
Hidráulica
S.N.I.
Elecaustro
Hidráulica
S.N.I.
Elecaustro
Térmica
S.N.I.
Electrisol
Solar
S.N.I.
Electroquil
Térmica
S.N.I.
EMAAP-Q
Hidráulica
No Incorporado
EMAAP-Q
Hidráulica
S.N.I.
Enersol
Solar
S.N.I.
Eolicsa
Eólica
No Incorporado
Epfotovoltaica
Solar
S.N.I.
Generoca
Térmica
S.N.I.
Genrenotec
Solar
S.N.I.
Gonzanergy
Solar
S.N.I.
Gransolar
Solar
S.N.I.
Hidrosibimbe
Hidráulica
S.N.I.
Hidrosibimbe
Hidráulica
S.N.I.
Intervisa Trade
Térmica
S.N.I.
Lojaenergy
Solar
S.N.I.
Renova Loja
Solar
S.N.I.
Sabiangosolar
Solar
S.N.I.
San Pedro
Solar
S.N.I.
Sanersol
Solar
S.N.I.
Sansau
Solar
S.N.I.
Saracaysol
Solar
S.N.I.
Solchacras
Solar
S.N.I.
Solhuaqui
Solar
S.N.I.
Solsantonio
Solar
S.N.I.
Solsantros
Solar
S.N.I.
Surenergy
Solar
S.N.I.
Termoguayas
Térmica
S.N.I.
Valsolar
Solar
S.N.I.
Wildtecsa
Solar
S.N.I.
Provincia
Guayas Manabí Imbabura Guayas Santa Elena Loja Tungurahua Guayas Los Ríos Azuay Esmeraldas Manabí El Oro Guayas Orellana Sucumbíos Los Ríos Morona Santiago Orellana Pichincha Sucumbíos Azuay Cañar Azuay Pichincha Guayas Pichincha Pichincha Manabí Galápagos Cotopaxi Guayas Guayas Loja Imbabura Los Ríos Pichincha Guayas Loja Loja Loja Loja El Oro Guayas El Oro El Oro El Oro El Oro El Oro Loja Guayas Imbabura Guayas
Total Generadora
Número de Centrales
Potencia Nominal (MW)
Potencia Efectiva (MW)
1
0,99
1
1,00
0,99 1,00
1
63,36
65,00
4
407,27
395,00
2
131,80
123,85
1
16,50
16,50
3
463,00
438,00
1
213,00
213,00
1
42,20
42,00
2
1.245,00
1.270,00
3
243,20
229,60
4
215,20
196,28
2
276,80
252,50
1
2,80
2,52
1
20,40
19,80
2
17,31
13,70
1
102,00
93,00
1
4,50
4,00
3
7,00
5,80
3
125,70
120,20
4
70,00
63,00
3
40,49
40,49
1
26,10
26,10
1
19,20
17,20
1
1,00
1,00
1
181,00
181,00
1
0,06
0,06
3
23,36
22,94
1
0,50
0,49
1
2,40
2,40
2
2,00
1,98
1
38,12
34,33
1
0,99
0,99
1
1,00
1,00
2
3,00
3,00
1
15,37
14,20
2
1,98
1,96
1
115,00
102,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
1
150,00
120,00
1
1,00
1,00
1
1,00
1,00
81
4.304,57
4.150,85
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..2. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR EMPRESA (2/2)
266
Tipo de Empresa
Distribuidora
Empresa
Tipo de Central
Sistema
CNEL-Guayaquil
Térmica
S.N.I.
E.E. Ambato
Hidráulica
S.N.I.
E.E. Ambato
Térmica
S.N.I.
E.E. Centro Sur
Solar
No Incorporado
E.E. Centro Sur
Térmica
No Incorporado
E.E. Cotopaxi
Hidráulica
No Incorporado
E.E. Cotopaxi
Hidráulica
S.N.I.
E.E. Galápagos
Eólica
No Incorporado
E.E. Galápagos
Solar
No Incorporado
E.E. Galápagos
Térmica
No Incorporado
E.E. Norte
Hidráulica
S.N.I.
E.E. Norte
Hidráulica
S.N.I.
E.E. Quito
Hidráulica
S.N.I.
E.E. Quito
Térmica
S.N.I.
E.E. Riobamba
Hidráulica
No Incorporado
E.E. Riobamba
Hidráulica
S.N.I.
E.E. Sur
Hidráulica
S.N.I.
E.E. Sur
Térmica
S.N.I.
Agip
Térmica
No Incorporado
Agip
Térmica
No Incorporado
Provincia
Guayas Tungurahua Tungurahua Morona Santiago Morona Santiago Cotopaxi Cotopaxi Galápagos Galápagos Galápagos Carchi Imbabura Pichincha Pichincha Chimborazo Chimborazo Zamora Chinchipe Loja
Total Distribuidora
Potencia Nominal (MW)
Potencia Efectiva (MW)
3
242,57
211,50
1
3,00
2,90
1
5,00
3,30
1
0,37
0,37
1
0,24
0,24
3
2,80
2,68
2
9,39
9,20
1
2,25
2,25
6
1,57
1,57
4
16,36
12,79
2
4,27
3,62
2
8,98
8,80
5
96,88
96,88
1
34,32
31,20
1
0,80
0,75
2
13,53
13,00
1
2,40
2,40
1
19,74
17,17
38
464,47
420,63
1
9,00
7,78
2
46,06
40,43
Andes Petro
Térmica
No Incorporado
Napo Pastaza Pichincha Orellana Sucumbíos
17
100,63
Consejo Provincial De Tungurahua
Hidráulica
S.N.I.
Tungurahua
1
0,10
0,06
Ecoelectric
Biomasa
S.N.I.
1
36,50
35,20
Ecoluz
Hidráulica
S.N.I.
Ecudos
Biomasa
S.N.I.
Electrocordova
Hidráulica
S.N.I.
Enermax
Hidráulica
S.N.I.
Hidroabanico
Hidráulica
S.N.I.
Hidroimbabura
Hidráulica
S.N.I.
Hidrosanbartolo
Hidráulica
S.N.I.
Guayas Napo Cañar Imbabura Cotopaxi Morona Santiago Imbabura Morona Santiago Pichincha Imbabura Pichincha Pichincha Imbabura Carchi Esmeraldas Napo Pichincha Sucumbíos Pichincha Napo Orellana Pastaza Sucumbíos Orellana Sucumbíos Orellana Guayas Orellana Sucumbíos Chimborazo Pichincha
Agua Y Gas De Sillunchi
Hidráulica
S.N.I.
Andes Petro
Térmica
No Incorporado
I.M. Mejía
Autogeneradora
Número de Centrales
Hidráulica
S.N.I.
Lafarge
Térmica
S.N.I.
Moderna Alimentos
Hidráulica
S.N.I.
Moderna Alimentos
Térmica
S.N.I.
Municipio A. Ante
Hidráulica
S.N.I.
Municipio Cantón Espejo
Hidráulica
S.N.I.
Ocp
Térmica
No Incorporado
Ocp
Térmica
No Incorporado
Ocp
Térmica
No Incorporado
Ocp
Térmica
No Incorporado
Perlabí
Hidráulica
S.N.I.
Petroamazonas
Térmica
No Incorporado
Petroamazonas
Térmica
No Incorporado
Petroamazonas
Térmica
No Incorporado
Petroamazonas
Térmica
No Incorporado
Repsol
Térmica
No Incorporado
Repsol
Térmica
No Incorporado
Río Napo
Térmica
No Incorporado
San Carlos
Biomasa
S.N.I.
Sipec
Térmica
No Incorporado
Tecpetrol
Térmica
No Incorporado
UCEM
Hidráulica
No Incorporado
Vicunha
Hidráulica
S.N.I.
2
0,40
0,39
22
44,00
36,02 83,77
2
8,93
8,31
1
29,80
27,60
1
0,20
0,20
1
16,60
15,00
1
38,45
37,99
1
0,92
0,86
1
55,50
49,95
1
2,50
1,98
1
33,16
27,30
1
1,65
1,65
1
1,60
1,40
1
0,40
0,32
1
0,44
0,40
1
1,72
1,72
2
10,02
7,89
2
0,32
0,32
2
10,02
9,50
1
2,70
2,46
2
39,95
23,80
31
261,11
179,37
1
10,85
8,16
34
203,19
141,46
5
144,39
120,42
1
9,17
6,55
4
12,50
10,70
1
78,00
73,60
6
13,95
10,68
9
7,965
6,372
1
2
1,9
1
6,09
5,86
Total general
164
1.240,79
987,36
Total
283
6.009,83
5.558,84
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..3. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR PROVINCIA (1/3)
267
Provincia
Azuay
CELEC-Hidropaute Elecaustro Elecaustro
Tipo de Empresa Generadora Generadora Generadora
Elecaustro Ecudos
Generadora Hidráulica S.N.I. Autogeneradora Biomasa S.N.I.
E.E. Norte Municipio Cantón Espejo
Distribuidora Hidráulica S.N.I. Autogeneradora Hidráulica S.N.I.
E.E. Riobamba E.E. Riobamba UCEM
Distribuidora Hidráulica No Incorporado Distribuidora Hidráulica S.N.I. Autogeneradora Hidráulica No Incorporado
Epfotovoltaica E.E. Cotopaxi E.E. Cotopaxi Enermax
Generadora Distribuidora Distribuidora Autogeneradora
Solar Hidráulica Hidráulica Hidráulica
S.N.I. No Incorporado S.N.I. S.N.I.
CELEC-Termogas Machala Sanersol Saracaysol Solchacras Solhuaqui Solsantonio Solsantros
Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora
Térmica Solar Solar Solar Solar Solar Solar
S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I.
CELEC-Termoesmeraldas Ocp
Generadora Térmica Autogeneradora Térmica
S.N.I. No Incorporado
Eolicsa E.E. Galápagos E.E. Galápagos E.E. Galápagos
Generadora Distribuidora Distribuidora Distribuidora
Eólica Eólica Solar Térmica
No Incorporado No Incorporado No Incorporado No Incorporado
Altgenotec CELEC-Electroguayas CELEC-Hidronación CELEC-Termopichincha Electroquil Generoca Genrenotec Intervisa Trade Sansau Termoguayas Wildtecsa CNEL-Guayaquil Ecoelectric San Carlos
Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Distribuidora Autogeneradora Autogeneradora
Solar Térmica Hidráulica Térmica Térmica Térmica Solar Térmica Solar Térmica Solar Térmica Biomasa Biomasa
S.N.I. S.N.I. S.N.I. No Incorporado S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I.
Empresa
Tipo de Sistema Central Hidráulica S.N.I. Hidráulica S.N.I. Térmica S.N.I.
Total Azuay Cañar Total Cañar Carchi Total Carchi Chimborazo Total Chimborazo Cotopaxi Total Cotopaxi
El Oro
Total El Oro Esmeraldas Total Esmeraldas Galápagos Total Galápagos
Guayas
Total Guayas
Número de Centrales 2 3 1 6 1 1 2 2 1 3 1 2 1 4 2 3 2 1 8 2 1 1 1 1 1 1 8 3 1 4 1 1 6 4 12 1 4 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 1 1 19
Potencia Nominal (MW)
1.245,00 40,49 19,20 1.304,69 26,10 29,80 55,90 4,27 0,44 4,71 0,80 13,53 2,00 16,33 2,00 2,80 9,39 16,60 30,79 276,80 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 282,79 243,20 1,72 244,92 2,40 2,25 1,57 16,36 22,58 0,99 407,27 213,00 2,80 181,00 38,12 0,99 115,00 1,00 150,00 1,00 242,57 36,50 78,00 1.468,23
Potencia Efectiva (MW)
1.270,00 40,49 17,20 1.327,69 26,10 27,60 53,70 3,62 0,40 4,02 0,75 13,00 1,90 15,65 1,98 2,68 9,20 15,00 28,86 252,50 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 258,49 229,60 1,72 231,32 2,40 2,25 1,57 12,79 19,02 0,99 395,00 213,00 2,52 181,00 34,33 0,99 102,00 1,00 120,00 1,00 211,50 35,20 73,60 1.372,13
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..4. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR PROVINCIA (2/3)
268
Provincia
Imbabura
Tipo de Empresa CELEC-Coca Codo Sinclair Generadora Gransolar Generadora Valsolar Generadora E.E. Norte Distribuidora Electrocordova Autogeneradora Hidroimbabura Autogeneradora Lafarge Autogeneradora Municipio A. Ante Autogeneradora
Tipo de Central Hidráulica Solar Solar Hidráulica Hidráulica Hidráulica Térmica Hidráulica
S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I.
CELEC-Gensur Gonzanergy Lojaenergy Renova Loja Sabiangosolar San Pedro Surenergy E.E. Sur
Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Distribuidora
Eólica Solar Solar Solar Solar Solar Solar Térmica
S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I.
CELEC-Hidronación CELEC-Termopichincha Hidrosibimbe
Generadora Generadora Generadora
Hidráulica S.N.I. Térmica S.N.I. Hidráulica S.N.I.
Brineforcorp CELEC-Termoesmeraldas Enersol
Generadora Generadora Generadora
Solar Térmica Solar
S.N.I. S.N.I. S.N.I.
Generadora Distribuidora Distribuidora Autogeneradora Autogeneradora
Térmica Solar Térmica Hidráulica Hidráulica
S.N.I. No Incorporado No Incorporado S.N.I. S.N.I.
Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora
Térmica Hidráulica Térmica Térmica
No Incorporado S.N.I. No Incorporado No Incorporado
Generadora Generadora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora
Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica
No Incorporado S.N.I. No Incorporado No Incorporado No Incorporado No Incorporado No Incorporado
Empresa
Sistema
Total Imbabura
Loja
Total Loja Los Ríos Total Los Ríos Manabí Total Manabí CELEC-Termopichincha E.E. Centro Sur Morona Santiago E.E. Centro Sur Hidroabanico Hidrosanbartolo Total Morona Santiago Agip Ecoluz Napo Ocp Petroamazonas Total Napo CELEC-Termopichincha CELEC-Termopichincha Andes Petro Orellana Petroamazonas Repsol Río Napo Sipec Total Orellana
Número de Centrales 1 2 1 2 1 1 1 1 10 1 1 1 1 1 1 1 1 8 1 1 1 3 1 4 1 6 1 1 1 1 1 5 1 2 2 2 7 1 3 22 31 5 4 6 72
Potencia Nominal (MW)
63,36 3,00 1,00 8,98 0,20 0,92 33,16 0,40 111,02 16,50 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 19,74 42,23 42,20 102,00 15,37 159,57 1,00 215,20 0,50 216,70 4,50 0,37 0,24 38,45 55,50 99,06 9,00 8,93 10,02 39,95 67,90 20,40 7,00 44,00 261,11 144,39 12,50 13,95 503,34
Potencia Efectiva (MW)
65,00 3,00 1,00 8,80 0,20 0,86 27,30 0,32 106,47 16,50 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 17,17 39,66 42,00 93,00 14,20 149,20 1,00 196,28 0,49 197,77 4,00 0,37 0,24 37,99 49,95 92,55 7,78 8,31 7,89 23,80 47,77 19,80 5,80 36,02 179,37 120,42 10,70 10,68 382,79
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..5. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR PROVINCIA (3/3)
269
Provincia Pastaza
Agip Petroamazonas
Tipo Tipo de de Sistema Empresa Central Autogeneradora Térmica No Incorporado Autogeneradora Térmica No Incorporado
CELEC-Termopichincha Electrisol EMAAP-Q EMAAP-Q Hidrosibimbe E.E. Quito E.E. Quito Agua Y Gas De Sillunchi I.M. Mejía Moderna Alimentos Moderna Alimentos Ocp Perlabí Vicunha
Generadora Generadora Generadora Generadora Generadora Distribuidora Distribuidora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora
Térmica Solar Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Térmica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Térmica Térmica Hidráulica Hidráulica
S.N.I. S.N.I. No Incorporado S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. S.N.I. No Incorporado S.N.I. S.N.I.
Generadora
Térmica
S.N.I.
Generadora Generadora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora Autogeneradora
Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica
No Incorporado S.N.I. No Incorporado No Incorporado No Incorporado No Incorporado No Incorporado
Generadora Distribuidora Distribuidora
Hidráulica S.N.I. Hidráulica S.N.I. Térmica S.N.I.
Empresa
Total Pastaza
Pichincha
Total Pichincha Santa Elena CELEC-Electroguayas Total Santa Elena CELEC-Termopichincha CELEC-Termopichincha Andes Petro Sucumbíos Ocp Petroamazonas Repsol Tecpetrol Total Sucumbíos CELEC-Hidroagoyán E.E. Ambato Tungurahua E.E. Ambato Consejo Provincial De Tungurahua Total Tungurahua Zamora Chinchipe E.E. Sur Total Chinchipe Total
Autogeneradora Hidráulica S.N.I. Distribuidora
Hidráulica S.N.I.
Número de Centrales 2 1 3 3 1 1 3 2 5 1 2 1 1 1 2 1 1 25 2 2 2 4 17 2 34 1 9 69 3 1 1 1 6 1 1 283
Potencia Nominal (MW)
Potencia Efectiva (MW)
46,06 10,85 56,91 125,70 1,00 0,06 23,36 1,98 96,88 34,32 0,40 2,50 1,65 1,60 0,32 2,70 6,09 298,56 131,80 131,80 17,31 70,00 100,63 10,02 203,19 9,17 7,97 418,28 463,00 3,00 5,00
40,43 8,16 48,59 120,20 1,00 0,06 22,94 1,96 96,88 31,20 0,39 1,98 1,65 1,40 0,32 2,46 5,86 288,30 123,85 123,85 13,70 63,00 83,77 9,50 141,46 6,55 6,37 324,35 438,00 2,90 3,30
0,10 471,10 2,40 2,40 6.009,83
0,06 444,26 2,40 2,40 5.558,84
ANEXO D 270
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..1 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS GENERADORAS Subestación Empresa
Nombre
Cantidad Tipo
S/E Pascuales II
E
S/E Santa Elena II 90.1 MW S/E Santa Elena III 40 MW
E E
Trafo. Auxiliar de Planta Trafo. Auxiliar TV-2 Trafo. Auxiliar TV-3 Trafo. Principal TV-2 Trafo. Principal TG-4 Trafo. Principal TV-3 GSU-1 GSU-2 Transformador principal Transformador Principal SE 90.1 MW Transformador Principal 50 MVA
E
Transformador de Potencia
S/E Gonzalo Zevallos CELEC-Electroguayas
E 4
Total CELEC-Electroguayas CELEC-Gensur Subestación Villonaco Total CELEC-Gensur
1
E
Subestación Agoyán CELEC-Hidroagoyán
Nombre
Subestación Pucará
3
E E
Subestación San Francisco
T1 T2 T1 T2 T1 T2
Total CELEC-Hidroagoyán
CELEC-Hidronación
E 2
Baba
E
Central Termoesmeraldas
E
TE1 TE2 TE3 TF1 TF2
2
Central Jaramijo Total CELEC-Termoesmeraldas CELEC-Termogas Machala Bajo Alto
E 1
E
MT1 STO UT1 TR1 TR-101A TR-101B
Patio De Maniobras
2
Transformador Puna Total CELEC-Termopichincha El Descanso
E
E
E
Saucay Elecaustro
E
E
Monay
6 Saymirin I-II
E
Saymirin III-IV
E
Ocaña
E
B1 B2 P1 P2 P3 Transformador TR1 TR1 TR2 TR3 TR1 TR2 TR3 TR1 TR2 TR3 TR4 TR5 TR6-1 TR6-2
Termoguayas
Total Termoguayas Ulysseas Total Ulysseas Total
145,00 145,00 141,50 141,50 230,00 230,00
3
T T T T T
13,80 13,80 13,80 13,80 13,80
138,00 138,00 138,00 230,00 230,00
2
3
T T T T
13,80 13,20 13,20 13,80
138,00 4,16 4,16 138,00
1 4 2
T T
13,80 13,80
138,00 138,00
5
T T T T T T
6,60 6,60 13,80 13,80 13,80 0,22
138,00 138,00 138,00 138,00 138,00 13,20
1 6 1 3
T T T T T T T T T T T T T T
22,00 22,00 22,00 22,00 69,00 69,00 69,00 22,00 22,00 22,00 22,00 69,00 13,80 13,80
6,30 6,30 6,30 6,30 4,16 4,16 4,16 2,40 2,40 2,40 2,40 2,40 69,00 69,00
3
4 1 2
E
El Carmen Recuperadora Booster 2 Booster 1
4
E E R R
T1 T1 T1 T1
5 1 1 1 1 4
T T T T
6,60 6,90 138,00 138,00
138,00 138,00 6,90 6,90
Tropezón
1
E
T1 T2 T3
3
T T T
1,00 1,00 1,00
13,80 13,80 13,80
Generoca
1
E
GROC-1 GROC-2
2
5
T T T T T
13,80 13,80 13,80 13,80 69,00
69,00 69,00 138,00 138,00 138,00
T T
13,80 13,80
69,00 69,00
3
Total Eolicsa
Total Generoca Hidrosibimbe Total Hidrosibimbe Intervisa Trade Total Intervisa Trade
34,50
13,80 13,80 13,80 13,80 13,80 13,80
1
Electroquil
Total EMAAP-Q
Generoca
2
69,00
T T T T T T
TE1 TE2 TE3 TE4 TIC
Total Electroquil
Eolicsa
2
T
14
Total Elecaustro
EMAAP-Q
2
2
Total CELEC-Termogas Machala
Electroquil
3 1 1 11 1 1
5
Total CELEC-Hidronación
CELEC-Termopichincha
6
6 Daule Peripa
CELEC-Termoesmeraldas
Transformador Voltaje (KV) Primario Secundario T 13,80 2,40 T 13,80 2,40 T 13,80 2,40 T 13,80 69,00 T 13,80 69,00 T 13,80 69,00 T 13,80 69,00 T 13,80 69,00 T 13,80 69,00 T 34,50 138,00 T 13,80 69,00
Cantidad Tipo
2 Casa Máquinas
1
E
Transformador principal
1
T
6,90
69,00
Intervisa
1
E
GSU XFORMER
1 1 1
T
13,80
138,00
Termoguayas
1
E
T01 T02 T03 T04 T05
5
T T T T T
13,80 13,80 13,80 13,80 13,80
230,00 230,00 230,00 230,00 230,00
Patio De Maniobras (*)
1
E
B1
T
13,20
138,00
32
5 1 1 71
Capacidad (MVA) OA FA FOA 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 7,50 7,50 7,50 52,00 70,00 86,00 20,40 27,20 34,00 52,00 70,00 86,00 60,00 80,00 80,00 60,00 80,00 80,00 85,00 114,00 142,00 125,00 156,00 156,00 50,00 50,00 50,00 521,90 664,70 731,50 23,00 25,00 25,00 23,00 25,00 25,00 85,00 85,00 85,00 85,00 85,00 85,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 127,50 127,50 127,50 127,50 127,50 127,50 505,00 505,00 505,00 85,00 85,00 85,00 85,00 85,00 85,00 85,00 85,00 85,00 37,00 37,00 51,00 37,00 37,00 51,00 329,00 329,00 357,00 90,00 120,00 160,00 10,00 12,50 12,50 10,00 12,50 12,50 40,00 50,00 50,00 150,00 195,00 235,00 50,00 67,00 83,00 50,00 67,00 83,00 100,00 134,00 166,00 15,00 20,00 20,00 15,00 20,00 20,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 4,00 4,00 4,00 130,00 140,00 140,00 20,00 24,00 24,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 5,00 6,25 6,25 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 1,60 1,60 1,60 1,60 1,60 1,60 2,45 2,45 2,45 2,45 2,45 2,45 10,00 12,50 12,50 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 107,10 114,85 114,85 38,40 51,20 64,00 56,40 75,00 84,00 34,00 45,00 56,00 40,00 50,00 67,20 67,20 89,60 112,00 236,00 310,80 383,20 10,00 12,50 12,50 12,60 18,00 18,00 12,60 18,00 18,00 12,60 18,00 18,00 47,80 66,50 66,50 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 3,00 3,00 3,00 25,00 33,33 33,33 25,00 33,33 33,33 50,00 66,66 66,66 18,00 18,00 18,00 18,00 18,00 18,00 90,00 120,00 150,00 90,00 120,00 150,00 37,50 37,50 37,50 37,50 37,50 37,50 37,50 37,50 37,50 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50 239,50 239,50 239,50 37,50 37,50 37,50 37,50 37,50 37,50 2.587,80 2.969,51 3.238,71
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..2 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
271
Subestación Empresa
Nombre
Cantidad Tipo
Agip Oil - Cpf
E
Agip Oil - Sry
R
Agip
4
Agip Oil - Villano A
R
Agip Oil - Villano B
R
Nombre Cf42-Tr001a Cf42-Tr001b Cf42-Tr001c Cf42-Tr003a Cf42-Tr003b Sar-Tr-001a Sar-Tr-001b Ws42-Tr001a Ws42-Tr001b Ws42-Tr001c Ws42-Tr002a Ws42-Tr002b Vb42-Tr-001a Vb42-Tr-002a
Total Agip
Andes Petro
E
1
E
TF21-31
3
E E R
T3 T4 T5
Ecudos Elevación Ecudos Reducción
2
E R
TP-E TP-I
Calope
1
E
Calope
R R
Cutuchi Generador MP1.1 MP1.2 MP2 MP5TR.1 MP5TR.2 PP1 PP2 PP5
Switchyard
1
Total Ecoelectric Loreto Papallacta Pifo
Total Ecoluz Ecudos Total Ecudos Enermax Total Enermax Cutuchi Generador Mp1 Famiproduct
Mp2
R 5
Mp5
R
R
Total Famiproduct 1
E
Etapa I Etapa II
1
E
Hidrosanbartolo
Total Hidrosanbartolo Lafarge Selva Alegre
1
R
T1
1
R
Transformador 1000 KVA Transformador 240 KVA Transformador 400 KVA
S/E Hidroabanico 1
Total Lafarge Moderna Alimentos
Subestacón Eléctrica
Total Moderna Alimentos Cayagama Chiquilpe Ocp
Mt
R R 6
Mt On Shore Páramo Puerto Quito Total Ocp Perlabí
Perlabí
1
R R R
TR-0204 TR-0603 TR-1001 TR-1002 TR-21000 TR-0404 TR-0703
E
TE1
R R E
Atacapi transf Culebra tranf 2 Culebra transf 1 Lago transf 1 Lago transf 2 Lago transf 3 Parahuacu transf Sacha transf 1 Sacha transf 2 Sacha transf 3 Secoya transf 1 Central tranf JUSTICE Shushufindi transf 2 Shushufindi Sur transf 1 Shushufindi transf 1 Sur transf JUSTICE Sucumbios transf 1 Sucumbios transf 2 Yuca tranf 1 Yuca transf 2
R
Total Perlabí Atacapi Culebra Culebra JUSTICE Lago Agrio 13.8 kV.
E
Lago Agrio 69 kV. Parahuacu
E R E
Sacha 13.8 kV. Petroamazonas
Sacha 69 kV. Secoya Shushufindi Cental JUSTICE Shushufindi Central- Sur Shushufindi Sur Shushufindi-Sacha- Atacapi Shushunfindi Sur JUSTICE
17
E E E E R E E
Sucumbios
E
Yuca 13.8 kV. Yuca 69 kV.
E R
Total Petroamazonas
Daimi A - Daimi B
R
Ginta A - Iro B
R
Ginta B
R 13 R
Npf
E
Pompeya
R
Spf
E
1
Central San Carlos
1
E
T1 T2 T3 T4 T5 TB
PARAISO 17 SUBESTACION CPF
2
E E
Pso-17 Cpf
Total San Carlos
Total Sipec 2
Planta Hidroeléctrica Total UCEM Vicunha Total Vicunha Total
Vindobona
5
1 65
2 2 1 1 1 1 1 3 1 1 2 1 1 1 7 1 1 1 1 1 2 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 20
6 1 1 2
R
Chimborazo 1
2 1
6
R
Capiron
Total Río Napo
UCEM
7 1 1 1 1 1 3 1 1 2 1 1 1 1
S/E Sacha 01
Bogi
Subestacion Sacha 13.8 KV
7
E
R
Tivacuno WIP
Sipec
2
R R
R
Amo B
Iro 01 - Iro A
San Carlos
5
X-2902A X-2902B X-2901 X-2909 X-1902 X-1903 X-1912 X-2905 X-2905A X-2906 X-2906A X-2907 X-21111 X-2908A X-2908B X-2911 X-2910 X-21002 X-1010 X-1020 X-1060 X-1064 X-4010 X-2012 X-2013 X-2020 X-2065 X-2066 X-2067 X-1901 X-2904
Amo A
Repsol
Total Repsol Río Napo
2
T T T T T T T
E
Sub Principal 2 MVA Principal 5 MVA Principal 12 MVA Planta Hidroeléctrica 2 MVA
E
Transformador trifasico
R
2 2 1 2
4
2 2 3
4
1
6
1 1 31 1 1
3 1 4 1 1 118
Capacidad (MVA)
Primario Secundario 13,80 34,50 13,80 34,50 13,80 34,50 0,48 13,80 0,48 13,80 13,80 0,48 13,80 0,48 34,50 4,16 34,50 4,16 34,50 4,16 4,16 0,48 4,16 0,48 34,50 4,16 4,16 0,48 13,80 13,80 13,80 13,80 13,80 13,80 13,80
T
4,16
T A A
0,69 22,80 43,80
T T
13,80 69,00
T
6,90
T T T T T T T T T T
13,80 13,80 13,86 13,86 13,20 13,80 13,80 13,80 13,80 13,80
10
Total Hidroabanico Hidrosanbartolo Hidrosanbartolo
Hidroabanico
5
T T T T T T T T T T T T T T
14 T-001 T-002 T-005 T-006 T-008 T-009 T-10
Total Andes Petro Ecoelectric Sub Estación Ecoelectric 69 Kv
Ecoluz
Transformador Voltaje (KV)
Cantidad Tipo
T T
4,16 4,16
T
13,80
T
69,00
T T T
13,80 13,80 13,80
T T T T T T T
13,20 13,50 13,80 13,80 13,80 22,80 13,50
T
0,69
T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T
69,00 69,00 0,48 4,16 4,16 13,80 69,00 4,16 4,16 13,80 13,80 0,48 13,80 69,00 13,80 0,48 0,48 0,48 0,48 13,80
T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T
33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 34,50 34,50 34,50 34,50 34,50 33,00 34,50 34,50 13,80 13,80 13,80 13,80 33,00 13,80 13,80 13,80 13,80 13,80 13,80 33,00 34,40
T
4,16
T T T T T T
4,16 4,16 13,80 13,80 0,46 4,16
T T
13,80 13,80
T T T T
22,00 69,00 69,00 0,40
T
1,09
OA FA FOA 5,00 5,60 5,60 5,00 5,60 5,60 5,00 5,60 5,60 2,00 2,24 2,24 2,00 2,24 2,24 2,00 2,30 2,30 2,00 2,30 2,30 5,00 5,60 5,60 5,00 5,60 5,60 5,00 5,60 5,60 1,00 1,12 1,12 1,00 1,12 1,12 5,00 5,60 5,60 0,30 0,36 0,36 45,30 50,88 50,88 34,50 9,00 12,00 12,00 34,50 9,00 12,00 12,00 34,50 9,00 12,00 12,00 34,50 9,00 12,00 12,00 34,50 12,00 20,00 20,00 34,50 12,00 20,00 20,00 34,50 12,00 20,00 20,00 72,00 108,00 108,00 69,00 5,50 6,25 6,25 5,50 6,25 6,25 22,80 2,50 2,50 2,50 43,80 6,60 6,60 6,60 22,80 6,60 6,60 6,60 15,70 15,70 15,70 69,00 22,00 31,60 31,60 5,50 6,00 8,67 8,67 28,00 40,27 40,27 69,00 20,80 20,80 20,80 20,80 20,80 20,80 0,22 0,24 0,24 0,24 0,44 0,50 0,50 0,50 0,44 0,50 0,50 0,50 0,22 0,50 0,50 0,50 0,44 1,40 1,40 1,40 0,46 1,50 1,50 1,50 0,46 1,50 1,50 1,50 0,44 0,50 0,50 0,50 0,44 0,50 0,50 0,50 0,46 2,00 2,00 2,00 9,14 9,14 9,14 69,00 18,00 18,00 18,00 69,00 27,00 27,00 27,00 45,00 45,00 45,00 138,00 56,00 56,00 56,00 56,00 56,00 56,00 4,16 30,00 35,00 35,00 30,00 35,00 35,00 0,22 1,00 1,00 1,00 0,22 0,24 0,24 0,24 0,22 0,40 0,40 0,40 1,64 1,64 1,64 0,48 0,80 0,80 0,80 0,48 0,08 0,08 0,08 0,48 1,50 1,50 1,50 0,48 1,50 1,50 1,50 0,48 0,08 0,08 0,08 0,48 1,20 1,20 1,20 0,48 0,13 0,13 0,13 5,28 5,28 5,28 22,80 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 13,80 5,00 6,25 6,25 13,80 5,00 6,25 6,25 13,80 7,50 7,50 7,50 13,80 4,00 4,00 4,00 13,80 4,00 4,00 4,00 69,00 5,00 6,25 6,25 13,80 5,00 6,25 6,25 13,80 4,00 4,00 4,00 13,80 4,00 4,00 4,00 69,00 5,00 6,25 6,25 69,00 15,00 15,00 15,00 13,80 7,50 7,50 7,50 69,00 5,00 6,25 6,25 13,80 5,00 6,25 6,25 69,00 15,00 15,00 15,00 13,80 7,50 7,50 7,50 13,80 1,50 1,50 1,50 13,80 1,50 1,50 1,50 13,80 2,00 2,00 2,00 69,00 5,00 6,25 6,25 113,50 123,50 123,50 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 5,00 7,00 7,00 2,40 7,00 7,84 9,80 2,40 5,00 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 10,00 12,50 12,50 2,40 10,00 12,50 12,50 2,40 10,00 12,50 12,50 2,40 10,00 12,50 12,50 2,40 5,00 7,00 7,00 2,40 5,00 6,25 7,00 2,40 10,00 12,50 12,50 2,40 10,00 12,50 12,50 34,50 5,00 7,00 7,00 34,50 10,00 15,00 25,00 34,50 10,00 12,50 14,00 34,50 15,00 20,00 25,00 4,16 5,00 6,25 7,00 34,50 15,00 20,00 28,00 34,50 15,00 20,00 28,00 34,50 20,00 25,00 28,00 34,50 20,00 25,00 28,00 34,50 20,00 25,00 28,00 34,50 20,00 25,00 28,00 2,40 5,00 7,00 7,00 2,40 10,00 12,50 12,50 292,00 367,09 420,30 13,80 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 13,80 5,00 6,25 6,25 13,80 5,00 6,25 6,25 69,00 25,00 31,25 31,25 69,00 25,00 31,25 31,25 13,80 0,75 0,90 0,90 13,80 5,00 6,50 6,50 65,75 82,40 82,40 34,50 4,00 4,00 4,00 34,50 4,00 4,00 4,00 8,00 8,00 8,00 4,16 2,00 2,00 2,00 4,16 5,60 7,00 7,00 4,16 10,00 12,00 12,00 22,00 2,00 2,00 2,00 19,60 23,00 23,00 26,40 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 849,36 1.014,10 1.067,31
272
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..3 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR Subestación Nombre
Cantidad Tipo
Nombre
Cantidad Tipo 2
Voltaje (kV)
Transformador Capacidad Terciario (MVA) Terciario 13,80 13,80
1
R
Caraguay Total Caraguay
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Chone Total Chone
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Cuenca Total Cuenca
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Dos Cerritos Total Dos Cerritos
1
R
ATK
1
T
230,00
69,00
13,80
El Inga Total El Inga
1
R
ATT
1
A
230,00
138,00
13,80
Esclusas Total Esclusas
1
R
ATT
1
A
230,00
138,00
13,80
Esmeraldas
1
R
AA1 AA2
2
A A
138,00 138,00
69,00 69,00
13,80 13,80
Gualaceo Total Gualaceo
1
R
TRG
1
T
138,00
22,00
Ibarra
1
R
ATQ ATR T1
3
A A T
138,00 138,00 138,00
69,00 69,00 34,50
Limón Total Limón
1
R
TRE
1
T
138,00
13,80
Loja Total Loja
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
Ambato
A A
Primario Secundario 138,00 69,00 138,00 69,00
AT1 AT2
Total Ambato
Total Esmeraldas 13,80 13,80 13,80
Total Ibarra 13,80
Macas Total Macas
1
R
TRQ
1
T
138,00
69,00
Machala
1
R
ATQ ATR TRK
3
A A A
138,00 138,00 230,00
69,00 69,00 69,00
13,80 13,80 13,80
-
13,80
Total Machala Manta Total Manta
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
Méndez Total Méndez
1
R
TRE
1
T
138,00
13,80
Milagro
1
R
ATK ATU
2
A A
230,00 230,00
69,00 138,00
13,80 13,80 13,80 13,80
-
Total Milagro 1
E
AT1 AT2
2
A A
230,00 230,00
138,00 138,00
Montecristi Total Montecristi
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Móvil Efacec 1 Total Móvil Efacec 1
1
R
TMK
1
T
230,00
69,00
13,80
Móvil Efacec 2 Total Móvil Efacec 2
1
R
AMQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Móvil Efacec 3 Total Móvil Efacec 3 Móvil Mitsubishi Total Móvil Mitsubishi Mulaló Total Mulaló
1
R
AMQ
1
A
138,00
69,00
13,80
1
R
AMQ
1
A
138,00
69,00
13,80
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Molino Total Molino
Nueva Babahoyo
1
Total Nueva Babahoyo Nueva Prosperina 1 Total Nueva Prosperina Orellana 1 Total Orellana
R
ATQ ATR
2
A A
138,00 138,00
69,00 69,00
13,80 13,80
R
TRK
1
T
230,00
69,00
13,80
R
ATQ
1
T
138,00
69,00
13,80
1
R
ATQ ATR ATT ATU
4
A A A A
138,00 138,00 230,00 230,00
69,00 69,00 138,00 138,00
13,80 13,80 13,80 13,80
Total Pascuales Policentro Total Policentro
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Pomasqui
1
R
ATT ATU
1
A A
230,00 230,00
138,00 138,00
13,80 13,80
1
R
AA1 AA2
2
A A
138,00 138,00
69,00 69,00
13,80 13,80
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
1
R
ATR ATT
2
A A
138,00 230,00
69,00 138,00
13,80 13,80
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
1
R
TRK
1
T
230,00
69,00
13,80
138,00 138,00
69,00 69,00
13,80 13,80 13,80
Pascuales
Total Pomasqui Portoviejo Total Portoviejo Posorja Total Posorja Puyo Total Puyo Quevedo Total Quevedo Quinindé Total Quinindé Riobamba Total Riobamba
-
Salitral
1
R
ATQ ATR
2
A A
Total Salitral San Gregorio Total San Gregorio
1
R
ATT
1
A
230,00
138,00
Santa Elena
1
R
ATQ ATR
2
A A
138,00 138,00
69,00 69,00
13,80 13,80
R
ATT ATU TRN TRP
4
A A T T
230,00 230,00 138,00 138,00
138,00 138,00 46,00 46,00
13,80 13,80 13,80 13,80
1
R
ATR ATT ATU
3
A A A
138,00 230,00 230,00
69,00 138,00 138,00
13,80 13,80 13,80
1
R
TRK
1
T
230,00
69,00
13,80
1
R
TRQ
1
T
138,00
69,00
13,80
R
ATQ ATT
2
A A
138,00 230,00
69,00 138,00
13,80 13,80
1
R
ATQ ATT
2
A A
138,00 230,00
69,00 138,00
13,80 13,80
1
R
ATQ
1
A
138,00
69,00
13,80
Total Santa Elena Santa Rosa
1
Total Santa Rosa Santo Domingo Total Santo Domingo Sinincay Total Sinincay Tena Total Tena Totoras
1
Total Totoras Trinitaria Total Trinitaria Tulcán Total Tulcán Total
46
98
OA 11,00 15,00 26,00 40,50 40,50 5,40 5,40 9,00 9,00 54,00 54,00 40,50 40,50 13,44 13,44 26,88 3,30 3,30 6,00 8,00 10,00 24,00 0,75 0,75 12,00 12,00 18,00 12,00 18,00 48,00 27,00 40,50 67,50 60,00 60,00 120,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 41,00 41,00 24,00 24,00 60,00 60,00 168,00 33,60 33,60 60,00 60,00 13,44 45,00 58,44 6,00 6,00 6,67 6,67 27,00 27,00 54,00 18,00 18,00 30,00 30,00 60,00 40,00 40,00 12,00 12,00 24,00 60,00 60,00 13,44 13,44 146,88 16,20 27,00 43,20 30,00 30,00 6,00 6,00 20,10 20,00 40,10 30,00 45,00 75,00 6,00 6,00 1.442,72
FA 14,61 25,00 39,61 60,00 60,00 7,20 7,20 12,00 12,00 90,00 90,00 60,00 60,00 17,91 17,91 35,82 4,17 4,17 8,00 10,00 11,20 29,20 0,75 0,75 16,00 16,00 24,00 21,60 24,00 69,60 36,00 53,00 89,00 78,00 78,00 156,00 21,60 21,60 12,00 12,00 16,00 16,00 16,00 16,00 56,00 56,00 30,00 30,00 78,00 78,00 216,00 44,70 44,70 78,00 78,00 17,91 75,00 92,91 8,00 8,00 8,89 8,89 36,00 36,00 72,00 24,00 24,00 40,00 40,00 80,00 53,00 53,00 16,00 16,00 32,00 78,00 78,00 17,91 17,91 191,82 21,60 36,00 57,60 36,00 36,00 8,00 8,00 26,70 26,70 53,40 40,00 60,00 100,00 8,00 8,00 1.955,27
FOA 18,35 25,00 43,35 67,50 67,50 9,00 9,00 15,00 15,00 90,00 90,00 67,50 67,50 22,50 22,50 45,00 4,17 4,17 10,00 12,00 11,20 33,20 0,75 0,75 20,00 20,00 30,00 27,00 30,00 87,00 45,00 66,70 111,70 99,00 99,00 198,00 27,00 27,00 12,00 12,00 20,00 20,00 20,00 20,00 67,00 67,00 40,00 40,00 100,00 100,00 280,00 55,80 55,80 99,00 99,00 22,50 75,00 97,50 10,00 10,00 11,10 11,10 45,00 45,00 90,00 30,00 30,00 50,00 50,00 100,00 66,00 66,00 20,00 20,00 40,00 99,00 99,00 22,50 22,50 243,00 27,00 45,00 72,00 45,00 45,00 10,00 10,00 33,30 33,30 66,60 50,00 75,00 125,00 10,00 10,00 2.389,17
Capacidad (MVA) OA 33,00 45,00 78,00 135,00 135,00 60,00 60,00 60,00 60,00 99,00 99,00 180,00 180,00 135,00 135,00 44,80 44,80 89,60 12,00 12,00 40,00 40,00 30,00 110,00 5,00 5,00 40,00 40,00 43,00 43,00 60,00 60,00 99,90 219,90 26,67 26,67 5,00 5,00 99,90 135,00 234,90 225,00 225,00 450,00 60,00 60,00 45,00 45,00 60,00 60,00 60,00 60,00 30,00 30,00 40,00 40,00 40,00 40,00 80,00 135,00 135,00 66,60 66,60 120,00 120,00 225,00 225,00 690,00 90,00 90,00 180,00 180,00 360,00 44,80 45,00 89,80 20,00 20,00 20,00 20,00 90,00 99,90 189,90 40,00 40,00 60,00 60,00 90,00 90,00 180,00 135,00 135,00 40,00 40,00 80,00 225,00 225,00 45,00 45,00 540,00 60,00 99,90 99,90 259,80 100,00 100,00 20,00 20,00 60,00 60,00 120,00 90,00 135,00 225,00 20,00 20,00 5.799,17
FA 43,00 60,00 103,00 225,00 225,00 100,00 100,00 99,90 99,90 165,00 165,00 300,00 300,00 225,00 225,00 59,70 59,70 119,40 16,00 16,00 66,70 66,70 30,00 163,40 6,66 6,66 53,30 53,30 43,00 43,00 99,90 99,90 166,50 366,30 33,33 33,33 6,66 6,66 133,30 225,00 358,30 300,00 300,00 600,00 100,00 100,00 45,00 45,00 60,00 60,00 60,00 60,00 30,00 30,00 53,30 53,30 50,00 66,70 116,70 225,00 225,00 66,60 66,60 200,00 200,00 300,00 300,00 1.000,00 150,00 150,00 300,00 300,00 600,00 59,70 75,00 134,70 26,70 26,70 33,30 33,30 120,00 133,30 253,30 66,60 66,60 80,10 80,10 150,00 150,00 300,00 225,00 225,00 53,30 53,30 106,60 375,00 300,00 60,00 60,00 795,00 80,00 166,70 133,30 380,00 165,50 165,50 26,70 26,70 80,00 80,00 160,00 120,00 225,00 345,00 26,70 26,70 8.616,05
FOA 43,00 75,00 118,00 225,00 225,00 100,00 100,00 99,90 99,90 165,00 165,00 300,00 300,00 225,00 225,00 75,00 75,00 150,00 16,00 16,00 66,70 66,70 30,00 163,40 6,66 6,66 66,70 66,70 43,00 43,00 99,90 99,90 166,50 366,30 33,33 33,33 6,66 6,66 166,60 225,00 391,60 375,00 375,00 750,00 100,00 100,00 45,00 45,00 60,00 60,00 60,00 60,00 30,00 30,00 60,00 60,00 60,00 66,70 126,70 225,00 225,00 66,66 66,66 200,00 200,00 375,00 375,00 1.150,00 150,00 150,00 300,00 300,00 600,00 75,00 75,00 150,00 33,33 33,33 33,30 33,30 150,00 166,60 316,60 66,60 66,60 99,90 99,90 150,00 150,00 300,00 225,00 225,00 66,70 66,70 133,40 375,00 375,00 75,00 75,00 900,00 99,90 166,70 166,60 433,20 165,50 165,50 33,30 33,30 99,90 112,00 211,90 150,00 225,00 375,00 33,30 33,30 9.410,24
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..4 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
273
274
ANEXO E 39.1. CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS GENERADORAS
Empresa
Número de Líneas de Transmisión
CELEC-Electroguayas
4
CELEC-Gensur
1
CELEC-Hidronación
3
CELEC-Hidropaute CELEC-Termogas Machala Elecaustro
1 1 1
Electroquil
4
EMAAP-Q
4
Eolicsa Generoca Hidrosibimbe Intervisa Trade Termoguayas Total
1 1 1 1 1 24
Línea de Transmisión
Subestación de salida
L/T Pascuales - CT. Enrique García Santa Elena II - Santa Elena TG-4 - S/E Gonzalo Zevallos Santa Elena III - Santa Elena Villonaco-Loja Daule Peripa - Portoviejo Daule Peripa - Quevedo S/E Baba - S/E Seccionadora Baba Mazar - Zhoray Bajo Alto-San Idelfonso Ocaña Electroquil - Posorja Electroquil - Pascuales Electroquil - Estación Chongón Electroquil - Holcim Sta. Rosa - El Carmen El Carmen - Recuperadora Recuperadora - Booster 2 Booster 2 - Booster 1 Parque Eólico - San Cristóbal Generoca - Patio de Maniobras HOLCIM Casa máquinas - S/E Ventanas Intervisa - Esclusas Termoguayas - Trinitaria
(en blanco) S/E Santa Elena II 90.1 MW (en blanco) S/E Santa Elena III 40 MW Subestación Villonaco Daule Peripa Daule Peripa Baba CELEC EP Hidropaute Mazar Bajo Alto Ocaña Electroquil Electroquil Electroquil Electroquil Santa Rosa El Carmen Recuperadora Booster 2 (en blanco) Generoca Ventanas Intervisa Termoguayas
Voltaje Subestación de llegada (kV) Pascuales Santa Elena S/E Gonzalo Zevallos Santa Elena Loja Portoviejo Quevedo (en blanco) Zhoray San Idelfonso Cañar Posorja Pascuales Chongón Interior El Carmen Recuperadora Booster 2 Booster 1 San Cristóbal Interior Casa Máquinas Esclusas Trinitaria
69 138 69 69 69 138 138 230 230 138 69 138 138 69 69 138 138 138 138 13,2 69 69 138 230
Capacidad de Número Transmisión por Longitud de (km) Límite Térmico circuitos (MW) 1 106,00 0,39 1 115,00 0,50 1 59,75 0,78 1 52,00 0,75 1 26,00 3,20 2 120,00 90,40 2 120,00 42,60 1 0,00 0,85 2 230,00 2,51 1 277,00 12,35 2 72,00 41,00 1 113,00 13,10 1 113,00 13,10 1 70,00 17,50 1 70,00 2,80 2 65,00 30,00 2 65,00 31,00 1 65,00 19,00 1 65,00 5,00 1 3,00 12,00 1 72,00 0,30 1 38,20 14,00 1 115,00 0,60 1 150,00 5,70 2181,95 359,43
275
ANEXO F ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..1. CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS
Empresa
Número de Líneas de Transmisión
Agip
2
Agua y Gas de Sillunchi
2
Ecoelectric
1
Ecoluz
2
Ecudos Enermax Famiproduct Hidroabanico Hidroimbabura Hidrosanbartolo
1 1 1 1 1 1
Petroamazonas
9
Repsol
12
San Carlos Sipec
1 1
UCEM
2
Vicunha Total
1 39
Línea de Transmisión
Subestación de salida
Subestación de llegada
Voltaje (kV)
Número de circuitos
Capacidad de Transmisión por Límite Térmico (MW)
Longitud (km)
Cpf-Villano A Villano A-Villano B Línea A Línea B Ecoelectric-Milagro Norte Loreto-Papallacta Papallacta-Pifo Ecudos-La Troncal Calope-Quevedo Generador-Lasso Hidroabanico 1-Hidroabanico 2 Línea De Media Tensión, 13.2 Kv Hidrosanbartolo Atacapi-Secoya Atacapi-Shushufindi CPF-Sacha Culebra-Yuca Lago-Parahuacu Parahuacu-Atacapi Sacha-Culebra Shushufindi-Sacha Ssfd Centra-Sur NPF - POMPEYA NPF - TIVACUNO NPF - CAPIRON NPF - BOGI NPF - SPF SPF - DAIMI 01 SPF - WIP SPF - KM117 OSW SPF - KM117 PCR SPF - GINTA B
Agip Oil - Cpf Agip Oil - Villano A Sub Estación Ecoelectric 69 Kv Loreto Papallacta Ecudos Elevación Calope Lasso S/E Hidroabanico 1 Hidrosanbartolo Atacapi Atacapi (en blanco) Culebra Lago Agrio 69 kV. Parahuacu Sacha 69 kV. Shushufindi-Sacha- Atacapi Shushufindi Central- Sur Npf Npf Npf Npf Npf Spf Spf Spf Spf Spf
Agip Oil - Villano A Agip Oil - Villano B Subestación Milagro Norte Papallacta Pifo La Troncal Quevedo Generador S/E Hidroabanico 2 Méndez Secoya Shushufindi Central- Sur Sacha 69 kV. Yuca 69 kV. Parahuacu Atacapi Culebra Sacha 69 kV. Shushufindi Sur Pompeya Tivacuno Capiron Bogi Spf Daimi A - Daimi B WIP Iro 01 - Iro A Ginta A - Iro B Ginta B
34,5 34,5 6,3 6,3 69 22 46 69 69 13,8 69 13,2 230 69 69 69 69 69 69 69 69 69 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1
0,09 0,26 69,60 70,00 13,80 43,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 15,00 10,00 10,00 10,00 20,00 15,00 10,00 15,00 20,00 20,00
44,00 3,20 0,75 3,00 0,10 5,66 29,19 3,60 29,70 2,02 11,50 0,20 9,86 17,00 27,00 37,00 16,00 20,00 6,00 20,00 41,00 8,00 44,00 8,90 5,70 6,10 53,90 1,20 1,40 9,00 9,00 13,50
SPF - AMO A SPF - AMO B San Carlos-Milagro ELECTRICA MDC-PBHI LINEA TRANSMISION 22KV LINEA TRANSMISION 69KV Vindoboma - Equinoccial
Spf Spf Central San Carlos Subestación CPF Subestacion Planta Hidroelectrica San Juan Vindobona
Amo A Amo B Milagro Paraiso 17 Subestacion Chimborazo 1 Subestacion Chimborazo 1 Vindobona
34,5 34,5 69 34,5 22 69 13,2
1 1 1 1 1 1 1
20,00 20,00 43,27 4,00 2,00 16,00 5,00
12,80 6,00 0,85 31,00 17,00 1,00 5,00 561,13
276
ANEXO G 30.1. CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL S.N.T. (1/2). Voltaje (kV)
138
Número de Líneas
47
Capacidad de transmisión Nombre de la L/T Topología Circuitos (MVA) Limite Térmico Baños - Agoyán A 2 165 Baños - Puyo R 1 90 Chone - Severino R 1 113,2 Chongón - Posorja R 1 113 Chongón - Santa Elena R 1 113 Conocoto - Vicentina R 1 112 Cuenca - Gualaceo R 1 88,8 Cuenca - Loja R 2 100 Daule Peripa - Chone R 1 113,2 Daule Peripa - Portoviejo R 2 113,2 Electroquil - Chongón R 2 113 Esclusas - Caraguay A 2 148 Esmeraldas - Quinindé R 1 113,2 Gualaceo - Limón R 1 88,8 Ibarra - Tulcán R 1 115,5 Jaramijó - Manta R 1 110 Jaramijó - Montecristi R 1 138 Limón - Méndez R 1 88,8 Loja - Cumbaratza R 1 88,8 Méndez - Macas R 1 88,8 Milagro - Babahoyo R 1 113,5 Milagro - Nueva Babahoyo R 1 247 Milagro - San Idelfonso A 2 113,5 Molino - Cuenca R 2 100 Montecristi - San Gregorio R 1 110 Mulalo - Vicentina R 1 112 Pascuales - Chongón R 2 113 Pascuales - Salitral R 2 126 Policentro - Pascuales R 2 126 Pomasqui - Ibarra R 2 112 Portoviejo - San Gregorio R 1 110 Pucará - Ambato R 1 112 Pucará - Mulalo R 1 148 Puyo - Tena R 1 90 Quevedo - Daule Peripa R 2 113,2 Quinindé - Santo Domingo R 1 113,2 Salitral - Trinitaria A 2 190 San Idelfonso - Machala A 2 113,5 San Idelfonso - Termo Gas Machala R 1 296 Santa Rosa - Conocoto R 1 112 Santo Domingo - Esmeraldas R 1 113,2 Tena - Francisco de Orellana R 1 90
Conductor de fase
Cable de guardia
Estructuras de apoyo
Calibre
#
3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 13mm 3/8" 9.53 3/8" 13mm 3/8" 9.53 3/8" 9.53 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 13mm 3/8" 3/8" 3/8"
5 99 62 180 289 19 116 300 140 211 82 51 178 91 176 17 7 312 100 208 134 2 507 157 73 140 58 56 89 140 13 72 120 245 116 226 67 94 66 29 402 464
Material
Calibre
Material
ACSR Rook ACSR Partridge ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR Flicker ACAR ACSR ACSR ACSR ACSR ACAR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACAR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACAR
636 266.8 397.5 397,5 397,5 477 266.8 397,5 397.5 397,5 397,5 750 397,5 266,8 477 477 750 266,8 266.8 266,8 397,5 1200 397,5 397,5 477 477 397,5 477 477 477 477 477 750 477 397,5 397,5 1113 397,5 2 x 750 477 397,5 477
Acero + OPGW Acero H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S.7 Hilos Acero H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos OPGW H.S. 7hilos Acero H.S. 7hilos OPGW Acero Acero H.S. 7hilos Acero H.S. 7hilos H.S. 7 Hilos H.S. 7hilos H.S.7Hilos Acero H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos Acero + OPGW H.S. 7hilos Acero H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos Acero + OPGW H.S. 7hilos OPGW H.S. 7 Hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos
Longitud (km) 1,90 45,80 30,30 71,82 81,59 7,81 20,87 134,20 63,30 91,20 13,90 5,40 73,78 45,14 74,50 5,38 8,20 33,02 49,52 51,39 47,30 0,51 112,80 67,08 26,26 74,00 24,20 17,40 15,10 60,50 7,16 25,74 42,30 62,17 43,20 80,50 11,00 20,99 11,20 10,71 154,80 139,00
30.2. CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL S.N.T. (2/2).
277
Voltaje (kV)
Número de Líneas
138
47
Total 138
47
230
32
Total 230 Total
32 79
Nombre de la L/T
Totoras - Ambato Totoras - Baños Tulcán - Panamericana Vicentina - Guangopolo Vicentina - Pomasqui Chongón - Santa Elena Dos Cerritos - Pascuales El Inga - Pomasqui Esclusas - Termoguayas Esclusas - Trinitaria Machala - Zorritos Milagro - Dos Cerritos Milagro - Esclusas Milagro - Machala Milagro - Pascuales Milagro -Zhoray Molino - Pascuales Molino - Riobamba Molino - Totoras Nueva Prosperina - Trinitaria Pascuales - Esclusas Pascuales - Nueva Prosperina Pomasqui - Jamondino 1 Pomasqui - Jamondino 2 Quevedo - Baba Quevedo - Pascuales Quevedo - San Gregorio San Francisco - Totoras Santa Rosa - El Inga Santa Rosa - Pomasqui Santa Rosa - Santo Domingo Santa Rosa - Totoras Santo Domingo - Baba Santo Domingo - Quevedo Totoras - Riobamba Zhoray - Molino Zhoray - Sinincay
Capacidad de transmisión Topología Circuitos (MVA) Limite Térmico R 1 148 A 2 165 R 1 115,5 R 1 112 R 2 112 R A R A A R A R A A A A A A A A A R R R A R R R R A A R A A A R
1 1 2 1 1 2 1 1 2 1 2 2 1 1 1 1 1 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 1
113 353 494 247 494 332 353 494 494 353 353 342 342 342 353 353 353 332 332 353 353 353 332 494 332 342 342 353 353 342 353 332
Conductor de fase Material
Calibre
Cable de guardia
Estructuras de apoyo
Material
#
Calibre
ACSR ACSR Rook ACSR ACSR ACSR
397,5 636 477 477 477
H.S. 7hilos Acero + OPGW H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos
3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8"
ACSR ACSR ACAR ACAR ACAR ACAR ACSR ACAR ACAR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACAR ACAR ACSR ACSR ACSR ACSR Tern ACAR ACAR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACAR
397,5 1113 2 x 750 750 2 x 750 1200 1113 2 x 750 2 x 750 1113 1113 1113 1113 1113 1113 1113 1113 1200 1200 1113 1113 1200 1200 2 x 750 1200 1113 1113 1113 1113 1113 1113 1200
H.S. 7hilos H.S. 7hilos Acero + OPGW OPGW OPGW Acero+OPGW H.S. 7hilos OPGW OPGW H.S. 7hilos H.S.7Hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos Acero + OPGW OPGW Acero + OPGW Acero + OPGW Acero + OPGW Acero + OPGW Acero + OPGW Acero + OPGW Acero + OPGW Acero + OPGW H.S. 7hilos H.S. 7hilos H.S. 7hilos Acero + OPGW Acero + OPGW H.S. 7hilos H.S.7Hilos OPGW
3/8" 3/8" 3/8" 13mm 13mm 3/8" 3/8" 13mm 13mm 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 13mm 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 3/8" 13mm
29 71 14 18 52 6097 198 27 78 2 51 131 96 167 545 119 277 376 297 296 71 146 31 237 256 106 345 240 72 84 85 173 238 150 255 95 20 93 5357 11454
Longitud (km) 7,66 31,70 15,50 7,00 20,70 2.045,50 84,67 9,90 34,84 0,20 7,40 103,19 42,90 51,60 135,20 52,80 120,70 188,50 157,32 200,20 19,30 35,60 11,80 212,20 214,00 43,90 145,30 113,48 44,57 32,16 45,90 78,34 110,09 60,70 104,60 42,90 15,00 49,50 2.568,76 4.614,26
ANEXO H 42.1. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (1/8)
278
Empresa
Número de líneas de subtransmisión
CNEL-Bolívar
6
CNEL-El Oro
19
CNEL-Esmeraldas
14
CNEL-Guayaquil
39
Línea de subtransmisión Guanujo-Echeandia Guaranda-Cochabamba Guaranda-Guanujo Riobamba-Guaranda Cochabamba-Sicoto Cochabamba-Caluma Arenillas - Huaquillas Balao - Naranjal Barbones - Pagua El Cambio - Machala La Avanzada - Arenillas La Avanzada - Saracay La Iberia - La Primavera La Peaña - El Cambio La Peaña - La Iberia La Peaña - Porotillo La Peaña - Santa Rosa Machala - Los Pinos Machala - Machala Centro Pagua - Balao Santa Rosa - La Avanzada Saracay - Portovelo La Iberia - Barbones La Primavera - Los Pinos La Peaña - Machala Atacames Borbón Las Palmas Muisne Quininde Rocafuerte San Lorenzo Santas Vainas Winchele Nuevo Quinindé Sálima El Salto Golondrinas Propicia L/T Cristavid L/T Garay L/T Guasmo L/T Padre Canals L/T Piedrahita L/T Portete L/T Pradera L/T Sur L/T Caraguay 3 L/T La Universal L/T Caraguay 1: Guasmo L/T Caraguay 4: Astillero
Longitud (km) 37,00 15,24 6,50 35,68 21,37 16,80 18,21 33,00 17,73 4,80 12,22 19,93 11,60 4,40 4,20 30,83 21,55 7,50 2,31 21,19 8,16 27,75 7,24 5,68 8,07 21,00 45,00 5,50 14,50 36,00 40,00 50,00 6,00 4,50 2,50 42,50 28,00 32,00 0,05 5,47 14,13 8,80 8,69 3,60 14,41 3,83 6,56 7,29 6,55 8,22 3,69
279
42.2. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (2/8) Empresa
CNEL-Guayaquil
CNEL-Guayas Los Ríos
Número de líneas de subtransmisión
39
51
Línea de subtransmisión
Longitud (km)
L/T Nueva Prosperina 2: Parque California L/T Nueva Prosperina 3: Fortin L/T Nueva Prosperina 1 L/T Ceibos: America L/T Cemento: Belo Horizonte L/T Norte: Bien Publico L/T Norte: Puerto Santa Ana L/T Orellana: Alborada 2 L/T Orellana: Guayacanes L/T Prosperina: Mapasingue L/T Vergeles: Safando L/T Caraguay 1: Universo L/T Caraguay 4: Ayacucho L/T Nueva Prosperina 2: Sauces 2 L/T Nueva Prosperina1: Sauces 1 L/T Nueva Prosperina 3: Samanes L/T Nueva Prosperina 2: Vergeles L/T Ceibos: Ceibos L/T Cemento: Cerro Blanco L/T Norte: Atarazana L/T Orellana: Garzota L/T Prosperina: Cumbre L/T Vergeles: Germania L/T Chambers: Puerto Liza L/T Nueva Prosperina 3: Alborada L/T Cerveceria: Orquídeas L/T Chambers: Padre Canals L/St. Pascuales Sni - Calle Cuarta L/St. Pascuales Sni - La Toma L/St. S/E Palestina - S/E Balzar L/St. Quevedo Norte - Buena Fe L/St. Quevedo Norte - Valencia L/St. Quevedo Sur - El Empalme L/St. Tap America - America L/St. Tap Aurora - Tap Samborondon Tap Samborondon-S/E Samborondon Tap Villa Club - S/E Villaclub Calle Cuarta- Tap Villaclub Tap Villa Club- La Aurora S/E Daule Sur - T Salitre T Salitre - Juan B. Aguirre S/E Daule Sur - S/E Daule Norte Secc. Magro - Isidro Ayora Isidro Ayora - S/E Pedro Carbo Dos Cerritos Lt5 - T Salitre Tap Aurora - Tap Ciudad Celeste Tap Ciudad Celeste - Tap Batan Tap Batan - Tap Mocoli Tap Mocoli - Tap Manglero Tap Manglero - S/E Tennis Club Tap Ciudad Celeste - S/E Ciudad Celeste
12,63 0,88 5,89 5,18 3,95 10,92 0,53 4,54 5,38 2,79 14,09 0,24 1,58 0,54 4,07 18,51 5,62 5,04 8,05 2,62 3,54 6,25 8,65 4,63 7,27 9,03 3,93 2,86 10,01 29,75 17,74 19,30 18,29 4,98 0,80 22,45 1,60 8,27 2,00 13,47 7,43 4,11 15,28 12,88 19,20 1,55 2,00 1,25 1,34 1,66 2,00
42.3. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (3/8)
280
Empresa
Número de líneas de subtransmisión
CNEL-Guayas Los Ríos
51
CNEL-Los Ríos
11
CNEL-Manabí
36
Línea de subtransmisión Tap Batan - S/E Lagos Del Batan Tap Mocoli - S/E Mocoli Tap Manglero - S/E Manglero S/E Tennis Club - Tap Puente Tap Puente - Ics Puente Scs - Tap Durán Norte Tap Durán Norte- S/E Durán Norte Tap Puente - S/E Los Arcos Tap Durán Norte- Tap 3M Tap 3M - S/E El Recreo Milagro- P.J. Montero P.J. Montero - Tap Santa Martha Tap Santa Martha - S/E Durán Sur Tap Santa Martha - S/E Santa Martha S/E Empalme- Tap El Codo Tap El Codo - S/E Daule Peripa Tap El Codo - Lsni Lsni - El Rosario S/E La Toma S/E Daule Sur Quevedo Sni- Quevedo Sur S/E Daule Norte - S/E Palestina Quevedo Sni- Quevedo Norte Dos Cerritos Lt3 - S/E El Recreo Dos Cerritos Lt1- Aurora Dos Cerritos Lt2 - Tap Samborondón Tap El Recreo- S/E Durán Norte Nelson Mera - Centro Industrial Nelson Mera - San Juan Nelson Mera - Terminal Terrestre Puebloviejo - Ventanas San Juan - Puebloviejo San Juan - Vinces Terminal Terrestre - Cedege Nelson Mera - Baba Ventanas - La Ercilia Vinces - Palenque Hidrosibimbe - Ventanas Chone - Sesme Jipijapa -Colimes Portoviejo 1 - Playa Prieta Portoviejo 1-Rocafuerte Portoviejo 3 - Portoviejo 2 San Vicente - Jama Tosagua-Bahia Tosagua-San Vicente Jipijapa-Puerto Cayo Puerto Cayo - Machalilla Sni 4 Esquinas - Portoviejo 1 Sni 4 Esquinas Portoviejo 3 Sni 4 Esquinas-Lodana
Longitud (km) 0,10 1,50 0,15 2,20 2,00 2,10 0,95 1,57 0,60 1,91 4,27 18,00 9,50 12,90 0,20 12,83 13,56 2,60 4,03 15,80 1,29 25,62 6,55 19,86 3,56 2,40 2,70 7,04 16,50 6,33 16,10 9,00 27,00 15,70 18,00 22,38 16,62 13,50 25,50 34,71 17,29 19,96 5,96 58,46 30,58 36,64 22,44 13,54 11,20 0,10 12,80
281
42.4. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (4/8) Empresa
Número de líneas de subtransmisión
CNEL-Manabí
36
CNEL-Milagro
12
CNEL-Sta. Elena
18
Línea de subtransmisión Lodana - 24 De Mayo Portoviejo 1 - Rio De Oro Rocafuerte - Crucita Chone Transelectric-Calceta Chone Transelectric - Chone Chone Transelectric - Chone_Tosagua Lodana - Caza Lagarto Tosagua - La Estancilla Chone L2 - Tosagua Sni Montecristi Transelectric M2 - Montecristi 1 Sni Montecristi Transelectric M3 - Montecristi 1 Montecristi 1 - Montecristi 2 Montecristi 2 - Manta 3 Manta 3 - Manta 4 Manta 1 - Manta 4 Río De Oro - Jiìjapa 24 De Mayo - Naranjal Naranjal - San Miguel Caza Lagarto - Taina Taina - Bellavista Montecristi Transelectric M1 - Manta 1 Montecristi 1 - Manta 2 San Miguel - Jipijapa Milagro - Yaguachi Milagro Norte -Lorenzo De Garaicoa Milagro Sin-Milagro Sur Milagro Sni - M. Maridueña Milagro Sni - Milagro Norte Milagro Sur - Montero Montero - Pto. Inca Pto.Inca - Naranjal S/E Sur - S/E Norte Triunfo - Bucay M. Maridueña - Triunfo Montero - Triunfo Carolina - Sta Rosa Colonche-Manglaralto Desv.Staelena-Coleg Ordoñez El Morro-Playas El Morro-Posorja La Libertad -Carolina La Libertad -Petrocomercial Libertad-Sanvicente Salinas -Sta Rosa Salinas-Chipipe Santa Elena-Chanduy Santa Elena-Colonche Santa Elena-Libertad Santa Elena-Sanvicente Sanvicente-Salinas Playas-San Lorenzo Del Mate Santa Rosa-San Lorenzo San Lorenzo Del Mate - Cerecita
Longitud (km) 7,56 9,00 12,40 15,58 4,54 4,66 6,10 4,41 19,36 0,50 0,50 3,30 5,60 7,78 6,06 32,52 7,52 8,10 6,20 14,20 11,00 7,20 5,83 8,00 17,50 10,00 12,00 12,00 15,00 35,00 19,00 8,00 37,00 13,40 30,00 3,33 35,93 4,59 5,76 16,69 3,18 1,04 1,62 1,97 4,29 16,20 26,68 7,21 6,56 9,25 24,00 3,00 21,80
42.5. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (5/8)
282
Empresa
Número de líneas de subtransmisión
CNEL-Sto. Domingo
14
CNEL-Sucumbíos
8
E.E. Ambato
17
E.E. Azogues
2
E.E. Centro Sur
29
Línea de subtransmisión S/E El Carmen - S/E El Rocio S/E La Cadena - Conexión B41 S/E Transelectric-S/E Via Quevedo S/E Transelectric-S/E Via Quito S/E Valle Hermoso-Conexión B40 S/E Via Quevedo- S/E Patricia Pilar S/E Via Quevedo-S/E El Carmen S/E Via Quevedo-S/E La Concordia S/E Via Quito-S/E Centenario S/E Via Quito-S/E Petrocomercial S/Petrocomercial-S/E Alluriquin S/E Jama - S/E Pedernales El Centenario - Shopping S/E Alluriquin - S/E La Palma C Laguna- S/E Lago Agrio Jivino - Lago Agrio Jivino-Shushufindi Transelectric - Fco. Orellana Transelectric- Jivino Ssfd - Tarapoa Celso Castellanos - Lumbaquí Lago - Celso Castellanos Ambato - Oriente Atocha - Samanga Huachi - Atocha Montalvo - Huachi Oriente - Loreto (Derivación) Oriente - Totoras Pelileo - Baños Samanga - Ambato Totoras - Montalvo Totoras - Pelileo Samanga - Pillaro Baños-San Francisco Transelectric-Puyo Puyo-Musullacta Montalvo - Quero Totoras Transelectric-Totoras Eeasa Transelectric- Puyo 2 S/E Azogues A S/E Guapan S/E_Cuenca A S/E Azogues Se03 Monay - Se02 Centenario (Tramo Aéreo) Se03 Monay - Se02 Centenario (Línea Subt) Se 04 P. Industrial - Se01 L. Cordero Se06 Verdillo - Se01 L. Cordero Se06 Verdillo - Se04 P. Industrial Se10 Saymirín - Se 06 Verdillo Se04 P. Industrial - Se06 Verdillo Se06 Verdillo - Se 05 Arenal Se04 P. Industrial - Se27 Erco Se05 El Arenal - Se 14 Léntag
Longitud (km) 14,01 0,02 9,51 4,52 0,20 38,46 32,30 39,84 3,69 5,81 12,37 40,00 1,88 13,70 5,00 31,00 15,00 0,60 42,00 41,00 51,00 4,50 2,65 5,11 8,15 6,71 1,84 6,23 18,10 4,80 6,07 8,33 5,66 6,77 5,70 37,84 8,35 2,03 24,84 3,24 3,25 3,52 2,21 3,06 8,98 3,23 7,19 2,09 47,09
42.6. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (6/8)
283
Empresa
Número de líneas de subtransmisión
E.E. Centro Sur
29
E.E. Cotopaxi
10
E.E. Galápagos
3
E.E. Norte
23
Línea de subtransmisión Se07 Ricaurte - Se04 P. Industrial Se09 Azogues - Se18 Cañar Se11 Saymirín - Se19 Corpanche Se12 Descanso - Se07 Ricaurte Se19 Corpanche - Se07 Ricaurte Se20 Saucay - Se04 P. Industrial Se20 Saucay - Se19 Corpanche Secu Rayoloma - Se03 Monay I Secu Rayoloma - Se03 Monay Ii Secu Rayoloma - Se07 Ricaurte Sesinincay - Se06 Verdillo I Sesinincay - Se06 Verdillo Ii Se08 Turi - Se14 Léntag Sesinincay - Se18 Cañar Se03 Monay - Se08 Turi Se05 Arenal - Se08 Turi Se El Triunfo - Se50 La Troncal Se Azogues2 - Se09 Azogues Se12 Descanso - Se Azogues2 Ambato-S/E Salcedo-San Juan-S/E San Rafael G Calope - La Maná Illuchi 1 - El Calvario Illuchi 2 - El Calvario Lasso - Sigchos Laygua - La Cocha Mulaló - Lasso San Juan - Rocacem San Rafael - Laygua - Mulaló San Rafaél - Pujilí L/T Parque Eólico San Cristóbal L/T Santa Cruz - Baltra L/T Planta Fotovoltaica Puerto Ayora Alpachaca - Ambi Alpachaca - Deriv. Atuntaqui Cayambe - La Esperanza Chota - El Angel Deriv. Atuntaqui - Atuntaqui El Angel - San Gabriel El Rosal - San Miguel De Car Ibarra - Antigua Alpachaca Ibarra - Alpachaca Ibarra - Chota Ibarra - Cotacachi Ibarra - Lafarge Ibarra-San Agustín Otavalo - Cayambe San Agustín - El Retorno San Gabriel - Tulcán Tulcan - El Rosal Tulcán - Tulcán (Transelectric) Ibarra - San Vicente San Vicente - Otavalo Alpachaca - Chota Chota - La Carolina Alpachaca - Ajavi
Longitud (km) 3,82 24,08 1,32 10,15 9,89 14,12 4,90 3,43 3,01 5,29 8,01 8,17 45,65 31,67 4,52 5,13 14,14 1,72 10,25 32,66 5,56 9,46 7,65 34,14 6,34 6,50 0,67 18,14 8,00 12,00 26,97 0,50 3,59 11,39 11,80 20,50 2,36 13,80 14,00 3,56 2,70 20,27 13,37 21,50 8,47 26,39 4,50 30,70 5,65 2,00 19,41 3,30 17,30 40,23 1,00
42.7. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (7/8)
284
Empresa
E.E. Quito
E.E. Quito
Número de líneas de subtransmisión
72
72
Línea de subtransmisión C.T. Luluncoto - S/E Sur Deriv 1 C.H. Guango--Deriv 2 C.H. Guango Deriv 1 C.H.Guangopolo--C.H.Guangopolo Deriv 2 C.H.Guangopolo--C.H.Guangopolo Deriv. Eug. Espejo - S/E Eug. Espejo Deriv. Eug. Espejo - S/E Selva Alegre Deriv. S/E 10 Vieja - S/E Perez Guerrero Deriv. S/E 12-S/E 12 Deriv. S/E 13 - S/E 13 Deriv. S/E 19 - S/E 19 Deriv. S/E 19 - S/E Pomasqui Deriv. S/E 3 - Deriv. S/E 7 Deriv. S/E Iñaquito - S/E Iñaquito Deriv. S/E No. 13 - Deriv. S/E Iñaquito Deriv. S/E No. 15 - S/E No. 17 Deriv. S/E No.6-S/E No.6 Deriv. S/E No.6-S/E No.8 Deriv. S/E Selva Alegre - Deriv. S/E 7 Deriv. San Raf - S/E San Rafael Deriv. Sta. Rosa - Deriv. San Rafael Deriv. Sta. Rosa - S/E Machachi Deriv. Sta. Rosa - S/E Sta. Rosa Deriv. Vicent. # 1 - Deriv. S/E 10 Vieja Deriv. Vicent. # 1 - S/E Sur Deriv. Vicent. # 2 - Deriv. S/E No. 12 Deriv. Vicent. # 2 - Deriv.S/E Carolina Deriv.S/E 10 Vieja - S/E 10 Vieja Deriv.S/E 12-Deriv.S/E Carolina Deriv.S/E 16-S/E 16 Deriv.S/E 7 - S/E No.7 Deriv.S/E Carol.-S/E Carol Deriv.S/E No.11-S/E No.11 Deriv.S/E No.11-S/E No.9 Deriv.S/E No.3-S/E No.3 Deriv.S/E Selva Alegre - Deriv.S/E No.11 Derivacion 2 C.H. Guangopolo - S/E Sur S/E Pomasqui-S/E No.18 S/E Cumbaya - S/E Norte A S/E Cumbaya - S/E Norte B S/E Cumbaya - S/E Tumbaco S/E De Secc. Nayon-S/E Cumbaya S/E Epiclachima - Deriv. S/E No.3 S/E Machachi-Adelca S/E No. 16 - Deriv. S/E No. 15 S/E No. 17 - S/E No. 19 S/E No.15 - Deriv. S/E No.15 S/E Norte-Deriv.S/E Carol S/E Norte-Deriv.S/E No.16 S/E Perez Guerrero - S/E No. 9 S/E Pomasqui Eeq-Pomasqui Transelectric S/E Sangolqui - S/E San Rafael S/E Secc. C.T.G. Hernandez- Deriv 1 C.H. Guangopolo S/E Secc. C.T.G. Hernandez -Deriv. S/E San Rafael
Longitud (km) 0,18 0,11 0,06 0,15 0,47 17,00 1,36 0,18 0,12 2,95 11,61 4,60 0,23 1,89 2,50 0,62 0,57 4,19 0,65 13,41 11,19 0,18 1,21 3,42 0,33 3,03 0,29 2,42 0,61 0,77 1,94 0,87 2,19 0,39 1,13 6,648 6,424 6,055 5,987 2,107 2,921 3,73 3,1 3,17 3,65 0,37 1,39 1,77 0,68 3,17 7,84 1,08 2,737
285
42.8. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (8/8) Empresa
Número de líneas de subtransmisión
E.E. Quito
72
E.E. Riobamba
13
E.E. Sur
24
Total
648
Línea de subtransmisión S/E Secc. Nayon-S/E El Quinche S/E Secc. Pasochoa.-S/E Sangolqui S/E Selva Alegre - Deriv. S/E No.19 S/E Selva Alegre- Deriv S/E No.13 S/E Selva Alegre-Deriv.S/E Selva Alegre S/E Selva Alegre-S/E No.15 S/E Sta. Rosa - Deriv. Eug. Espejo S/E Sta. Rosa-S/E Epiclachima S/E Sur-Derivacion S/E No.6 S/E Sur-S/E Epiclachima S/E Sur-S/E No. 4 S/E Vicentina - Deriv. Vicent. # 1 S/E Vicentina - Deriv. Vicent. # 2 S7E 19 - S/E Los Bancos S/E Santo Domingo - S/E Los Bancos S/E Sta. Rosa - S/E Chilibulo S/E Chilibulo - S/E Selva Alegre Deriv. S/E Conocoto Derivada El Tablon - S/E Tababela Linea69 01-03 Linea69 01-13 Linea69 01-Sni Linea69 02-04 Linea69 03-02 Linea69 04-Sni Linea69 06-Sni Linea69 09-10 Linea69 09-14 Linea69 07-08 Linea69 08-09 Linea69 13-08 Linea69 06-07 S/E Cariamanga - S/E Macara S/E Catacocha - S/E Playas S/E Catamayo - S/E Gonzanama S/E Catamayo - S/E Velacruz S/E Celica - S/E Pindal S/E Cumbaratza - Nambija S/E Cumbaratza - S/E El Pangui S/E El Empalme - S/E Celica S/E El Empalme - S/E Macara S/E Gonzanama - S/E Cariamanga S/E Norte - S/E Saraguro S/E Obrapia - S/E Norte S/E Obrapia - S/E San Cayetano S/E Obrapia - S/E Sur S/E Playas - S/E El Empalme S/E San Cayetano - S/E San Ramon S/E San Cayetano - Yanacocha S/E Sur - S/E Vilcabamba S/E Velacruz - S/E Catacocha S/E Velacruz - S/E Chaguarpamba S/E Vilcabamba - S/E Palanda Sni - S/E Catamayo Sni - S/E Obrapia Yanacocha - S/E Cumbaratza
Longitud (km) 12,55 12 5,52 1,88 0,62 3,05 9 9,633 1,21 5,939999 1,68 0,12 0,25 48,53 52 17,6 7,9 2 12 4,17 16,64 6,49 6,8 3,7 2,37 7,09 14,54 23,17 26,88 35,74 19,41 5,62 54,76 5,78643 31,5 25,421946 18,83 18,32 60,68 14,25 30,77 17,8 40,1 5 2,284868 5,03 27,309946 17 2,46 25,82 11,742894 14,338312 54 18,549465 0,79029 51,54 4.841,27
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