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DEMANDA ELÉCTRICA

Capítulo 5

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Plan Maestro de Electri cación del Ecuador 2009 - 2020162

5. DEMANDA ELÉCTRICA

5.1. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA

La situación macro-económica del país de los últimos años, permite un mejor tratamiento metodológico de las proyecciones de la demanda eléctrica. Adicionalmente, siguen participando con mayor protagonismo las empresas distribuidoras, las cuales por la cercanía y conocimiento del mercado de su área de concesión, están, o deben estar, mejor preparadas para determinar la previsión de sus necesidades futuras de energía y potencia eléctricas, tanto en el plano global como en el geográ co.

Para hacer factible la participación de las empresas en los análisis de la proyección de la demanda eléctrica, se han continuado efectuando procesos de consulta por parte del CONELEC. Como resultado de estos procesos, las distribuidoras establecen y presentan sus proyecciones de demanda por cada subestación de su sistema y el total de la empresa. En esta versión del Plan se ha procesado y se presenta las proyecciones de cada una de las distribuidoras que conforman la CNEL.

Con los datos obtenidos del análisis de estas empresas y las tendencias del comportamiento del mercado, se ha obtenido una actualización de la proyección de la demanda para el período que cubre el presente Plan.

La evolución del mercado eléctrico ecuatoriano, en lo que a demanda de energía y potencia se re ere, ha mantenido una situación de crecimiento sostenido durante los siete últimos años. Al nivel de barras de subestación de entrega los resultados porcentuales han sido estos:

TASA DE CRECIMIENTO ANUAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA(Consumo total del sistema nacional interconectado)

Grá co 5.1

Las di cultades de carácter económico que había tenido el país entre los años 1998 y 2000 se re ejaron como el principal factor de incertidumbre para la proyección de la demanda, por lo que ha sido necesario un más frecuente seguimiento a la evolución del

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comportamiento de las variables y de los respectivos indicadores, con el n de introducir, mediante estudios de demanda, los correspondientes ajustes a las proyecciones.

De la evolución de los indicadores macro económicos nacionales, publicados por el Banco Central del Ecuador, se advierte un crecimiento anual del PIB en los siguientes valores porcentuales.

Tabla 5.1VARIACIÓN ANUAL DEL PIB

AÑO Porcentaje1998 2,1%

1999 -6,3%

2000 2,8%

2001 5,3%

2002 4,2%

2003 3,6%

2004 8,0%

2005 6,0%

2006 3,9%

2007 2,5%

2008 5,3%

Fundamentalmente, por las variaciones en los niveles del precio de la electricidad, la evolución de la demanda eléctrica en el país ha tenido durante la anterior década, un comportamiento diferente al crecimiento del producto interno. Sobre todo entre 1994 y 1997, el decrecimiento de la tarifa, referida a precios en moneda constante, causó un alto crecimiento de la demanda, ocasionando una aparente distorsión en la correlación entre la evolución de la energía eléctrica con la economía del país.

Una comparación porcentual de estos crecimientos, a partir de 1990, se indica en el Grá co 5.2:

TASA ANUAL DE VARIACIÓN DEL PIB Y DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

Según este grá co, si bien los crecimientos de la electricidad y de la economía han mantenido la tendencia en la mayoría de períodos anuales, los años en los cuales son

Grá co 5.2

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sustancialmente mayores los crecimientos de energía eléctrica frente a los del PIB, corresponden a aquellos en los cuales los precios de la electricidad han sido los menores.

En el año 2001, la economía del país creció algo más que la energía eléctrica. El menor crecimiento de la demanda se explica fundamentalmente por el bajo crecimiento del consumo de energía eléctrica comercial e industrial aún cuando el sector residencial revirtió su tendencia decreciente de los 2 años anteriores.

En el año 2002 el consumo del sector residencial tuvo un alto crecimiento anual (7%) y más aún el consumo comercial que aumentó un 11,2% respecto del año anterior. El consumo industrial creció un 5,1%. Este comportamiento de la carga justi ca el crecimiento total anual del 5,9%.

En cuanto al año 2003, se produjo una notable disminución del consumo industrial que creció solo en un 2,9% frente a los segmentos residencial y comercial, que aumentaron 5,5% y 6,6%, respectivamente. El incremento del consumo total de energía ha sido de 4,6%, sin considerar la exportación de energía a Colombia.

El comportamiento de la demanda en el 2004 se ha caracterizado por el aumento del consumo comercial que alcanzó un 9%, en tanto que el residencial lo hizo en un 8,3%. En ese año el crecimiento del consumo eléctrico y de la economía fueron similares, con valores de 6,6% y 6,9% respectivamente. En marzo de 2003 se decretó una reducción de las tarifas de electricidad en un 5%, aspecto que habría incidido en un mayor consumo.

El año 2005 ha tenido un comportamiento global del consumo de energía eléctrica similar al precedente, en el orden del 6,5%; sin embargo, la economía creció en el 3,3%, incrementándose la diferencia porcentual entre estas dos variables.

Como una evaluación general, el año 2006 tuvo un crecimiento de la demanda del SNI, al nivel de barras de subestación de entrega a los sistemas de distribución, en el orden del 6,7% con respecto al año anterior, frente a una proyección de 6,2 %. En estos crecimientos no se incluyen las exportaciones a Colombia, las cuales han sido de unos 35 GWh en el 2004, de 16 GWh en el 2005 y de 1,1 GWh en el 2006.

En los años 2007 y 2008, el crecimiento de la demanda de electricidad se ha mantenido en valores considerados altos, por sobre el 5 por ciento, aunque con tendencia decreciente, situación a la que han contribuido los programas de reemplazo de focos incandescentes por focos ahorradores de energía, que se han implementado en las distribuidoras bajo la programación y liderazgo del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. En cuanto a la relación con el crecimiento de la economía, esta se ha mantenido por debajo de la electricidad.

5.2. PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En la proyección del consumo se mantienen los tres escenarios de crecimiento: menor, medio y mayor, en función del crecimiento del producto interno bruto y las metas del nivel de precios y cobertura del servicio eléctrico que se desean alcanzar.

Para el año 2009, se toma en cuenta la estimación del Banco Central del Ecuador que es de 3,82 por ciento. Este valor corresponde a uno de los escenarios posibles que se abren,

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tomando en consideración las incertidumbres que hay en este momento en el mercado internacional: la crisis, la falta de recursos, la caída del precio del petróleo y la posible caída de las importaciones.

Los escenarios de crecimiento de la demanda de electricidad tienen como uno de sus componentes, la cobertura del servicio. Este parámetro y el del crecimiento de la economía se establecen en el siguiente cuadro, para el período del Plan.

Tabla 5.2ESCENARIOS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

(cifras en porcentaje)

EXPECTATIVA MENOR MEDIO MAYORCobertura urbana año 2009 93,0 93,5 93,9Cobertura rural año 2009 86,4 87,3 88,0Cobertura nacional año 2009 90,9 91,3 91,8PIB anual medio, año 2009 1,4 2,6 3,8Cobertura urbana año 2020 96,7 97,7 98,5Cobertura rural año 2020 92,0 93,0 93,7Cobertura nacional año 2020 95,4 96,3 97,1PIB anual medio, años 2009-2020 3,3 4,3 5,2

Adicionalmente, la sensibilidad al precio de la energía eléctrica también ha sido un factor considerado para el ajuste de la demanda. Según el pliego tarifario vigente, los costos para la determinación de las tarifas comprenderán, de conformidad con la Ley: el Precio Referencial de Generación (PRG), el costo medio del sistema de Transmisión (CMT) y el Valor Agregado de Distribución (VAD), de empresas e cientes.

Un aspecto importante para la proyección de la demanda ha sido el incorporar en el Plan, la recuperación de pérdidas de energía, según las regulaciones que el CONELEC ha dispuesto sobre este tema. Especí camente, el Reglamento de Tarifas y las Regulaciones para la Reducción Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución, establecen que el límite admisible para las pérdidas no técnicas en el cálculo de tarifas, será jado hasta llegar al 2%, porcentaje máximo aceptable que deberá mantenerse a futuro.

Para el estudio de proyección de la demanda, se prevé que las pérdidas de energía se reducirán en forma progresiva, sobre todo las pérdidas no técnicas. Se plantea un nivel de pérdidas totales de energía en distribución, en el orden del 8,5%, en términos de promedio del país, para el año 2020.

El Plan Nacional de Reducción de Pérdidas – PLANREP, aprobado por el Directorio del CONELEC descrito como parte del Capítulo de Expansión de la Distribución de este PME, describe el alcance de las acciones y objetivos para el control de las pérdidas de energía de las distribuidoras.

Como otro aspecto importante en la actualización de la demanda, se considera los sectores no incorporados al Sistema Nacional Interconectado, con el n de obtener una evaluación de los requerimientos de energía eléctrica, como servicio público, en el ámbito nacional. Se ha tenido también en cuenta que en el año 2009, el sistema de la empresa Sucumbíos se incorpora totalmente al SNI.

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Del análisis histórico de los últimos 10 años, la evolución de la composición del consumo en los diferentes sectores o tipos de usuarios del servicio eléctrico en el SNI (residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros) ha sido diferente. En el grá co siguiente se aprecia esta circunstancia.

COMPOSICIÓN DEL CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA POR SECTORES

Grá co 5.3

Se puede advertir que, entre los años 1998 y 2008, el crecimiento relativo del consumo de energía ha sido mayor en los sectores: Comercial en cuatro puntos porcentuales e Industrial en seis puntos, pero ha disminuido la participación Residencial en seis puntos. El crecimiento medio anual del consumo total ha estado en 4,4%, en el período 1998-2008. La composición de incremento de los principales sectores de consumo, se indica en el cuadro siguiente:

Tabla 5.3CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)

5.2.1. Resultados de la proyección de consumo de energía

La proyección de las ventas de energía eléctrica en el ámbito del SNI, ha sido analizada sobre la base de los antecedentes de crecimiento de los diferentes sectores de consumo y de las proyecciones globales de las empresas eléctricas de distribución en el entorno económico actual y previsto, así como en el entorno de varias hipótesis de proyección.

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En el análisis prospectivo realizado para la presente edición del Plan Maestro de Electri cación se parte del principio de que la demanda puede ser una variable controlable, por la plani cación energética y los incentivos a la demanda. Para incorporar esta política al análisis, se han de nido cuatro hipótesis para el desarrollo futuro de la demanda de servicio público de electricidad.

En este contexto, en la proyección de la demanda se ha considerado como Primera Hipótesis una proyección sin intervención que equivale a un tratamiento tendencial.

Una Segunda Hipótesis incorpora las cargas especiales de tipo industrial fundamentalmente, cuya infraestructura eléctrica está ejecutándose o ya existe. Se han tomado en cuenta las solicitudes de agentes existentes y futuros que han hecho explícitos sus requerimientos de acceso a la capacidad de transmisión del SNT, además de otros desarrollos importantes en especial en la zona de Manta.

Los requerimientos de estas cargas especiales son de corto y mediano plazo. Para nes de proyección se han cuanti cado de acuerdo con los siguientes requerimientos de potencia en la hora de demanda máxima.

Tabla 5.4REQUERIMIENTOS DE COSUMO DE CARGAS ESPECIALES

(Potencia en MW)

Una Tercera Hipótesis que se ha tomado en cuenta, es la incorporación progresiva de la cocción y calentamiento de agua mediante la sustitución del gas licuado de petróleo (GLP) como fuente energética, para utilizar dispositivos que utilicen electricidad: cocinas de inducción, duchas y calefones eléctricos, entre los principales. Esta constituye una de las más importantes intervenciones que considera la Matriz Energética elaborada por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

La Cuarta Hipótesis de análisis para determinar los requerimientos futuros de energía y potencia en el ámbito del SNI tiene que ver con el desarrollo de la gran industria. Concretamente, la política de Gobierno para promover la explotación responsable y ambiental de la minería, el desarrollo de industrias de siderúrgica y de explotación de hidrocarburos ha sido incorporada en la proyección.

Del conjunto de proyecciones analizadas, a continuación se presentan los resultados del la Hipótesis 3, que constituye la alternativa de mayor prioridad para su implementación. El crecimiento anual del consumo facturado o ventas; y, los porcentajes medios anuales de crecimiento en el período 2008 – 2020 de la Hipótesis 3, se resumen en el siguiente cuadro.

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Tabla 5.5PROYECCIÓN DEL CONSUMO FACTURADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(En GWh, escenario de crecimiento medio)

En la proyección de estos consumos se ha considerado fundamentalmente las tendencias estadísticas de la facturación, analizada a través de series de tiempo, la recuperación de las pérdidas no técnicas, las cargas especiales y las previsiones de intervención en la matriz energética por la sustitución del GLP.

Los datos de la proyección del consumo de energía eléctrica para el escenario de crecimiento medio y su evolución histórica a partir de 1998, con la participación porcentual respecto del consumo total, de cada uno de los sectores de consumo, se indican en el Anexo 5.1. En el Anexo 5.2 se muestran los resultados de la previsión del consumo global de energía eléctrica del SNI, en valores anuales, para los 3 escenarios considerados. Esta proyección se ha extendido hasta el año 2030.

5.2.2. Recuperación de las pérdidas de energía eléctrica

Un aspecto importante que forma parte del análisis de proyección constituye la recuperación del consumo debido a la reducción y control de las pérdidas de energía y potencia, sobre todo entre los años 2008 y 2010, período en el cual este Plan propone una recuperación del consumo en el orden del 5 % de la demanda de energía de las empresas distribuidoras, como promedio nacional.

La recuperación del consumo de energía consiste básicamente en la reducción de las pérdidas no técnicas, de acuerdo con las regulaciones para el control de esta energía y mediante una mejora sustancial en la gestión de las empresas distribuidoras, especialmente en aquellas que tienen porcentajes superiores al promedio nacional.

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La evolución histórica de las pérdidas de energía en distribución y la proyección que deberían tener estas, para llegar a metas adecuadas en el período de este Plan, se indica en el siguiente grá co.

VARIACIÓN DEL PORCENTAJE ANUAL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN

Grá co 5.4

5.2.3. Proyección de usuarios

En cuanto a la perspectiva del número de consumidores o usuarios del servicio eléctrico, las consideraciones del análisis han tomado en cuenta para la proyección, el comportamiento futuro que tendría el consumo medio unitario anual de los principales sectores de consumo.

En este sentido, de acuerdo con el incremento en la e ciencia de los artefactos eléctricos así como en su uso, pero también por la incorporación de la cocción y calefones eléctricos se prevé, en el período del Plan, un crecimiento medio del consumo unitario en el orden de 9 % anual para el sector residencial; -1 % para el comercial y -3,1 % para el industrial.

En particular, la iluminación como uso residencial, está incorporando la utilización de lámparas (focos) del tipo uorescente compacto, con lo cual los consumidores compensan en cierta medida los incrementos de consumo por la cocción, duchas y calefones.

En el ámbito del SNI, el crecimiento medio anual de los consumidores se prevé que será de un 2,6 % en el escenario de menor crecimiento; y, de 3,1 % y 3,5 % respectivamente, para los escenarios de crecimiento medio y mayor en el período 2008 -2020. Estos porcentajes de crecimiento toman en cuenta la recuperación de los consumidores irregulares, como parte de los planes de reducción de pérdidas.

En el Anexo 5.3 se describe esta proyección en forma anual para los 3 escenarios, así como los datos estadísticos del período 1998 – 2008. Los consumidores desagregados por sectores para el escenario de crecimiento medio, así como el consumo promedio anual por consumidor, para la Hipótesis 3, se indica en el cuadro siguiente:

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Tabla 5.6PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO

(Escenario de crecimiento medio)

5.3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA. HIPÓTESIS 3

La previsión de los requerimientos de energía en el SNI, al nivel de barra de subestación de entrega, se la obtiene sumando el consumo, la recuperación del consumo y las pérdidas de las distribuidoras, para los tres escenarios de nidos en el Plan. Como ya se mencionó antes, las pérdidas de energía en distribución, deben reducirse en forma progresiva hasta un valor en el orden del 8% en el año 2020. Esta demanda en forma anual se indica en el Anexo 5.4, con la evolución a partir de 1998.

Esta proyección de energía y de potencia, también toma en cuenta una mejora del factor de carga, que debería evolucionar desde un 66% que es el valor estimado de los últimos años, hasta un 71% en el 2020 y algo más del 72 % en el horizonte de la proyección, el 2030. El incremento del factor de carga es consistente con la esperada recuperación de la demanda industrial, frente a los demás sectores de consumo.

Cabe indicarse que por las características de utilización de la carga asociada a la cocción, ducha y calefón eléctricos, esta incrementaría la demanda en la hora de pico de modo que prácticamente se mantiene sin variación el factor de carga diario del sistema eléctrico, toda vez que las mayores demandas diarias de potencia de esta carga se producen hacia las 7 y 13 horas.

De acuerdo con la evolución proyectada para el factor de carga, la demanda de electricidad tendría los siguientes crecimientos medios anuales entre 2009 y 2020, para cada uno de los tres escenarios:

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Tabla 5.7CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

PERÍODO 2008-2020(En barras de subestación de entrega)

La demanda anual de energía al nivel de barras de subestación principal para cada una de las 20 empresas y de distribución existentes, se indica en el Anexo 5.5, obtenida como resultado del análisis de proyección, para el cual se ha tomado en cuenta, entre otros aspectos, las proyecciones presentadas por las distribuidoras.

Esta proyección corresponde tanto de las 19 distribuidoras que integran el SNI (Sucumbíos en proceso de integración), como a la distribuidora Empresa Galápagos, no incorporada, y los pequeños sistemas no incorporados que forman parte de las respectivas empresas, según el área de concesión, los cuales solo representan el 0,2% de la demanda nacional de energía eléctrica de servicio público.

La proyección de la demanda de potencia máxima anual de cada una de las empresas eléctricas distribuidoras, para el escenario medio y las potencias totales coincidentes, se establece en el Anexo 5.6, al nivel de barras de subestación de entrega. Los datos globales anuales al nivel nacional, tanto de la energía (en GWh) como potencia (en MW) son los siguientes:

Tabla 5.8PROYECCIÓN ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA MÁXIMA AL NIVEL DE BARRAS

DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA - ESCENARIO MEDIO

Un aspecto que merece especial atención para la proyección de la demanda, constituye la estadística obtenida de la operación del sistema eléctrico ecuatoriano en forma mensual, con el propósito de monitorear el comportamiento de la carga y establecer la necesidad de la realización de nuevos análisis de perspectiva, así como para obtener indicadores del comportamiento del consumo de energía eléctrica, análisis que tiene, entre otros propósitos, el de ir conformado información para estudios de conservación y manejo de demanda. Este seguimiento se efectúa con la información estadística más temprana que publica el CENACE en su sitio de Internet.

La evaluación del comportamiento de la carga se efectúa para cada distribuidora y se la compara con las previsiones de los estudios. Los indicadores más relevantes que se obtienen, así como los parámetros de la demanda y los resultados mensuales se pueden apreciar en el cuadro y grá co siguientes, los cuales constituyen el agregado de todas las distribuidoras que reciben el suministro del MEM.

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Tabla 5.9DEMANDA DE LA ENERGÍA MENSUAL REQUERIDA AL MEM (MWh)

Incluye energía de Grandes Consumidores y Consumos Propios en el área de concesión, sin exportaciones

Sobre la base de la información obtenida como seguimiento de la carga, las características más relevantes del comportamiento de la demanda durante diciembre de 2007 y diciembre de 2008 se resumen a continuación.

• En cuanto a la energía, el mayor crecimiento mensual del período, con respecto al correspondiente mes del período anual anterior se ha producido en agosto de 2008.

• A partir de diciembre de 2007 y hasta marzo de 2008 se han producido descensos en la tasa mensual de consumo, referida a los 12 últimos meses, estabilizándose en el orden de 3,5% hasta junio y con tendencia creciente en el segundo semestre de 2008, para terminar el año con un crecimiento del 5,4%, al nivel de barras de subestación de entrega.

• El porcentaje de crecimiento de la demanda de energía proyectado para el año 2008 fue de 5,5% al nivel de barras de subestación de entrega, en tanto que el valor real de variación ha sido 5,4%, por lo que la previsión ha tenido un margen de error de 1,8%.

5.4. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN

Para encontrar la demanda en bornes de generación se suma a los valores correspondientes al nivel de barra de subestación principal, los consumos propios de las plantas generadoras y las pérdidas del sistema de transmisión.

Al igual que para la distribución, se considera que el Sistema Nacional de Transmisión mejorará su e ciencia en forma progresiva, para reducir las pérdidas de energía desde el

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3,6% que mantiene como promedio de los últimos 2 años, hasta un 3,0% al nal del período de proyección.

Dependiendo de la hidrología, el SNT transporta entre el 82% y 86% de la energía que se entrega a las distribuidoras en las barras de subestación, con un porcentaje promedio anual del 84%. De acuerdo con los proyectos de generación candidatos, que se analizan en el Capítulo de Expansión de la Generación, este porcentaje tenderá a incrementarse hasta un 96%, al nal del período del Plan.

Como resultado de los análisis efectuados para el SNI, en el Anexo 5.7 se muestra, para los tres escenarios, las proyecciones anuales entre 2009 y 2020, de la demanda de energía en bornes de generación.

La demanda máxima de potencia del SNI, en bornes de generación, se la obtiene aplicando los factores de carga anuales a la demanda de energía prevista en el período de análisis. Las estadísticas desde 1998 hasta 2008 y las proyecciones hasta el año 2020, constan en el Anexo 5.8. En el grá co siguiente se aprecia la tendencia de los seis últimos años.

DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA MENSUAL EN BORNES DE GENERADOR

En el grá co anterior se puede notar los resultados de las medidas tomadas en los tres últimos meses de 2005 para reducir el consumo de electricidad por las di cultades en la oferta de generación derivadas de un agudo estiaje e indisponibilidades de ciertos equipos. Tanto por la reducción del voltaje en el sistema como por la desconexión de una parte del alumbrado público se tuvo una demanda menor entre un 2 y 3% en el período en que aplicaron estas medidas.

Esta alteración en la tendencia de la demanda ha sido tomada en cuenta en los análisis de proyección de la demanda. En todo caso, la tasa anual de variación de la demanda de potencia máxima está teniendo una tendencia decreciente, aspecto que se debe fundamentalmente a la incorporación de focos ahorradores.

El Anexo 5.9 muestra la energía en bornes de generación y en barras de subestación de entrega. La diferencia entre ambas constituye la pérdida de transmisión y los

Grá co 5.5

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consumos propios de las centrales. Como parte del Anexo 5.09, se muestra un grá co con las demandas mensuales de energía típicas, en por unidad, en bornes de generación.

En los Anexos 5.10 y 5.11 se presenta la demanda mensual de energía y de potencia máxima, respectivamente, en bornes de generación para los tres escenarios de crecimiento. La distribución mensual se la ha realizado tomando como referencia lo ocurrido entre 2003 y 2008.

Como se mencionó en el numeral 5.2.1, en el estudio de proyección de la demanda se han analizado los casos relacionados con cuatro hipótesis básicas de comportamiento futuro de la demanda, que se resumen así:

• Hipótesis 1. Toma en cuenta el comportamiento tendencial de la demanda nacional y las proyecciones de las distribuidoras.

• Hipótesis 2: Considera la incorporación de las cargas especiales de tipo industrial que han formalizado sus requerimientos.

• Hipótesis 3: Corresponde a la Hipótesis 2, pero incorpora la intervención en la demanda por medio de la sustitución progresiva de cocinas y calefones que funcionan con GLP, por aparatos eléctricos.

• Hipótesis 4: Constituye la integración de las anteriores y se añaden los consumos de la gran industria, básicamente de metalurgia y minería.

Los estudios de proyección de la demanda efectuados para cada una de estas hipótesis establecen los requerimientos de potencia y energía que podrían presentarse en el desarrollo del sector eléctrico. Los resultados de la proyección de potencia máxima anual para el escenario de crecimiento medio se presentan a continuación.

Tabla 5.10PREVISIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA ANUAL DE POTENCIA (MW)

EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI Y ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO

Las proyecciones de potencia activa máxima y de energía activa para la Hipótesis 3, en bornes de generación del Sistema Nacional Interconectado, para los tres escenarios de

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crecimiento analizado y el período que contempla este Plan, se resumen en la siguiente tabla.

Tabla 5.11PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERADOR

5.1. CURVAS DE CARGA DIARIA

A continuación se indican las curvas de carga del SNI para un día laborable (promedio de los días lunes y viernes) para uno semi laborable (sábado) y para un día festivo (domingo). La potencia se expresa en por unidad (p.u.) de la máxima del día laborable.

Tabla 5.12CURVA DE CARGA DIARIA REPRESENTATIVA. PROYECCIÓN SIN

INTERVENCIÓN

AÑODEMANDA DE POTENCIA

(MW)DEMANDA DE ENERGÍA

(GWh)MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR

2009 2 883 2 909 2 933 16 992 17 148 17 319

2010 3 036 3 076 3 121 18 075 18 449 18 797

2011 3 234 3 304 3 376 19 539 20 097 20 617

2012 3 354 3 455 3 558 20 327 21 076 21 783

2013 3 477 3 610 3 746 21 134 22 082 22 991

2014 3 601 3 768 3 940 21 944 23 107 24 237

2015 3 839 4 044 4 253 23 500 24 897 26 265

2016 4 110 4 354 4 605 25 182 26 830 28 455

2017 4 371 4 658 4 953 26 808 28 726 30 628

2018 4 626 4 960 5 302 28 402 30 611 32 812

2019 4 849 5 232 5 625 29 807 32 328 34 849

2020 5 037 5 473 5 919 30 996 33 852 36 718

Crecimiento 2008-2020 5,0% 5,7% 6,4% 5,5% 6,3% 7,0%

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Estas curvas de carga diarias representan la caracterización del comportamiento de la demanda sin medidas de intervención. Sin embargo, dado que los lineamientos de la Matriz Energética establecen la necesidad de la demanda sea una variable controlable, por la plani cación energética y los incentivos a la demanda, la incorporación de la los consumos por calefacción y cocción con electricidad han sido analizados para establecer el impacto de este consumo en la curva de carga diaria y más concretamente en la hora de pico.

Como resultado de los estudios de proyección efectuados con la Hipótesis 3, se han obtenido las curvas de carga diaria para el nal del período del plan, según los valores indicados en la siguiente tabla.

Tabla 5.13CURVA DE CARGA DIARIA REPRESENTATIVA. PROYECCIÓN CON INTERVENCIÓN:

CARGAS ESPECIALES, REEMPLAZO DE COCCIÓN Y CALEFÓN AGAS POR ELECTRICIDAD

Los resultados de la prospectiva de la demanda de este Plan, constituyen una actualización con respecto de la proyección del anterior Plan de Electri cación. En tasas de crecimiento anual, los resultados de la proyección actualizada de la energía, varían especialmente en los años 2007 y 2008 con respecto de la previsión anterior, como consecuencia de los supuestos económicos del país para esos años y una apreciación de este crecimiento económico, fundamentalmente.

Particularmente, se espera que continuará una reactivación económica y social del país durante el período 2007 - 2008 por lo que los crecimientos de las demandas de potencia y energía eléctrica, igualmente, deben ser compatibles con ese crecimiento.

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Una de las políticas tarifarias que se impulsan para promover el uso industrial de la energía eléctrica, es la incorporación de diferenciación horaria en este consumo de modo que los usuarios puedan reducir los costos de la planilla, sobre la base de un mejor factor de utilización.

Con el n de restablecer la con anza en la nueva gestión económica, detener la contracción de la actividad económica y sentar las bases de un renovado crecimiento con rostro social, el Gobierno está llevando a cabo un profundo programa de reforma para el sector eléctrico, entre otros mecanismos, mediante el fomento de inversiones de largo plazo en generación hidroeléctrica para sustituir la generación termoeléctrica ine ciente que ha elevado las tarifas al usuario nal y disminuir los costos de los insumos para la construcción y ejecución de nuevas plantas hidroeléctricas, tales como los aranceles de importación de bienes de capital, el Impuesto al Valor Agregado (IVA) y el Impuesto a la Renta que generen las nuevas inversiones, para que no se trasladen en las facturas al usuario nal.

El CONELEC actualiza las proyecciones del mercado, teniendo en cuenta los resultados de los períodos previos, las políticas energéticas y de intervención de la demanda que de ne el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable - MEER, las condiciones macroeconómicas del país y las previsiones y estudios que presenten el CENACE, TRANSELECTRIC, las distribuidoras y los grandes consumidores.

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ANEXOS DEL CAPÍTULO 5

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2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

GWh

AÑO

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL S N I

RESIDENCIAL

INDUSTRIAL

COMERCIAL

ALUMB. PÚBLICO Y OTROS

TOTALGWh % deTOTAL GWh % deTOTAL GWh % deTOTAL GWh % deTOTAL GWh

1998 3 377 41.5 1 362 16.7 2 068 25.4 1 334 16.4 8 1411999 2 922 38.2 1 244 16.3 2 067 27.0 1 417 18.5 7 6502000 2 774 35.4 1 344 17.2 2 192 28.0 1 525 19.5 7 8352001 2 897 35.6 1 412 17.4 2 399 29.5 1 421 17.5 8 1292002 3 093 36.1 1 566 18.3 2 423 28.3 1 476 17.2 8 5592003 3 248 36.2 1 659 18.5 2 562 28.5 1 511 16.8 8 9802004 3 516 36.7 1 807 18.9 2 743 28.7 1 506 15.7 9 5722005 3 677 36.1 1 947 19.1 2 958 29.1 1 593 15.7 10 1742006 3 885 35.3 2 116 19.2 3 296 30.0 1 698 15.4 10 9962007 4 103 34.9 2 231 19.0 3 617 30.8 1 793 15.3 11 7442008 4 372 34.9 2 429 19.4 3 880 31.0 1 834 14.7 12 5162009 4 690 35.0 2 649 19.8 4 148 31.0 1 906 14.2 13 3932010 5 048 34.1 2 891 19.5 4 845 32.7 2 024 13.7 14 8082011 5 401 32.7 3 148 19.1 5 838 35.4 2 114 12.8 16 5022012 5 742 32.6 3 412 19.4 6 264 35.6 2 196 12.5 17 6142013 6 065 32.5 3 672 19.7 6 667 35.7 2 272 12.2 18 6762014 6 381 32.4 3 921 19.9 7 039 35.8 2 345 11.9 19 6862015 7 166 33.6 4 160 19.5 7 593 35.6 2 417 11.3 21 3352016 8 268 35.8 4 402 19.0 7 954 34.4 2 489 10.8 23 1132017 9 317 37.5 4 648 18.7 8 333 33.5 2 564 10.3 24 8622018 10 355 38.9 4 897 18.4 8 712 32.7 2 640 9.9 26 6042019 11 213 39.8 5 151 18.3 9 120 32.3 2 717 9.6 28 2012020 11 860 40.0 5 411 18.3 9 564 32.3 2 795 9.4 29 629

2.6% -1.7% 6.0% 1.5% 6.5% 2.0% 3.2% -1.1% 4.4%8.7% 1.1% 6.9% -0.5% 7.8% 0.3% 3.6% -3.6% 7.4%

PR

ON

ÓS

TIC

O

CREC. 98-08

AÑORESIDENCIAL

CREC. 08-20

HIS

TÓ

RIC

O

ALUMB. PÚBLICO Y OTROSCOMERCIAL INDUSTRIAL

ANEXO 5.1

EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTORES

SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI)ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO

CA

PÍT

ULO

5


MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR

1998 8 141

1999 7 650

2000 7 835

2001 8 129

2002 8 559

2003 8 980

2004 9 572

2005 10 174

2006 10 996

2007 11 744

2008 12 516

2009 12 998 13 117 13 248 273 275 278 13 271 13 393 13 527

2010 13 841 14 128 14 394 667 681 694 14 508 14 808 15 088

2011 14 978 15 406 15 804 1 065 1 096 1 124 16 043 16 502 16 928

2012 15 598 16 174 16 715 1 389 1 440 1 488 16 987 17 614 18 204

2013 16 235 16 963 17 661 1 639 1 713 1 783 17 874 18 676 19 445

2014 16 875 17 769 18 638 1 820 1 916 2 010 18 694 19 686 20 648

2015 18 091 19 166 20 219 2 048 2 170 2 289 20 139 21 335 22 507

2016 19 406 20 676 21 928 2 287 2 437 2 585 21 693 23 113 24 513

2017 20 680 22 160 23 627 2 521 2 702 2 881 23 201 24 862 26 508

2018 21 933 23 639 25 338 2 751 2 965 3 178 24 684 26 604 28 517

2019 23 042 24 991 26 940 2 960 3 210 3 460 26 002 28 201 30 400

2020 23 987 26 197 28 414 3 143 3 432 3 723 27 130 29 629 32 137

2021 24 789 27 279 29 785 3 302 3 633 3 967 28 091 30 913 33 752

2022 25 609 28 399 31 214 3 457 3 833 4 213 29 066 32 233 35 426

2023 26 448 29 558 32 702 3 608 4 032 4 461 30 055 33 590 37 163

2024 27 303 30 756 34 252 3 754 4 229 4 710 31 058 34 985 38 962

2025 28 176 31 993 35 865 3 896 4 424 4 960 32 072 36 417 40 825

2026 29 066 33 271 37 543 4 034 4 617 5 210 33 099 37 888 42 753

2027 34 138 39 398 44 749 4 167 4 809 5 462 38 305 44 207 50 211

2028 35 196 40 956 46 823 4 303 5 007 5 724 39 499 45 963 52 547

2029 36 272 42 562 48 977 4 441 5 211 5 997 40 713 47 773 54 974

2030 37 365 44 217 51 212 4 582 5 423 6 281 41 947 49 640 57 492

5.9% 6.7% 7.5% 26.2% 27.2% 28.1% 6.8% 7.7% 8.5%

5.1% 5.9% 6.6% 15.2% 16.1% 16.9% 5.6% 6.4% 7.1%

CREC. 08-20

CREC. 08-30

ANEXO 5.2

EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO TOTAL (GWh) DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

PROYECCIÓN PERÍODO 2009 - 2030(SE INCLUYE LA RECUPERACIÓN DEL CONSUMO POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS)

AÑOCONSUMO ELÉCTRICO RECUPERACIÓN DEL

CONSUMO CONSUMO ELÉCTRICO CON RECUPERACIÓN HISTÓ-

RICOCRECIMIENTO

La recuperación de consumo constituye la facturación de la

energía que constan como pérdidas no técnicas, como

resultado de la gestión de control de pérdidas de las

distribuidoras

CA

PÍT

UL

O 5


1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

4 500 000

5 000 000

5 500 000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

AÑO

PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO

HISTÓRICO

MENOR

MEDIO

MAYOR

MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR

1998 2 217 161 3.67

1999 2 304 514 3.32

2000 2 381 267 3.29

2001 2 477 869 3.28

2002 2 622 496 3.26

2003 2 746 168 3.27

2004 2 891 520 3.31

2005 3 017 956 3.37

2006 3 150 302 3.49

2007 3 291 601 3.57

2008 3 468 801 3 468 801 3 468 801 3 468 801 3.61 3.67 3.67 3.67

2009 3 628 427 3 645 771 3 659 646 3.67 3.66 3.67 3.70

2010 3 822 488 3 858 988 3 888 314 3.89 3.85 3.89 3.94

2011 3 967 129 4 024 305 4 070 440 4.15 4.20 4.26

2012 4 088 390 4 167 436 4 231 494 4.28 4.35 4.42

2013 4 195 846 4 297 806 4 380 794 4.45 4.53 4.62

2014 4 292 361 4 418 156 4 520 991 4.61 4.70 4.81

2015 4 377 513 4 527 895 4 651 367 4.79 4.90 5.02

2016 4 455 007 4 630 690 4 775 571 5.05 5.16 5.30

2017 4 526 173 4 727 816 4 894 838 5.29 5.42 5.57

2018 4 591 095 4 819 269 5 009 102 5.49 5.63 5.79

2019 4 650 602 4 905 830 5 119 109 5.66 5.81 6.00

2020 4 705 308 4 988 067 5 225 397 5.81 5.99 6.19CREC. 98-08 4.6% N.A. N.A. N.A. -0.2% N.A. N.A. N.A.CREC. 08-20 2.6% 3.1% 3.5% 3.9% 4.2% 4.5%

CRECIMIENTO HISTO-RICO

CRECIMIENTO

ANEXO 5.3

PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO TOTAL POR ESCENARIOS DE CRECIMIENTO

SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

AÑOABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO CONSUMO ANUAL POR ABONADO

(MWh)

HISTÓ-RICO

CA

PÍT

ULO

5



1998 10 219 1 858

1999 9 716 1 851

2000 10 027 1 863

2001 10 366 1 901

2002 10 953 2 045

2003 11 556 2 140

2004 12 328 2 256

2005 13 174 2 362

2006 14 075 2 524

2007 14 747 2 591

2008 15 461 2 642

2009 16 057 16 205 16 367 2 727 2 751 2 774

2010 17 099 17 453 17 782 2 873 2 911 2 954

2011 18 504 19 032 19 524 3 063 3 130 3 199

2012 19 270 19 980 20 650 3 180 3 276 3 374

2013 20 056 20 956 21 818 3 300 3 426 3 555

2014 20 847 21 952 23 025 3 420 3 579 3 742

2015 22 349 23 677 24 978 3 650 3 844 4 043

2016 23 974 25 542 27 090 3 910 4 143 4 381

2017 25 548 27 376 29 189 4 162 4 435 4 716

2018 27 096 29 203 31 302 4 409 4 727 5 052

2019 28 465 30 873 33 281 4 625 4 991 5 365

2020 29 633 32 363 35 103 4 808 5 224 5 651

2021 30 624 33 700 36 795 4 935 5 406 5 888

2022 31 637 35 084 38 560 5 089 5 618 6 160

2023 32 673 36 515 40 399 5 247 5 837 6 443

2024 33 730 37 995 42 314 5 408 6 064 6 738

2025 34 808 39 524 44 307 5 572 6 299 7 046

2026 35 907 41 102 46 380 5 740 6 542 7 365

2027 37 026 42 731 48 535 5 911 6 792 7 698

2028 38 165 44 411 50 773 6 085 7 051 8 044

2029 39 323 46 142 53 096 6 263 7 319 8 404

2030 40 499 47 925 55 507 6 444 7 595 8 77898-08 4.2% 3.6%08-20 5.6% 6.3% 7.1% 5.1% 5.8% 6.5%08-30 4.5% 5.3% 6.0% 4.1% 4.9% 5.6%

PE

RÍO

DO

DE

PR

OY

EC

CIÓ

N D

EL

PLA

N

HISTÓ- RICO

CRECIMIENTO HISTÓ-RICO

CRECIMIENTO

ANEXO 5.4

EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA.- SNI

(AL NIVEL DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA)

AÑO ENERGÍA (GWh) POTENCIA MÁXIMA (MW)

CA

PÍT

UL

O 5


DISTRIBUIDORA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

AMBATO 444 461 759 797 836 869 907 955 1,003 1,051 1,093 1,131

AZOGUES 88 91 94 97 101 104 110 118 126 134 141 146

CENTRO SUR 744 772 809 847 886 927 991 1,073 1,152 1,232 1,304 1,367

CNEL-BOLIVAR 60 61 64 66 68 70 74 80 85 90 95 98

CNEL-EL ORO 618 646 681 717 755 794 852 925 998 1,070 1,137 1,197

CNEL-ESMERALDAS 410 427 448 470 492 516 552 598 643 689 730 766

CNEL-GUAYAS-LOS RÍOS 1,291 1,365 1,455 1,549 1,645 1,746 1,889 2,063 2,237 2,412 2,576 2,727

CNEL-LOS RÍOS 300 314 331 348 367 386 415 451 487 522 555 585

CNEL-MANABÍ 1,269 1,370 1,480 1,593 1,710 1,830 1,987 2,174 2,358 2,545 2,722 2,888

CNEL-MILAGRO 539 566 600 635 672 710 766 836 905 975 1,040 1,100

CNEL-STA. ELENA 393 409 429 450 472 494 529 573 617 660 700 735

CNEL-STO. DOMINGO 398 419 445 471 499 527 568 618 668 718 764 807

CNEL-SUCUMBÍOS (1) 168 338 352 367 383 400 659 686 713 741 768 794

COTOPAXI 410 540 556 572 588 605 632 667 701 735 765 792

ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL 4,566 4,755 5,388 5,632 5,883 6,140 6,538 7,040 7,531 8,017 8,457 8,843

NORTE 440 459 482 505 528 552 590 638 685 732 774 811

QUITO 3,567 3,945 4,123 4,303 4,488 4,677 4,974 5,354 5,725 6,093 6,425 6,716

RIOBAMBA 259 266 276 286 297 307 325 349 372 394 414 430

SUR 239 248 261 273 286 298 318 344 368 393 414 433

ENERGÍA EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA DEL S. N. I. 16 205 17 453 19 032 19 980 20 956 21 952 23 677 25 542 27 376 29 203 30 873 32 363

GALÁPAGOS 30 31 32 33 34 36 38 41 43 46 48 50

TOTAL ENERGIA NO

INCORPORADOS30 31 32 33 34 36 38 41 43 46 48 50

ENERGÍA EN BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA.- TOTAL NACIONAL

16 235 17 484 19 064 20 014 20 990 21 988 23 715 25 583 27 419 29 249 30 921 32 413

(1) CNEL-SUCUMBÍOS INCORPORADA AL SNI

ANEXO 5.5

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA (GWh)ÁREAS DE CONCESIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN

(INCLUYE A CARGAS ESPECIALES, REEMPLAZO DE COCCIÓN Y CALEFÓN A GAS POR ELECTRICIDAD)AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA.- CRECIMIENTO MEDIO

CA

PÍT

ULO

5


ANEXO 5.6

DISTRIBUIDORA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

AMBATO 86 88 127 132 138 143 149 158 166 174 181 187

AZOGUES 17 18 18 18 19 19 21 22 23 25 26 27

CENTRO SUR 134 138 144 150 156 162 173 187 200 213 225 235

CNEL-BOLÍVAR 13 14 14 14 14 15 15 16 17 18 19 20

CNEL-EL ORO 107 111 117 123 129 135 145 157 168 180 191 201

CNEL-ESMERALDAS 73 75 79 82 86 90 96 103 111 118 125 131

CNEL-GUAYAS - LOS RÍOS 230 242 257 272 288 304 328 356 385 414 441 465

CNEL-LOS RÍOS 57 59 62 65 67 71 75 81 87 93 99 104

CNEL-MANABÍ 219 236 254 273 292 311 337 368 398 429 457 484

CNEL-MILAGRO 96 100 105 111 117 123 132 144 155 167 178 187

CNEL-STA. ELENA 77 79 82 85 89 92 98 106 113 121 127 133

CNEL-STO. DOMINGO 71 75 79 83 88 92 99 107 116 124 132 139

CNEL-SUCUMBÍOS (1) 33 55 57 60 62 65 99 104 108 113 118 122

COTOPAXI 69 70 73 75 78 80 85 91 96 102 107 111

ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL 741 771 854 893 933 973 1,036 1,116 1,193 1,270 1,340 1,401

NORTE 82 85 89 92 96 100 106 114 122 130 137 143

QUITO 629 681 709 738 767 797 846 909 971 1,032 1,086 1,134

RIOBAMBA 54 55 56 58 59 61 64 68 72 76 79 82

SUR 48 50 51 53 55 57 61 65 69 74 77 81

POTENCIA MÁXIMA NO

COINCIDENTE.- S N I 2 836 3 001 3 227 3 377 3 532 3 690 3 963 4 271 4 573 4 873 5 145 5 386

POTENCIA MÁXIMA COINCIDENTE EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA DEL SNI

2 751 2 911 3 130 3 276 3 426 3 579 3 844 4 143 4 435 4 727 4 991 5 224

GALÁPAGOS 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 8

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

2 756 2 917 3 136 3 282 3 432 3 586 3 851 4 149 4 442 4 734 4 998 5 232

(1) CNEL-SUCUMBÍOS INCORPORADA AL SNI

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE POTENCIA (MW) ÁREAS DE CONCESIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN

(INCLUYE A CARGAS ESPECIALES, REEMPLAZO DE COCCIÓN Y CALEFÓN A GAS POR ELECTRICIDAD) AL NIVEL DE BARRAS SUBESTACIÓN DE ENTREGA - CRECIMIENTO MEDIO

CA

PÍT

UL

O 5


5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Proyección de la Demanda de Energía en Bornes de Generación

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

AÑOMenor Medio Mayor Menor Medio Mayor

1998 10 816 5.01999 10 236 -5.42000 10 521 2.82001 10 977 4.32002 11 637 6.02003 12 190 4.82004 13 193 8.22005 13 905 5.42006 14 834 6.72007 15 691 5.82008 16 346 16 346 16 346 16 346 4.22009 16 992 17 148 17 319 4.0 4.9 6.02010 18 075 18 449 18 797 6.4 7.6 8.52011 19 539 20 097 20 617 8.1 8.9 9.72012 20 327 21 076 21 783 4.0 4.9 5.72013 21 134 22 082 22 991 4.0 4.8 5.52014 21 944 23 107 24 237 3.8 4.6 5.42015 23 500 24 897 26 265 7.1 7.7 8.42016 25 182 26 830 28 455 7.2 7.8 8.32017 26 808 28 726 30 628 6.5 7.1 7.62018 28 402 30 611 32 812 5.9 6.6 7.12019 29 807 32 328 34 849 4.9 5.6 6.22020 30 996 33 852 36 718 4.0 4.7 5.4

Crec.1998-2008 4.2%

Crec. 2008-2020 5.5% 6.3% 7.0%

Histó- rico

(*) Proyección de la demanda con cargas especiales, reemplazo de cocción y calefón a gas por electricidad

ANEXO 5.7

PREVISIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (*)

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

CA

PÍT

ULO

5


1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

MW

AÑOS

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

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

AÑO Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor

1998 1 950 0.01999 1 917 -1.72000 1 955 2.02001 2 005 2.62002 2 183 8.92003 2 273 4.12004 2 436 7.22005 2 441 0.22006 2 663 9.12007 2 744 3.0 3.0 3.0 3.02008 2 799 2 799 2 799 2 799 2.0 2.0 2.0 2.02009 2 883 2 909 2 933 3.0 3.9 4.82010 3 036 3 076 3 121 5.3 5.7 6.42011 3 234 3 304 3 376 6.5 7.4 8.22012 3 354 3 455 3 558 3.7 4.6 5.42013 3 477 3 610 3 746 3.7 4.5 5.32014 3 601 3 768 3 940 3.6 4.4 5.22015 3 839 4 044 4 253 6.6 7.3 8.02016 4 110 4 354 4 605 7.0 7.7 8.32017 4 371 4 658 4 953 6.3 7.0 7.62018 4 626 4 960 5 302 5.8 6.5 7.02019 4 849 5 232 5 625 4.8 5.5 6.12020 5 037 5 473 5 919 3.9 4.6 5.2

Crec.1998-2008 3.7%

Crec. 2008-2020 5.1% 5.8% 6.5%

(*) Proyección de la demanda con cargas especiales, reemplazo de cocción y calefón a gas por electricidad

ANEXO 5.8

PREVISIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA ANUAL DE POTENCIA

EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (*)

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

HistóricoESCENARIOS

Histórico

CA

PÍT

UL

O 5



2008 15 461 15 461 15 461 16 346 16 346 16 346

2009 16 057 16 205 16 367 16 992 17 148 17 319

2010 17 099 17 453 17 782 18 075 18 449 18 797

2011 18 504 19 032 19 524 19 539 20 097 20 617

2012 19 270 19 980 20 650 20 327 21 076 21 783

2013 20 056 20 956 21 818 21 134 22 082 22 991

2014 20 847 21 952 23 025 21 944 23 107 24 237

2015 22 349 23 677 24 978 23 500 24 897 26 265

2016 23 974 25 542 27 090 25 182 26 830 28 455

2017 25 548 27 376 29 189 26 808 28 726 30 628

2018 27 096 29 203 31 302 28 402 30 611 32 812

2019 28 465 30 873 33 281 29 807 32 328 34 849

2020 29 633 32 363 35 103 30 996 33 852 36 718

Ene 0.084Feb 0.076Mar 0.085Abr 0.083May 0.086Jun 0.082Jul 0.084Ago 0.083Sep 0.081Oct 0.085Nov 0.083Dic 0.087

1.0000

ESCENARIO DE CRECIMIENTO ESCENARIO DE CRECIMIENTO

ANEXO 5.9

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL SNI (GWh)

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

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

p. u. 0,084 0,076 0,085 0,083 0,086 0,082 0,084 0,083 0,081 0,085 0,083 0,087

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

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

CA

PÍT

ULO

5


Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL2009 1 430 1 291 1 446 1 407 1 459 1 402 1 430 1 417 1 377 1 438 1 414 1 482 16 9922010 1 522 1 373 1 538 1 496 1 552 1 491 1 521 1 508 1 465 1 529 1 504 1 577 18 0752011 1 645 1 484 1 663 1 617 1 677 1 612 1 644 1 630 1 584 1 653 1 626 1 704 19 5392012 1 711 1 544 1 730 1 683 1 745 1 677 1 710 1 696 1 647 1 720 1 692 1 773 20 3272013 1 779 1 605 1 798 1 749 1 814 1 743 1 778 1 763 1 713 1 788 1 759 1 843 21 1342014 1 847 1 667 1 867 1 817 1 884 1 810 1 846 1 831 1 778 1 857 1 826 1 914 21 9442015 1 978 1 785 2 000 1 945 2 017 1 938 1 977 1 960 1 905 1 988 1 956 2 050 23 5002016 2 120 1 913 2 143 2 085 2 162 2 077 2 119 2 101 2 041 2 131 2 096 2 196 25 1822017 2 257 2 036 2 281 2 219 2 301 2 211 2 255 2 236 2 173 2 268 2 231 2 338 26 8082018 2 391 2 157 2 417 2 351 2 438 2 343 2 390 2 369 2 302 2 403 2 364 2 477 28 4022019 2 509 2 264 2 536 2 467 2 559 2 459 2 508 2 486 2 416 2 522 2 480 2 600 29 8072020 2 609 2 354 2 638 2 566 2 661 2 557 2 608 2 586 2 512 2 623 2 579 2 704 30 996

Factor 0.084 0.076 0.085 0.083 0.086 0.082 0.084 0.083 0.081 0.085 0.083 0.087 1.000

Factor AÑO B 0.084 0.079 0.085 0.082 0.085 0.082 0.084 0.083 0.081 0.085 0.083 0.087 1.000



DEMANDA MENSUAL DE ENERGíA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (GWh)

ANEXO 5.10

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MAYOR

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR

CA

PÍT

UL

O 5


Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX.2009 2 783 2 779 2 813 2 827 2 837 2 817 2 781 2 757 2 768 2 797 2 842 2 883 2 8832010 2 930 2 927 2 962 2 977 2 988 2 966 2 928 2 903 2 915 2 945 2 993 3 036 3 0362011 3 121 3 117 3 155 3 171 3 183 3 160 3 119 3 093 3 105 3 137 3 188 3 234 3 2342012 3 237 3 233 3 272 3 289 3 301 3 277 3 235 3 208 3 220 3 254 3 306 3 354 3 3542013 3 356 3 352 3 392 3 410 3 422 3 398 3 354 3 325 3 339 3 373 3 428 3 477 3 4772014 3 476 3 472 3 513 3 531 3 544 3 519 3 473 3 444 3 458 3 493 3 550 3 601 3 6012015 3 706 3 701 3 746 3 765 3 779 3 752 3 703 3 672 3 686 3 724 3 785 3 839 3 8392016 3 967 3 962 4 010 4 031 4 045 4 016 3 964 3 931 3 946 3 987 4 052 4 110 4 1102017 4 218 4 214 4 264 4 286 4 302 4 271 4 216 4 180 4 197 4 240 4 309 4 371 4 3712018 4 465 4 460 4 513 4 537 4 553 4 521 4 462 4 424 4 442 4 488 4 561 4 626 4 6262019 4 681 4 675 4 731 4 756 4 773 4 739 4 678 4 638 4 656 4 705 4 781 4 849 4 8492020 4 861 4 856 4 914 4 940 4 957 4 922 4 858 4 817 4 836 4 886 4 966 5 037 5 037

Factor



ANEXO 5.11

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MAYOR

DEMANDA MENSUAL DE POTENCIA MÁXIMA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (MW)

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR

AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO

CA

PÍT

ULO

5


Barrio “Las Peñas” Guayaquil

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