OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD, CENACE

I

Informe Anual 2018 Operador Nacional de Electricidad – CENACE

MISIÓN, VISIÓN Y VALORES INSTITUCIONALES

Misión

El Operador Nacional de Electricidad - CENACE es una entidad estratégica del sector eléctrico ecuatoriano, opera y administra el funcionamiento técnico y comercial del Sistema Nacional Interconectado - SNI y de las interconexiones internacionales, con criterios de seguridad, calidad y al mínimo costo posible.

Visión

Ser un referente de entidad pública, que impulse al desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano, siendo protagonista de la transformación de la matriz energética y de la integración eléctrica regional.

Valores

Calidad, transparencia y responsabilidad.

II


INFORMACIÓN GENERAL DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO 2018

INFORMACIÓN GENERAL

UNIDAD / MEDIDA

TOTAL 2018

Producción bruta total de energía GWh 25 038,53

Producción bruta de energía hidráulica GWh 20 571,31

Producción bruta de energía térmica GWh 3 987,23

Producción neta total de energía GWh 24 774,32

Producción neta de energía hidráulica GWh 20 520,75

Producción neta de energía térmica GWh 3 773,58

Exportaciones GWh 254,56

Demanda de energía (incluye exportaciones) GWh 23 900,70

Demanda de energía en bornes de generación (nacional)

GWh 22 893,94

Demanda máxima de potencia en bornes de generación

MW 3 933,41

Total de transacciones energéticas GWh 24 774,32

Transacciones energéticas en Contratos Regulados GWh 21 880,46

Otras transacciones energéticas GWh 2 893,86

Total de transacciones económicas Millones USD 735,29

Transacciones económicas en Contratos Regulados Millones USD 578,05

Otras transacciones económicas Millones USD 157,24

Empresas Eléctricas de Distribución y Unidades de Negocio

Unidades 19

Empresas de Generación Unidades 63

Empresa de Transmisión Unidades 1

Consumos Propios 258

III


PRESENTACIÓN

La energía en todas sus formas se considera parte de un sector estratégico que es administrado por el Estado, de conformidad con los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia.

En este sentido, la actividad energética se ordena por la Constitución, el Plan Nacional de Desarrollo, la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica; que es articulada a través del Plan Maestro de Electricidad y de los demás planes sectoriales, reglamentos y regulaciones que fueren aplicables.

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico publicada en el Suplemento del Registro Oficial No. 43 de 10 de octubre de 1996, en su Art. 11 disponía que el sector eléctrico nacional estuviera estructurado entre otros, por el Centro Nacional de Control de la Energía – CENACE, una Corporación Civil de derecho privado, de carácter eminentemente técnico, sin fines de lucro. La citada Ley fue derogada mediante la aprobación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica - LOSPEE, publicada en Registro Oficial No. 418 de 16 de enero de 2015, y que en su Capítulo IV constituye a la Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE como el Operador Nacional de Electricidad, CENACE; asignándole una nueva naturaleza jurídica, atribuciones y deberes.

Con este antecedente, el Operador Nacional de Electricidad se instituye como un órgano técnico estratégico adscrito al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, hoy Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, que actúa como operador técnico del Sistema Nacional Interconectado, SNI y administra comercialmente las transacciones de bloques energéticos, es responsable del abastecimiento continuo de energía eléctrica al mínimo costo posible, preservando la eficiencia global del sector. En el cumplimiento de sus funciones deberá resguardar las condiciones de seguridad y calidad de la operación del SNI, sujetándose a las regulaciones que expida la Agencia de Regulación y Control de Electricidad, ARCONEL.

La gestión operativa y administrativa que el Operador Nacional de Electricidad, CENACE realizó durante el periodo 2018, se resume en el presente informe, en el cual se muestran los resultados estadísticos y logros alcanzados en la actividad eléctrica.

En el año 2018, el país alcanzó una producción neta total de energía de 24 774,32 GWh distribuida de la siguiente manera: 20 520,75 GWh generación hidroeléctrica; 3 773,58 GWh generación termoeléctrica; 373,92 GWh generación no convencional y 106,07 GWh importación desde Colombia, no se presentó importación desde Perú. En comparación al año 2017, año en la que la producción neta fue 19 867,94 GWh generación hidroeléctrica; 3 411,81 GWh generación termoeléctrica; 387,84 GWh generación no convencional y 18,52 GWh importación desde Colombia, no se presentó importación desde Perú.

Se ha realizado la planificación y administración operativa para explotar al máximo los recursos de generación y transporte de energía eléctrica, a fin de suministrar el servicio eléctrico en forma permanente al país. Para el efecto, el CENACE administró la producción y transporte de energía eléctrica, atendiendo sin inconvenientes la creciente demanda energética de la población ecuatoriana que presentó un incremento del 4,57%

IV


en relación al 2017, conservando una garantía de suministro en reservas estratégicas para enfrentar imprevistos.

Adicionalmente, en 2018 se exportaron 254,56 GWh a través de las interconexiones con Colombia – Perú, en el mercado ocasional en Colombia y con contratos con Perú. El mes con mayor exportación de energía fue enero con 117,71 GWh.

Como parte fundamental del proceso de gestión de abastecimiento energético, el CENACE coordinó la realización de 5 812 mantenimientos registrados con consignación, de generación, transmisión y distribución; minimizando la afectación al usuario y sin comprometer los márgenes de seguridad de servicio.

La institución ha cumplido importantes actividades en el sector eléctrico, entre las que se destacan:

Estudios eléctricos y energéticos para la incorporación de nuevas instalaciones en el Sistema Nacional Interconectado, SNI, así como su inclusión en los aspectos comerciales

Estudio para la implementación de un código de red en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano.

Estudio e implementación de una herramienta de evaluación de seguridad dinámica del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.

Proyecto de modernización integral de la plataforma de procesamiento, almacenamiento y sincronización de tiempo del sistema WAMS.

Proyecto de actualización de la versión del sistema EPSR.

Construcción del nuevo centro de operaciones de CENACE.

Modelación de nuevas instalaciones en el Sistema SCADA/EMS, para la supervisión y control en tiempo real.

Modelamiento del sistema eléctrico del Metro de Quito.

Modelamiento y validación del SNI en HYPERSIM.

Herramienta fundamentada en inteligencia artificial (machine learning) incorporada al Sistema de Validación de Medidas – SVM.

Incorporación de nuevas instalaciones al SCADA/EMS para supervisión y control en tiempo real.

Pruebas de validación de modelos para la sintonización de los estabilizadores de sistemas de potencia de las Unidades del Complejo de Generación de Paute.

Sintonización de los estabilizadores de sistemas de potencia de las Unidades de la Central Sopladora.

Sintonización del AGC de CENACE en modo grupo con AGC de Hidropaute.

En el ámbito de la mejora continua, se modernizaron los sistemas tecnológicos, con lo que se busca mantener y mejorar los procesos internos, la satisfacción de sus clientes y las expectativas de las partes interesadas, entre estos se encuentran:

Suscripción y ejecución del convenio específico de cooperación interinstitucional entre el Operador Nacional de Electricidad, CENACE y la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP, para mejorar las actividades de operación y planificación del sistema eléctrico, mediante el desarrollo de investigación aplicada a la implementación, repotenciación y adecuación de infraestructura física y tecnológica

V


Transferencia gratuita de bienes muebles para la expansión del Sistema de Protección Sistémica-SPS II, entre la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP y el Operador Nacional de Electricidad, CENACE, suscripción y ejecución del Convenio de Cooperación Interinstitucional, para la expansión del Sistema de Protección Sistémica SPS

Contratación de soporte, mantenimiento y actualización del Sistema de Protección Sistémica SPS, BOSNI, SAF, SAM WEB, SIVO Y EMS – BOSNI.

Pruebas de validación de modelos para la sintonización de los estabilizadores de sistemas de potencia de las Unidades del Complejo de Generación de Paute

Contratación del servicio de mantenimiento de licencias del subsistema histórico del SCADA/EMS”

Desarrollo de la herramienta para realizar análisis de contingencias con la información de tiempo real.

Actualización de los ajustes del Sistema de Protección Sistémica – SPS, y WAProtector.

Inclusión de las estrategias del Esquema de Protección Sistémica (SPS) en Powerfactory

Desarrollo de una herramienta para la inclusión de despliegues zonales de las empresas eléctricas de distribución

Predicción de la demanda nacional de corto plazo para la toma de decisiones en tiempo real.

Implementación y puesta en operación del sistema SCADA de respaldo

Capacitación de operadores a través del centro de entrenamiento de CENACE.

Para difundir los trabajos de investigación y desarrollo, así como los diversos estudios especializados en sistemas eléctricos y energéticos, que permita la gestión de proyectos de desarrollo técnico para el mejoramiento continuo de la administración técnica y comercial del sector eléctrico ecuatoriano, la institución propicia espacios de investigación y fomenta el intercambio de ideas encaminadas al beneficio y desarrollo del sector eléctrico, profundizando el análisis sobre avances científicos y tecnológicos, así como, comparte experiencias de alto nivel de los sectores eléctricos y energéticos y en las interconexiones internacionales de electricidad; que para el año 2018 fueron veinte publicaciones en revistas indexadas, congresos nacionales e internaciones.

En lo relacionado al Modelo de Gestión, la institución dispone un Sistema de Gestión de Calidad certificado en la Norma ISO 9001, desde 2003. Durante el 2017 se realizó la auditoría externa de seguimiento como institución de la Administración Pública, la cual se llevó a cabo satisfactoriamente. Así también, en el 2018 se realizó la ejecución y cierre del plan de trabajo para la migración hacia la Norma ISO 9001:2015, dando excelentes resultados, mismo que permitió alcanzar la certificación de calidad otorgada por la empresa AENOR Ecuador.

En el mismo año se realizó la postulación y entrega del Relatorio del CENACE bajo el Modelo Iberoamericano de Calidad y Excelencia, sobre la retroalimentación realizada por evaluadores internacionales en 2016, lo que en el 2018 le permitió obtener el galardón Plata del Premio Iberoamericano de la Calidad y Excelencia.

VI


El Operador CENACE se compromete a seguir trabajando con excelencia para coordinar la operación integrada del sector eléctrico ecuatoriano y contribuir al desarrollo del país.

GABRIEL ARGÜELLO RÍOS Director Ejecutivo

VII


ALCANCE

El presente documento contiene la información relevante sobre la gestión realizada por el Operador Nacional de Electricidad – CENACE, durante el año 2018.

El informe anual se conforma de cuatro capítulos:

Primer capítulo, contiene las características de la operación del Sistema Nacional Interconectado, SNI.

Segundo capítulo, describe lo relacionado a las Transacciones Comerciales.

Tercer capítulo, contiene las actividades relevantes de CENACE respecto a la gestión institucional.

Anexos

VIII


EQUIPO DIRECTIVO

ING. GABRIEL ARGÜELLO RÍOS

Director Ejecutivo

ING. FABIÁN NOVOA ALBUJA Coordinador General

ING. MAX MOLINA BUSTAMANTE Gerente Nacional de Planeamiento Operativo

ING. JOSÉ MEDINA ROMO Gerente Nacional de Operaciones

ING. JUAN CARLOS HERRERA Gerente Nacional de Transacciones Comerciales

ING. GONZALO UQUILLAS VALLEJO Gerente Nacional de Desarrollo Técnico

ING. LINDA CHIMBORAZO CARRILLO Gerente Administrativa Financiera

ING. ANITA ÁLVAREZ ÁLVAREZ Subgerente de Tecnologías de la Información y Comunicación

AB. DIANA VARGAS CAMPANA Subgerente de Asesoría Jurídica

ING. MERCY PÉREZ VILLACÍS Subgerente de Planificación y Gestión Estratégica

IX


GLOSARIO

TÉRMINO DEFINICIÓN

ARCONEL Agencia de Regulación y Control de Electricidad

ACV Área de Control de Voltaje

SOA Arquitectura Orientada a Servicios

PQ Barras de Carga

PV Barras de Generación

ctvs. USD Centavos de dólar

CIER Comisión de Integración Energética Regional

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

BRACIER Comité Brasileño de la Comisión de Integración Energética Regional

COES Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

SVC Compensador Estática de Voltaje

CAN Comunidad Andina de Naciones

NERC Consejo Norteamericano de Confiabilidad Eléctrica

AGC Control Automático de Generación

CNEL EP Corporación Nacional de Electricidad, CNEL EP

CNT Corporación Nacional de Telecomunicaciones

SDDP Despacho HIdrotérmico Estocástico con Restricciones de Red

DEJ Dirección Ejecutiva

IEDs Dispositivo Electrónicos Inteligentes

E.E. Empresa Eléctrica

EP Empresa Pública

CELEC EP Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP

EPMAPS Empresa Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento

ENS Energía No Servida

EMS Energy Management System

EAC Esquema de Alivio de Carga

ESA Esquema de Separación de Áreas

XM Expertos en Mercados Colombia

GAF Gerencia Administrativa Financiera

GDT Gerencia Nacional de Desarrollo Técnico

GOP Gerencia Nacional de Operaciones

GPL Gerencia Nacional de Planeamiento Operativo

GTC Gerencia Nacional de Transacciones Comerciales

X



GPR Gobierno Por Resultados

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

LOTAIP Ley Orgánica de Transparencia y Acceso a la Información Pública

LOSPEE Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica

L/T Línea de transmisión

MEE Mercado Eléctrico Ecuatoriano

msnm Metros sobre el nivel del mar

MEER Ministerio de Electricidad y Energía Renovable

MERNNR Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables

MEF Ministerio de Economía y Finanzas

MDT Ministerio De Trabajo

OPTGEN Modelo de planificación de la expansión de generación y de interconexiones regionales

MONALISA Modelo no-lineal para el cálculo de la energía firme de plantas hidroeléctricas

NCP Módulo de planeamiento de corto plazo

CENACE Operador Nacional de Electricidad - CENACE

ODM Operational Decision Manager

PAC Plan Anual de Contratación

POA Plan Operativo Anual

PES Power and Energy Society

REE Refinería Estatal de Esmeraldas

RPF Regulación Primaria de Frecuencia

SENPLADES Secretaría Nacional de Planificación y Desarrollo

ePSR Sistema corporativo para la gestión de estudios energéticos

SAM Sistema de Administración de Mantenimiento

ACS Sistema de Control de Acceso

SEIP Sistema Eléctrico Petrolero

SGC Sistema de Gestión de la Calidad

SGD Sistema de Gestión Documental

SGDQ Sistema de Gestión Documental Quipux

SIMEM Sistema de Información del Mercado Eléctrico Mayorista

SIMAE Sistema de Manejo de Energía

SIMEC Sistema de Medición Comercial

PSS Sistema de Potencia

SVM Sistema de Validación de Medidas

SPS Sistema de Protección Sistémica

XI



SNT Sistema Nacional de Transmisión

SNI Sistema Nacional Interconectado

WAMS Sistemas de Monitoreo de Áreas Extendidas

SIL Software in-the-loop

S/E Subestación

SAJ Subgerencia de Asesoría Jurídica

SPE Subgerencia de Planificación y Gestión Estratégica

STI Subgerencia de Tecnologías de la Información y Comunicación

SCADA Supervisión, Control y Adquisición de Datos

SIPS System Integrity Protection Schemes

TIE Transacciones Internacionales de Electricidad

UPME Unidad de Planeamiento Minero Energético Colombia

PMUs Unidades de Medición Fasorial

WAMPAC Wide, Area, Monitoring, Protection and Control

WEC World Energy Council

TÉRMINO MEDIDAS

ATH Autotransformador H

ATI Autotransformador I

ATJ Autotransformador J

GWh Gigavatio – hora

kVARh Kilo Voltio – Amperio Reactivo Hora

kV Kilovoltio

MWh Megavatio – hora

MW Megavatios

MVA Megavoltamperio

MVAR Megavoltamperio-reactivo

XII


ÍNDICE GENERAL

MISIÓN, VISIÓN Y VALORES INSTITUCIONALES ................................................................................................................................................ I

INFORMACIÓN GENERAL DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO 2018 ........................................................................................ II

PRESENTACIÓN ........................................................................................................................................................................................................ III

ALCANCE .................................................................................................................................................................................................................. VII

EQUIPO DIRECTIVO ............................................................................................................................................................................................... VIII

GLOSARIO .................................................................................................................................................................................................................. IX

ÍNDICE GENERAL .................................................................................................................................................................................................... XII

ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................................................................................................................. XIII

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................................................................................................................. XVII

1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO, SNI ................................................ 19

PRODUCCIÓN........................................................................................................................................... 19

CONSUMO ................................................................................................................................................ 29

RESERVAS E INDISPONIBILIDADES ....................................................................................................... 33

ENERGÍA NO SUMINISTRADA ................................................................................................................. 51

2. TRANSACCIONES COMERCIALES ............................................................................................................................................................ 53

2.1. ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DE LAS TRANSACCIONES DE BLOQUES ENERGÉTICOS

.................................................................................................................................................................. 53

2.2. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ............................. 61

2.3. TRANSACCIONES ECONÓMICAS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ........................... 77

2.4. TRANSACCIONES FINANCIERAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO ............................................................ 90

2.5. CRUCE DE CUENTAS DE LOS PARTICIPANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO ..................................... 102

3. RESULTADOS DE LA GESTIÓN INSTITUCIONAL ................................................................................................................................. 104

3.1. GESTIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL ....................................................................................................... 104

3.2. INCREMENTAR LA CALIDAD Y SEGURIDAD DEL SERVICIO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA .............. 108

3.3. INCREMENTAR LA EFICIENCIA ADMINISTRAVA DE LAS TRANSACCIONES ENERGÉTICAS EN

BLOQUE .................................................................................................................................................. 128

3.4. TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y ECONÓMICAS EN CONTRATOS ................................................... 130

3.5. ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA DEL CENACE................................................................................... 131

3.6. GESTIÓN INSTITUCIONAL ..................................................................................................................... 148

3.7. PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA ............................................................................................................ 151

3.8. PARTICIPACIÓN CIUDADANA ................................................................................................................ 151

3.9. SITUACIÓN DE LOS INGRESOS ............................................................................................................ 152

3.10. SITUACION DE LOS GASTOS ................................................................................................................ 153

3.11. SITUACIÓN DE LA EJECUCIÓN DE GASTO CORRIENTE .................................................................... 154

3.12. PROCESOS DE CONTRATACIÓN Y COMPRAS PÚBLICAS DE BIENES Y SERVICIOS. ..................... 156

ANEXOS ................................................................................................................................................................................................................... 161

XIII


ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Producción energética anual porcentual, 2018 .......................................................................... 19

Figura 1.2 Producción energética por tipo de generación (GWh), 2018 ..................................................... 20

Figura 1.3 Producción hidráulica anual (GWh), 2018 ................................................................................. 20

Figura 1.4 Producción hidráulica por central (GWh), 2018 ......................................................................... 21

Figura 1.5 Producción térmica por central (GWh), 2018 ............................................................................. 22

Figura 1.6 Producción térmica por tipo de combustible (GWh), 2018 ......................................................... 23

Figura 1.7 Producción Energética (GWh), 1999 - 2018 .............................................................................. 24

Figura 1.8 Evolución y crecimiento de demanda de energía (GWh), 2018 ................................................. 28

Figura 1.9 Factores de carga del SNI mensual, 2018 ................................................................................. 29

Figura 1.10 Consumo Energético ............................................................................................................... 30

Figura 1.11 Demanda máxima de potencias (MW), 2018 ........................................................................... 32

Figura 1.12 Demandas máximas sistémicas (MW), 2018 ........................................................................... 33

Figura 1.13 Reserva Energética a fin de 2018 (GWh) ................................................................................ 34

Figura 1.14 Reserva Energética Mensual (GWh), 2018 ............................................................................. 34

Figura 1.15 Reserva energética mensual por embalse (m3/s), 2018 .......................................................... 35

Figura 1.16 Potencia promedio indisponible mensual (MW), 2018 ............................................................. 36

Figura 1.17 Exportaciones de energía mensual (GWh), 2018 .................................................................... 37

Figura 1.18 Importaciones de energía (GWh), 2018 ................................................................................... 37

Figura 1.19 Salidas forzadas por elementos ............................................................................................... 38

Figura 1.20 Salida forzada por elementos durante 2018. ........................................................................... 39

Figura 1.21 Frecuencia de fallas por empresa, 2018. ................................................................................. 40

Figura 1.22 Frecuencia de fallas CELEC EP, 2018. ................................................................................... 41

Figura 1.23 Frecuencia de fallas por central, 2018. .................................................................................... 42

Figura 1.24 Frecuencia de fallas en la Empresa de Transmisión, 2018. .................................................... 43

Figura 1.25 Fallas en el SNT, 2018. ........................................................................................................... 43

Figura 1.26 Mantenimientos en los elementos del SNI, 2018. .................................................................... 45

XIV


Figura 1.27 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación, 2018. .................................. 45

Figura 1.28 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión, 2018. ................................. 46

Figura 1.29 Mantenimientos de distribuidoras con desconexión de carga (horas), 2018. .......................... 46

Figura 1.30 Frecuencia de mantenimientos por Unidad de Negocio de Generación. ................................. 47

Figura 1.31 Frecuencia de mantenimientos por empresas de generación ................................................. 48

Figura 1.32 CELEC EP con mayor número de mantenimientos, 2018. ...................................................... 48

Figura 1.33 Frecuencia de mantenimientos por empresa y elementos de transmisión, 2018. ................... 49

Figura 1.34 Mantenimientos en el SNT. ...................................................................................................... 50

Figura 1.35 Frecuencia de mantenimientos por Empresa de Distribución. ................................................. 50

Figura 1.36 Frecuencia de mantenimientos por cada unidad de negocio de CNEL EP.............................. 51

Figura 1.37 Energía no suministrada durante el 2018 ................................................................................ 52

Figura 1.38 Horas equivalentes de desconexión, 2010 – 2018. ................................................................. 53

Figura 2.1 Circuito Transaccional Técnico-Económico ............................................................................... 54

Figura 2.2 Número de empresas participantes del sector eléctrico ecuatoriano. ........................................ 59

Figura 2.3 Esquema de participación transaccional en el ámbito mayorista. .............................................. 60

Figura 2.4 Condiciones hidrológicas y energéticas, 2018. .......................................................................... 62

Figura 2.5 Generación porcentual por tipo de producción, 2018 ................................................................ 64

Figura 2.6 Producción de energía termoeléctrica, 2018 ............................................................................. 65

Figura 2.7 Producción de energía con fuentes renovables, 2018 ............................................................... 65

Figura 2.8 Producción de energía de CELEC EP (GWh), 2018. ................................................................. 66

Figura 2.9 Producción de energía por tipo de naturaleza jurídica (GWh), 2018 ......................................... 66

Figura 2.10 Generación de energía por tipo de producción (GWh), 1999 - 2018 ....................................... 67

Figura 2.11 Generación de energía por tipo de transacción comercial (GWh), 2018. ................................ 68

Figura 2.12 Generación de energía por tipo de transacción (GWh), 1999 – 2018. ..................................... 69

Figura 2.13 Porcentaje histórico de generación por tipo de transacción comercial (GWh), 1999 – 2018 ... 69

Figura 2.14 Demanda comercial de las empresas de distribución (GWh), 2018 ........................................ 70

Figura 2.15 Demanda comercial de energía (GWh), 1999 – 2018.............................................................. 72

Figura 2.16 Pérdidas mensuales de energía en transmisión respecto a la ................................................. 72

Figura 2.17 Pérdidas de transmisión (%), 1999 - 2018 .............................................................................. 73

XV


Figura 2.18 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia, 2018 ....................................... 74

Figura 2.19 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú, 2018 ............................................... 75

Figura 2.20 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia, 2003 - 2018 ............................ 76

Figura 2.21 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú, 2005-2018...................................... 77

Figura 2.22 Transacciones comerciales de los productores en millones de dólares, 2018 ........................ 77

Figura 2.23 Transacciones comerciales de la demanda en millones de dólares, 2018 .............................. 78

Figura 2.24 Liquidación por transporte de energía en millones de dólares, 2018 ....................................... 79

Figura 2.25 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia en millones de dólares, 2018 .. 79

Figura 2.26 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú en millones de dólares, 2018 .......... 81

Figura 2.27 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia en millones de dólares, 2003 - 2018 ............................................................................................................................................................ 82

Figura 2.28 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú en millones de dólares, 2003 – 2018 .................................................................................................................................................................... 83

Figura 2.29 Balance comercial en millones de dólares, 2018 .................................................................... 84

Figura 2.30 Acreencias por rubro en millones de dólares, 2018 ................................................................. 85

Figura 2.31 Costo horario de energía promedio mensual, 2018 ................................................................. 86

Figura 2.32 Precios medios TIE con Colombia, 2018. ................................................................................ 87

Figura 2.33 Precios medios exportación Perú, 2018. ................................................................................. 88

Figura 2.34 Histórico de precios medios de compra de energía en el ámbito mayorista, 1999 – 2018. ..... 88

Figura 2.35 Precios medios TIE Colombia 2003-2018 ................................................................................ 89

Figura 2.36 Precios medios TIE con Perú, 2003 – 2018 ............................................................................. 89

Figura 2.37 Valor total facturado por prelaciones en millones de dólares, 2018. ........................................ 90

Figura 2.38 Aspectos Acuerdo Comercial con Colombia. ........................................................................... 91

Figura 2.39 Esquema de garantías de las TIE ............................................................................................ 92

Figura 2.40 Movimientos recursos TIE ....................................................................................................... 93

Figura 2.41 Esquema de liquidación y facturación del mercado eléctrico ................................................... 95

Figura 2.42 Facturación y pago mensual prelaciones, enero a octubre 2018 ............................................. 96

Figura 2.43 Porcentaje de pagos mensual distribuidoras, 2018 ................................................................. 96

Figura 2.44 Saldos mensuales de prelaciones en millones de dólares, 2018 ............................................. 97

Figura 2.45 Saldos mensuales a favor en millones de dólares, 2018 ......................................................... 98

XVI


Figura 2.46 Facturación y pago mensual prelaciones, enero a diciembre 2018 ....................................... 100

Figura 2.47 Porcentaje de pagos mensual distribuidoras, enero - diciembre 2018................................... 100

Figura 2.48 Saldos mensuales de prelaciones en millones de dólares, enero - diciembre 2018 .............. 101

Figura 3.1 Cumplimiento de entrenamiento personal ............................................................................... 108

Figura 3.2 Potencia activa de la U2 de Sopladora ante una perturbación considerando diferentes ganancias en el PSS .................................................................................................................................................. 117

Figura 3.3 Pruebas realizadas en campo en la Unidad 2 de la central Molino AB .................................... 118

Figura 3.4 Resultado del análisis de contingencia con datos de tiempo real para sobrecargas ............... 121

Figura 3.5 Resultado del análisis de contingencia con datos de tiempo real para voltaje ........................ 121

Figura 3.6 Valores de Intercambios Inadvertidos menores a 1 MWh por día ........................................... 122

Figura 3.7 Nuevo edificio y centro de operaciones ................................................................................... 128

Figura 3.8 Ejecución de ingresos período enero – diciembre 2018 .......................................................... 152

Figura 3.9 Presupuesto ejecutado por grupo de gastos enero – diciembre 2018 ..................................... 153

Figura 3.10 Presupuesto ejecutado por programa enero - diciembre 2018 .............................................. 155

Figura 3.11 Modificaciones al presupuesto enero - diciembre 2018 ......................................................... 155

XVII


ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Factor de planta por central de generación. ................................................................................ 25

Tabla 1.2 Factor de planta por central de generación. ................................................................................ 26

Tabla 1.3 Factores de carga del SNI. ......................................................................................................... 28

Tabla 1.4 Demandas de potencia máxima (MW),2018 ............................................................................... 30

Tabla 1.5 Eventos que provocaron la actuación del EAC-BF. .................................................................... 39

Tabla 2.1 Generadores y Autogeneradores 2018. ...................................................................................... 55

Tabla 2.2 Centrales de generación operativas............................................................................................ 55

Tabla 2.3 Empresas Eléctricas de Distribución y Comercialización ............................................................ 57

Tabla 2.4 Potencia efectiva en las grandes centrales hidroeléctricas del SIN. ........................................... 62

Tabla 2.5 Potencia efectiva por tipo de generación (MW), 2018................................................................. 63

Tabla 2.6 Generación por tipo de producción (GWh), 2018. ....................................................................... 64

Tabla 2.7 Porcentaje de demanda comercial afectada al distribuidor, 2018 ............................................... 71

Tabla 2.8 Porcentaje de variación de las TIE con Colombia ....................................................................... 76

Tabla 2.9 Rentas de congestión por importación – Rentas a favor de Ecuador ......................................... 80

Tabla 2.10 Rentas de congestión por exportación – Rentas a favor de Colombia ..................................... 80

Tabla 2.11 Singularización de rubros en dólares, 2018 .............................................................................. 84

Tabla 2.12 Precios medios por naturaleza jurídica, 2018 ........................................................................... 86

Tabla 2.13 Precios medios por naturaleza jurídica, 2018 ........................................................................... 87

Tabla 2.14 Pago mercado ocasional, conciliación de saldos TIE y fondo de contingencia ......................... 92

Tabla 2.15 Conciliación de saldos TIE con las empresas de distribución ................................................... 94

Tabla 2.16 Transferencia de garantías por parte de las empresas de distribución ..................................... 94

Tabla 2.17 Intereses, gastos bancarios y Fodinfa a diciembre 2018 .......................................................... 95

Tabla 2.18 Estado de cuenta por prelaciones en millones de dólares, enero - octubre 2018 ..................... 98

Tabla 2.19 Estado de cuenta por empresa en millones de dólares, enero - octubre 2018 ......................... 99

Tabla 2.20 Estado de cuenta por prelaciones en millones de dólares, enero - diciembre 2018 ............... 101

Tabla 2.21 Valores adeudados y conciliados entre las empresas de distribución y generadoras térmicas públicas, hasta la facturación de diciembre de 2017. ............................................................................... 102

XVIII


Tabla 2.22 Saldos conciliados por compra de combustible con PETROECUADOR ................................ 103

Tabla 2.23 Resultados del cruce de cuentas en millones de dólares ....................................................... 103

Tabla 2.24 Resultados cruce de cuentas sin incluir a CNEL EP en millones de dólares .......................... 104

Tabla 3.1 Entrada en operación de nuevas centrales hidroeléctricas ....................................................... 104

Tabla 3.2 Incorporación de las nuevas obras al SNI ................................................................................. 106

Tabla 3.3 Publicaciones científicas ........................................................................................................... 126

Tabla 3.4 Publicaciones científicas Revista Técnica “energía” ................................................................. 127

Tabla 3.5 KPI de los Sistemas de Misión Crítica ...................................................................................... 133

Tabla 3.6 Arquitectura de la solución del sistema ePSR .......................................................................... 135

Tabla 3.7 Normativa promulgada, 2018 .................................................................................................... 148

Tabla 3.8 Resoluciones emitidas, 2018 .................................................................................................... 148

Tabla 3.9 Convenios de cooperación interinstitucional ............................................................................. 149

Tabla 3.10 Análisis de los ingresos, 2018 ................................................................................................. 152

Tabla 3.11 Análisis de la ejecución de gastos, 2018 ................................................................................ 153

Tabla 3.12 Ejecución de programas presupuestarios 2018 ...................................................................... 154

Tabla 3.13 Procesos de contratación y compras públicas de bienes y servicios 2018 ............................. 156

Tabla 3.14 Contratos suscritos, 2018 ....................................................................................................... 156

pág. 19


1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO, SNI

CENACE supervisa y coordina la operación integrada del sector eléctrico ecuatoriano, el mismo que cuenta, a diciembre de 2018, con una capacidad de generación instalada de 7 153 MW, 461 km de líneas de transmisión de 500 kV, 3 199 km de líneas de transmisión de 230 kV y 2 207 km de líneas de transmisión de 138 kV, 15 970 MVA de transformación (incluye reserva).

El sistema eléctrico ecuatoriano opera interconectado con el sistema eléctrico colombiano a través de un enlace de 230 kV desde el 01 de marzo de 2003, mientras que las transacciones de energía eléctrica con el sistema eléctrico peruano se realizan mediante transferencias de bloques de carga de Ecuador a Perú, o viceversa, desde el año 2005, en el marco de la integración regional de la Comunidad Andina de Naciones CAN.

PRODUCCIÓN

1.1.1. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA

Considerando el aporte del parque generador nacional y las importaciones por los enlaces internacionales, la energía bruta producida en el 2018 alcanzó los 25 038,53 GWh; valor que presenta un incremento del 4,57% respecto al año anterior y cuyo componente mayoritario en función de las favorables condiciones hidrológicas presentadas, fue el aporte de las centrales hidroeléctricas con el 82,16% del total producido, de acuerdo a la Figura 1.1.

Figura 1.1 Producción energética anual porcentual, 2018

GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

82,16%

GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA

15,92%

GENERACIÓN NO CONVENCIONAL

1,49%

INTERCONEXIÓN0,42%

pág. 20


En la Figura 1.2 se muestra el aporte energético por tipo de generación, los crecimientos respecto al 2017 fueron: 5,44% adicional para la producción hidráulica y 14,96% adicional para la producción termoeléctrica y no convencional.

Figura 1.2 Producción energética por tipo de generación (GWh), 2018

Las centrales hidráulicas con mayor producción fueron: Coca Codo Sinclair, Paute y Sopladora que en total aportaron con casi el 65% de la producción energética total; sus porcentajes de producción fueron del 30,14%, 23,84% y 10,34%, respectivamente. La energía producida por las centrales mencionadas se desglosa en la Figura 1.3.

Figura 1.3 Producción hidráulica anual (GWh), 2018

72,49

INTERCONEXIÓN

GENERACIÓN NO CONVENCIONAL

GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA

GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

Hidroeléctrica

Eolica

Biomasa

Biogas

Fotovoltaica

Diesel

Fuel Oil

Gas Natural

Nafta y Residuo

Interconexión 138

Interconexión 230

6 200,71

4 903,85

2 126,74

1 071,05 912,13 691,10 878,46403,78 208,05 287,73

22,14 258,99 104,24

2 502,33

3 987,23

106,07

373,92

20 571,31

Eolica72,4920%

Biomasa222,02

59%

Biogas45,4212%

Fotovoltaica33,99

9%

pág. 21


1.1.2. PRODUCCIÓN POR CENTRALES

En las Figuras 1.4 y 1.5 se desglosa la producción hidráulica y térmica de cada central. La producción del complejo Mazar-Paute-Sopladora alcanzó los 7 721,69 GWh que representa el 37,54% de la producción total. Por su parte, la cadena Agoyán-San Francisco generó 1 983,18 GWh que representa el 9,64% de la producción total. Entre los dos complejos mencionados y conjuntamente con la Central Coca Codo Sinclair, se cubrió el 77,32% de la energía producida total.

Cabe mencionar que en septiembre del 2018 ingresaron al Sistema Nacional Interconectado, SNI dos importantes proyectos hidroeléctricos: Minas San Francisco con 270 MW (3 unidades de 90 MW cada una) y Delsitanisagua con 180 MW (3 unidades de 60 MW cada una) y generaron un total de 367,71 GWh que constituye el 1,79% de la producción total. Si bien el aporte energético no es muy representativo debido a que se generó solo desde el último cuatrimestre, su aporte a la potencia efectiva total del SNI es considerable pues incrementaron en 450 MW la capacidad de potencia que al 31 de diciembre del 2018 llegó a los 7 153 MW.

Figura 1.4 Producción hidráulica por central (GWh), 2018

6 200,71

4 903,85

2 126,74

1 973,08

1 071,05

912,13

878,46

691,10

403,78

333,20

322,44

287,73

258,99

208,05

C. H. Coca Codo Sinclair

C. H. Paute

C. H. Sopladora

Otras Centrales Hidroeléctricas

C. H. San Francisco

C. H. Agoyán

C. H. Marcel Laniado de Win

C. H. Mazar

C. H. San Bartolo

C. H. Due

C. H. Abanico

C. H. Manduriacu

C. H. Delsitanisagua

C. H. PucaráTOTAL, GENERACIÓN

HIDROELÉCTRICA 20 571,31

CELEC17 665,20

86%

OTRAS2 906,11

14%

pág. 22


Figura 1.5 Producción térmica por central (GWh), 2018

En relación a la producción térmica, CELEC EP – TERMOGAS MACHALA con sus centrales a gas natural Machala Gas 1 y Machala Gas 2, es la que registra la mayor energía producida con un total de 900,21 GWh, valor que constituye el 21,16% del total térmico (4 254,67 GWh).

Aproximadamente el 80% de la producción térmica total del 2018 se concentró en las centrales: Machala Gas 1 (16,43%), Gonzalo Zevallos (15,24%), Esmeraldas (12,94%), Trinitaria (12,18%), Santa Elena II (9,17%), Jaramijó (9,01%) y Machala Gas 2 (4,73%).

En cuanto a la generación no convencional con 373,92 GWh, se registra un ligero descenso de 13,92 GWh en la producción respecto al año anterior, debido a que las centrales de biomasa produjeron menos. El aporte de las centrales no convencionales fue del 1,49% de la producción total.

29,29

30,42

31,02

34,78

39,85

40,25

40,63

52,09

59,08

60,22

65,70

66,43

72,49

120,06

121,53

201,16

383,17

390,11

518,29

550,69

648,33

699,05

C. T. Manta 2

C. T. Esmeraldas II

C. T. El Descanso

C. T. ECUDOS

C. T. Enrique García

C. T. El Inga

C. T. Gualberto Hernández

C. T. Álvaro Tinajero

C. T. Jivino 3

C. T. Quevedo 2

C. T. ECOELECTRIC

C. T. Guangopolo II

C. T. Villonaco

Otras centrales termoeléctricas

C. T. Ingenio San Carlos

C. T. Machala Gas 2

C. T. Jaramijó

C. T. Santa Elena II

C. T. Trinitaria

C. T. Esmeraldas

C. T. Gonzalo Zevallos

C. T. Machala Gas

CELEC3 789,21

89%

OTRAS465,4611%

pág. 23


En el ámbito de empresas, CELEC EP es la que más energía produjo tanto con generación hidráulica, como con generación térmica, alcanzando un porcentaje de 85,87% y 89,06% respectivamente.

Analizando con una periodicidad mensual, la máxima producción por tipo de generación se registró en enero para la generación hidráulica (1 899,12 GWh), en octubre para la generación térmica (537,00 GWh) y septiembre para la generación no convencional (53,92 GWh).

Dentro de la generación térmica y tomando en cuenta el tipo de combustible con el que generan las centrales, se muestra en la Figura 1.6 la producción mensual. La energía total generada fue la siguiente: 137,88 GWh con diésel; 2 899,64 GWh con fuel oil más residuo; y 900,21 GWh con gas natural; valores que representan el 4,70%, 72,72%, y 22,58% del total de producción térmica anual, respectivamente.

Figura 1.6 Producción térmica por tipo de combustible (GWh), 2018

En el Anexo 1.1 se presenta el rendimiento de las unidades termoeléctricas en base al tipo de combustible utilizado.

HISTÓRICO PRODUCCIÓN ENERGÉTICA

El crecimiento anual en producción 7,3% en 2018, denota una recuperación considerable en relación a los dos años anteriores, en los que se alcanzaron valores de 1,5% en el 2016 y 1,9% en el 2017, y se acerca al crecimiento promedio histórico entre el 2001 y el 2015 que registró un valor de 5,2%. En la Figura 1.7 se muestra un histórico de la producción energética.

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

Gas Natural 92,52 83,95 86,74 74,42 71,63 73,60 75,97 71,54 67,96 70,11 67,37 64,39

Fuel Oil + Residuo 227,73 245,62 401,41 221,06 192,14 142,72 145,49 178,31 175,11 444,60 329,96 195,48

Diesel 8,04 7,40 17,75 27,66 22,21 6,61 7,25 5,45 5,69 22,28 46,88 10,17

GW

h

pág. 24


Figura 1.7 Producción Energética (GWh), 1999 - 2018

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

IMPORTACIÓN PERÚ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 62,55 111,89 0,00 2,18 0,00 12,74 54,72 37,88 0,00 0,00

GENERACIÓN NO CONVENCIONAL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,65 36,21 52,30 73,18 99,81 103,57 115,29 147,27 155,65 208,58 670,50 947,46 1 057,73 387,84 373,92

IMPORTACIÓN COLOMBIA 10,21 0,00 22,20 56,30 1 120,11 1 641,61 1 731,99 1 572,89 876,59 509,78 1 076,72 797,47 1 294,59 236,01 662,34 824,16 457,24 43,92 18,52 106,07

GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA 2 099,45 2 925,31 3 913,08 4 073,82 4 010,58 4 091,02 5 284,19 6 090,24 5 684,89 4 622,64 6 395,29 8 001,06 6 288,27 7 147,83 8 666,17 9 307,69 9 067,75 7 143,20 3 577,99 3 987,23

GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA 5 533,96 7 594,18 6 940,36 7 416,45 7 064,15 7 300,10 6 777,60 7 025,88 8 943,46 11 131,3 9 037,54 8 482,57 11 002,2 12 112,6 10 926,7 11 105,3 12 493,4 15 015,3 19 959,6 20 571,3

TOTAL 7 643,62 10 519,4 10 875,6 11 546,5 12 194,8 13 033,3 13 829,9 14 741,3 15 578,1 16 363,5 16 675,6 17 508,2 18 732,3 19 654,3 20 463,8 21 920,3 23 020,6 23 298,0 23 943,9 25 038,5

0,00

5 000,00

10 000,00

15 000,00

20 000,00

25 000,00

30 000,00

GW

h

pág. 25


1.1.3. FACTORES DE PLANTA

El factor de planta de una central eléctrica es el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un período y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante todo ese mismo período.

En la Tabla 1.1 se detallan los factores de planta de las centrales hidráulicas y térmicas más representativas, considerando un periodo de 8 760 horas para las que operaron todo el año y su proporcional en horas para las nuevas centrales.

Se observa que las centrales que más aportan a la producción energética registran factores de planta superiores al 40%. En el caso específico de la central Coca Codo Sinclair que es la más grande del país, el factor de planta fue de 46,6% considerando una capacidad efectiva de 1 500 MW; sin embargo, si se toma en cuenta su capacidad operativa de 1 200 MW, se eleva a 58,2%. Paute por su parte, registra un factor de 49% superior al 46,1% registrado en el 2017. Estos factores de planta están relacionados con la hidrología asociada a cada generador o central hidráulica.

En relación a las Centrales Térmicas, el factor de planta representa a la operación de la Central o unidad asociada a la programación del Despacho Económico Programado.

Si se analiza por tipo de generación, los mayores factores de planta se presentan en: la central Abanico para las hidroeléctricas, la central El Inga para las no convencionales y la central Santa Elena II para las térmicas.

Tabla 1.1 Factor de planta por central de generación.

CENTRAL FACTOR DE

PLANTA CENTRAL

FACTOR DE PLANTA

C.H. Abanico 95,95 C. H. Delsitanisagua 54,64

C. T. El Inga 89,83 C. H. Río Calope 52,57

C. H. San Bartolo 88,82 C. H. Hidrovictoria 51,93

C. H. Saymirín 5 87,49 C. T. Gonzalo Zevallos 51,32

C. H. Chillos 86,77 C. E. Villonaco 49,88

C. H. Alao 85,56 C. H. Manduriacu 49,78

C. H. Alazán 84,17 C. H. Sopladora 49,15

C. H. Topo 82,58 C. H. Paute 49,05

C. H. Ocaña 78,95 C. T. San Francisco 48,40

C. H. Loreto 78,64 C. T. Esmeraldas 48,05

C. H. Due 75,83 C. H. Saucay 47,73

C. H. La Playa 74,84 C. H. Nayón 47,39

C. H. Carlos Mora Carrión 71,31 C. H. Marcel Laniado de Win

46,75

C. T. Pichacay 67,79 C. H. Coca Codo Sinclair 46,59

C. H. Agoyán 65,77 C. H. Mazar 45,81

pág. 26


CENTRAL FACTOR DE

PLANTA CENTRAL

FACTOR DE PLANTA

C. H. Palmira 64,76 C. H. Papallacta 44,04

C. H. Illuchi 1 64,30 C. T. Trinitaria 43,85

C. H. El Carmen 64,08 C. H. La Península 43,07

C. H. Normandía 62,16 C. H. El Ambi 40,08

C. H. Sigchos 61,52 C. H. Cumbayá 37,96

C. H. Illuchi 2 61,15 C. T. ECOELECTRIC 36,74

C. T. Santa Elena II 60,57 C. H. Guangopolo - H 34,57

C. T. Machala Gas 59,21 C. H. Recuperadora 34,56

C. H. San Miguel de Car 58,31 C. T. Ingenio San Carlos 33,97

C. H. Isimanchi 58,05 C. H. Pucará 33,35

C. H. Pasochoa 57,33 C. H. Jaramijó 32,39

C. H. San José de Tambo 56,28 C. H. Pusuno 1 30,32

C. H. Sibimbe 54,99 C. H. Baba 28,25

1.1.4. DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA MENSUALES

El crecimiento de demanda de energía en el 2018 alcanzó el 0,89% frente al 2017, mientras que el crecimiento de demanda de potencia llegó al 5,01%.

En la Tabla 1.2 se incluye un cuadro comparativo de las demandas de energía, potencias mensuales, y los crecimientos respectivos en relación al año anterior.

Tabla 1.2 Factor de planta por central de generación.

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) * DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA (MW)

MES 2017 2018 % DE CAMBIO 2017 2018 % DE CAMBIO

Ene. 1 915,09 2 064,02 7,78% 3 689,18 3 815,28 3,42%

Feb. 1 754,71 1 764,59 0,56% 3 645,86 3 748,54 2,82%

Mar. 1 978,08 1 970,88 -0,36% 3 692,24 3 905,45 5,77%

Abr. 1 906,50 1 970,93 3,38% 3 683,19 3 933,41 6,79%

May. 1 981,72 1 999,55 0,90% 3 687,69 3 816,81 3,50%

Jun. 1 853,09 1 838,77 -0,77% 3 561,15 3 673,05 3,14%

Jul. 1 836,07 1 862,94 1,46% 3 440,82 3 578,29 4,00%

Ago. 1 872,72 1 867,16 -0,30% 3 435,24 3 585,30 4,37%

Sep. 1 846,74 1 845,81 -0,05% 3 577,25 3 799,52 6,21%

Oct. 1 933,89 1 891,27 -2,20% 3 674,02 3 657,19 -0,46%

pág. 27


DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) * DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA (MW)

MES 2017 2018 % DE CAMBIO 2017 2018 % DE CAMBIO

Nov. 1 847,91 1 870,50 1,22% 3 586,63 3 773,64 5,21%

Dic. 1 965,61 1 947,52 -0,92% 3 745,77 3 856,97 2,97%

Total/Máximo 22 692,11 22 893,94 0,89% 3 745,77 3 933,41 5,01%

La máxima demanda de potencia se registró el martes 24 de abril de 2018 a las 19:00 horas y la máxima demanda acumulada de energía fue en el mes de mayo (Figura 1.8).

2 064,02 1 764,59 1 970,88 1 970,93 1 999,55 1 838,77 1 862,94 1 867,16 1 845,81 1 891,27 1 870,50 1 947,52

3 8

15

,28

3 7

48

,54

3 9

05

,45

3 9

33

,41

3 8

16

,81

3 6

73

,05

3 5

78

,29

3 5

85

,30

3 7

99

,52

3 6

57

,19

3 7

73

,64

3 8

56

,97

3 400,00

3 500,00

3 600,00

3 700,00

3 800,00

3 900,00

4 000,00

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

3,42%2,82%

5,77%

6,79%

3,50% 3,14%4,00% 4,37%

6,21%

-0,46%

5,21%

2,97%

pág. 28


Figura 1.8 Evolución y crecimiento de demanda de energía (GWh), 2018

El factor de carga sistémico fue ligeramente registrado en el 2018 con un porcentaje del 69,44%, mismo que se muestra en la tabla 1.3.

Tabla 1.3 Factores de carga del SNI.

MES

POTENCIA MÁXIMA EN BORNES DE

GENERACIÓN (MW)

DEMANDA DE ENERGÍA EN BORNES DE

GENERACIÓN (GWh)

FACTOR DE CARGA

Ene. 3 815,28 2 064,02 72,71%

Feb. 3 748,54 1 764,59 70,05%

Mar. 3 905,45 1 970,88 67,83%

Abr. 3 933,41 1 970,93 69,59%

May. 3 816,81 1 999,55 70,41%

Jun. 3 673,05 1 838,77 69,53%

Jul. 3 578,29 1 862,94 69,98%

Ago. 3 585,30 1 867,16 70,00%

Sep. 3 799,52 1 845,81 67,47%

Oct. 3 657,19 1 891,27 69,51%

Nov. 3 773,64 1 870,50 68,84%

Dic. 3 856,97 1 947,52 67,87%

ANUAL 3 933,41 22 893,94 66,44%

En la figura 1.9 se indica la variación del factor de carga de cada mes de 2018.

7,78%

0,56%-0,36%

3,38%

0,90%

-0,77%

1,46%

-0,30% -0,05%-2,20%

1,22%

-0,92%

pág. 29


Figura 1.9 Factores de carga del SNI mensual, 2018

CONSUMO

1.2.1. CONSUMO ENERGÉTICO

El consumo energético total registrado en el 2018 alcanzó un total de 23 900,70 GWh, con un crecimiento positivo de 4,36% respecto al 2017, de los cuales el 98.93% corresponde a la demanda de energía de las empresas distribuidoras y el 1,07% a las exportaciones por los enlaces internacionales.

Como se observa en la Figura 1.8, aproximadamente el 66,71% del consumo nacional se concentró en las unidades de negocio: CNEL EP – Guayaquil con 21,93%, E.E. Quito con 17,95%; CNEL EP – Guayas Los Ríos con 9,12%, CNEL EP – Manabí con 7,76%, CNEL EP – El Oro con 5,13% y E.E. Regional Centro Sur con 4,83%.

En tanto que, si se analiza por empresas, se evidencia que el 78,43% del consumo total se concentró en CNEL EP y la E.E. Quito, con el 60,48% y el 17,95% respectivamente.

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

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

pág. 30


Figura 1.10 Consumo Energético

1.2.2. DEMANDAS DE POTENCIA MÁXIMA

Durante el 2018, las máximas demandas de potencia que se registraron en las empresas distribuidoras se muestran en la Tabla 1.4 y Figura 1.11.

Tabla 1.4 Demandas de potencia máxima (MW),2018

EMPRESA DISTRIBUIDORA

Potencia Máxima Anual

(2017)

Potencia Máxima Anual

(2018) % Crecimiento

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO BOLÍVAR 20,21 20,14 -0,35%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO 186,32 198,07 6,31%

0,12%

0,39%

0,40%

1,07%

1,55%

1,57%

1,94%

2,36%

2,49%

2,56%

2,72%

2,85%

2,86%

2,91%

3,29%

4,21%

4,83%

5,13%

7,76%

9,12%

17,95%

21,93%

GRAN CONSUMIDOR NOVAPAN

E. E. AZOGUES

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO BOLÍVAR

EXPORTACIÓN COLOMBIA + PERÚ

E. E. RIOBAMBA

E. E. REGIONAL SUR

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO LOS RÍOS

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS

E. E. REGIONAL NORTE

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTO DOMINGO

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO

CONSUMOS PROPIOS

E. E. REGIONAL CENTRO SUR

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS- LOS RÍOS

E. E. QUITO

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL

CNEL EP60,48%

E. E. QUITO17,95%

OTRAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

20,51%

EXPORTACIÓN1,07%

pág. 31


CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS 106,06 100,26 -5,47%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL 923,95 940,01 1,74%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS- LOS RÍOS

385,92 375,13 -2,80%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO LOS RÍOS 79,54 81,57 2,55%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ 291,86 322,36 10,45%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO 139,45 180,48 29,42%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA 121,11 143,23 18,26%


106,08 110,64 4,30%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS 93,93 108,69 15,71%

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE 125,78 124,59 -0,95%

E. E. AZOGUES 14,13 16,14 14,23%

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI 96,15 110,38 14,80%

E. E. QUITO 766,64 783,74 2,23%

E. E. REGIONAL NORTE 109,30 108,52 -0,71%

E. E. REGIONAL CENTRO SUR 186,09 195,39 5,00%

E. E. REGIONAL SUR 65,01 69,03 6,18%

E. E. RIOBAMBA 72,99 72,64 -0,48%

El máximo valor de crecimiento de la demanda registrado corresponde a CNEL EP – Milagro, debido al incremento de toma de carga de ADELCA que, en el 2018 llegó a un máximo de 75 MW, mientras que en el 2017 el mayor valor alcanzado fue de 15,4 MW; es decir, un incremento de casi 5 veces.

En casi el 70% de las empresas distribuidoras, el crecimiento de demanda de potencia fue en positivo.

Sectorizando por regiones, las empresas que registraron los mayores crecimientos fueron: CNEL EP – Milagro en la costa; CNEL EP – Sucumbíos en el oriente y la E. E. Provincial Cotopaxi en la Sierra.

Por otro lado, CNEL EP – Esmeraldas presentó el máximo crecimiento negativo en la Costa y la E. E. Ambato Regional Centro Norte en la Sierra.

pág. 32


Figura 1.11 Demanda máxima de potencias (MW), 2018

A nivel sistémico, las máximas demandas diarias de potencia se muestran en la Figura 1.12.

1,7% 2,2%

-2,8%

10,5%

6,3%

5,0%

29,4%

-0,9%

18,3%

-0,7%

4,3%

-5,5%

14,8%15,7%

2,6%

-0,5%

6,2%

-0,3%

14,2%

-10,0%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

0,0

250,0

500,0

750,0

1000,0

Potencia Máxima Anual (2017) Potencia Máxima Anual (2018) % Crecimiento

pág. 33


Figura 1.12 Demandas máximas sistémicas (MW), 2018

RESERVAS E INDISPONIBILIDADES

1.3.1. RESERVAS DE GENERACIÓN

Al 31 de diciembre de 2018, la reserva energética en los embalses llegó a 837,13 GWh, con una diferencia de 40,13 GWh superior a la del 2017 y un crecimiento del 5%.

Esta reserva se calculó en función de los niveles de embalse alcanzados hasta finales de año, mismos que registraron las siguientes cotas: Mazar (2 145,69 msnm); Amaluza (1 982,12 msnm); Daule Peripa (71,36 msnm); Pisayambo (3 559,94 msnm) y Coca Codo Sinclair (1 222,5 msnm).

Las reservas individuales de cada embalse, en función del nivel alcanzado aportaron con los valores indicados en la Figura 1.13:

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

1/1

/201

8

15

/1/2

018

29

/1/2

018

12

/2/2

018

26

/2/2

018

12

/3/2

018

26

/3/2

018

9/4

/201

8

23

/4/2

018

7/5

/201

8

21

/5/2

018

4/6

/201

8

18

/6/2

018

2/7

/201

8

16

/7/2

018

30

/7/2

018

13

/8/2

018

27

/8/2

018

10

/9/2

018

24

/9/2

018

8/1

0/2

018

22

/10/2

01

8

5/1

1/2

018

19

/11/2

01

8

3/1

2/2

018

17

/12/2

01

8

31

/12/2

01

8

Demanda Nacional + Exportaciones

(25 Enero)4 073,61

Demanda Nacional (24 Abril)3 933,41

pág. 34


Figura 1.13 Reserva Energética a fin de 2018 (GWh)

La evolución mensual total y por embalse se esquematiza en las Figuras 1.14 y 1.15, en las que se evidencia que la máxima reserva de energía se registró en junio alcanzando un valor de 1 496,72 GWh con un aporte mayoritario del embalse Mazar (836,21 GWh); y, la mínima reserva se presentó en febrero llegando a los 582,87 GWh, con una participación mayoritaria del embalse Mazar (340,97 GWh).

Figura 1.14 Reserva Energética Mensual (GWh), 2018

Amaluza63,857,6%

Mazar672,8480,4%

Daule Peripa26,813,2%

Pisayambo73,038,7%

Coca Codo Sinclair

0,600,1%

739,62

582,87646,64

999,79

1 492,36 1 496,72 1 465,491 391,18

1 061,18

830,18908,60

837,13

20

18-0

1-3

1

20

18-0

2-2

8

20

18-0

3-3

1

20

18-0

4-3

0

20

18-0

5-3

1

20

18-0

6-3

0

20

18-0

7-3

1

20

18-0

8-3

1

20

18-0

9-3

0

20

18-1

0-3

1

20

18-1

1-3

0

20

18-1

2-3

1

pág. 35


Figura 1.15 Reserva energética mensual por embalse (m3/s), 2018

1.3.2. INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN

Durante el 2018 se suscitaron varios causales que disminuyeron la disponibilidad técnica de las unidades generadoras, entre éstos se tiene: fallas, mantenimientos (programados, emergentes y no programados), falta de combustible, terceros y casos fortuitos.

Como producto de los eventos mencionados, la potencia indisponible promedio total alcanzó los 1 097 MW, compuesta por 548 MW de indisponibilidad hidráulica y 549 MW de indisponibilidad térmica; lo cual representa el 16% de la potencia efectiva instalada total (6 847,3 MW). El comportamiento mensual se presenta en la Figura 1.16.

0

400

800

1200

1600

20

18

-01

-31

20

18

-02

-28

20

18

-03

-31

20

18

-04

-30

20

18

-05

-31

20

18

-06

-30

20

18

-07

-31

20

18

-08

-31

20

18

-09

-30

20

18

-10

-31

20

18

-11

-30

20

18

-12

-31

Amaluza Mazar Daule Peripa Pisayambo Coca Codo Sinclair

pág. 36


Figura 1.16 Potencia promedio indisponible mensual (MW), 2018

La máxima potencia indisponible promedio hidráulica se registró en noviembre con 832,60 MW producto de la indisponibilidad de centrales importantes tales como: San Francisco (224 MW), Coca Codo Sinclair U8 (187,5 MW). En el ámbito térmico, el máximo valor se presentó en junio con 669,09 MW, debido a la indisponibilidad de centrales como: Gonzalo Zevallos (140 MW), Enrique García (95,7 MW) y Esmeraldas (128 MW) entre otras. La máxima indisponibilidad de potencia se registró en noviembre con 1 900,6 MW y la mínima indisponibilidad fue en abril con 1 075,9 MW.

1.4. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES

1.4.1. EXPORTACIONES

El importante incremento de la generación hidráulica por el ingreso de nuevos proyectos como Minas San Francisco con 270 MW y Delsitanisagua con 180 MW, contribuyó a que se incrementen las exportaciones internacionales de 210,99 GWh en el 2017 a 254,56 GWh en el 2018, registrándose un crecimiento del 20,65%. El mes con mayor exportación fue enero con 117,71 GWh.

Si tomamos como referencia el máximo valor histórico de energía exportada que se registró en el 2016 con 400,94 GWh, el valor alcanzado en el 2018 representa el 63,49%.

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Hidráulica 652,69 613,78 518,42 407,26 443,08 431,06 668,34 408,14 442,04 642,31 832,60 518,68

Térmica 409,16 383,16 436,84 487,58 544,70 669,09 643,72 598,47 603,90 577,78 625,83 598,52

Total 1 061,85 996,94 955,27 894,84 987,77 1 100,15 1 312,06 1 006,60 1 045,93 1 220,09 1 458,43 1 117,20

1 061,85996,94

955,27894,84

987,77

1 100,15

1 312,06

1 006,601 045,93

1 220,09

1 458,43

1 117,20

pág. 37


Del total de la energía exportada, el 91,59% fue para Colombia y el 8,41% para Perú. La evolución mensual de las exportaciones se muestra en la Figura 1.17.

Figura 1.17 Exportaciones de energía mensual (GWh), 2018

1.4.2. IMPORTACIONES

El total importado desde Colombia por el enlace Pomasqui – Jamondino 230 kV fue de 106,07 GWh, valor que representa 5,72 veces lo importado en el 2017 (18,52 GWh) o un crecimiento del 472,80%. En este año no se registraron importaciones desde Perú. El mes con mayor importación fue octubre con 57,67 GWh.

Si tomamos como referencia el máximo valor histórico de energía importada que se registró en el 2014 con 836,74 GWh, el valor alcanzado en el 2018 representa el 12,68%. En la Figura 1.18 se muestra la información mensual correspondiente al 2018.

En este año no se importó a través del enlace Tulcán – Panamericana 138 kV y la máxima potencia importada por la interconexión Ecuador – Colombia 230 kV se registró el 9 de octubre.

Figura 1.18 Importaciones de energía (GWh), 2018


117,71

25,32

5,48

17,62 14,24 8,59 5,91

17,25 9,94

0,12 0,16

32,23

0,02 0,04 0,02 0,16 0,13 0,23 0,31 0,35 0,39

57,67

46,57

0,18


pág. 38


1.5. FALLAS REGISTRADAS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO SNI

En 2018, se registraron 3 354 salidas forzadas en elementos del SNI, de los cuales, el 66,25% (2 222) corresponde a generación, el 18,22% (611) a distribución y el 15,53% (521) a transmisión.

A nivel de transmisión, el máximo valor de salidas forzadas se registra en líneas de transmisión con 242 disparos, que representan el 7,22%, seguido de campos de conexión con el 6,71% (225 disparos), elementos de compensación con el 2,03% (68), transformadores con el 1,76% (59) y, el 0.51% que corresponden a disparos de barras (17).

Figura 1.19 Salidas forzadas por elementos

En el mes de marzo, se registró la mayor parte de las salidas forzadas de elementos del SNI (493), de las cuales, el 68,4% se registraron en centrales de generación (incluida la salida de generación del sistema colombiano que provocaron una variación de frecuencia de +/- 0,2 Hz), el 20,5% en elementos del sistema nacional de transmisión (contabilizado de acuerdo a lo establecido en la Regulación CONELEC 003/08 “Calidad del transporte de electricidad y del servicio de transmisión y conexión en el sistema nacional interconectado”) y, el 11,1% corresponde a desconexiones de demanda en las empresas distribuidoras, mayores a 5 MW y que no provocaron el disparo de elementos de transmisión.

En la Figura 1.20 se muestra la frecuencia de salidas forzadas por elementos de generación, transmisión y distribución.

Generación; 2 222

Distribución; 521

L. Transmisión; 242

Puntos Conexión; 225

Transformador; 59

E. Compensación; 68Barras; 17

Otros; 6113 354

FALLAS

pág. 39


Figura 1.20 Salida forzada por elementos durante 2018.

El esquema de alivio de carga por baja frecuencia (EAC-BF) es determinado por el CENACE, el mismo que es implementado por las empresas de distribución de electricidad con el objetivo de preservar la operación del SNI, ante eventos que originan pérdida de generación y subsecuentes desbalances entre la carga y la generación, que afectan a la frecuencia. En el año 2018, se registraron 9 eventos que provocaron la actuación del EAC-BF, de los cuales: 8 ocurrieron por eventos en el sistema ecuatoriano y, 1 por eventos en el sistema colombiano. En la tabla 1.5, se muestra el detalle de los eventos mencionados:

Tabla 1.5 Eventos que provocaron la actuación del EAC-BF.

FECHA EVENTO FRECUENCIA

(HZ) PASOS

2/3/2018 15:21

Disparo de los siguientes elementos:

Posición Chorrillos 1 de la S/E Quevedo.

Posiciones: Vergeles, Quinto Guayas, Cervecería y Daule de 69 kV de la S/E Pascuales

Posición Totoras de 230 kV de la S/E Molino

Posición de bajo voltaje del autotransformador ATL 230/69 kV de la subestación Riobamba.

58,06 7

2/3/2018 15:23

Circuitos 1, 2, 3 y 4 de la L/T Pomasqui - Jamondino de 230 kV

Unidades 3, 5, 7 y 8 de la central Coca Codo Sinclair.

Posiciones Zhoray 1 y Pascuales 1 de 230 kV de la subestación Molino.

Posición Riobamba de 230 kV de la subestación Totoras

59,33 1

245 246

493

333

283

141

184209

220

438

289273


Generación Distribución Transmisión

pág. 40


FECHA EVENTO FRECUENCIA

(HZ) PASOS

Posición de acoplamiento de barras de 69 kV de la subestación Salitral

19/03/2018

16:53 Disparo de la unidad 3 de la central Sopladora. 59,39 1

25/04/2018

9:34 Disparo de la central Guavio del sistema colombiano 59,37 1

05/09/2018

15:43 Disminución de generación de la central Coca Codo Sinclair 59,40 1

08/10/2018

13:49

Disparo de: elementos de 500 kV del SNT, central Coca Codo Sinclair y circuitos 1, 2, 3 y 4 de la L/T Pomasqui - Jamondino de 230 kV

58,23 7

08/10/2018

22:05 58,56 6

09/10/2018

8:51 59,12 2

10/11/2018

15:42 Disparo de la L/T Milagro - Sopladora de 230 kV 59,13 2

1.5.1. FRECUENCIA DE FALLAS GENERACIÓN

En las empresas de generación del sistema ecuatoriano, se registraron 2 222 fallas, de estos eventos: el 25,52% (567) corresponden a salidas forzadas (fallas) en CELEC EP,

CELEC EP 567

E. E. REGIONAL NORTE 193

EE. QUITO 164

HIDALGO E HIDALGO 138

HIDROTAMBO 116

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI 114

GENEROCA 90

GASGREEN S.A. 71

CEM IPNEGAL 65 ELECAUSTRO 65

EMAC - BGP ENERGY 58

HIDRONORMANDIA 58

HIDROSANBARTOLO 55

HIDROSIGCHOS 49

SISTEMA COLOMBIANO 48

E. E. REGIONAL SUR 45

ECOLUZ 42

E. E. RIOBAMBA 35

HIDROALTO 34

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL 32

HIDROABANICO 32

HIDROVICTORIA 31

EPMAPS 27

HIDRONACION 24

ELITENERGY 23

ENERMAX 20

OTRAS 26 …

Figura 1.21 Frecuencia de fallas por empresa, 2018.

pág. 41


el 8,69% (193) a EMELNORTE y el 7,38% a centrales de generación de la E. E. Quito; el resto de porcentajes se muestra en el siguiente gráfico comparativo:

Figura 1.22 Frecuencia de fallas CELEC EP, 2018.

Los gráficos siguientes muestran la frecuencia de fallas en CELEC EP por central:

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA

47%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO COCA CODO

SINCLAIR11%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO

TERMOESMERALDAS9%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE

6%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS

6%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOGAS

MACHALA5%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAZOGUES

4%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO GENSUR

4%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACION

4%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOMANABÍ

2%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN

1%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO ENERJUBONES

1%

pág. 42


Figura 1.23 Frecuencia de fallas por central, 2018.

Villonaco; 5

Trinitaria; 4

Sopladora; 19

Santa Elena II; 1

San Francisco; 6 Pucará; 2

Paute; 14

Miraflores ; 22

Minas San Francisco; 3

Mazar; 4

Marcel Laniado de Win; 20

Manta 2; 5

Manduriacu; 17

Machala Gas 2; 19 Machala Gas; 7

La Propicia; 22

Jaramijó; 5

Gonzalo Zevallos; 31

Esmeraldas II; 6 Esmeraldas; 3

Delsitanisagua; 16

Coca Codo Sinclair; 43

Alazán; 25

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO COCA CODO SINCLAIR



CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOMANABI

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMO GAS MACHALA




CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYAN


Dayuma59

Jivino 358

Guangopolo II48

Jivino 233

Jivino 130

Guangopolo13

Loreto 11

Payamino11

Santa Rosa4

Celso Castellanos1

Otros16

pág. 43


1.5.2. FRECUENCIA DE FALLAS TRANSMISIÓN

El análisis de las fallas contempla las instalaciones del sistema de transmisión y puntos de conexión en el Sistema Nacional de Transmisión SNT, las mismas que se clasifican por elemento y origen de la falla. El procesamiento estadístico de la información y cálculo de índices está basado en la metodología establecida tanto en la Regulación CONELEC No. 003/08, como en su procedimiento de aplicación. De los 611 registros, el 89,76% (564) corresponde a disparos de elementos de CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y el 10,24% a otras empresas, como se muestran en la Figura 1.24.

Figura 1.24 Frecuencia de fallas en la Empresa de Transmisión, 2018.

En el Sistema Nacional de Transmisión desde el 01 de enero hasta el 31 de diciembre de 2018, se han registrado 611 fallas, clasificadas por elemento de la siguiente forma:

Figura 1.25 Fallas en el SNT, 2018.

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO COCA CODOSINCLAIRHIDRONACION

E.E. QUITO

ELITENERGY

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOGASMACHALAHIDROALTO

HIDRONORMANDIA

HIDROSANBARTOLO


205

112105

68

59

25136 6 55

2Campos de conexión 69 kV

Líneas de transmisión 230 kV


Compensadores

Transformadores


Campos de conexión 138 kV

Barras 69 kV

Barras 230 kV

Barras 138 kV



pág. 44


Del total de fallas registradas, el 39,61% (242) corresponde a líneas de transmisión, el 36,82% (225) corresponden a disparos de campos de conexión, 9,66% (59) a transformadores, el 11,13% (68) a disparos de elementos de compensación y el 2,78% (17) corresponde a barras.

1.6. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO, SNI

En 2018 se registraron 4 896 mantenimientos en elementos del SNI, de las cuales: el 57 % (2 776) corresponde a mantenimientos programados, el 30% (1 454) corresponde a mantenimientos emergentes y el 14% (666) a mantenimientos sin número de registro.

En relación al 2017, se ha producido un incremento del 4.9 % (220) de mantenimientos consignados en el año 2018.

1 351,00

569,00

809,00

0,0047,00

517

270

511

19

137

0 10

656

0 0

Transmisión Distribución Generación Interconexión CENACE

Mantenimientos programados Mantenimientos emergentes Sin Número Registro

4.896

TOTAL MANTENIMIENTOS

pág. 45


Figura 1.26 Mantenimientos en los elementos del SNI, 2018.

En 2018 se registró un total de 62,87% de cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación, para lo cual se muestra a continuación el cumplimiento mismo.

Figura 1.27 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación, 2018.

0

500

1000

1500

2000

2500

Dis

trib

uci

ón

Gen

erac

ión

Inte

rco

nex

ión

Tran

smis

ión

CEN

AC

E

Dis

trib

uci

ón

Gen

erac

ión

Inte

rco

nex

ión

Tran

smis

ión

CEN

AC

E2017 2018

Mantenimientos programados Mantenimientos emergentes

Sin Número Registro

5472

61

63

56

46

49

39

54

57

71

54

72,22

45,83

42,62

76,19

62,50

69,5773,47

56,41

66,67

75,44

59,1561,11

0

10

20

30

40

50

60

70

80


2017 2018

4 492 4 712

TOTAL MANTENIMIENTOS

57%30%

13% MantenimientosprogramadosMantenimientosemergentesSin NúmeroRegistro

57%

62,87%

CUMPLIMIENTO

ANUAL

MANTENIMIENTOS CONSIGNADOS

pág. 46


En 2018, se registró un total del 74,59% de cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión; para lo cual a continuación se muestra el cumplimiento del mismo.

Figura 1.28 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión, 2018.

En la Figura 1.29 se puede observar el indicador de horas de ejecución de mantenimientos que presentaron desconexión de carga. A continuación, se presentan los principales mantenimientos:

Figura 1.29 Mantenimientos de distribuidoras con desconexión de carga (horas), 2018.

410

5 6 712

20 22

3438

14 13

75,0080,00

60,00

16,67

71,43

83,3380,00 81,82

76,47

65,79 78,57

92,31


244,32

152,98

111,20100,15

81,82

38,6530,97

23,57 23,05 21,30 20,35 18,4812,78 12,07 11,13

4,60 4,23 1,27

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

Ho

ras

74,59%

CUMPLIMIENTO

ANUAL

pág. 47


1.6.1. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR UNIDAD DE NEGOCIO DE GENERACIÓN

De los 1 856 mantenimientos ejecutados en generación, el 58,46% (1 085) corresponden a CELEC EP y del 41,54% restante, la Empresa Eléctrica Ambato presenta el mayor número de mantenimientos (121). El total de mantenimientos, corresponde a mantenimientos programados, emergentes y sin número de registro.

Figura 1.30 Frecuencia de mantenimientos por Unidad de Negocio de Generación.

1

1

1

1

2

2

5

8

9

9

11

12

14

15

17

17

17

20

20

22

25

26

28

53

56

69

77

112

121

1 085,00

COAZUCAR

ELITENERGY

INGENIO SAN CARLOS

INTERVISA

ECOELECTRI

ENERMAX

HIDROVICTORIA

ECOLUZ

E. E. PROVINCIAL…

GASGREEN S.A.

EMAC-BGP ENERGY CEM

ECUAGESA

HIDROTAMBO

HIDRONORMANDIA

EPMAPS

HIDROSANBARTOLO

E. E. REGIONAL SUR

HIDROSIGCHOS

SIBIMBE

HIDROABANICO

CNEL EP

C.E.M. IPNEGAL

HIDROALTO

E. E. RIOBAMBA

GENEROCA

ELECAUSTRO

E. E. QUITO

E. E. REGIONAL NORTE

E. E. AMBATO…

CELEC EP

pág. 48


1.6.2. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESAS DE GENERACIÓN

CELEC EP registra 1 085 mantenimientos ejecutados, de los cuales: el 21,94% corresponden a la empresa CELEC EP Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair, el 14,93% a CELEC EP Unidad de Negocio Electroguayas, el 13,27% a CELEC EP Unidad de Negocio Termomanabí y el 9,31% a CELEC EP Unidad de Negocio Hidropaute.

Figura 1.31 Frecuencia de mantenimientos por empresas de generación

La central que registra mayor número de mantenimientos de CELEC EP es la Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair con 221 mantenimientos ejecutados. La central Santa Elena II perteneciente a CELEC EP Unidad de Negocio Electroguayas, registra 92 mantenimientos ejecutados. A continuación, en la Figura 1.32 se presenta un resumen de las empresas con mayor número de mantenimientos.

Figura 1.32 CELEC EP con mayor número de mantenimientos, 2018.

238

162

144

101

98

86

73

71

59

29

18

6

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO COCA CODO SINCLAIR


CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOMANABI


CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN


CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMO GAS MACHALA




0

50

100

150

200

250

Coca CodoSinclair

Manduriacu Santa ElenaII

Santa ElenaIII

CentralGonzaloZevallos

Trinitaria Gas GonzaloZevallos

EnriqueGarcía

CELEC EP COCA CODOSINCLAIR

CELEC EP ELECTROGUAYAS

221

17

92

20 17 13 12 8

pág. 49


1.6.3. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA Y ELEMENTOS DE TRANSMISIÓN

De los 1 583 mantenimientos ejecutados, el 49,21% (779) corresponden a campos de conexión, el 25,14% (398) a líneas de transmisión, el 11,05% (175) a subestaciones, el 8,09% (128) a transformadores, el 3,41% (54) a equipos y sistemas, el 2,40% (38) a barras, y el 0,69% (11) a elementos de compensación.

Figura 1.33 Frecuencia de mantenimientos por empresa y elementos de transmisión, 2018.

El 95,80% (1 552) de los mantenimientos en el Sistema Nacional de Transmisión fueron realizados por CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y el 4,20% (68) por otros participantes del sector eléctrico.

Campos de conexión49,21%

Líneas de transmisión

25,14%

Subestaciones11,05%

Transformadores8,09%

Equipos y Sistemas3,41%

Barras2,40%

Capacitores0,57% Reactores

0,13%

pág. 50


Figura 1.34 Mantenimientos en el SNT.

1.6.4. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

En las Empresas de Distribución se ejecutaron un total de 823 mantenimientos, el 80,68% (664) corresponden a la unidad de negocio CNEL EP y el 19,32 % a otros participantes del sector eléctrico.

Figura 1.35 Frecuencia de mantenimientos por Empresa de Distribución.

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC;

95,80%

SISTEMA COLOMBIANO;

0,80%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO GENSUR;

0,68%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACION;

0,56%

HIDROSANBARTOLO S.A.; 0,56%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO COCA CODO SINCLAIR;

0,49%

EE. QUITO;0,31%

SISTEMA PERUANO; 0,31%

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS;

0,19%

ELECTROQUIL;0,12%

HIDRONORMANDIA;0,12%

HIDROABANICO;0,06%

Otros; 4,20%

CNEL EP; 80,68%

EE. QUITO; 4,37%

E. E. RIOBAMBA; 4,01%

E. E. AMBATO REGIONAL …

E. E. REGIONAL CENTRO SUR; 2,92%

E. E. REGIONAL SUR; 1,70%

E. E. REGIONAL NORTE; 1,22%

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI; 0,97%

E. E. AZOGUES; 0,61%

pág. 51


En la CNEL EP, la Unidad de Negocio Guayas los Ríos registra el mayor número de mantenimientos: 34,64% (230).

Figura 1.36 Frecuencia de mantenimientos por cada unidad de negocio de CNEL EP.

ENERGÍA NO SUMINISTRADA

Durante el 2018 se registró una Energía No Suministrada – ENS, de 15 469 MWh; de los cuales: el 54% corresponde a fallas y el 46% a mantenimientos.

13

14

21

28

33

58

59

89

119

230

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO LOS RÍOS


CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBIOS

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS LOS RÍOS

pág. 52


Figura 1.37 Energía no suministrada durante el 2018

La energía no suministrada corresponde a 5,32 horas de desconexión total de la demanda eléctrica del sistema; con respecto al año 2017, se redujo 0,08 horas. En cuanto a la ENS provocada por fallas, corresponde a 2,89 horas de desconexión total de demanda en el sistema; este valor disminuyó en 0,14 horas con respecto al año 2017.

1.4.1. HISTÓRICO DE LAS HORAS EQUIVALENTES A DESCONEXIÓN

A continuación, se muestra la evolución durante 8 años de las horas equivalentes de desconexión de demanda por fallas y mantenimientos.

pág. 53


Figura 1.38 Horas equivalentes de desconexión, 2010 – 2018.

2. TRANSACCIONES COMERCIALES

2.1. ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DE LAS TRANSACCIONES DE BLOQUES ENERGÉTICOS

De conformidad con lo establecido en el artículo 20 de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, LOSPEE, el Operador Nacional de Electricidad, CENACE actúa como administrador comercial de las transacciones de bloques energéticos; sobre la base de las atribuciones y deberes definidos en la Ley, administra técnica y comercialmente las transacciones internacionales de electricidad en representación de los partícipes del sector eléctrico.

En este sentido, el Operador se encarga de registrar, liquidar, administrar técnica y financieramente las transacciones comerciales entre los participantes del sector eléctrico e interconexiones internacionales de electricidad; además, controla los movimientos financieros del sector eléctrico.

Con respecto a las Transacciones Internacionales de Electricidad, TIE, el CENACE es el “Administrador del Mercado Ecuatoriano”. Desde 2003 mantiene suscrito un acuerdo comercial con la empresa colombiana XM Compañía Expertos de Mercado S.A. para la liquidación coordinada de las TIE’s de corto plazo, la administración, facturación, cobro y pago de las garantías y de las transacciones por parte de los Administradores de Mercado, dentro del marco la Ley aplicable.

En el circuito transaccional técnico – económico, las transacciones comerciales pertenecen al último proceso de la cadena, posterior a la operación en tiempo real, se determinan las remuneraciones y pagos que deben efectuarse entre las empresas

8,84 8,89

7,516,91

5,57

6,72

5,40 5,32

0,00

3,00

6,00

9,00

12,00

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Ho

ras

pág. 54


participantes del mercado eléctrico por la prestación del servicio de energía eléctrica, incluyendo las transacciones internacionales de electricidad.

Figura 2.1 Circuito Transaccional Técnico-Económico

2.1.1. PARTICIPANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO

Según se indica en el artículo 39 de la LOSPEE, el sector eléctrico ecuatoriano está constituido por las personas jurídicas dedicadas a las actividades de generación, autogeneración, transmisión, distribución y comercialización, alumbrado público general, importación y exportación de energía eléctrica, así como, por las personas naturales o jurídicas que sean considerados consumidores o usuarios finales.

En el presente capítulo, se hace referencia específicamente a las transacciones de energía en bloque; por lo tanto, no se considera a los consumidores o usuarios finales.

GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN

Las empresas públicas y privadas habilitadas por la autoridad concedente ejercen actividades de generación. La liquidación de energía proveniente de la generación se realiza en función del contrato regulado, contrato bilateral o en el caso de la generación no convencional de conformidad con la tarifa establecida en la normativa vigente.

Por otra parte, la actividad de autogeneración es efectuada por empresas privadas autorizadas para este fin. En este caso, las transacciones que se realizan en el mercado corresponden a los excedentes de energía, mismos que son liquidados en función de las tarifas establecidas en los contratos regulados que mantienen suscritos con las empresas de distribución. A continuación, en la Tabla 2.1 se detalla el número de empresas generadoras y autogeneradoras en 2018.

pág. 55


Tabla 2.1 Generadores y Autogeneradores 2018.

EMPRESAS PRIVADAS No. EMPRESAS No. CENTRALES DE

GENERACIÓN No. UNIDADES DE

GENERACIÓN

BIOGAS 2 2 2

BIOMASA 3 3 3

FOTOVOLTAICA 22 24 24

HIDROELÉCTRICA 15 18 38

TÉRMOELÉCTRICA 3 3 10

EMPRESAS PÚBLICAS No. EMPRESAS No. CENTRALES DE

GENERACIÓN No. UNIDADES DE

GENERACIÓN

EÓLICA 1 1 1

HIDROELÉCTRICA 11 38 107

TÉRMOELÉCTRICA 6 36 109

TOTAL 63 125 294

La generación aislada, como en las islas Galápagos, sistemas aislados del Oriente e isla Puná son parte de la liquidación del mercado eléctrico conformado por los contratos regulados con TERMOPICHINCHA, acorde con las disposiciones emitidas por el organismo regulador.

En 2018, se registraron 125 centrales de generación operativas, de las cuales 50 pertenecen a empresas de generación privadas y 75 pertenecen a empresas de generación públicas. La generación más representativa se concentró en la empresa pública Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP, con 11 unidades de negocio.

Tabla 2.2 Centrales de generación operativas

CENTRALES DE GENERACIÓN PÚBLICAS CENTRALES DE GENERACIÓN PRIVADAS

C. E. VILLONACO C. H. SOPLADORA C. F. GENRENOTEC C. H. CORAZON

C. H. AGOYÁN C. T. ÁLVARO TINAJERO C. F. SANSAU C. H. DUE

C. H. ALAO C. T. ANÍBAL SANTOS C. F. WILDTECSA C. H. HIDROCAROLINA

C. H. ALAZÁN C. T. CATAMAYO C. F. ALTGENOTEC C. H. CALOPE

C. H. AMBI C. T. CELSO CASTELLANOS C. F. BRINEFORCORP C. H. LORETO

C. H. BABA C. T. DAYUMA C. F. ELECTRISOL C. H. NORMANDIA

C. H. CARLOS MORA CARRIÓN C. T. EL DESCANSO C. F. GONZAENERGY C. H. PALMIRA

C. H. COCA CODO SINCLAIR C. T. ENRIQUE GARCÍA C. F. LOJAENERGY C. H. PAPALLACTA

C. H. CUMBAYÁ C. T. ESMERALDAS C. F. PARAGACHI C. H. PUSUNO 1

C. H. DELSITANISAGUA C. T. ESMERALDAS 2 C. F. PREDIO 1 C. H. SAN BARTOLO

C. H. EL CARMEN C. T. GONZALO ZEVALLOS C. F. RENOVALOJA C. H. SAN JOSÉ DE TAMBO

C. H. GUALACEO C. T. GUALBERTO HERNÁNDEZ C. F. SABIANGO C. H. SIBIMBE

C. H. GUANGOPOLO C. T. GUANGOPOLO C. F. SALINAS C. H. SIGCHOS

C. H. ILLUCHI I C. T. GUANGOPOLO 2 C. F. SAN PEDRO C. H. TOPO

C. H. ILLUCHI II C. T. ISLA PUNÁ C. F. SANERSOL C. H. URAVÍA

pág. 56


CENTRALES DE GENERACIÓN PÚBLICAS CENTRALES DE GENERACIÓN PRIVADAS

C. H. ISIMANCHI C. T. JARAMIJÓ C. F. SARACAYSOL C. T. VICTORIA II DIESEL

C. H. LA MERCED DE BUENOS AIRES C. T. JIVINO 1 C. F. SOLCHACRAS C. T. ECOELECTRIC

C. H. LA PLAYA C. T. JIVINO 2 C. F. SOLHUAQUI C. T. ECUDOS

C. H. LOS CHILLOS C. T. JIVINO 3 C. F. SOLSANTONIO C. T. EL INGA

C. H. MANDURIACU C. T. LA PROPICIA C. F. SOLSANTROS C. T. GENEROCA

C. H. MARCEL LANIADO DE WIND C. T. LLIGUA C. F. SUNCO MULALÓ C. T. LAFARGE

C. H. MAZAR C. T. LORETO C. F. SUNCO PASTOCALLE C. T. PICHACAY

C. H. MINAS SAN FRANCISCO C. T. LULUNCOTO C. F. SURENERGY C. T. SAN CARLOS

C. H. NAYÓN C. T. MACHALA GAS C. F. TREN SALINAS C.H. HIDROVICTORIA

C. H. OCAÑA C. T. MACHALA GAS 2

C. H. ABANICO

C.H. MICROCENTRAL TANQUE ALTO CARCELÉN C. H. PASOCHOA

C. H. PAUTE C. T. MANTA 2

C. H. PENÍNSULA C. T. MÉNDEZ

C. H. PUCARÁ C. T. MIRAFLORES

C. H. RECUPERADORA C. T. PAYAMINO

C. H. RÍO BLANCO C. T. QUEVEDO 2 UNIDADES DE NEGOCIO CELEC EP

C. H. RÍO CHIMBO C. T. SANTA ELENA 2

C. H. SAN FRANCISCO C. T. SANTA ELENA 3 CELEC EP UN ENERJUBONES CELEC EP UN HIDRO AGOYÁN

C. H. SAN MIGUEL DE CAR C. T. SANTA ROSA CELEC EP UN COCA CODO SINCLAIR

CELEC EP UN HIDRO PAUTE

C. H. SAUCAY C. T. SISTEMAS AISLADOS CELEC EP UN GENSUR CELEC EP UN HIDRONACIÓN

C. H. SAYMIRÍN C. T. SISTEMAS INSULARES CELEC EP UN HIDROAZOGUES CELEC EP UN TERMOESMERALDAS

C. H. SAYMIRÍN 5 C. T. TRINITARIA CELEC EP UN TERMOMANABI CELEC EP UN TERMOGAS MACHALA

C. H. SERMAA C.T. MACAS PROVISIONAL CELEC EP UN ELECTROGUAYAS

CELEC EP UN TERMOPICHINCHA

TRANSMISIÓN

Conforme se indica en el artículo 42 de la LOSPEE, la actividad de transmisión de electricidad es una competencia del Estado, la cual se realiza a través de la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC, empresa encargada de la expansión del Sistema Nacional de Transmisión, sobre la base de los planes elaborados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, MERNNR.

El transmisor debe permitir el libre acceso de terceros a su sistema, en los términos que se establezcan en la regulación correspondiente, el reconocimiento económico para la actividad de transmisión se la realiza sobre la base de la tarifa fija de transmisión definida por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad, ARCONEL en el análisis y determinación del costo del servicio público de energía eléctrica.

DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

La actividad de distribución y comercialización de electricidad es realizada por el Estado, a través de personas jurídicas debidamente habilitadas. Es obligación de las empresas de distribución, expandir su sistema en función de los lineamientos de planificación

pág. 57


emitidos por el MERNNR, con el fin de satisfacer la demanda de servicio de electricidad requerido dentro de su área de concesión (área geográfica).

En la actualidad se cuenta con 9 empresas de distribución; una de las cuales, la Corporación Nacional de Electricidad – CNEL EP, que agrupa a 11 unidades de negocio, siendo así una de las empresas con mayor demanda de energía.

Tabla 2.3 Empresas Eléctricas de Distribución y Comercialización

EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN NATURALEZA JURÍDICA

CNEL EP PÚBLICA

CNEL EP UN EL ORO PÚBLICA

CNEL EP UN MANABÍ PÚBLICA

CNEL EP UN GUAYAS LOS RÍOS PÚBLICA

CNEL EP UN SANTO DOMINGO PÚBLICA

CNEL EP UN SANTA ELENA PÚBLICA

CNEL EP UN LOS RÍOS PÚBLICA

CNEL EP UN MILAGRO PÚBLICA

CNEL EP UN ESMERALDAS PÚBLICA

CNEL EP UN GUAYAQUIL PÚBLICA

CNEL EP UN SUCUMBÍOS PÚBLICA

CNEL EP UN BOLÍVAR PÚBLICA

E. E. REGIONAL CENTRO SUR SOCIEDAD ANÓNIMA

E. E. REGIONAL NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA

E. E. REGIONAL SUR SOCIEDAD ANÓNIMA

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA

E. E. AZOGUES SOCIEDAD ANÓNIMA

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI SOCIEDAD ANÓNIMA

E. E. QUITO SOCIEDAD ANÓNIMA

E.E. RIOBAMBA SOCIEDAD ANÓNIMA

Con excepción de CNEL EP, las empresas de distribución son Sociedades Anónimas mismas que actúan conforme lo señala la transitoria segunda de la Ley Orgánica de Empresas Públicas, LOEP “Régimen transitorio de las sociedades anónimas a empresas públicas”.

pág. 58


GRANDES CONSUMIDORES

Los grandes consumidores son personas jurídicas debidamente calificadas por la ARCONEL, cuyas características de consumo (mayor o igual a 1 MWh y un consumo de energía anual de 7 GWh), le facultan para actuar mediante contratos bilaterales suscritos con un generador o autogenerador.

En el mercado eléctrico ecuatoriano se registra un único gran consumidor, la empresa privada Novopan, que inició su operación a partir de febrero de 2018, al suscribir un contrato bilateral con la empresa Hidalgo & Hidalgo S.A.

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

Las Transacciones Internacionales de Electricidad - TIE, son intercambios horarios entre los mercados de corto plazo de los países interconectados por uno o más enlaces internacionales, las cuales se encuentran en el marco de la normativa Supranacional de la Decisión 816 de la Comunidad Andina.

En este contexto, en el mercado ecuatoriano se mantienen TIE’s con Colombia, a través de 4 circuitos a 230 kV, ubicados en la S/E Pomasqui desde Ecuador, hacia la S/E Jamondino en Colombia, y 1 circuito a 138 kV, que inicia en la S/E Tulcán en Ecuador hasta la S/E Panamericana en Colombia.

Las condiciones de operación y los aspectos comerciales de liquidación de las TIE, se encuentran establecidos en los acuerdos respectivos, convenidos entre los administradores del mercado ecuatoriano y colombiano, representados por CENACE y XM.

Las TIE son producto del despacho económico coordinado efectuado por los operadores de los sistemas de los países interconectados, y se originan por las diferencias de precios entre los nodos terminales de los enlaces internacionales.

La coordinación de los despachos económicos entre países interconectados a través de enlaces internacionales, considera la oferta disponible y la demanda internacional en los extremos del enlace, con fines de programar los recursos de generación y transmisión de cada país; es decir, si las condiciones de precio y demanda garantizan una importación a menor costo, sin poner en riesgo las condiciones operativas del sistema, se procede con la importación y en el mismo sentido con las propuestas de exportación.

Con el propósito de garantizar el pago de las TIE, se establece un esquema de garantías financieras que permite a CENACE cumplir con las obligaciones económicas derivadas de estas transacciones. El esquema de garantías es un prepago semanal a través del cual, el Administrador del Mercado Exportador recibe en la semana anterior al de la operación, el monto estimado de las transacciones de la semana de operación.

Para el caso de la interconexión con Perú, las transacciones se las realiza a través de contratos bilaterales suscritos entre agentes habilitados; en el caso de Ecuador, la Corporación Eléctrica del Ecuador – CELEC EP.

pág. 59


En este contexto, los intercambios de electricidad entre Ecuador y Perú están limitados a la existencia de excedentes de potencia y energía que no sean requeridos por los países para atender su demanda interna, mantener la reserva y salvaguardar la seguridad y calidad de suministro conforme la normativa.

La administración técnica de los intercambios con Perú es realizada por el CENACE en coordinación con el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, COES; en tanto, la liquidación comercial de los contratos bilaterales la realiza el agente habilitado sobre la base de la información operativa publicada por el CENACE.

Figura 2.2 Número de empresas participantes del sector eléctrico ecuatoriano.

2.1.2. ASPECTOS COMERCIALES DEL FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO

El artículo 49 de la LOSPEE, establece que las compras y ventas de energía eléctrica se realicen entre los participantes del sector eléctrico a través de contratos, y que las transacciones de corto plazo sean liquidadas por el Operador Nacional de Electricidad, CENACE, conforme la normativa expedida para el efecto.

Con base en esta competencia, CENACE determina los valores que debe cobrar y pagar cada participante del sector eléctrico en el ámbito mayorista. En este sentido, se efectúan transacciones comerciales mediante bloques de energía, considerados en contratos regulados, contratos no regulados, generación no convencional, mercado de corto plazo para servicios complementarios y cierre de mercado; y, transacciones internacionales de electricidad.

Los contratos regulados para la compraventa de energía eléctrica son suscritos entre las empresas públicas y privadas de generación o autogeneración con todas las empresas de distribución, en forma proporcional a la demanda regulada (energía para usuarios finales) de cada una de estas, por lo tanto, se liquidarán bajo las condiciones de precios establecidos en los contratos. En el esquema comercial de participación bajo contratación regulada, se considera también a la generación que es propiedad de la empresa distribuidora, denominada “generación no escindida”.

63

pág. 60


Los contratos no regulados, denominados también “bilaterales”, son aquellos contratos para la compraventa de energía eléctrica suscritos entre las empresas de generación o autogeneración privadas, con demanda no regulada; es decir, con los grandes consumidores y los consumos propios de autogeneradores.

El esquema transaccional en el ámbito mayorista, distingue la participación de generadores no convencionales que poseen tarifa preferente, la liquidación comercial es cubierta por todas las empresas de distribución en forma proporcional a la demanda regulada de cada una de ellas.

Para la valoración económica de la producción de los generadores que poseen contratos regulados, y generadores no escindidos se determina un cargo fijo y un cargo variable o costo variable de producción, considerando los siguientes criterios:

a. El cargo fijo es liquidado independientemente si el generador es o no despachado por el CENACE, siempre y cuando se mantenga disponible, cuyo valor es determinado por la ARCONEL en los estudios tarifarios.

b. Los cargos variables o costos variables de producción son liquidados de acuerdo con la producción de energía eléctrica medida. (Ver Anexo 2.1)

Las transacciones comerciales que se establecen para cada uno de los participantes del sector eléctrico en el ámbito mayorista se fundamentan en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica y en las regulaciones vigentes relacionadas con los aspectos comerciales expedidas por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad. El esquema de participación transaccional se puede visualizar en la siguiente figura:

Figura 2.3 Esquema de participación transaccional en el ámbito mayorista.

pág. 61


2.1.3. INGRESO DE NUEVOS PARTICIPANTES AL MERCADO ELÉCTRICO

El ingreso de nuevos participantes en el mercado eléctrico está sujeto al cumplimiento de la normativa vigente, que es verificado por el ente regulador, una vez que este organismo emite su pronunciamiento de habilitación para el nuevo participante, el CENACE procede con la inclusión de las empresas en los procesos operativos y comerciales, conforme a sus competencias.

Para el caso de nuevas centrales de generación, al cumplir el proceso de ingreso en observancia a la normativa vigente y recibida la habilitación por parte del ente regulador, el Operador Nacional de Electricidad, CENACE, declara el inicio de la operación comercial.

Durante 2018 se registró el ingreso en operación comercial de cuatro nuevas centrales de generación hidroeléctrica, entre las cuales C.H. Palmira y C.H. Normandía están calificadas como centrales de generación no convencional, amparadas en la REGULACIÓN No. CONELEC – 001/13 (Anexo 2.2).

En relación con la demanda, en 2018 iniciaron su participación en el esquema transaccional del sector eléctrico, el Gran Consumidor NOVOPAN y 32 nuevos puntos de consumo propio de autogeneradores. Los autogeneradores HIDROSANBARTOLO e HIDRONORMANDÍA han incluido el 53% del total de los nuevos puntos de consumo propio (Anexo 2.3).

2.2. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

2.2.1. CONDICIONES HIDROLÓGICAS Y ENERGÉTICAS

En Ecuador Continental se identifican dos vertientes, en el Pacífico (Occidental) y el río Amazonas (Oriental), en esta última se ubican las centrales hidroeléctricas más grandes del Sistema Nacional Interconectado, SNI, lugar en que la época lluviosa se presenta generalmente, desde abril hasta septiembre, mientras que la época de sequía es característica desde octubre hasta marzo.

El 78% de la capacidad total existente en las centrales hidroeléctricas está constituida principalmente por diez grandes centrales: Coca Codo Sinclair, Paute Molino, Minas San Francisco, San Francisco, Marcel Laniado de Wind, Delsitanisagua, Mazar, Agoyán, Pucará y Manduriacu, pertenecientes a la empresa pública CELEC EP.

De las centrales citadas, únicamente Minas San Francisco, Manduriacu y Marcel Laniado de Wind se encuentran ubicadas en la vertiente del Pacífico. Por otro lado, las centrales Marcel Laniado de Wind y Mazar poseen los embalses más representativos del sistema eléctrico nacional.

pág. 62


Tabla 2.4 Potencia efectiva en las grandes centrales hidroeléctricas del SNI.

CENTRAL POTENCIA (MW)

CUENCA HIDROGRÁFICA ORIENTAL

C.H. Coca Codo Sinclair 1 500,0

C.H. Paute Molino 1 100,0

C.H. San Francisco 224,0

C.H. Delsitanisagua 180,0

C.H. Mazar 170,0

C.H. Agoyán 154,0

C.H. Pucará 70,6

CUENCA HIDROGRÁFICA OCCIDENTAL

C.H. Minas San Francisco 270,0

C.H. Marcel Laniado de Wind 213,0

C.H. Manduriacu 65,0

TOTAL 3 946,6

*C.H. Central Hidroeléctrica

Estas grandes centrales representan el 83,5% de la generación hidroeléctrica no convencional y el 78% del total de generación del SNI. El embalse de Mazar perteneciente a la vertiente del río Amazonas permite una mejor operación de la cadena Mazar – Molino, incrementando las reservas energéticas durante los meses de estiaje. Por otro lado, el embalse de la Central Marcel Laniado de Wind es el de mayor volumen en el país, gracias a que se encuentra ubicada en la vertiente del Pacífico, presenta un régimen hidrológico cuasi – complementario con las otras centrales situadas en la vertiente oriental.

Figura 2.4 Condiciones hidrológicas y energéticas, 2018.

2.8843.224

4.308

5.202

5.853 5.984 5.7815.456

5.008

4.282

3.6543.212

521 442489 696

1.031 1.184 1.150 1.119 988741 636 584568

283 321449

825696

654 705425 268 355 454

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

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

Volumen Agregado Almacenado (Hm3) Reserva Energética Agregada (GWh)

Caudal Agregado Promedio (m3/seg)

pág. 63


Durante 2018, las mejores condiciones hidrológicas en el área de influencia de las centrales de generación con mayor capacidad instalada se presentaron en el periodo de mayo a agosto; en tanto, el periodo de estiaje estuvo marcado principalmente en febrero, marzo y octubre.

2.2.2. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA

El Sistema Nacional Interconectado contó con una potencia efectiva de 7 311 MW para 2018, compuesta por centrales de generación con fuentes renovables y no renovables.

Tabla 2.5 Potencia efectiva por tipo de generación (MW), 2018.

POTENCIA EFECTIVA (MW)

TIPO DE GENERACIÓN CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL TOTAL (MW)

HIDRO 4 725 328 5 053

EÓLICO - 17 17

BIOGAS - 6 6

BIOMASA - 105 105

FOTVOLTÁICO - 24 24

SUBTOTAL RENOVABLE 4 725 479 5 204

DIESEL 615 - 615

FUEL OIL 445 - 445

GAS NATURAL 256 - 256

NAFTA 100 - 100

RESIDUO 691 - 691

SUBTOTAL NO RENOVABLE 2 107 2 107

TOTAL (MW) 6 832 479 7 311

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DE GENERACIÓN

La energía neta total producida por las centrales consideradas en las transacciones en bloque en 2018 fue de 24 774,32 GWh, con una participación del 82,83% de la producción hidroeléctrica, seguida de la fuente termoeléctrica con el 15,23%, el 1,51% de energía proveniente generación no convencional y el 0,43% de importaciones internacionales de electricidad. En el Anexo 2.4 se muestra un detalle de centrales de generación operativas y en el Anexo 2.5 la producción hidroeléctrica neta por unidad de generación.

pág. 64


Tabla 2.6 Generación por tipo de producción (GWh), 2018.

TIPO DE PRODUCCIÓN

CONVENCIONAL NO

CONVENCIONAL TIE TOTAL (GWh)

GWh % GWh % GWh % GWh %

HIDRO 18 819,24 75,96% 1 701,51 6,87% - - 20 520,75 82,83%

EÓLICO - - 72,49 0,29% - - 72,49 0,29%

BIOGAS - - 45,42 0,18% - - 45,42 0,18%

BIOMASA - - 222,02 0,90% - - 222,02 0,90%

FOTOVOLTAICO - - 33,99 0,14% - - 33,99 0,14%

SUBTOTAL RENOVABLE 18 819,24 75,96% 2 075,43 8,38% - - 20 894,67 84,34%

DIÉSEL 186,24 0,75% - - - - 186,24 0,75%

FUEL OIL 1 481,10 5,98% - - - - 1 481,10 5,98%

GAS NATURAL 877,73 3,54% - - - - 877,73 3,54%

NAFTA - - - - - - - -

RESIDUO 1.228,51 4,96% - - - - 1 228,51 4,96%

SUBTOTAL NO RENOVABLE 3 773,58 15,23% - - - - 3 773,58 15,23%

TIE - - - - 106,07 0,43% - -

SUBTOTAL TIE - - - - 106,07 0,43% 106,07 0,43%

TOTAL 22 592,82 91,19% 2 075,43 8,38% 106,07 0,43% 24 774,32 100,0%

Figura 2.5 Generación porcentual por tipo de producción, 2018

Como se evidencia, en 2018 la demanda ha sido abastecida principalmente por el parque hidroeléctrico, gracias a las favorables condiciones hidrológicas que se han presentado.

Hidroeléctrica82,83%

Termoeléctrica15,23%

Fuentes Renovables

1,51%

Interconexiones Internacionales

0,43%

pág. 65


En relación con la producción termoeléctrica, el 39,25% de la generación se efectuó con combustible fuel oil, el cual se encuentra entre los combustibles menos costosos dentro del parque generador termoeléctrico, y apenas el 4,94% fue producido con diésel. Ver Anexo 2.6 el detalle de la producción termoeléctrica por unidad de generación.

Figura 2.6 Producción de energía termoeléctrica, 2018

En tanto, la mayor generación dentro del grupo de producción con fuentes renovables fue efectuada por biomasa con el 59,38%.

Figura 2.7 Producción de energía con fuentes renovables, 2018

En el Anexo 2.7 se muestra el detalle de la generación neta de energía en GWh, por tipo de producción.

La mayor cantidad de generación hidroeléctrica fue producida en enero de 2018, mientras que los meses de noviembre y diciembre fueron los de menor producción hidroeléctrica, situación prevista debido a las condiciones hidrológicas presentadas.

pág. 66


En 2018, la generación de la Corporación Eléctrica del Ecuador - CELEC EP representó el 86% de toda la producción del Sistema Nacional Interconectado; este valor comprende el 71,54% de generación hidroeléctrica, 14,52% de generación termoeléctrica y el 0,29% de generación eólica, respecto al total de generación del S.N.I.

Figura 2.8 Producción de energía de CELEC EP (GWh), 2018.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE NATURALEZA JURÍDICA

El 91% de la electricidad a nivel del Sistema Nacional Interconectado, en 2018 fue generada por centrales eléctricas que pertenecen a empresas públicas, con 22 457,62 GWh. El detalle mensual de generación en 2018, por naturaleza jurídica y tipo de producción se encuentra en el Anexo 2.8.

Figura 2.9 Producción de energía por tipo de naturaleza jurídica (GWh), 2018

Resto SNI3 365,9613,64%

HIDRO17 648,58

71,54%

TERMO3 581,21; 14,52%

EÓLICA; 72,49 0,29%

CELEC EP 21 302,28

86,36%

Privadas9%

Públicas91%

TOTAL 24 668,25

GWh

TOTAL 24 668,25

GWh

pág. 67


HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA NETA POR FUENTE DE GENERACIÓN

En el registro histórico de la producción de energía del período 1999 - 2018 (Figura 2.10), se observa una tendencia creciente, en concordancia con el crecimiento de la demanda, y una tendencia decreciente en la generación de energía con recursos térmicos desde 2016. Esto representa un ahorro en el uso de combustibles fósiles causando efectos positivos en la balanza comercial del país y en la reducción de los impactos ambientales.

En 2012, se presentan valores importantes de generación catalogada como No Convencional, y una considerable disminución de las importaciones de energía eléctrica a partir de 2016.

Figura 2.10 Generación de energía por tipo de producción (GWh), 1999 - 2018

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN COMERCIAL

La energía comercializada en contratos regulados durante 2018, fue de 21 880,46 GWh, lo cual representa el 88% de la energía tranzada, el 12% restante se liquidó en contratos no regulados y otras transacciones (¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. Figura 2.11 y Anexo 2.9).

Por otro lado, la energía importada desde Colombia y Perú representa el 0,42% del total, con valores considerables únicamente octubre y noviembre, meses en los cuales las condiciones hidrológicas favorecieron la importación.

7 4

94

,58

10

28

8,9

1

10

62

6,2

0

11

29

5,3

0

11

98

9,4

9

12

84

2,6

9

13

57

7,0

1

14

46

0,1

3

15

23

3,4

0

16

09

6,4

3

16

37

4,8

2

17

14

3,6

1

18

45

4,4

4

19

30

6,1

3

20

05

9,0

6

21

46

9,3

9

22

59

9,6

0

22

96

3,8

5

23

68

6,1

0

24

77

4,3

21999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

HIDRÁULICA TÉRMICA IMPORTACIÓN NO CONVENCIONAL TOTAL

pág. 68


Figura 2.11 Generación de energía por tipo de transacción comercial (GWh), 2018.

Adicionalmente, es importante mencionar que, en febrero de 2018, ingresó en vigencia el contrato bilateral de compra y venta de energía entre HIDALGO&HIDALGO y NOVOPAN S.A., figura comercial que no se presentaba desde 2011.

HISTÓRICO DE ENERGÍA POR TRANSACCIÓN COMERCIAL

En la Ley de Régimen del Sector Eléctrico de 1996, se establecía el Mercado Eléctrico Mayorista con la participación de generadores, distribuidores y grandes consumidores que forman parte del S.N.I., así como, las Transacciones Internacionales de Electricidad; en este mercado existían dos tipos de transacciones comerciales: las transacciones en el mercado ocasional o mercado spot y el mercado de contratos a plazo.

Con la publicación del Mandato Constituyente N° 15 , según Registro Oficial N° 393 de 31 de julio de 2008, una de las principales reformas fue la eliminación del modelo marginalista y una mayor participación de un mercado de largo plazo a través de los siguientes contratos: contratos regulados a plazo suscritos entre generadores privados y distribuidores, como resultado de concursos públicos, contratos regulados a plazo suscritos entre generadores en los que el Estado tenga participación sin excepción alguna y los distribuidores; y, contratos a plazo libremente pactados entre aquellos generadores privados y grandes consumidores que se encuentren debidamente facultados.

En este contexto, en las Figuras ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 2.12 y 2.13, se evidencia el cambio de estructura en el funcionamiento comercial del mercado eléctrico, apareciendo las transacciones a través de contratos regulados, que hasta enero del 2018 eran los únicos contratos que existían entre empresas participantes. Así también desde 2009, se elimina progresivamente la participación en contratos no regulados; sin embargo, como se ha mencionado con anterioridad, a partir de febrero de 2018 vuelve a aparecer esta modalidad con el contrato suscrito entre HIDALGO &HIDALGO y NOVOPAN S.A.

CONTRATOS REGULADOS; 21 880,46; 88,32%

CONTRATOS NO REGULADOS; 27,83; 0,11%

GENERACIÓN NO ESCINDIDA;

684,53; 2,76%

GENERACIÓN NO CONVENCIONAL;2 075,43; 8,38%

TRANSACCIONES INTERNACIONALES

IMPORTACIÓN COLOMBIA Y PERÚ;

106,07; 0,43%

OTRAS TRANSACCIONES; 2 866,02; 11,57%

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Figura 2.12 Generación de energía por tipo de transacción (GWh), 1999 – 2018.

Figura 2.13 Porcentaje histórico de generación por tipo de transacción comercial (GWh), 1999

– 2018

7 4

94

,58 1

0 2

88

,91

10

62

6,2

0

11

29

5,3

0

11

98

9,4

9

12

84

2,6

9

13

56

9,5

7

14

46

0,1

3

15

23

3,4

0

16

09

6,4

3

16

37

4,8

2

17

14

3,6

1

18

45

4,4

4

19

30

6,1

3

20

06

0,8

6

21

47

0,8

1

22

59

9,8

6

22

96

4,2

9

23

68

6,1

9

24

77

4,3

2

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

CONTRATOS REGULADOS CONTRATOS NO REGULADOS MERCADO OCASIONAL

GEN. NO ESCINDIDA TOTAL

26%

74%84% 84%

90% 88% 86% 87% 90% 89% 87%

9%

37%

14% 14%

57%51%

60% 64%

50%

4%

0,25% 0,05%

88%79%

51%

76% 79%

36%42%

31%28%

16% 14%7% 9%

4% 7% 9% 8% 6% 9% 10%12% 11% 12% 11% 8% 7% 7% 8% 7% 7% 8% 8% 7% 6% 6% 6% 5% 4% 3% 3%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Contratos Regulados Contratos No Regulados Mercado Ocasional Gen. No Escindida

pág. 70


2.2.3. DEMANDA DE ENERGÍA

DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA

Para efectos de liquidación de las transacciones comerciales, conforme establece la normativa vigente, la liquidación mensual de las transacciones registradas en el mercado se la realiza haciendo uso de la demanda comercial de las empresas de distribución.

En este contexto, la demanda comercial se refiere a la demanda de los puntos de consumo de cada una de las empresas de generación, sin considerar la generación inmersa, ni los consumos propios que se encuentran en su área de concesión.

En 2018, la demanda comercial ascendió a 23 618,31 GWh (sin incluir las exportaciones de electricidad), concentrándose el mayor porcentaje en la Corporación Nacional de Electricidad, CNEL con el 61% respecto con la demanda total, al conformarse por 11 unidades de negocio que abastecen la energía a toda la región costa, oriente y una parte de la sierra ecuatoriana.

Figura 2.14 Demanda comercial de las empresas de distribución (GWh), 2018

El detalle de la demanda mensual de 2018 por cada empresa distribuidora se encuentra en el Anexo 2.10.

CONSUMOS PROPIOS

Los consumos propios deben ser abastecidos por sus autogeneradores; no obstante, existen ocasiones en las cuales compran energía en el mercado de corto plazo.

Actualmente, la demanda de los consumos propios representa el 4,36% de la demanda total del sistema, sin considerar las exportaciones (Tabla 2.7).

CNEL EP; 14 455,33; 61,20%

E.E. Azogues; 94,02; 0,40%

E.E. Regional Sur; 376,41; 1,59%

E.E. Riobamba; 370,49; 1,57%

E.E. Cotopaxi; 563,15; 2,38%

E.E. Regional Norte; 612,90; 2,60%

E.E. Ambato; 695,11; 2,94%

E.E. Centro Sur; 1 154,20; 4,89% E.E. Quito;

4 289,93; 18,16%

Consumos Propios; 1 006,77; 4,26%

Otros; 8 156,21; 34,53%

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Hasta diciembre de 2018 se contabilizó un total de 258 puntos de consumos propios asociados a diversos autogeneradores y en diferentes áreas de concesión de las empresas de distribución. El detalle de los consumos propios por área de concesión y demanda se encuentra en el Anexo 2.11.

A continuación, se presenta el porcentaje de demanda comercial afectada al distribuidor.

Tabla 2.7 Porcentaje de demanda comercial afectada al distribuidor, 2018

DISTRIBUIDOR No.

CONSUMOS PROPIOS

DEMANDA COMERCIAL

DISTRIBUIDOR (MWh)

TOTAL DEMANDA CP POR DISTRIBUIDOR

(MWh)

DEMANDA TOTAL (MWh)

% DEMANDA DE CP EN

RELACIÓN AL DISTRIBUIDOR

AMBATO 6 695 111,96 2 559,17 697 671,13 0,37%

COTOPAXI 3 563 147,54 65 948,77 629 096,31 10,48%

CENTRO SUR 7 1 154 198,81 5 671,47 1 159 870,29 0,49%

CNEL ESMERALDAS 4 594 551,27 4 422,61 598 973,88 0,74%

CNEL GUAYAS LOS RÍOS 21 2 179 683,84 182 727,58 2 362 411,42 7,73%

CNEL GUAYAQUIL 42 5 240 275,80 256 413,10 5 496 688,90 4,66%

CNEL MANABÍ 13 1 855 148,14 70 147,20 1 925 295,33 3,64%

CNEL MILAGRO 5 785 311,75 23 210,59 808 522,34 2,87%

EMELNORTE 3 612 903,69 1 806,80 614 710,49 0,29%

CNEL EL ORO 2 1 225 537,26 1 231,55 1 226 768,81 0,10%

QUITO 136 4 289 934,56 290 921,23 4 580 855,80 6,35%

RIOBAMBA 4 370 487,34 27 591,10 398 078,44 6,93%

CNEL LOS RÍOS 1 463 301,38 708,73 464 010,11 0,15%

REGIONAL SUR 2 376 407,19 1 287,07 377 694,27 0,34%

CNEL SANTO DOMINGO 4 650 455,84 13 979,83 664 435,67 2,10%

CNEL SANTA ELENA 3 681 861,88 37 289,24 719 151,12 5,19%

CNEL SUCUMBÍOS 1 682 750,01 392,57 683 142,58 0,06%

AZOGUES 1 94 015,56 20 458,33 114 473,89 17,87%

TOTAL 258 22 515 083,82 1 006 766,94 23 521 850,76

La demanda de los consumos propios ha llegado a valores importantes respecto de la demanda comercial de las distribuidoras, como en el caso de la Empresa Eléctrica Azogues, que en 2018 representó el 17,87%.

HISTÓRICO DE LA DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA

La información histórica de la demanda de energía permite apreciar una tendencia creciente, concordante con la información antes presentada en el histórico de la

pág. 72


generación de energía. Es necesario indicar que la demanda presentada en la Figura 2.15, no considera la importación de energía.

Figura 2.15 Demanda comercial de energía (GWh), 1999 – 2018

PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

Durante 2018, las pérdidas mensuales de energía en el Sistema Nacional de Transmisión SNT, respecto a la generación neta total fueron en promedio del 3,21%. El total de pérdidas en GWh, varía en un 3,26% con relación a 2017 (Figura 2.16).

Figura 2.16 Pérdidas mensuales de energía en transmisión respecto a la generación neta total (%), 2018

7 2

01

,40 9 8

81

,85

10

25

6,9

7

10

90

6,2

9

11

56

5,3

5

12

36

0,2

2

13

11

1,2

3

13

97

3,8

9

14

66

2,1

3

15

44

1,1

5

15

79

1,4

7

16

57

4,7

2

17

74

3,9

8

18

60

1,1

7

19

45

8,9

6

20

85

6,0

7

21

93

9,9

2

22

33

1,0

3

22 9

03,1

0

23

90

0,7

0

3,80%

6,33% 6,04%6,87%

6,08%6,58%

4,93% 5,31%

2,27%

4,96%

7,05%

4,83% 4,61%

7,18%

5,20%

1,78%2,56%

4,36%

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0,18

0,2

0,00

5 000,00

10 000,00

15 000,00

20 000,00

25 000,00

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Demanda (GWh) % Crecimiento

3,26%

3,27%

3,43%

3,33%

3,12%

3,09%

3,11%

3,14%

3,33%

2,54%

2,90%

4,05%

2,00%

2,50%

3,00%

3,50%

4,00%

4,50%


pág. 73


HISTÓRICO DE LAS PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

La información histórica de las pérdidas de transmisión permite apreciar una parte de la energía que no es aprovechada y que el sistema requiere para su operación, es decir, es la energía que se pierde en los diferentes equipos, redes y elementos que forman parte del sistema de distribución y que sirven para conducir y transformar la electricidad y pueden ser determinados por métodos mesurables y analíticos con las herramientas que dispone la empresa distribuidora. Como se puede ver en la Figura 2.17 existe una considerable variación con respecto a los años anteriores.

Figura 2.17 Pérdidas de transmisión (%), 1999 - 2018

2.2.4. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

Para 2018, aproximadamente el 99% de la producción de las centrales de generación (24 668,25 GWh) ha sido destinada al abastecimiento de la demanda nacional, resultando el 1% restante para la exportación de energía.

Por otro lado, aproximadamente el 99,6% de la demanda comercial del sistema (23 646,14 GWh), ha sido abastecida por el parque generador y tan solo el 0,4% por la importación de energía.

A continuación, se muestra el detalle de las transacciones de energía realizadas los países vecinos Colombia y Perú.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

% Pérdidas 3,91%5,12%3,47%3,47%3,42%3,46%3,39%3,49%3,96%4,35%4,06%3,34%3,89%3,92%3,15%2,86%2,79%2,95%3,11%3,21%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

6,00%

pág. 74


TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA

Durante octubre y noviembre de 2018, se importó energía eléctrica desde Colombia con el propósito de mantener las reservas, debido a la sequía presentada en la cuenca donde se encuentran los embalses Mazar y Amaluza, minimizando los costos de producción de generación termoeléctrica; en efecto, las importaciones presentadas en los citados meses representaron el 98% de la importación anual.

Los valores de importación de los meses restantes corresponden a intercambios mínimos no previstos debido a la operación de la interconexión cerrada en modo sincrónico, bajo el comando del control automático de generación.

Figura 2.18 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia, 2018

Con respecto a las exportaciones de energía, en enero y diciembre de 2018 se presentaron los valores más altos debido a que el parque generador tenía condiciones hidrológicas que permitieron ofertar excedentes de energía a Colombia.

Es necesario indicar, que Ecuador y Colombia operan con los cuatro circuitos a 230 kV cerrados; es decir, los países están siempre interconectados; por lo tanto, siempre existen intercambios de energía, los cuales son denominados intercambios no previstos y son liquidados como una importación o exportación según corresponda.

TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ

Las importaciones y exportaciones de electricidad con Perú se realizan en función de las necesidades de ambos países. En el caso de la importación, existe una transferencia de carga de Ecuador a Perú; es decir, la carga transferida pasa a formar parte de la

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

IMPORTACIÓN (GWh) 0,02 0,04 0,02 0,16 0,13 0,23 0,31 0,35 0,39 57,67 46,57 0,18

EXPORTACIÓN (GWh) 117,71 23,17 5,48 17,62 14,24 6,87 2,16 10,45 2,95 0,12 0,16 32,23

IMPORTACIÓN (GWh);

106,07 ; 31%

EXPORTACIÓN (GWh);

233,16 ; 69%

pág. 75


demanda de Perú. En la exportación de energía, se transfiere carga desde Perú hacia Ecuador convirtiéndose así en una demanda adicional para nuestro país.

Figura 2.19 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú, 2018

Para 2018, no existieron importaciones de electricidad gracias a las condiciones hidrológicas presentadas en la mayor parte del año en Ecuador, únicamente se exportó debido a contingencias puntuales presentadas en el sistema eléctrico peruano, lo cual permitió que se viabilicen las transacciones con el vecino país.

HISTÓRICO DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA

En marzo de 2003 iniciaron las Transacciones Internacionales de Electricidad, TIE con Colombia sobre la base de los acuerdos, comercial y operativo, suscritos entre los administradores de mercado.

Durante la historia, las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Ecuador y Colombia muestra una característica netamente importadora de energía eléctrica, presentándose exportaciones de electricidad eventuales.

En 2016, con el ingreso de importantes centrales hidroeléctricas tales como Coca Codo Sinclair (1 500 MW), Sopladora (487 MW), Manduriacu (60 MW), entre otras, se evidencia un cambio de Ecuador frente a las importaciones de electricidad e inicia una etapa que hasta el 2018 muestra un equilibrio en la balanza comercial.

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

IMPORTACIÓN (GWh) - - - - - - - - - - - -

EXPORTACIÓN (GWh) - 2,14 - - - 1,72 3,75 6,80 6,99 - - -

Exportación Total: 21,41 GWh

pág. 76


Figura 2.20 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia, 2003 - 2018

En los últimos tres años, se observa una disminución de las importaciones en un 99%, comparando las importaciones en el período 2003 - 2015. Por otro lado, las exportaciones se han incrementado en un 123% para el mismo periodo de análisis.

Tabla 2.8 Porcentaje de variación de las TIE con Colombia

TIE COLOMBIA 2003-2015 2016-2018 VARIACIÓN (%)

Importación (GWh) 12 910,05 168,51 -99%

Exportación (GWh) 361,20 805,65 123%

HISTÓRICO DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ

En los últimos tres años, Ecuador ha exportado a Perú el 84% del total histórico de exportaciones para el periodo comprendido entre los años 2005 a 2018.

1.129

1.6811.758

1.609

877

510

1.077

798

1.295

236

662

824

456

44 19106

67 35 16 1 38 38 21 10 8 7 29 47 45

378

194233

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

IMPORTACIÓN (GWh) EXPORTACIÓN (GWh)

Importación Total 2003-2018: 13 078,56 GWh Exportación Total 2003-2018: 1 166,85 GWh

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Figura 2.21 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú, 2005-2018

2.3. TRANSACCIONES ECONÓMICAS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

2.3.1. TRANSACCIONES COMERCIALES

TRANSACCIONES COMERCIALES DE LOS PRODUCTORES

Por parte de la producción, durante 2018 se ha liquidado un valor total de 737,5 millones de dólares, sin considerar las importaciones de energía, con el 78% de concentración en la liquidación por contratos regulados. Los montos económicos mensuales por tipo de transacción se encuentran en el Anexo 2.12.

Figura 2.22 Transacciones comerciales de los productores en millones de dólares, 2018

70 0 0

63

112

0 2 0

13

55

38

0 00 0 0 0 0 06 5

0 0 0

2317

21

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

IMPORTACIÓN (GWh) EXPORTACIÓN (GWh)

Importación Total 2005-2018: 209,10 GWhExportación Total 2005-2018: 72,16 GWh

61,36 60,55

69,73

62,95 60,7456,71 58,08 58,28 56,45

68,38 66,66

57,62

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

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

Mm

illo

nes

de

dó

lare

s

Contratos Regulados Contratos No Regulados Importación Colombia Importación Perú

Gen. No Escindida Servicios Complemen. Mercado Corto Plazo TOTAL

pág. 78


TRANSACCIONES COMERCIALES DE LA DEMANDA

Desde el punto de vista de la demanda, consistente con la producción, la liquidación por contratos regulados representa el 67% de los valores, seguido de la tarifa fija de transmisión y servicios complementarios con el 14% cada uno y el 4% de la generación no escindida. Ver detalle en Anexo 2.13.

Figura 2.23 Transacciones comerciales de la demanda en millones de dólares, 2018

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

La liquidación de servicios complementarios comprende la energía vendida en el mercado ocasional (déficit de excedentes, consumo de auxiliares), generación no convencional, IVA de combustibles, regulación primaria de frecuencia (RPF) y cierre de mercado. Durante 2018, se liquidaron 121,73 millones de dólares por este concepto.

TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

El transporte de la energía eléctrica a través del Sistema Nacional Interconectado es reconocido económicamente a CELEC EP, mediante el pago de la tarifa de transmisión por la demanda máxima no coincidente del sistema, cuyo valor en 2018 ascendió a 123,8 millones de dólares.

3,37

3,88 3,923,60

3,43 3,50 3,51 3,48 3,46

4,064,01

3,33

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

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

cUSD

/kW

h

Mm

illo

nes

de

dó

lare

s

Contratos Regulados Contratos No Regulados Importación ColombiaExportación Perú Gen. No Escindida Tarifa de TransmisiónServicios Complementarios Mercado Corto Plazo cUSD/kWh

pág. 79


Figura 2.24 Liquidación por transporte de energía en millones de dólares, 2018

TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA

Conforme al desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia, al cierre de 2018, los ingresos por exportación fueron de 5,81 millones de dólares, entregados a los participantes del sector eléctrico de conformidad con la normativa vigente. Las transacciones por importación ascienden a 4,63 millones de dólares que se pagaron a Colombia por la compra de energía requerida para abastecer la demanda nacional.

Figura 2.25 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia en millones de

dólares, 2018

10,95

10,49

10,35

10,66

10,46

10,19

9,97 10,02

10,47

10,05

10,39

10,73


2,21

0,62

0,37

0,55

0,13

0,07

0,04

0,15

0,09

0,02

0,01

1,55

0,00

0,00

0,00

0,01

0,01

0,00

0,01

0,01

0,01

2,45

2,12

0,01

-3,00 -2,00 -1,00 0,00 1,00 2,00 3,00

ENE.

FEB.

MAR.

ABR.

MAY.

JUN.

JUL.

AGO.

SEP.

OCT.

NOV.

DIC.

EXPORTACIÓN IMPORTACIÓN

5,81; 56%4,63; 44%

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