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Informe Anual 2019
DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO
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 INSTITUCIONALES
Calidad
Transparencia
Responsabilidad
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Informe Anual 2019
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 2019, se resume en el presente informe, en el cual se
muestran los resultados estadísticos y logros alcanzados en la actividad eléctrica.
En el 2019, el país alcanzó una producción neta total de energía de 27.532,24 GWh
distribuida de la siguiente mane: 24.458,10 GWh generación hidroeléctrica; 2.665,69
GWh generación termoeléctrica; 402,62 GWh generación no convencional y 5,83 GWh
importación desde Colombia, no se presentó importación desde Perú. En comparación
al 2018, año en la que la producción neta fue 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, sin presentarse 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 11,20% en relación al 2018, conservando una garantía de suministro en
reservas estratégicas para enfrentar imprevistos.
Adicionalmente, en 2019 se exportaron 1.825,49 GWh a través de las interconexiones
con Colombia – Perú, en el mercado ocasional en Colombia y con contratos con Perú,
un valor de más de seis veces mayor al registrado en el 2018 que fue de 254,56 GWh, y
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superior a las cifras de exportación totales registradas desde 2011; registrándose un
crecimiento del 617,22%. El mes con mayor exportación fue marzo con 214,36 GWh.
Como parte fundamental del proceso de gestión de abastecimiento energético, el
CENACE coordinó la realización de 4.695 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 unidades de
generación y transmisión, e instalaciones de cargas especiales en el SNI,
incorporación de estas instalaciones en el Sistema SCADA/EMS, para la supervisión y
control en tiempo real, así como en los aspectos comerciales.
Estudio para la implementación de un código de red en el Sistema Eléctrico
Ecuatoriano.
Actualización del Sistema de Protección Sistémica (SPS), con el objetivo de dotar
mayor confiabilidad a la operación del sistema eléctrico ecuatoriano.
Implementación del nuevo esquema de separación de áreas en la separación de
áreas en la Subestación Jamondino, a fin de incrementar los límites de transferencia
entre Ecuador y Colombia, y viceversa.
Cooperación con E.E. Provincial de Galápagos en la revisión de estudios de
prefactibilidad del proyecto Gran Solar, caracterizado por 14,8 MW de generación
fotovoltaica y 40,9 MWh en bancos de baterías, en el archipiélago del Ecuador.
Incorporación de la central Minas San Francisco en el Control Automático de
Generación o AGC (por sus siglas en inglés) del /EMS en el CENACE.
Sintonización de los estabilizadores de sistemas de potencia de las Unidades de la
Central Coca Codo Sinclair y Sopladora, y sobre la base de los resultados, la
sintonización y calibración de los parámetros de PSS de las centrales Molino AB,
Molino C, Mazar, Delsitanisagua, Minas San Francisco y Marcel Laniado de Wind.
Estudio e implementación de una herramienta de evaluación de seguridad
dinámica del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.
Automatización del proceso de publicación de los registros de energía cumpliendo
con las regulaciones internacionales y disposiciones gubernamentales.
Mejoras en la operación del sistema en tiempo real, enfocadas en el desarrollo
tecnológico, la reingeniería de procesos, análisis del ambiente de trabajo y el
personal.
Análisis regulatorio aplicado a la gestión de las transacciones de energía en bloque.
Seguimiento del factor de potencia en puntos de entrega del Sistema Nacional de
Transmisión.
En el ámbito de la mejora continua, se implementaron y modernizaron 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:
Implementación del Sistema Integrado de Registro de Información Operativa (SIRIO),
que dispone de un ambiente de BIG DATA que integra datos operativos provistos
por los actuales sistemas tecnológicos del CENACE.
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Contratación de infraestructura tecnológica paras asegurar la implementación y
puesta en producción del sistema SCADA de respaldo.
Contratación de actualización, soporte y mantenimiento del Sistema de Protección
Sistémica SPS, BOSNI, SAF, SAM WEB, SIVO Y EMS – BOSNI.
Contratación del servicio de mantenimiento preventivo del subsistema histórico del
SCADA/EMS.
Mantenimiento y soporte del sistema de Medición Comercial (SIMEC) y del Sistema
de Información para el Mercado Eléctrico Mayorista (SIMEM), y de la Plataforma de
Gestión de los KPI.
Modernización de la infraestructura del sistema de adquisición de datos para
centrales menores a 5 MW.
Actualización de librerías y módulos del Laboratorio de Simulación en Tiempo Real,
alcanzando una mejora en las funcionalidades y operación de los equipos.
Actualización del sistema WAProtector, mismo que incorpora mejoras que permitirán
la integración y comunicación a través de protocolos con otros sistemas.
Implementación de un videowall para la nueva sala de crisis del CENACE, mismo
que permitirá mostrar información en tiempo real de manera simultánea con la Sala
de Control y el Centro de Entrenamiento de Operadores cuando se requiera.
Modernización de la infraestructura de CENACE, en lo referente al sistema de
suministro eléctrico, centro de enteramiento de operadores y sala de control de
respaldo.
Automatización de la gestión editorial de la Revista Técnica “energía” mediante la
plataforma Open Journal Systems (OJS); mismo que permite difundir los trabajos de
investigación y desarrollo, así como los diversos estudios especializados en sistemas
eléctricos y energéticos.
La Contraloría General del Estado realizó un examen especial a la “Planificación
operativa del abastecimiento y órdenes de despacho de energía en bloques y su
liquidación comercial; supervisión y coordinación del abastecimiento y uso de
combustibles para la generación del sector eléctrico; declaratorias de operación
experimental y comercial de las centrales hidroeléctricas, en el Operador Nacional de
Electricidad CENACE y entidades relacionadas, por el período comprendido entre el 16
de enero de 2015 al 31 de diciembre de 2018”; para cual, dicha entidad emite un
informe indicando que, CENACE ha cumplido satisfactoriamente con las atribuciones y
responsabilidades establecidas en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía
Eléctrica –LOSPEE, sin existir ninguna observación o recomendación al respecto.
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 2019 se realizó la
auditoría externa al Sistema de Gestión de la Calidad del CENACE con fines de
renovación del certificado bajo los lineamientos de la Norma ISO 9001, versión 2015;
dando excelentes resultados, mismo que permitió alcanzar la recertificación de calidad
otorgada por la empresa AENOR Ecuador.
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
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Informe Anual 2019
ALCANCE
El presente documento contiene la información relevante sobre la gestión realizada por
el Operador Nacional de Electricidad – CENACE durante el 2019.
El informe anual se conforma de tres capítulos:
El primer capítulo contiene las características de la operación del Sistema
Nacional Interconectado.
El segundo capítulo describe lo relacionado a las transacciones comerciales.
El tercer capítulo puntualiza las actividades respecto a la gestión institucional.
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Informe Anual 2019
EQUIPO DIRECTIVO
ING. GABRIEL ARGÜELLO RÍOS
Director Ejecutivo
ING. MAX MOLINA BUSTAMANTE
Gerente Nacional de Planeamiento Operativo
ING. ROBERTO BARBA BARBA
Gerente Nacional de Operaciones
ING. JUAN CARLOS HERRERA
Gerente Nacional de Transacciones Comerciales
ING. JAIME CEPEDA CAMPANA
Gerente Nacional de Desarrollo Técnico
AB. DIANA VARGAS CAMPANA
Gerente Administrativa Financiera
ING. ANITA ÁLVAREZ ÁLVAREZ
Subgerente de Tecnologías de la Información y Comunicación
AB. LENIN ROMERO LANDETA
Subgerente de Asesoría Jurídica
ING. MERCY PÉREZ VILLACÍS
Subgerente de Planificación y Gestión Estratégica
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Informe Anual 2019
GLOSARIO
SIGLAS DEFINICIÓN
AFD Agence Française de Développement
AGC Automatic Generation Control, Control Automático de Generación
ARCONEL Agencia de Regulación y Control de Electricidad
AVR Automatic Voltage Regulator / Control Automático de Voltaje
BOSNI NET Bitácora Operativa
CAN Comunidad Andina
CENACE Operador Nacional de Electricidad - CENACE
CNEL EP Corporación Nacional de Electricidad
CNT EP Corporación Nacional de Telecomunicaciones
CO2 Dióxido de Carbono
COES Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional
DSA Análisis de Seguridad Dinámica
EAC-BF Esquema de Alivio de Carga por Baja Frecuencia
ECUACIER Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional
EEQ Empresa Eléctrica Quito
EMELNORTE Empresa Eléctrica Regional Norte
EPN Escuela Politécnica Nacional
ePSR Sistema Corporativo para la Gestión de Estudios Energéticos
ESA Esquema de Separación de Áreas
GPR Gobierno Por Resultados
GWh Gigavatio – hora
IED Intelligent Electronic Device / Dispositivo Electrónico Inteligente
IIGE Instituto de Investigación Geológico y Energético
kV Kilovoltio
kVA Kilo Voltio – Amperio
kVARh Kilo Voltio – Amperio Reactivo Hora
L/T Línea de transmisión
LOSPEE Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica
LOTAIP Ley Orgánica de Transparencia y Acceso a la Información Pública
MAERCP Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo
MDT Ministerio de Trabajo
MEF Ministerio de Economía y Finanzas
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Informe Anual 2019
SIGLAS DEFINICIÓN
MERNNR Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables
MVAr Megavoltamperio-reactivo
MVMO Mean-Variance Mapping Optimization / Optimización de mapeo media-varianza
MW Megavatios
MWh Megavatio – hora
NAS Network Atached Storage
NCP Módulo de planeamiento de corto plazo
NOC Networking Operation Center
OJS Open Journal Systems
OPTGEN Modelo de planificación de la expansión de generación y de interconexiones
regionales
PAC Plan Anual de Contratación
PAC GPR Plan Anual Comprometido – Gobierno por Resultados
PAPP Programación Anual de la Política Pública
PEM Plan Estratégico de Mejora
PMU Unidad de Medición Fasorial
POA Plan Operativo Anual
PSS Power System Stabilizers / Estabilizador de Sistemas de Potencia
PTI Potencia y Tecnologias Incorporadas S.A
RTAC Real-Time Automation Controller / Controlador de Automatización en Tiempo Real
S/E Subestación
SAF Sistema de Administración de Fallas
SAM WEB Sistema de Administración de Mantenimientos
SCADA/EMS Supervisory Control And Data Adquisition / Energy Management System
Supervisión, Control y Adquisición de Datos / Sistema de Gestión Energética
SDDP Despacho Hidrotérmico Estocástico con Restricciones de Red
SGC Sistema de Gestión de la Calidad
SGD Sistema de Gestión Documental
SICOMB Sistema de Gestión de Combustibles
SIMEC Sistema de Medición Comercial
SIMEM Sistema de Información del Mercado Eléctrico Mayorista
SIRIO Sistema Integrado de Registro de Información Operativa
SIVO Sistema de Información y Validación Operativa
SNI Sistema Nacional Interconectado
SOCE Sistema Oficial de Contratación Pública
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Informe Anual 2019
SIGLAS DEFINICIÓN
SPS Sistema de Protección Sistémica
SVC Static Var Compensator
SVM Sistema de Validación de Medidas
TIE Transacciones Internacionales de Electricidad
UPS Uninterruptible Power Supply / Sistema de alimentación ininterrumpida
UTR Unidad Terminal Remota
WAMPAC Wide, Area, Monitoring, Protection and Control
WAMS Wide Area Monitoring System / Sistema de Monitoreo de Área Extendida
XM Compañía Expertos en Mercados S.A
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Informe Anual 2019
ÍNDICE GENERAL
DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO .......................................................................................... 1
PRESENTACIÓN ............................................................................................................................ 2
ALCANCE...................................................................................................................................... 5
EQUIPO DIRECTIVO ...................................................................................................................... 6
GLOSARIO .................................................................................................................................... 7
ÍNDICE GENERAL ........................................................................................................................ 10
ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................................................... 13
ÍNDICE DE FIGURAS.................................................................................................................... 15
INFORMACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO .................................................. 19
1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO . 20
1.1. OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD EN EL SECTOR ELÉCTRICO ................................. 20
1.1.1. PARTICIPANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO ................................................................................... 20
1.2. PRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 25
1.2.1. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ........................................................................................................ 25
1.2.2. PRODUCCIÓN POR CENTRALES .................................................................................................. 27
1.2.3. HISTÓRICO PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ................................................................................... 29
1.2.4. FACTORES DE PLANTA .................................................................................................................. 31
1.2.5. DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA MENSUALES ................................................................... 32
1.3. CONSUMO ...................................................................................................................................... 35
1.3.1. CONSUMO ENERGÉTICO ............................................................................................................. 35
1.3.2. DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA ............................................................................................ 36
1.4. IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES ......................................................................................... 39
1.4.1. IMPORTACIONES ........................................................................................................................... 39
1.4.2. EXPORTACIONES ........................................................................................................................... 40
1.5. RESERVAS E INDISPONIBILIDADES ................................................................................................ 41
1.5.1. RESERVAS DE GENERACIÓN ........................................................................................................ 41
1.5.2. INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN .......................................................................................... 42
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Informe Anual 2019
1.6. HIDROLOGÍA .................................................................................................................................. 43
1.7. GESTIÓN DE MANTENIMIENTOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - SNI. ....... 46
1.7.1. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS EN EL SNI. ................................................................................ 46
1.7.2. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR UNIDAD DE NEGOCIO DE GENERACIÓN .......... 48
1.7.3. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE GENERACIÓN ................................. 49
1.7.4. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA Y ELEMENTOS DE TRANSMISIÓN ......... 51
1.7.5. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN .................................. 52
1.8. GESTIÓN DE EVENTOS Y FALLAS REGISTRADOS EN EL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO - SNI ............................................................................................................................. 53
1.8.1. FALLAS REGISTRADOS EN EL SNI .................................................................................................. 53
1.8.2. FRECUENCIA DE FALLAS DE GENERACIÓN ............................................................................... 55
1.8.3. FRECUENCIA DE FALLAS TRANSMISIÓN ...................................................................................... 57
1.9. ENERGÍA NO SUMINISTRADA ....................................................................................................... 58
1.9.1. HISTÓRICO DE LAS HORAS EQUIVALENTES DE DESCONEXIÓN .............................................. 59
2. TRANSACCIONES COMERCIALES ..................................................................................... 60
2.1. ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DE LAS TRANSACCIONES DE BLOQUES
ENERGÉTICOS ............................................................................................................................................... 60
2.1.1. PARTICIPANTES EN LA ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL ....................................... 61
2.1.2. ASPECTOS COMERCIALES DEL FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO ...................... 63
2.1.3. INGRESO DE NUEVOS PARTICIPANTES AL MERCADO ELÉCTRICO ......................................... 64
2.2. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO .................. 65
2.2.1. CONDICIONES HIDROLÓGICAS Y ENERGÉTICAS ..................................................................... 65
2.2.2. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA ............................................................................................... 66
2.2.3. DEMANDA DE ENERGÍA................................................................................................................ 73
2.2.4. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD ........................................................ 78
2.3. TRANSACCIONES EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ......................................... 82
2.3.1. TRANSACCIONES COMERCIALES ............................................................................................... 82
2.3.2. COSTOS Y PRECIOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO ........................................................................ 92
2.4. TRANSACCIONES FINANCIERAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO ................................................... 96
2.4.1. ESQUEMA DE PRELACIONES ........................................................................................................ 96
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2.4.2. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD ........................................................ 98
2.4.3. DESEMPEÑO FINANCIERO DEL SECTOR ELÉCTRICO A NIVEL MAYORISTA ......................... 101
3. GESTIÓN INSTITUCIONAL ................................................................................................. 107
3.1. INCREMENTAR LA OFERTA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ELÉCTRICA ......................... 107
3.2. INCREMENTAR LA CAPACIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ..................... 107
3.3. INCREMENTAR LA CALIDAD Y SEGURIDAD DEL SERVICIO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ... 108
3.4. INCREMENTAR LA EFICIENCIA ADMINISTRATIVA DE LAS TRANSACCIONES ENERGÉTICAS EN
BLOQUE ....................................................................................................................................................... 119
3.5. TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y ECONÓMICAS EN CONTRATOS ...................................... 121
3.6. ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA DEL CENACE ..................................................................... 122
3.7. INCREMENTAR LA EFICIENCIA OPERACIONAL ....................................................................... 137
3.8. INCREMENTAR EL DESARROLLO DEL TALENTO HUMANO ..................................................... 146
3.9. INCREMENTAR EL USO EFICIENTE DEL PRESUPUESTO .............................................................. 149
ANEXOS .................................................................................................................................... 154
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Informe Anual 2019
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1 Generadores/ Autogeneradores 2019 ...................................................................................... 21
Tabla 1.2 Centrales de generación operativas ......................................................................................... 21
Tabla 1.3 Empresas eléctricas de distribución y comercialización ........................................................ 23
Tabla 1.4 Interconexiones internacionales de electricidad .................................................................... 24
Tabla 1.5 Factor de planta por central de generación ........................................................................... 31
Tabla 1.6 Comparación de demanda de energía y en bornes de generación, 2018 - 2019 .......... 32
Tabla 1.7 Factores de carga del SNI ............................................................................................................ 34
Tabla 1.8 Demandas máximas de potencia (MW), 2019 ........................................................................ 37
Tabla 1.9 Detalle por cuenca hidrológica.................................................................................................. 44
Tabla 1.10 Cotas al final de cada mes (msnm) ......................................................................................... 45
Tabla 1.11 Eventos que provocaron la actuación del EAC-BF ............................................................... 55
Tabla 2.1 Potencia efectiva en las grandes centrales hidroeléctricas del SNI .................................... 65
Tabla 2.2 Potencia efectiva por tipo de generación (MW), 2019 ........................................................ 66
Tabla 2.3 Generación por tipo de producción (GWh), 2019 .................................................................. 67
Tabla 2.4 Consumos propios (MWh), 2019 .................................................................................................. 75
Tabla 2.5 Demanda comercial afectada al distribuidor (MWh), 2019 ................................................. 77
Tabla 2.6 Variación de las TIE con Colombia ............................................................................................. 80
Tabla 2.7 Rentas de congestión por importación – rentas a favor de Ecuador ................................. 85
Tabla 2.8 Rentas de congestión por exportación – rentas a favor de Colombia .............................. 86
Tabla 2.9 Singularización de rubros en millones de dólares, 2019 .......................................................... 90
Tabla 2.10 Precios medios por naturaleza jurídica (cUSD/kWh), 2019................................................... 93
Tabla 2.11 Precios medios por productores ............................................................................................... 94
Tabla 2.12 Pago mercado ocasional, conciliación de saldos TIE y fondo de contingencia ........... 99
Tabla 2.13 Conciliación de saldos TIE con las empresas de distribución............................................ 101
Tabla 2.14 Estado de cuenta por prelaciones enero - noviembre 2019............................................. 103
Tabla 2.15 Estado de cuenta por empresa enero - noviembre 2019 .................................................. 104
Tabla 2.16 Estado de cuenta por prelación 2019 ................................................................................... 106
Tabla 3.1 Entrada en operación de nuevas centrales hidroeléctricas en 2019 ................................ 107
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Informe Anual 2019
Tabla 3.2 Entrada de nuevas puntos de carga (proyectos mineros)en 2019 ................................... 107
Tabla 3.3 Incorporación de las nuevas obras al SNI: líneas de transmisión ........................................ 108
Tabla 3.4 Incorporación de las nuevas obras al SNI: subestaciones ................................................... 108
Tabla 3.5 Estudios especializados usuales................................................................................................. 109
Tabla 3.6 Estudios especializados eventuales .......................................................................................... 109
Tabla 3.7 Número de medidores de energía ........................................................................................... 113
Tabla 3.8 Publicaciones científicas ............................................................................................................ 118
Tabla 3.9 Actualización del software PSR ................................................................................................. 127
Tabla 3.10 Bienes y servicios adquiridos para la modernización del sistema eléctrico del CENACE
.......................................................................................................................................................................... 134
Tabla 3.11 Esquema de semaforización del CMI .................................................................................... 139
Tabla 3.12 Libreta institucional – CMI ......................................................................................................... 139
Tabla 3.13 Nivel de satisfacción del usuario externo por servicio ........................................................ 141
Tabla 3.14 Normativa publicada ................................................................................................................ 144
Tabla 3.15 Resoluciones emitidas ............................................................................................................... 144
Tabla 3.16 Convenios de cooperación institucional .............................................................................. 145
Tabla 3.17 Ejecución del plan de capacitación ..................................................................................... 146
Tabla 3.18 Actividades para la mejora del clima y cultura .................................................................. 147
Tabla 3.19 Presupuesto de ingresos codificado y recaudado, enero – diciembre 2019 ................ 149
Tabla 3.20 Presupuesto por grupo de gasto ............................................................................................ 150
Tabla 3.21 Gasto corriente por programa presupuestario .................................................................... 151
Tabla 3.22 Principales modificaciones al presupuesto institucional .................................................... 152
Tabla 3.23 Procesos de contratación y compras públicas de bienes y servicios ............................. 152
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Informe Anual 2019
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Relacionamiento del Operador Nacional de Electricidad - CENACE ............................... 20
Figura 1.2 Producción energética anual porcentual, 2019 .................................................................... 25
Figura 1.3 Producción energética por tipo de generación (GWh), 2019 ............................................ 26
Figura 1.4 Producción hidráulica anual (GWh), 2019 ............................................................................... 26
Figura 1.5 Producción hidráulica por central (GWh), 2019 ..................................................................... 27
Figura 1.6 Producción térmica por central (GWh), 2019 ......................................................................... 28
Figura 1.7 Producción térmica por tipo de combustible (GWh), 2019 ................................................. 29
Figura 1.8 Producción bruta de energía (GWh), 1999 – 2019 ................................................................. 30
Figura 1.9 Evolución de demanda (GWh) y potencia (MW)de energía, 2019 ................................... 33
Figura 1.10 Crecimiento de demanda de potencia de energía (%), 2019 ......................................... 34
Figura 1.11 Crecimiento de demanda de energía (GWh), 2019 ........................................................... 34
Figura 1.12 Factores de carga del SNI mensual, 2019 .............................................................................. 35
Figura 1.13 Consumo energético 2019 ....................................................................................................... 36
Figura 1.14 Demanda máxima de potencia (MW), 2018 -2019 ............................................................. 38
Figura 1.15 Demandas máximas sistémicas (MW), 2019 .......................................................................... 39
Figura 1.16 Importaciones de energía mensual (GWh), 2019 ................................................................ 40
Figura 1.17 Exportaciones de energía mensual (GWh), 2019 ................................................................. 41
Figura 1.18 Reserva energética a finales de 2019 (GWh) ....................................................................... 41
Figura 1.19 Reserva energética mensual (GWh), 2019 ............................................................................ 42
Figura 1.20 Reserva energética mensual por embalse (m3/s), 2019 ..................................................... 42
Figura 1.21 Potencia promedio indisponible mensual (MW), 2019 ........................................................ 43
Figura 1.22 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) ................................................. 44
Figura 1.23 Comportamiento de los vertimientos en los embalses Amaluza y Daule Peripa ........... 45
Figura 1.24 Mantenimientos en elementos del SNI, 2019 ......................................................................... 46
Figura 1.25 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación, 2019 ....................... 47
Figura 1.26 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión, 2019 ......................... 47
Figura 1.27 Mantenimientos de distribuidoras con desconexión de carga (horas), 2019 ................. 48
Figura 1.28 Frecuencia de mantenimiento por unidad de negocio de generación, 2019 .............. 49
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Informe Anual 2019
Figura 1.29 Frecuencia de mantenimientos por Unidad de Negocio de CELEC EP, 2019 ................ 50
Figura 1.30 CELEC EP con mayor número de mantenimientos, 2019 .................................................... 50
Figura 1.31 Frecuencia de mantenimientos por elementos de transmisión, 2019 .............................. 51
Figura 1.32 Mantenimientos en el SNT, 2019 ............................................................................................... 52
Figura 1.33 Frecuencia de mantenimientos por empresa de distribución, 2019 ................................ 52
Figura 1.34 Frecuencia de mantenimientos por unidad de negocio de CNEL EP ............................. 53
Figura 1.35 Salidas forzadas por elementos del SNI, 2019 ....................................................................... 54
Figura 1.36 Salida forzada por elementos de generación, transmisión y distribución, 2019 ............. 54
Figura 1.37 Frecuencia de fallas por empresa de generación, 2019 .................................................... 55
Figura 1.38 Frecuencia de fallas por unidad de negocio de CELEC EP, 2019 .................................... 56
Figura 1.39 Frecuencia de fallas de CELEC EP por unidad de negocio, 2019 .................................... 57
Figura 1.40 Frecuencia de fallas en el sistema de transmisión, 2019 ..................................................... 57
Figura 1.41 Fallas por elemento en el Sistema Nacional de Transmisión, 2019 .................................... 58
Figura 1.42 Energía no suministrada durante el 2019 ............................................................................... 59
Figura 1.43 Horas equivalentes de desconexión, 2011 - 2019................................................................. 60
Figura 2.1 Circuito Transaccional Técnico-Económico ............................................................................ 61
Figura 2.2 Esquema de participación transaccional en el ámbito mayorista .................................... 64
Figura 2.3 Condiciones hidrológicas y energéticas, 2019 ....................................................................... 66
Figura 2.4 Generación porcentual por tipo de producción, 2019 ........................................................ 68
Figura 2.5 Producción de energía termoeléctrica (GWh), 2019 ............................................................ 68
Figura 2.6 Producción de energía con fuentes renovables (GWh), 2019 ............................................ 69
Figura 2.7 Producción de energía de CELEC EP (GWh), 2019 ................................................................ 69
Figura 2.8 Producción de energía por naturaleza jurídica (GWh), 2019 .............................................. 70
Figura 2.9 Generación de energía por tipo de transacción comercial (GWh), 2019 ........................ 70
Figura 2.10 Generación de energía por tipo de producción (GWh), 2019 ......................................... 71
Figura 2.11 Generación de energía por tipo de transacción (GWh), 1999 - 2019 ............................. 72
Figura 2.12 Generación por tipo de transacción comercial (GWh),1999 - 2019 ................................ 73
Figura 2.13 Demanda Comercial, 2019 ...................................................................................................... 74
Figura 2.14 Comportamiento histórico de demanda total (GWh), 1999 – 2019 ................................. 78
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Informe Anual 2019
Figura 2.15 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia (GWh), 2019 ................. 79
Figura 2.16 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú (GWh), 2019 ........................... 80
Figura 2.17 Histórico TIE Colombia (GWh), 2003 – 2019 ............................................................................ 81
Figura 2.18 Histórico TIE Perú (GWh), 2005 – 2019 ...................................................................................... 82
Figura 2.19 Transacciones comerciales de los productores en millones de dólares, 2019 ............... 82
Figura 2.20 Transacciones comerciales de la demanda en millones de dólares, 2019 .................... 83
Figura 2.21 Liquidación por transporte de energía en millones de dólares, 2019. ............................. 84
Figura 2.22 TIE Colombia en millones de dólares, 2019 ............................................................................ 85
Figura 2.23 TIE Perú en millones de dólares, 2019 ...................................................................................... 87
Figura 2.24 TIE Colombia en millones de dólares, 2003 - 2019 ................................................................ 88
Figura 2.25 TIE Perú en millones de dólares, 2003 - 2019 .......................................................................... 89
Figura 2.26 Balance Comercial en millones de dólares, 2019 ................................................................ 90
Figura 2.27 Acreencias por rubro en millones de dólares, 2019 ............................................................. 92
Figura 2.28 Costo horario de energía promedio mensual (cUSD/kWh), 2019 ..................................... 93
Figura 2.29 Precios medios TIE Colombia (cUSD/kWh), 2019) ................................................................. 94
Figura 2.30 Precios medios de exportación Perú (cUSD/kWh), 2019).................................................... 95
Figura 2.31 Histórico precios medios de compra de energía en el ámbito mayorista, 1999 - 2019 95
Figura 2.32 Precios medios TIE Colombia 2003 - 2019 ............................................................................... 96
Figura 2.33 Precios medios TIE Perú 2003 - 2019 ......................................................................................... 96
Figura 2.34 Valor total facturado por prelaciones en millones de dólares, 2019 ................................ 97
Figura 2.35 Aspectos acuerdo comercial con Colombia ....................................................................... 98
Figura 2.36 Esquema de garantías de las TIE ............................................................................................. 99
Figura 2.37 Movimientos recursos TIE ......................................................................................................... 100
Figura 2.38 Esquema de liquidación y facturación del mercado eléctrico ...................................... 101
Figura 2.39 Facturación y pago mensual prelaciones, enero a noviembre 2019 ............................ 102
Figura 2.40 Porcentaje de pago mensual distribuidoras, 2019 ............................................................. 102
Figura 2.41 Saldos mensual prelaciones 2019 .......................................................................................... 103
Figura 2.42 Saldos mensuales a favor ........................................................................................................ 103
Figura 2.43 Facturación y pago mensual prelaciones 2019. ................................................................ 105
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Informe Anual 2019
Figura 2.44 Porcentaje de pagos mensual año 2019 ............................................................................. 105
Figura 2.45 Demanda mensual, 2019 ........................................................................................................ 106
Figura 3.1 Sintonización de PSS ................................................................................................................... 114
Figura 3.2 Validación de Modelo Gen-AVR de la central Delsitanisagua ......................................... 115
Figura 3.3 Plataforma de capacitación virtual ....................................................................................... 117
Figura 3.4 Conferencia RTE 2019 ................................................................................................................ 119
Figura 3.5 Tiempo de atención de requerimientos ................................................................................. 121
Figura 3.6 Incorporación comercial de nuevas centrales de generación en 2019 ......................... 121
Figura 3.7 Esquema general del proyecto SIRIO ..................................................................................... 123
Figura 3.8 Plataformas de visualización del SIRIO ................................................................................... 123
Figura 3.9 Mantenimiento del sistema de equipos UPS y el sistema de climatización..................... 125
Figura 3.10 Módulo de administración de parámetros técnicos de las unidades de generación,
BOSNI NET ........................................................................................................................................................ 126
Figura 3.11 Módulo de situación operativa, BOSNI NET ......................................................................... 126
Figura 3.12 Plataforma de gestión de KPI’s .............................................................................................. 129
Figura 3.13 Modernización del sistema eléctrico del CENACE ............................................................ 134
Figura 3.14 Información general del PAC GPR 2019 .............................................................................. 137
Figura 3.15 Evolución del índice de Gestión Estratégica en 2019 ....................................................... 137
Figura 3.16 Nivel de satisfacción del usuario externo por trimestre ..................................................... 141
Figura 3.17 Visitas técnicas .......................................................................................................................... 142
Figura 3.18 Evento de rendición de cuentas ........................................................................................... 143
Figura 3.19 Resultados de medición de clima laboral ........................................................................... 148
Figura 3.20 Resultados de medición de cultura laboral ........................................................................ 149
Figura 3.21 Valores institucionales .............................................................................................................. 149
Figura 3.22 Porcentaje de ejecución presupuestaria por grupo de gasto ........................................ 151
Figura 3.23 Porcentaje de ejecución de gasto corriente por programa presupuestario ............... 151
Figura 3.24 Modificaciones de presupuesto ............................................................................................ 152
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Informe Anual 2019
INFORMACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ECUATORIANO
INFORMACIÓN GENERAL UNIDAD / MEDIDA TOTAL 2019
PRODUCCIÓN BRUTA TOTAL DE ENERGÍA GWh 27.733,96
PRODUCCIÓN BRUTA DE ENERGÍA HIDRÁULICA GWh 24.513,99
PRODUCCIÓN BRUTA DE ENERGÍA TÉRMICA GWh 2.811,52
PRODUCCIÓN BRUTA DE ENERGÍA NO CONVENCIONAL GWh 402,62
PRODUCCIÓN NETA TOTAL DE ENERGÍA GWh 27.532,24
PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA HIDRÁULICA GWh 24.458,10
PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA TÉRMICA GWh 2.665,69
EXPORTACIONES GWh 1.825,49
DEMANDA DE ENERGÍA (INCLUYE EXPORTACIONES) GWh 26.578,72
DEMANDA DE ENERGÍA NACIONAL GWh 24.753,23
DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA EN BORNES DE GENERACIÓN MW 3.953.33
TOTAL DE TRANSACCIONES ENERGÉTICAS GWh 27.532,24
TRANSACCIONES ENERGÉTICAS EN CONTRATOS REGULADOS GWh 24.029,31
OTRAS TRANSACCIONES ENERGÉTICAS GWh 3.502,93
TOTAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS Millones USD 691,09
TRANSACCIONES ECONÓMICAS EN CONTRATOS REGULADOS Millones USD 507,45
OTRAS TRANSACCIONES ECONÓMICAS Millones USD 183,67
EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN Y UNIDADES DE
NEGOCIO Unidades 20
EMPRESAS DE GENERACIÓN Unidades 58
EMPRESA DE TRANSMISIÓN Unidades 1
CONSUMOS PROPIOS Número 273
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Informe Anual 2019
1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO
1.1. OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD EN EL SECTOR
ELÉCTRICO
El Operador Nacional de Electricidad - CENACE, constituye un órgano técnico
estratégico adscrito al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables.
Actuará como operador técnico del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) y
administrador comercial de las transacciones de bloques energéticos, responsable del
abastecimiento continuo de energía eléctrica al mínimo costo posible, preservando la
eficiencia global del sector.
El Operador Nacional de Electricidad, CENACE en el cumplimiento de sus funciones
deberá resguardar las condiciones de seguridad y calidad de operación del Sistema
Nacional Interconectado (S.N.I), sujetándose a las regulaciones que expida la Agencia
de Regulación y Control de Electricidad ARCONEL.
CENACE supervisa y coordina la operación integrada del sector eléctrico ecuatoriano,
el mismo que cuenta, a diciembre de 2019, con una capacidad de generación
instalada de 7.274 MW, con un total de kilómetros de transmisión de 6.016 km, distribuidos
de la siguiente manera: 610,17 km de líneas de transmisión de 500 kV, 3.1990 km de líneas
de transmisión de 230 kV y 2.207 km de líneas de transmisión de 138 kV; y por último con
una capacidad de transmisión instalada de 16.294,54 MVA (incluye reserva).
La Figura 1.1 muestra el relacionamiento estratégico de CENACE con los demás entes
del sector eléctrico.
Figura 1.1 Relacionamiento del Operador Nacional de Electricidad - CENACE
1.1.1. PARTICIPANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO
Conforme lo señala el artículo 39 de la Ley Orgánica del Servicio Público Estratégico de
Energía Eléctrica, el sector eléctrico está constituido por personas jurídicas dedicadas a
las actividades de generación, autogeneración, transmisión, distribución y
Presidencia de la República
VICEMINISTERIO DE ELECTRICIDAD
Y ENERGÍA RENOVABLE
ARCONELRegulación y
Control
CENACE
Operador y
Administrador
EMPRESAS
CIUDADANÍA
CELEC EP
CNEL EPEMPRESAS S.E.
IIGEInstituto
Especializado
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Informe Anual 2019
comercialización, alumbrado público general, importación y exportación de energía
eléctrica, así como también las personas naturales o jurídicas que sean considerados
consumidores o usuarios finales.
En el presente capítulo, se refiere específicamente a las características de la operación
del Sistema Nacional Interconectado; razón por la cual, los consumidores o usuarios
finales no forman parte de la información que aquí se presenta.
EMPRESAS DE GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN
Actualmente la actividad de generación es realizada por empresas públicas y privadas,
debidamente habilitadas por la autoridad concedente para ejercer esta actividad. Por
otro lado, la autogeneración es efectuada por empresas privadas habilitadas para este
fin.
Tabla 1.1 Generadores/ Autogeneradores 2019
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 16 19 40
TÉRMOELÉCTRICA 4 4 14
EMPRESAS PÚBLICAS No. EMPRESAS No. CENTRALES DE
GENERACIÓN
No. UNIDADES DE
GENERACIÓN
EÓLICA 1 1 1
HIDROELÉCTRICA 12 39 110
TÉRMOELÉCTRICA 6 37 109
Cabe mencionar, que la generación aislada como de las Islas Galápagos, sistemas
aislados del oriente e Isla Puná, están a cargo de CELEC EP Unidad de Negocio
TERMOPICHINCHA, conforme las disposiciones emitidas por el Regulador, mismas que
son parte de la liquidación del mercado eléctrico conformado por los contratos
regulados que mantiene TERMOPICHINCHA.
En el 2019 se registraron 129 centrales de generación; de las cuales, 77 pertenecen a
empresas de generación públicas, y 52 a empresas de generación privadas. La
generación más representativa es la que concentra en la Empresa Pública Corporación
Eléctrica del Ecuador – CELEC EP, la cual tiene 12 unidades de negocio.
Tabla 1.2 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
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Informe Anual 2019
CENTRALES DE GENERACIÓN PÚBLICAS CENTRALES DE GENERACIÓN PRIVADAS
C.H. ALAO C.T. ANÍBAL
SANTOS DIESEL C.F. WILDTECSA C.H. HIDROCAROLINA
C.H. ALAZÁN C.T. ANÍBAL
SANTOS FOIL C.F. ALTGENOTEC C.H. LORETO
C.H. AMBI C.T. CATAMAYO C.F.
BRINEFORCORP C.H. NORMANDIA
C.H. BABA C.T. CELSO
CASTELLANOS C.F. ELECTRISOL C.H. PALMIRA
C.H. CARLOS MORA
CARRIÓN C.T. DAYUMA
C.F.
GONZAENERGY C.H. PAPALLACTA
C H. COCA CODO
SINCLAIR C. T. EL DESCANSO C.F. LOJAENERGY C.H. PUSUNO 1
C.H. CUMBAYÁ C. T. ENRIQUE
GARCÍA C.F. PARAGACHI C.H. SAN BARTOLO
C.H. DELSITANISAGUA C. T. ESMERALDAS C.F. PREDIO 1 C.H. SAN JOSÉ DE TAMBO
C.H. EL CARMEN C. T. ESMERALDAS 2 C. F.
RENOVALOJA C.H. SIBIMBE
C.H. GUALACEO C. T. GONZALO
ZEVALLOS C.F. SABIANGO C.H. SIGCHOS
C.H. GUANGOPOLO C. T. GUALBERTO
HERNÁNDEZ C.F. SALINAS C.H. TOPO
C.H. ILLUCHI I C. T.
GUANGOPOLO C.F. SAN PEDRO C.H. URAVÍA
C.H. ILLUCHI II C. T.
GUANGOPOLO 2 C.F. SANERSOL C.T. VICTORIA II DIESEL
C.H. ISIMANCHI C. T. ISLA PUNÁ C.F. SARACAYSOL C.T. ECOELECTRIC
C.H. LA CALERA C. T. JARAMIJÓ C.F. SOLCHACRAS C.T. ECUDOS
C.H. LA MERCED DE
BUENOS AIRES C. T. JIVINO 1 C.F. SOLHUAQUI C.T. EL INGA
C.H. LA PLAYA C. T. JIVINO 2 C.F. SOLSANTONIO C.T. GENEROCA
C.H. LOS CHILLOS C. T. JIVINO 3 C.F. SOLSANTROS C.T. LAFARGE
C.H. MANDURIACU C. T. LA PROPICIA C.F. SUNCO
MULALÓ C.T. PICHACAY
C.H. MARCEL
LANIADO DE WIND C. T. LLIGUA
C.F. SUNCO
PASTOCALLE C.T. SAN CARLOS
C.H. MAZAR C. T. LORETO C.F. SURENERGY C.T. TERMOGUAYAS
C.H. MINAS SAN
FRANCISCO C. T. LULUNCOTO C.F. TREN SALINAS C.H. HIDROVICTORIA
C.H. NAYÓN C. T. MACHALA
GAS C.H. ABANICO C.H. RIO VERDE CHICO
C.H. OCAÑA C. T. MACHALA
GAS 2 C.H. CALOPE
MICROCENTRAL TANQUE
ALTO CARCELÉN
C.H. PASOCHOA C. T. MANTA 2
C.H. PAUTE C. T. MÉNDEZ
C.H. PENÍNSULA C. T. MIRAFLORES
C.H. PUCARÁ C. T. PAYAMINO
C.H. RECUPERADORA C. T. QUEVEDO 2
C.H. RÍO BLANCO C. T. SANTA ELENA
2 UNIDADES DE NEGOCIO CELEC EP
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Informe Anual 2019
CENTRALES DE GENERACIÓN PÚBLICAS CENTRALES DE GENERACIÓN PRIVADAS
C.H. RÍO CHIMBO C. T. SANTA ELENA
3
C.H. SAN FRANCISCO C. T. SANTA ROSA U.N. ENERJUBONES U.N. HIDRO AGOYÁN
C.H. SAN MIGUEL DE
CAR
C. T. SISTEMAS
AISLADOS U.N. COCA CODO
SINCLAIR U.N. HIDRO PAUTE
C.H. SAUCAY C. T. SISTEMAS
INSULARES U.N. GENSUR U.N. HIDRONACIÓN
C.H. SAYMIRÍN C. T. TRINITARIA U.N.
HIDROAZOGUES U.N. TERMOESMERALDAS
C.H. SAYMIRÍN 5 C.T. MACAS
PROVISIONAL U.N.
TERMOMANABI U.N. TERMOGAS MACHALA
C.H. SERMAA U.N.
ELECTROGUAYAS U.N. TERMOPICHINCHA
En el Anexo 1.1 se encuentra el detalle de las centrales de generación operativas
durante el año 2019.
EMPRESA TRANSMISIÓN
Conforme señala el artículo 42 de la LOSPEE, la actividad de transmisión de electricidad
es una competencia del Estado y actualmente se realiza a través de la Corporación
Eléctrica del Ecuador – CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC, empresa
encargada de la transmisión y expansión del Sistema Nacional de Transmisión, sobre la
base de los planes elaborados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No
Renovables.
DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
La actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica, es realizada por el
Estado, a través de personas jurídicas debidamente habilitadas.
En la actualidad se cuenta con 9 empresas de distribución; entre ellas, 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 1.3 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
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Informe Anual 2019
EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN Y
COMERCIALIZACIÓN NATURALEZA JURÍDICA
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 SOCIEDAD ANÓNIMA
E. E. AZOGUES SOCIEDAD ANÓNIMA
E. E. COTOPAXI SOCIEDAD ANÓNIMA
E. E. QUITO SOCIEDAD ANÓNIMA
E.E. RIOBAMBA SOCIEDAD ANÓNIMA
A excepción de CNEL EP, las empresas de distribución son Sociedades Anónimas mismas
que actúan conforme lo señala la transitoria segunda “Régimen transitorio de las
sociedades anónimas a empresas públicas” de la Ley Orgánica de Empresas Públicas -
LOEP.
GRANDES CONSUMIDORES
Los grandes consumidores son aquellas personas jurídicas, debidamente calificadas por
la ARCONEL, cuyas características de consumo consumo (mayor o igual a 1 MW y un
consumo de energía anual de 7 GWh) le facultan para actuar a través de contratos
bilaterales suscritos con un generador o autogenerador.
Las características de consumo serán definidas a través de la respectiva regulación.
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
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.
Tabla 1.4 Interconexiones internacionales de electricidad
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE
ELECTRICIDAD NATURALEZA JURÍDICA
COLOMBIA PRIVADA
PERÚ PRIVADA
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Informe Anual 2019
1.2. PRODUCCIÓN
1.2.1. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA
Considerando el aporte del parque generador nacional y las importaciones por los
enlaces internacionales, la energía bruta producida en el 2019 alcanzó los 27.733,96
GWh; valor que presenta un incremento del 10,77% respecto al año anterior y cuyo
componente mayoritario en función de las condiciones favorables hidrológicas
presentadas, fue el aporte de las centrales hidroeléctricas con el 88,39% del total
producido, de acuerdo a la Figura 1.1.
Figura 1.2 Producción energética anual porcentual, 2019
En la Figura 1.2 se muestra el aporte energético por tipo de generación respecto al 2018,
existiendo un crecimiento en la producción hidráulica en un 19,17%, y en la producción
no convencional con un 7,68%; observándose una tendencia a la baja significativa en
la producción termoeléctrica con un 29,49%, lo cual representa un ahorro en el uso de
combustibles fósiles causando efectos positivos en la reducción de los impactos
ambientales.
Generación
Hidroeléctrica
88,39%
Generación
Termoeléctrica
10,14%
Generación No
Convencional
1,45%
Interconexión
0,02%
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Informe Anual 2019
Figura 1.3 Producción energética por tipo de generación (GWh), 2019
Las centrales hidráulicas con mayor producción fueron: Coca Codo Sinclair, Paute y
Sopladora, que en total aportaron con alrededor de un 58,72% de la producción
energética; sus porcentajes de producción fueron del 26,12%, 22,88% y 9,73%,
respectivamente. La energía producida por las centrales mencionadas se desglosa en
la Figura 1.3.
Figura 1.4 Producción hidráulica anual (GWh), 2019
INTERCONEXIÓN
GENERACIÓN NO
CONVENCIONAL
GENERACIÓN
TERMOELÉCTRICA
GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICA
Hidroeléctrica
Eólica
Biomasa
Biogas
Fotovoltaica
Diesel
Fuel Oil
Gas Natural
Nafta y Residuo
Interconexión 138
Interconexión 230
2.811,52
6.4
01
,91
5.6
08
,80
2.3
84
,94
1.2
91,8
5
1.1
66
,79
1.0
07
,46
988
,22
774
,31
616
,62
423
,72
328
,66
270
,53
247
,43
122
,45
94,9
5
2.7
85
,34
C. H
. C
oc
a C
od
o
Sin
cla
ir
C. H
. P
au
te
C. H
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pla
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ba
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C. H
. C
alo
pe
Otr
as
C. H
idro
elé
ctr
ica
s
24.513,99
402,62
5,83
Eólica
78,65
20%
Biomasa
250,11
62%
Biogas
41,05
10%
Fotovoltaica
32,81
8%
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Informe Anual 2019
1.2.2. 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 8.768,05 GWh que
representa el 35,77% de la producción total. Por su parte, la cadena Agoyán-San
Francisco generó 2.280,08 GWh que representa el 9,30% de la producción total. Entre los
dos complejos mencionados y conjuntamente con la Central Coca Codo Sinclair, se
cubrió el 71,18% de la energía total producida.
En relación a la producción térmica, CELEC EP – Gonzalo Zevallos registra la mayor
energía producida con un total de 650,55 GWh, valor que constituye el 23,14% de un
total térmico de 2.811,52 GWh.
Aproximadamente, el 91,43% de la producción térmica total del 2019, se concentró en
las centrales: Gonzalo Zevallos (23,14%), Machala Gas (17,77%), Machala Gas 2 (11,40%),
Trinitaria (12,33), Santa Elena 2 (10,34%), Esmeraldas (8,44%) y Jaramijó (8,02%).
6.401,91
5.608,80
2.785,34
2.384,94
1.291,85
1.166,79
1.007,46
988,22
774,31
616,62
423,72
328,66
270,53
247,43
122,45
94,95
C. H. Coca Codo Sinclair
C. H. Paute
Otras C. Hidroeléctricas
C. H. Sopladora
C. H. San Francisco
C. H. Marcel Laniado de Win
C.H. Minas San Francisco
C. H. Agoyán
C. H. Mazar
C. H. Delsitanisagua
C.H. San Bartolo
C. H. Manduriacu
C.H. Abanico
C. H. Pucará
C.H. Cumbayá
C. H. Calope
CELEC
20.991,90
86%
OTRAS
3.522,09
14%
TOTAL, GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICA
24.513,99
Figura 1.5 Producción hidráulica por central (GWh), 2019
Página 28 de 196
Informe Anual 2019
En cuanto a la generación no convencional con 402,62 GWh, se registra un ligero
ascenso de 28,7 GWh en la producción, respecto al año anterior, debido a que las
centrales eólica y biomasa produjeron en mayor cantidad. El aporte de las centrales no
convencionales fue del 1,45% de la producción total.
En el ámbito de empresas, la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del
Ecuador - CELEC EP, es la que más energía produjo tanto con generación hidráulica,
como con generación térmica, alcanzando un porcentaje de 85,63% y 96,76%
respectivamente.
Analizando con una periodicidad mensual durante el 2019, la máxima producción por
tipo de generación se registró en diciembre para la generación hidráulica (2.001,72
GWh), en enero para la generación térmica (279,28 GWh) y julio para la generación no
convencional (261,72 GWh).
En lo referente a la generación térmica y tomando en consideración el tipo de
combustible con el que generan las centrales, en la Figura 1.6 se muestra la producción
1,33
2,88
3,36
3,70
5,58
5,83
10,28
13,63
15,69
44,41
45,91
88,24
225,44
237,17
290,83
320,40
346,58
499,70
650,55
C.T. Quevedo 2
C.T. Enrique García
C.T. Guangopolo 2
C.T. El Descanso
C.T. Miraflores
C.T. Gualberto Hernández
C.T. Jivino 3
C.T. Esmeraldas 2
C.T. Generoca
C.T. Álvaro Tinajero
C.T. Manta 2
Otras C. Térmicas
C.T. Jaramijó
C.T. Esmeraldas
C.T. Santa Elena 2
C.T. Machala Gas 2
C.T. Trinitaria
C.T. Machala Gas
C.T. Gonzalo Zevallos Foil
TOTAL, GENERACIÓN
TÉRMICA
2.811,52 GWh
CELEC
2.720,46
97%
OTRAS
91,06
3%
Figura 1.6 Producción térmica por central (GWh), 2019
Página 29 de 196
Informe Anual 2019
mensual. La energía total generada fue la siguiente: 136,27 GWh con diésel; 1.855,15
GWh con fuel oil más residuo; y 820,10 GWh con gas natural; valores que representan el
4,85%, 65,98%, y 29,17% del total de producción térmica anual, respectivamente.
Figura 1.7 Producción térmica por tipo de combustible (GWh), 2019
1.2.3. HISTÓRICO PRODUCCIÓN ENERGÉTICA
El crecimiento anual en producción fue del 10,77% en 2019, lo cual denota una
recuperación considerable en relación a los años anteriores. 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 63,10 68,73 76,91 72,68 74,46 71,17 70,54 65,59 61,20 64,69 61,41 69,61
Fuel Oil + Residuo 210,05 155,63 176,26 136,79 143,03 142,54 187,42 185,96 188,65 183,78 74,73 70,32
Diesel 6,13 8,27 12,76 18,73 14,64 16,41 11,60 11,46 13,53 11,03 5,12 6,59
GW
h
Página 30 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.8 Producción bruta de energía (GWh), 1999 – 2019
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
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 0,00
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 5,83
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 1.057,73 387,84 373,92 402,62
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 2.811,52
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 11.131,33 9.037,54 8.482,57 11.002,2012.112,6810.926,7711.105,3012.493,4915.015,3419.959,6420.571,3124.513,99
TOTAL 7.643,62 10.519,4810.875,6411.546,5812.194,8413.033,3813.829,9914.741,3015.578,1216.363,5616.675,6617.508,2718.732,3319.654,3620.463,8721.920,3823.020,6723.298,0723.943,9925.038,5327.733,96
0,00
5.000,00
10.000,00
15.000,00
20.000,00
25.000,00
30.000,00
Página 31 de 196
Informe Anual 2019
1.2.4. FACTORES DE PLANTA
El factor de planta de una central eléctrica es el cociente entre la energía real
generada durante un período y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga
durante todo ese mismo período.
En la Tabla 1.5 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 48%. En el caso específico de la central Coca Codo
Sinclair que es la más grande del país, el factor de planta fue de 48% 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 60%. Paute por su parte, registra un factor de 56.3%
superior al 49,05% registrado en el 2018. Estos factores de planta están relacionados con
la hidrología asociada a cada central hidráulica.
Si se analiza por tipo de generación, los mayores factores de planta se presentan en: la
central Saymirín 5 para las hidroeléctricas, la central El Inga para las no convencionales
y la central de vapor Gonzalo Zevallos para las térmicas.
Tabla 1.5 Factor de planta por central de generación
CENTRAL FACTOR DE PLANTA
(%) CENTRAL
FACTOR DE PLANTA
(%)
C.H. Saymirín 5 94,42 C.H. Minas San Francisco 41,90
C.H. San Bartolo 93,60 C.T. Ingenio San Carlos 40,70
C.H. Carlos Mora 89,10 C.H. Baba 40,16
C.H. Ocaña 88,18 C.H. Pucará 39,63
C.H. Normandía 87,67 C.H. Recuperadora 39,37
C.H. Due 87,61 C.H. Delsitanisagua 38,53
C.H. Topo 84,93 C.H. La Calera 36,78
C.T. El Inga 82,24 C.H. Cumbayá 35,79
C.H. Hidroabanico 80,30 C.T. ECOELECTRIC 35,52
C.H. Loreto 77,51 C.H. El Ambi 33,52
C.H. Alao 77,31 C.H. Guangopolo - H 32,75
C.H. Palmira 72,64 C.H. La Península 30,99
C.H. La Playa 71,57 C.T. Machala Gas 2 30,18
C.H. Agoyán 71,49 C.T. Trinitaria 29,50
C.H. Río Verde 70,11 C.T. Manta 2 28,17
C.H. Chillos 69,41 C.H. Saymirin 25,50
C.H. El Carmen 67,96 C.T. Salinas 21,98
C.H. Illuchi 1 65,21 C.T. Esmeraldas 20,69
C.H. San Francisco 64,92 C.T. Jaramijó 19,04
C.H. Hidrosibimbe 64,42 C.T. ECUDOS 12,64
C.H. Illuchi 2 63,74 C.T. Dayuma 11,27
C.H. San José de
Tambo 63,24 C.H. Isimanchi 10,30
Página 32 de 196
Informe Anual 2019
CENTRAL FACTOR DE PLANTA
(%) CENTRAL
FACTOR DE PLANTA
(%)
C.H. Pusuno 2 62,76 C.T. Álvaro Tinajero 7,12
C.H. Pusuno 1 62,36 C.T. Rocafuerte 5,07
C.H. Pasochoa 62,04 C.T. Cemento Selva
Alegre 3,02
C.H. Marcel Laniado de
Win 61,97 C.T. Jivino 3 2,53
C.H. Río Calope 59,91 C.T. El Descanso 2,30
C.H. Sigchos 58,19 C.T. Gualberto
Hernández 2,06
C.H. San Miguel de Car 57,73 C.T. Aníbal Santos 1,99
C.H. Manduriacu 56,80 C.T. Gas Gonzalo
Zevallos 1,73
C.H. Central Paute 56,28 C.T. Esmeraldas II 1,56
C.H. Sopladora 55,08 C.T. Miraflores 1,31
C.E. Villonaco 53,97 C.H. Río Blanco 0,95
C.T. Gonzalo Zevallos 52,43 C.T. Jivino 2 0,80
C.H. Saucay 51,49 C.T. Guangopolo II 0,78
C.H. Mazar 51,15 C.T. Payamino 0,57
C.H. Victoria 50,06 C.T. Quevedo 2 0,37
C.T. Pichacay 49,63 C.T. Enrique García 0,34
C.H. Coca Codo
Sinclair 48,05 C.T. La Propicia 0,26
C.H. Papallacta 47,05 C.T. Guangopolo 0,16
C.T. Santa Elena II 45,13 C.T. Celso Castellanos 0,11
C.H. Nayón 44,44 C.T. Catamayo 0,11
C.T. Machala Gas 42,44 C.T. La Propicia 0,11
1.2.5. DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA MENSUALES
El crecimiento de demanda de energía en el 2019 alcanzó el 8,12% frente al 2018,
mientras que el crecimiento de demanda de potencia en bornes de generación llegó
al 0.51%.
En la Tabla 1.6 se incluye un cuadro comparativo de las demandas de energía,
potencias mensuales, y los crecimientos respectivos en relación al año anterior.
Tabla 1.6 Comparación de demanda de energía y en bornes de generación, 2018 - 2019
DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN
POTENCIA (MW)
MES 2018 2019 % DE CAMBIO 2018 2019 % DE CAMBIO
Ene. 2.064,02 2.096,56 1,58% 3.815,28 3.903,44 2,31%
Feb. 1.764,59 1.946,52 10,31% 3.748,54 3.906,90 4,22%
Mar. 1.970,88 2.150,00 9,09% 3.905,45 3.886,47 -0,49%
Abr. 1.970,93 2.117,26 7,42% 3.933,41 3.941,81 0,21%
Página 33 de 196
Informe Anual 2019
DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN
POTENCIA (MW)
MES 2018 2019 % DE CAMBIO 2018 2019 % DE CAMBIO
May. 1.999,55 2.162,90 8,17% 3.816,81 3.949,94 3,49%
Jun. 1.838,77 2.000,16 8,78% 3.673,05 3.794,42 3,30%
Jul. 1.862,94 2.042,18 9,62% 3.578,29 3.701,49 3,44%
Ago. 1.867,16 2.034,04 8,94% 3.585,30 3.668,14 2,31%
Sep. 1.845,81 1.974,23 6,96% 3.799,52 3.697,72 -2,68%
Oct. 1.891,27 2.040,53 7,89% 3.657,19 3.790,12 3,63%
Nov. 1.870,50 2.059,80 10,12% 3.773,64 3.953,33 4,76%
Dic. 1.947,52 2.129,05 9,32% 3.856,97 3.951,68 2,46%
TOTAL 22.893,94 24.753,23 8,12% 3.933,41 3.953,33 0,51%
La máxima demanda de potencia se registró el miércoles 27 de noviembre de 2019 a
las 19:00 horas y la máxima demanda acumulada de energía fue en el mes de marzo
(Figura 1.9).
Figura 1.9 Evolución de demanda (GWh) y potencia (MW)de energía, 2019
2.0
96
,56
1.9
46
,52
2.1
50
,00
2.1
17
,26
2.1
62
,90
2.0
00
,16
2.0
42
,18
2.0
34
,04
1.9
74
,23
2.0
40
,53
2.0
59
,80
2.1
29
,05
3.9
03
,44
3.9
06
,90
3.8
86
,47
3.9
41
,81
3.9
49
,94
3.7
94
,42
3.7
01
,49
3.6
68
,14
3.6
97
,72
3.7
90,1
2
3.9
53
,33
3.9
51
,68
3.500,00
3.600,00
3.700,00
3.800,00
3.900,00
4.000,00
1800
1900
2000
2100
2200
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Página 34 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.10 Crecimiento de demanda de potencia de energía (%), 2019
Figura 1.11 Crecimiento de demanda de energía (GWh), 2019
El factor de carga sistémico fue ligeramente registrado en el 2019, de acuerdo al detalle
que muestra en la Figura 1.11.
Tabla 1.7 Factores de carga del SNI
MES DEMANDA DE ENERGÍA
(GWh)
DEMANDA EN BORNES DE
GENERACIÓN
POTENCIA (MW)
FACTOR DE CARGA
Ene. 2.096,56 3.903,44 72,19%
Feb. 1.946,52 3.906,90 74,14%
Mar. 2.150,00 3.886,47 74,35%
Abr. 2.117,26 3.941,81 74,60%
May. 2.162,90 3.949,94 73,60%
Jun. 2.000,16 3.794,42 73,21%
Jul. 2.042,18 3.701,49 74,16%
Ago. 2.034,04 3.668,14 74,53%
Sep. 1.974,23 3.697,72 74,15%
Oct. 2.040,53 3.790,12 72,36%
Nov. 2.059,80 3.953,33 72,37%
Dic. 2.129,05 3.951,68 72,42%
TOTAL 24.753,23 3.953,33 71,48%
2,31%
4,22%
-0,49% 0,21%
3,49% 3,30% 3,44%
2,31%
-2,68%
3,63%4,76%
2,46%
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
1,58%
10,31%9,09%
7,42% 8,17% 8,78%9,62% 8,94%
6,96%7,89%
10,12%9,32%
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Página 35 de 196
Informe Anual 2019
En la Figura 1.11 se indica la variación del factor de carga mensual durante el 2019.
Figura 1.12 Factores de carga del SNI mensual, 2019
1.3. CONSUMO
1.3.1. CONSUMO ENERGÉTICO
El consumo energético total registrado en el 2019 alcanzó un total de 26.578,72 GWh,
con un crecimiento positivo de 11,20% respecto al 2018, de los cuales el 93,13%
corresponde a la demanda de energía de las empresas distribuidoras y el 6,87% a las
exportaciones por enlaces internacionales.
Como se observa en la Figura 1.12, aproximadamente el 61,19% de consumo nacional
se concentró en las unidades de negocio: CNEL EP – Guayaquil con 20,14%, E.E. Quito
con 15,59%; CNEL EP – Guayas Los Ríos con 8,73%, CNEL EP – Manabí con 7,36, CNEL EP
– El Oro con 5,01% y E.E. Centro Sur con 4,37%.
En tanto que, si se analiza por empresas, se evidencia que el 57,31% del consumo total,
se concentró en CNEL EP y la E.E. Quito el 15,59%. A continuación, se detalla el consumo
registrado durante el 2019.
72,1
9%
74,1
4%
74,3
5%
74,6
0%
73,6
0%
73,2
1%
74,1
6%
74,5
3%
74,1
5%
72,3
6%
72,3
7%
72,4
2%
70,00%
71,00%
72,00%
73,00%
74,00%
75,00%
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Página 36 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.13 Consumo energético 2019
1.3.2. DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA
Durante el 2019, las demandas máximas de potencia que se registraron en las empresas
distribuidoras se muestran en la Tabla 1.8 y Figura 1.14.
0,17%
0,33%
0,36%
1,38%
1,79%
1,80%
1,97%
2,31%
2,40%
2,53%
2,67%
2,83%
2,91%
3,35%
4,37%
5,01%
5,15%
6,87%
7,36%
8,73%
15,59%
20,14%
Grandes Consumidores
E.E. Azogues
CNEL EP - Bolívar
E.E. Riobamba
E.E. Regional Sur
CNEL EP - Los Ríos
E.E. Cotopaxi
CNEL EP - Esmeraldas
E.E. Regional Norte
CNEL EP - Santo Domingo
E.E. Ambato
CNEL EP - Santa Elena
CNEL EP - Sucumbíos
CNEL EP - Milagro
E.E. Centro Sur
CNEL EP - El Oro
Consumos Propios
Exportación Colombia + Perú
CNEL EP - Manabí
CNEL EP - Guayas Los Ríos
E.E. Quito
CNEL EP - Guayaquil
CNEL EP
57,31%
E.E. QUITO
15,59%
OTRAS
EMPRESAS DE
DISTRIBUCIÓN
20,23%
EXPORTACIÓN
6,87%
Página 37 de 196
Informe Anual 2019
Tabla 1.8 Demandas máximas de potencia (MW), 2019
EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN
POTENCIA
MÁXIMA ANUAL
(2018)
POTENCIA
MÁXIMA ANUAL
(2019)
%
CRECIMIENTO
CNEL EP GUAYAQUIL 940,01 987,09 5,01%
E.E. QUITO 783,74 735,24 -6,19%
CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 375,13 402,26 7,23%
CNEL EP MANABÍ 322,36 338,21 4,92%
CNEL EP EL ORO 198,07 210,74 6,40%
E.E. CENTRO SUR 195,39 204,21 4,51%
CNEL EP MILAGRO 180,48 182,06 0,88%
CNEL EP SANTA ELENA 143,23 138,97 -2,97%
E.E. AMBATO 124,59 126,21 1,30%
CNEL EP SUCUMBÍOS 108,69 117,97 8,54%
E.E. REGIONAL SUR 69,03 109,80 59,06%
CNEL EP SANTO DOMINGO 110,64 109,18 -1,32%
E.E REGIONAL NORTE 108,52 108,60 0,07%
E.E. COTOPAXI 110,38 106,63 -3,40%
CNEL EP ESMERALDAS 100,26 103,69 3,42%
CNEL EP LOS RÍOS 81,57 84,46 3,54%
E.E. RIOBAMBA 72,64 75,87 4,45%
CNEL EP BOLÍVAR 20,14 19,79 -1,74%
E.E. AZOGUES 16,14 15,42 -4,46%
El máximo valor de crecimiento de la demanda registrado corresponde a la empresa
E.E. Regional Sur, debido al ingreso de las cargas de Mirador y Fruta del Norte
abastecidas desde la subestación Bomboiza (aproximadamente 50 MW), desde enero
y octubre de 2019, respectivamente.
En casi el 70% de las empresas distribuidoras, el crecimiento de demanda de potencia
fue positivo.
Sectorizando por regiones, las empresas que registraron los mayores crecimientos fueron:
CNEL EP – Guayas Los Ríos en la costa; CNEL EP – Sucumbíos en el oriente y la Empresa
Eléctrica Regional Sur en la Sierra.
Por otro lado, CNEL EP – Santa Elena presentó el máximo crecimiento negativo en la
Costa y la Empresa Eléctrica Quito en la Sierra.
Página 38 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.14 Demanda máxima de potencia (MW), 2018 -2019
A nivel sistémico, las máximas demandas diarias de potencia se muestran en la Figura
1.15.
5,0
1%
-6,1
9%
7,2
3%
4,9
2%
6,4
0%
4,5
1%
0,8
8%
-2,9
7%
1,3
0%
8,5
4%
59,0
6%
-1,3
2%
0,0
7%
-3,4
0% 3,4
2%
3,5
4%
4,4
5% -1
,74%
-4,4
6%
-15,00%
-5,00%
5,00%
15,00%
25,00%
35,00%
45,00%
55,00%
65,00%
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
CN
EL
EP
GU
AY
AQ
UIL
E.E
. Q
UIT
O
CN
EL
EP
GU
AY
AS L
OS R
ÍOS
CN
EL
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CN
EL
EP
EL
OR
O
E.E
. C
EN
TRO
SU
R
CN
EL
EP
MIL
AG
RO
CN
EL
EP
SA
NTA
ELE
NA
E.E
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MB
ATO
CN
EL
EP
SU
CU
MB
ÍOS
E.E
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EG
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SU
R
CN
EL
EP
SA
NTO
DO
MIN
GO
E.E
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EG
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AL
NO
RTE
E.E
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PA
XI
CN
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EP
LO
S R
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IOB
AM
BA
CN
EL
EP
BO
LÍV
AR
E.E
. A
ZO
GU
ES
POTENCIA MÁXIMA ANUAL (2018) POTENCIA MÁXIMA ANUAL (2019) % CRECIMIENTO
Página 39 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.15 Demandas máximas sistémicas (MW), 2019
1.4. IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
1.4.1. IMPORTACIONES
Durante el 2019, existió una importante reducción en la importación de energía, mismos
que 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. La importación para el 2019 fue de un total de 5,83 GWh lo que representa
un 0,02%. El mes con mayor importación fue julio con 4,38 GWh.
En el 2016, con el ingreso de las centrales hidroeléctricas de Coca Codo Sinclair (1.500
MW), Sopladora (487 MW), Manduriacu (60 MW), entre otras, se evidencia un cambio
en la característica de Ecuador frente a las importaciones de electricidad; lo que quiere
decir, que el país ya no es netamente importador. En la Figura 1.16 se muestra la
información mensual correspondiente al 2019.
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
2.500,00
3.000,00
3.500,00
4.000,00
4.500,00
1/1
/201
9
16/1
/201
9
31/1
/201
9
15/2
/201
9
2/3
/201
9
17/3
/201
9
1/4
/201
9
16/4
/201
9
1/5
/201
9
16/5
/201
9
31/5
/201
9
15/6
/201
9
30/6
/201
9
15/7
/201
9
30/7
/201
9
14/8
/201
9
29/8
/201
9
13/9
/201
9
28/9
/201
9
13/1
0/2
01
9
28/1
0/2
01
9
12/1
1/2
01
9
27/1
1/2
01
9
12/1
2/2
01
9
27/1
2/2
01
9
DEMANDA NACIONAL + EXPORTACIÓN (MW) DEMANDA BORNES DE GENERACIÓN (MW)
Demanda
Nacional +
Exportaciones
(08 mayo)
4.301,39
Demanda en
Bornes
Generación
(27 noviembre)
3.953,33
Página 40 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.16 Importaciones de energía mensual (GWh), 2019
1.4.2. EXPORTACIONES
En 2019 las exportaciones de energía eléctrica de Ecuador a Colombia y Perú
alcanzaron los 1.825,49 GWh, un valor de más de seis veces mayor al registrado en 2018,
que fue de 254,56 GWh, y superior a las cifras de exportación totales registradas desde
2011; registrándose un crecimiento del 617,22%. El mes con mayor exportación fue marzo
con 214,36 GWh.
Las exportaciones de electricidad registraron su máximo histórico, apalancadas en las
condiciones hidrológicas favorables registradas desde finales del año pasado. La
hidroelectricidad ha aportado con el 88% de la producción eléctrica total del año y los
excedentes registrados durante este período permitieron que los precios de exportación
fueran competitivos y de interés para los países vecinos. De esta manera se ha logrado
exportar 1.764,82 GWh de energía eléctrica a Colombia y 60,67 GWh a Perú.
La venta de electricidad a Colombia y Perú se realiza con el excedente de generación
eléctrica que dispone el país, tras cubrir su demanda interna, misma que alcanzó su
máximo histórico el pasado 27 de noviembre, llegando a los 3.953,33 MW. La evolución
mensual de las exportaciones se muestra en la Figura 1.16.
0,08 - 0,01 0,03 0,06
0,61
4,38
0,15 0,09 0,26
0,11 0,05
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Página 41 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.17 Exportaciones de energía mensual (GWh), 2019
1.5. RESERVAS E INDISPONIBILIDADES
1.5.1. RESERVAS DE GENERACIÓN
Al 31 de diciembre de 2019, la reserva energética en los embalses llegó a 1.035,14 GWh,
con una diferencia de 198 GWh superior a la del 2018 y un crecimiento del 23,7%.
Esta reserva se calculó en función de los niveles de embalse alcanzados hasta finales de
año, mismos que registraron las siguientes cotas: Mazar (2.153,5 msnm); Amaluza
(1.987,02 msnm); Daule Peripa (71,85 msnm); Pisayambo (3.562,12 msnm) y Coca Codo
Sinclair (1.222,0 msnm).
Las reservas individuales de cada embalse, en función del nivel alcanzado aportaron
con los valores indicados en la Figura 1.18:
Figura 1.18 Reserva energética a finales de 2019 (GWh)
113,52
200,71 214,91
163,87
180,31
138,92
122,30
173,66
145,78
71,29
138,26
161,97
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Amaluza
80,20
7,75%
Mazar
833,20
80,49%
Daule Peripa
37,70
3,64%
Pisayambo
83,48
8,06%
Coca Codo
0,55
0,05%
Página 42 de 196
Informe Anual 2019
La evolución mensual total y por embalse se esquematiza en las Figuras 1.19 y 1.20, en
las que se evidencia que, la máxima reserva de energía se registró en junio, alcanzando
un valor de 1.519,9 GWh con un aporte mayoritario del embalse Mazar (836,21 GWh); y,
la mínima reserva se presentó en enero, llegando a los 875,2 GWh, con una participación
mayoritaria del embalse Mazar (694,9 GWh).
Figura 1.19 Reserva energética mensual (GWh), 2019
Figura 1.20 Reserva energética mensual por embalse (m3/s), 2019
1.5.2. INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN
Durante el 2019 se suscitaron varios causales que disminuyeron la disponibilidad técnica
de las unidades generadoras, entre éstos se tienen: fallas, mantenimientos
875,23
1.130,92
1.250,811.326,56
1.491,29 1.519,90 1.495,021.426,24
1.212,031.275,62
1.055,90 1.035,14
2019-0
1-3
1
201
9-0
2-2
8
201
9-0
3-3
1
201
9-0
4-3
0
201
9-0
5-3
1
201
9-0
6-3
0
201
9-0
7-3
1
201
9-0
8-3
1
201
9-0
9-3
0
201
9-1
0-3
1
201
9-1
1-3
0
201
9-1
2-3
1
0,00
400,00
800,00
1200,00
1600,00
201
9-0
1-3
1
201
9-0
2-2
8
201
9-0
3-3
1
201
9-0
4-3
0
201
9-0
5-3
1
201
9-0
6-3
0
201
9-0
7-3
1
201
9-0
8-3
1
201
9-0
9-3
0
2019-1
0-3
1
201
9-1
1-3
0
201
9-1
2-3
1
Amaluza Mazar Daule Peripa Pisayambo Coca Codo
Página 43 de 196
Informe Anual 2019
(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 1433.4 MW, compuesta por 711.9 MW de indisponibilidad hidráulica y 721.4
MW de indisponibilidad térmica. El comportamiento mensual se presenta en la Figura
1.21.
Figura 1.21 Potencia promedio indisponible mensual (MW), 2019
La máxima potencia indisponible promedio hidráulica se registró en julio con 1.150,90
MW, producto de la indisponibilidad de centrales importantes tales como: Coca Codo
Sinclair (1.500 MW) y Delsitanisagua (180 MW). En el ámbito térmico, el máximo valor se
presentó en octubre con 804,9 MW, debido a la indisponibilidad de centrales como:
Trinitaria (134 MW), Enrique García (95,7 MW) y Keppel (116 MW) entre otras.
Considerando el periodo de máxima demanda de potencia del sistema, la máxima
indisponibilidad de potencia se registró en septiembre con 2.711,9 MW y la mínima en
mayo con 856,9 MW.
1.6. HIDROLOGÍA
Durante el 2019, los caudales promedio afluentes a los embalses presentaron la siguiente
evolución:
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
HIDRAÚLICA 507,38 627,33 555,73 694,98 557,24 813,27 1.150,8 977,62 786,13 685,71 564,53 614,51
TÉRMICA 650,23 638,29 693,27 717,76 690,00 679,11 721,09 745,00 792,45 804,87 779,45 740,19
TOTAL 1.157,6 1.265,6 1.249,0 1.412,7 1.247,2 1.492,3 1.871,9 1.722,6 1.578,5 1.490,5 1.343,9 1.354,7
1.157,61
1.265,61
1.249,00
1.412,74
1.247,23
1.492,38
1.871,97
1.722,62
1.578,591.490,58
1.343,98
1.354,70
0,00
300,00
600,00
900,00
1.200,00
1.500,00
1.800,00
2.100,00
Página 44 de 196
Informe Anual 2019
Figura 1.22 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s)
En el primer trimestre se puede apreciar claramente, la cuasi-complementariedad
existente entre las vertientes oriental y occidental que se identifican en el sistema. El
embalse Daule Peripa (occidental) registra su máximo valor en el mes de febrero (839.2
m3/s), mientras que, la cadena Mazar-Amaluza (oriental) lo hace en el mes de junio
(293.3 m3/s).
Su relación respecto a su valor histórico se detalla en la siguiente Tabla:
Tabla 1.9 Detalle por cuenca hidrológica
CENTRAL
CAUDAL
PROMEDIO 2019
CAUDAL
PROMEDIO
HISTÓRICO
RELACIÓN
(m3/s) (m3/s) Qprom/Qhist
CUENCA HIDROGRÁFICA ORIENTAL
COCA CODO SINCLAIR 314,4 317,2 0,991
AMALUZA 147,6 119,1 1,239
MINAS SAN FRANCISCO 52,8 40,3 1,309
DELSITANISAGUA 61,2 46,4 1,318
MAZAR 105,7 86,3 1,225
AGOYÁN 147,6 122,6 1,204
PISAYAMBO 7,7 7,2 1,066
CUENCA HIDROGRÁFICA OCCIDENTAL
DAULE PERIPA 319,6 182,5 1,751
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
LATERAL AMALUZA 33,1 41,2 33,3 33,0 48,5 86,3 66,4 57,1 31,7 38,4 34,1 37,9
MAZAR 59,8 106,4 75,6 88,9 116,7 208,1 136,0 154,5 67,3 96,9 68,5 89,6
PISAYAMBO 5,1 6,5 2,6 4,0 12,2 16,0 13,9 11,3 5,3 5,4 3,8 6,4
INGRESO AMALUZA 88,0 130,1 112,0 124,5 156,6 281,0 206,8 208,6 113,2 121,8 112,1 116,2
DAULE – PERIPA 409,7 839,2 839,1 569,8 595,9 237,5 91,1 53,6 44,9 43,9 48,2 62,9
AGOYÁN 109,3 131,1 96,4 106,4 201,8 295,7 216,3 196,3 104,8 106,4 93,7 113,1
COCA CODO 209,3 252,8 202,7 226,7 357,9 449,2 551,4 382,6 273,4 274,0 284,6 308,0
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
Ing
reso
Am
alu
za
, D
au
le –
Pe
rip
a,
Ag
oyá
n , C
oc
a C
od
o
(m3/s)
La
tera
l A
ma
luza
, M
aza
r,
Pis
aya
mb
o (m
3/s)
Página 45 de 196
Informe Anual 2019
Se evidencia que, a excepción del caudal promedio anual de la central Coca Codo
Sinclair, los restantes presentan valores superiores a sus promedios históricos, en especial
el registrado en el embalse Daule Peripa que se aproxima al doble de su histórico. Por su
parte, en la cuenca oriental, los caudales promedio en los principales embalses Amaluza
y Mazar registraron incrementos superiores al 20%.
En todas las centrales los caudales promedio superaron los registrados en el 2018 con los
siguientes porcentajes: Coca Codo Sinclair (31%), Amaluza (20%), Delsitanisagua (79%),
Mazar (30%), Agoyán (14%), Pisayambo (17%) y Daule Peripa (43%).
Por su parte, el complejo Mazar-Amaluza presentó un caudal promedio anual de 150.8
m3/s, con un crecimiento del 21.2% respecto al año anterior (124.4 m3/s) y del 19%
respecto a su histórico (127.2 m3/s).
Las cotas alcanzadas al final de cada mes en los principales embalses, se muestra en la
siguiente tabla:
Tabla 1.10 Cotas al final de cada mes (msnm)
MES MAZAR AMALUZA PISAYAMBO DAULE – PERIPA COCA CODO
Ene. 2 147,28 1 985,30 3 556,79 72,74 1 226,00
Feb. 2 152,29 1 982,62 3 554,01 78,52 1 226,00
Mar. 2 151,53 1 985,12 3 545,17 82,33 1 226,80
Abr. 2 150,92 1 981,34 3 543,12 84,92 1 224,30
May. 2 153,41 1 990,69 3 551,39 85,21 1 226,30
Jun. 2 153,91 1 990,63 3 559,55 84,78 1 227,80
Jul. 2 152,90 1 990,88 3 563,94 83,81 1 226,70
Ago. 2 153,67 1 990,87 3 564,25 82,50 1 225,20
Sep. 2 149,16 1 985,46 3 563,18 80,86 1 221,20
Oct. 2 152,90 1 990,08 3 563,76 79,07 1 226,50
Nov. 2 149,72 1 985,77 3 562,45 75,70 1 217,90
Dic. 2 153,50 1 987,02 3 562,12 71,85 1 222,00
Los vertimientos en los embalses Amaluza y Daule Peripa tuvieron el siguiente
comportamiento:
Figura 1.23 Comportamiento de los vertimientos en los embalses Amaluza y Daule Peripa
0,023,9
205,8
123,6
494,7
435,2
231,7 247,1
8,4
62,9
9,230,1
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
AMALUZA DAULE PERIPA TOTAL
Página 46 de 196
Informe Anual 2019
En total se vertieron 1872.6 Hm3 de los cuales el 62% pertenece a Daule Peripa y el 38%
a Amaluza. Analizando en función de la capacidad de sus embalses en Amaluza se
registraron vertimientos equivalentes a 16.6 veces su embalse y en Daule Peripa,
equivalentes a 0.12 veces su embalse.
1.7. GESTIÓN DE MANTENIMIENTOS EN EL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO - SNI.
1.7.1. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS EN EL SNI.
En 2019 se registraron 4.695 mantenimientos en elementos del SNI, de las cuales: el 62 %
(2.918) corresponde a mantenimientos programados, el 26% (1.207) corresponde a
mantenimientos emergentes y el 12% (570) a mantenimientos sin número de registro.
En relación al 2018, se ha producido un incremento del 4.6 % (215) de mantenimientos
consignados en el año 2019.
1.559
633685
3 38
415
223
456
2489
Transmisión Distribución Generación Interconexión CENACE
Programado Emergente
4.695
Tra
nsm
isió
n
Dis
trib
uc
ión
Ge
ne
rac
ión
Inte
rco
ne
xió
n
CEN
AC
E
Tra
nsm
isió
n
Dis
trib
uc
ión
Ge
ne
rac
ión
Inte
rco
ne
xió
n
CEN
AC
E
2018 2019
Programado Emergente Sin Número Registro
62%
26%
12%Programado
Emergente
Sin Número
Registro
TOTAL, MANTENIMIENTOS
TOTAL, MANTENIMIENTOS
Figura 1.24 Mantenimientos en elementos del SNI, 2019
Página 47 de 196
Informe Anual 2019
En 2019 se registró un total de 89,89% de cumplimiento del plan anual de mantenimientos
de generación; para lo cual, se muestra a continuación el cumplimiento del mismo.
Figura 1.25 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación, 2019
En 2019, se registró un total del 85.40% de cumplimiento del plan anual de
mantenimientos de transmisión; para lo cual, a continuación, se muestra el
cumplimiento del mismo.
Figura 1.26 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión, 2019
33 45 38 39 30 38 43 32 31 34 21 39
100%69%
82% 69%
100%
63%
100% 100% 100% 100% 100% 100%
0%
40%
80%
120%
0
10
20
30
40
50
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
8 16 4 14 18 18 39 18 62 43 24 19
75,00%
25,00%
50,00%
100,00%
100,00%
94,44%
71,79%
83,33%
90,32%
76,74%
91,67%
100,00%
0,00%
40,00%
80,00%
120,00%
0
10
20
30
40
50
60
70
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
88,89%
CUMPLIMIENTO
ANUAL
85,40%
CUMPLIMIENTO
ANUAL
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Informe Anual 2019
En la Figura 1.27 se puede observar el indicador de horas de ejecución de
mantenimientos que presentaron desconexión de carga. A continuación, se presentan
los principales mantenimientos:
Figura 1.27 Mantenimientos de distribuidoras con desconexión de carga (horas), 2019
1.7.2. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR UNIDAD DE NEGOCIO DE
GENERACIÓN
De los 1.706 mantenimientos ejecutados en generación, el 55,39% (945) corresponden a
CELEC EP y del 44,61% restante, la Empresa Eléctrica Ambato presenta el mayor número
de mantenimientos (159). El total de mantenimientos, corresponde a mantenimientos
programados, emergentes y sin número de registro.
338
155140
118
7355 50 49
28 19 15 14 10 10 8 5 4 4
CN
EL
EP
GU
AY
AS L
OS R
ÍOS
CN
EL
EP
SA
NTA
ELE
NA
CN
EL
EP
MA
NA
BÍ
CN
EL
EP
GU
AY
AQ
UIL
CN
EL
EP
MIL
AG
RO
CN
EL
EP
SU
CU
MB
ÍOS
CN
EL
EP
ESM
ER
ALD
AS
CN
EL
EP
LO
S R
ÍOS
CN
EL
EP
EL
OR
O
E.E
. A
ZO
GU
ES
E.E
. R
EG
ION
AL
NO
RTE
E.E
. A
MB
ATO
E.E
. C
EN
TRO
SU
R
CN
EL
EP
SA
NTO
DO
MIN
GO
E.E
. C
OTO
PA
XI
CN
EL
EP
BO
LÍV
AR
E.E
. R
EG
ION
AL
SU
R
E.E
. Q
UIT
O
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Informe Anual 2019
Figura 1.28 Frecuencia de mantenimiento por unidad de negocio de generación, 2019
1.7.3. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE
GENERACIÓN
CELEC EP registra 945 mantenimientos ejecutados; de los cuales, el 26,77% corresponden
a la Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair, el 13,02% a la Unidad de Negocio
Termomanabí, el 10,16% a la Unidad de Negocio Electroguayas y el 9,63% a la Unidad
de Negocio Hidropaute.
2
3
3
3
6
10
11
11
11
12
13
13
15
17
18
19
22
25
25
25
28
30
31
36
42
50
58
63
159
945
C.H. HIDROVICTORIA
E.E. COTOPAXI
C.T. ECOELECTRIC
C.T. COAZUCAR
GASGREEN S.A.
C.E.M. IPNEGAL
C.H. SIBIMBE
C.H. SAN BARTOLO
EMAC-BGP ENERGY CEM
HIDROSIERRA
ECUAGESA
ECOLUZ
C.H. HIDROALTO
EPAA
C.T. GENEROCA
ENERMAX
C.H. ABANICO
CNEL EP
C.H. SIGCHOS
EPMAPS
C.H. SAN JOSÉ DE TAMBO
E.E. RIOBAMBA
C.H. NORMANDIA
E.E. REGIONAL SUR
ELECAUSTRO
ELITENERGY S.A.
E.E. REGIONAL NORTE
E.E. QUITO
E.E. AMBATO
CELEC EP
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Informe Anual 2019
Figura 1.29 Frecuencia de mantenimientos por Unidad de Negocio de CELEC EP, 2019
La central que registra mayor número de mantenimientos de CELEC EP es la Unidad de
Negocio Coca Codo Sinclair con 242 mantenimientos ejecutados. La central Jaramijó
perteneciente a CELEC EP Unidad de Negocio Termomanabí, registra 50
mantenimientos ejecutados. En la Figura 1.30 se presenta un resumen de las empresas
con mayor número de mantenimientos.
Figura 1.30 CELEC EP con mayor número de mantenimientos, 2019
253
123
96
91
79
59
53
48
48
47
45
3
U.N. COCA CODO SINCLAIR
U.N. TERMOMANABÍ
U.N. ELECTROGUAYAS
U.N. HIDROPAUTE
U.N. HIDROAGOYÁN
U.N. TERMO GAS MACHALA
U.N. HIDRONACIÓN
U.N. TERMOESMERALDAS
U.N. TERMOPICHINCHA
U.N. GENSUR
U.N. ENERJUBONES
U.N. HIDROAZOGUES
242
11
5041
32
Coca Codo Sinclair Manduriacu Jaramijó Miraflores Manta 2
U.N. COCA CODO SINCLAIR U.N. TERMOMANABÍ
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Informe Anual 2019
1.7.4. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA Y ELEMENTOS
DE TRANSMISIÓN
De los 2.001 mantenimientos ejecutados, el 54,07 % (1.082) corresponden a campos de
conexión, el 21,64% (433) a líneas de transmisión, el 9,70% (194) a subestaciones, el 8,85%
(177) a transformadores, el 3,80% (76) a barras, el 1,20% (24) a equipos y sistemas de
transmisión, y el 0,75% (15) a elementos de compensación.
Figura 1.31 Frecuencia de mantenimientos por elementos de transmisión, 2019
El 93,90% (1.879) de los mantenimientos en el Sistema Nacional de Transmisión fueron
realizados por CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y el 6,10% (122) por otros
participantes del sector eléctrico.
Campos de
conexión
54,07%
LÍneas de
transmisión
21,64%
Subestaciones
9,70%
Transformadores
8,85%
Barras
3,80%
Equipos y
Sistemas
1,20% Capacitores
0,75%
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Informe Anual 2019
Figura 1.32 Mantenimientos en el SNT, 2019
1.7.5. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE
DISTRIBUCIÓN
En las empresas de distribución se ejecutaron un total de 861 mantenimientos, el 81,53%
(702) corresponden a la unidad de negocio CNEL EP y el 18,47 % a otros participantes
del sector eléctrico.
Figura 1.33 Frecuencia de mantenimientos por empresa de distribución, 2019
CELEC EP -
TRANSELECTRIC
93,90%E.E. QUITO
1,25%SISTEMA
COLOMBIANO
1,20%
CELEC EP -
HIDRONACION
0,95%
CELEC EP -
GENSUR
0,70%
CELEC EP - COCA
CODO SINCLAIR
0,70% CELEC EP -
ENERJUBONES
0,65%
HIDROSANBARTOLO
S.A.
0,20%
SISTEMA PERUANO
0,15%
ELECTROQUIL
0,10%
CELEC EP -
ELECTROGUAY
AS
0,05%
HIDRONORMANDIA
0,05%
HIDROABANICO
0,05%
SIGDE
0,05%
Otros
6,10%
CNEL EP81,53%
E.E. QUITO4,76%
E.E. CENTRO SUR4,30%
E.E. REGIONAL SUR3,14%
E.E. AMBATO3,02%
E.E. REGIONAL NORTE0,93%
E.E. AZOGUES0,81%
E.E. RIOBAMBA0,81%
E.E. COTOPAXI0,70%
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Informe Anual 2019
En la Unidad de Negocio Guayas los Ríos de CNEL EP, se registra el mayor número de
mantenimientos: 34,6% (243).
Figura 1.34 Frecuencia de mantenimientos por unidad de negocio de CNEL EP
1.8. GESTIÓN DE EVENTOS Y FALLAS REGISTRADOS EN EL SISTEMA
NACIONAL INTERCONECTADO - SNI
1.8.1. FALLAS REGISTRADOS EN EL SNI
En 2019, se registraron 3.232 salidas forzadas en elementos del SNI, de los cuales, el 65,32%
(2.111) corresponde a generación, el 15,19% (491) a distribución y el 19,49% (630) a
transmisión.
A nivel de transmisión, el máximo valor de salidas forzadas se registra en líneas de
transmisión con 293 disparos, que representan el 9,1%, seguido de campos de conexión
con el 7% (226 disparos), transformadores con el 2.2% (71), elementos de compensación
con el 0,7% (22) y, el 0.6% que corresponden a disparos de barras (18), valores calculados
con respecto al total de salidas forzadas.
9
9
17
22
25
30
33
59
66
189
243
U.N. SANTO DOMINGO
U.N. BOLÍVAR
U.N. ESMERALDAS
U.N. EL ORO
U.N. SUCUMBÍOS
U.N. LOS RÍOS
U.N. MILAGRO
U.N. MANABÍ
U.N. SANTA ELENA
U.N. GUAYAQUIL
U.N. GUAYAS LOS RÍOS
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Informe Anual 2019
Figura 1.35 Salidas forzadas por elementos del SNI, 2019
En marzo, se registró la mayor parte de las salidas forzadas de elementos del SNI (451);
de las cuales, el 65,32% 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 19,49% 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 15,19% 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 1.36 se muestra la frecuencia de salidas forzadas por elementos de
generación, transmisión y distribución.
Figura 1.36 Salida forzada por elementos de generación, transmisión y distribución, 2019
GENERACIÓN
2.111
DISTRIBUCIÓN
491
L. TRANSMISIÓN
293
PUNTOS
CONEXIÓN
226
TRANSFORMADOR 71
E. COMPENSACIÓN
22BARRAS; 18
Otros
630
3.232
FALLAS
291253
451
287263
171
275 276241 249
224251
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Generación Distribución Transmisión Número Total Fallas
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Informe Anual 2019
El esquema de alivio de carga por baja frecuencia (EAC-BF) es determinado por el
CENACE, el 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 del sistema.
En el 2019, se registró 1 evento que provocó la actuación del EAC-BF, debido al disparo
de la barra 1 de 500 kV de la subestación San Rafael. En la tabla 1.11, se muestra el
detalle del evento mencionado.
Tabla 1.11 Eventos que provocaron la actuación del EAC-BF
FECHA EVENTO FRECUENCIA
(HZ) PASOS
7/8/2019
11:20
Disparo de los siguientes elementos:
Disyuntores asociados a la barra 1 de 500 kV de la
subestación San Rafael.
Circuitos de la interconexión Colombia - Ecuador de
230 kV.
Línea de transmisión Due - San Rafael de 230 kV
59,06 2
1.8.2. FRECUENCIA DE FALLAS DE GENERACIÓN
En las empresas de generación del sistema ecuatoriano, se registraron 2.111 fallas, de
estos eventos; el 15,25% (322) corresponden a salidas forzadas (fallas) en CELEC EP, el
8,34% (176) a ELITENERGY y el 7,30% (154) a HIDROSIGCHOS C.A.; el resto de porcentajes
se muestra en la Figura 1.37.
Figura 1.37 Frecuencia de fallas por empresa de generación, 2019
CELEC EP; 322
ELITENERGY; 176
HIDROSIGCHOS; 154
HIDALGO E HIDALGO;
129
E.E. COTOPAXI; 123
E.E. REGIONAL NORTE;
115
GASGREEN S.A.; 101
E.E. QUITO; 96
HIDROTAMBO; 90
EMAC - BGP ENERGY; 71
C.H. SAN BARTOLO; 69
SISTEMA COLOMBIANO; 67
C.H. NORMANDÍA; 66
HIDROABANICO; 60
E.E. REGIONAL SUR; 58
C.H. GENEROCA; 58
CNEL EP GUAYAQUIL; 47
ELECAUSTRO; 46
CEM …
EPMAPS; 37HIDROSIERRA; 32
HIDROVICTORIA; 28
ECOLUZ; 27
HIDROALTO; 25
ECUAGESA; 19
ENERMAX; 19
E.E.
AMBATO; 11
EPAA; 5
ECOELECTRIC; 3
INGENIO SAN
CARLOS; 1
Otros; 218
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Informe Anual 2019
Figura 1.38 Frecuencia de fallas por unidad de negocio de CELEC EP, 2019
Las siguientes figuras muestran la frecuencia de fallas en CELEC EP por Unidad de
Negocio:
U.N.
HIDROAZOGUES
5,59%
U.N. COCA CODO
SINCLAIR
11,18%
U.N.
ELECTROGUAYAS
3,42%
U.N. ENERJUBONES
5,59%
U.N. GENSUR
6,52%
U.N. HIDROAGOYÁN
6,21%
U.N. HIDRONACIÓN
8,39%
U.N. HIDROPAUTE
6,52%
U.N. TERMO GAS
MACHALA
5,28%
U.N. TERMOESMERALDAS
1,55%
U.N. TERMOMANABÍ
7,76%
U.N.TERMOPICHINCHA
31,99%
Alazán; 18
Baba; 6
Agoyán ; 3
Gonzalo Zevallos; 7
Mazar; 3 Paute; 8
Pucará; 6 San Francisco; 11
Coca Codo Sinclair; 23
Delsitanisagua; 17
Esmeraldas; 2
Jaramijó; 6
La Propicia; 3
M. Gas I; 1 M. Gas II; 16
Manduriacu; 13
Manta 2; 5
Marcel Laniado; 21
Minas San Francisco; 18
Miraflores ; 14
Santa Elena II; 2
Sopladora; 10
Trinitaria; 2
Villonaco; 4
U.N. HIDROAZOGUES
U.N. COCA CODO SINCLAIR
U.N. ELECTROGUAYAS
U.N. ENERJUBONES
U.N. GENSUR
U.N. HIDROAGOYÁN
U.N. HIDRONACIÓN
U.N. HIDROPAUTE
U.N. TERMO GAS MACHALA
U.N. TERMOESMERALDAS
U.N. TERMOMANABÍ
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Informe Anual 2019
Figura 1.39 Frecuencia de fallas de CELEC EP por unidad de negocio, 2019
1.8.3. 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, 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 630 registros, el 86,51% (545) corresponde a disparos de elementos de CELEC EP
Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y la diferencia a otras empresas, como se muestran
en la Figura 1.40.
Figura 1.40 Frecuencia de fallas en el sistema de transmisión, 2019
Dayuma
38
Guangopolo II
32
Jivino 2
10
Jivino 3
9
Payamino
5Guangopolo
3
Santa Rosa
3
Celso
Castellanos
2
Jivino 1
1
Otros; 6
CELEC EP - TRANSELECTRIC
E.E. QUITO
ELITENERGY
CELEC EP - GENSUR
EPMAPS
C.H. SAN BARTOLO
HIDROALTO
ELECTROQUIL
C.H. NORMANDÍA
CELEC EP - TERMO GAS MACHALA
ENERMAX
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Informe Anual 2019
En el Sistema Nacional de Transmisión durante el 2019, se registraron 630 fallas,
clasificadas por elemento, de acuerdo a la Figura 1.41.
Figura 1.41 Fallas por elemento en el Sistema Nacional de Transmisión, 2019
Del total de fallas registradas el 46,51% (293) corresponde a líneas de transmisión; el
11,27% (71) a transformadores; el 35,87% (226) a campos de conexión; el 3,49% (22) a
disparos de elementos de compensación; y el 2,86% (18) a barras.
1.9. ENERGÍA NO SUMINISTRADA
Durante el 2019 se registró una Energía No Suministrada – ENS, de 14.909 MWh; de los
cuales: el 50,7% corresponde a fallas y el 49,3% a mantenimientos.
3
6
3
6
22
15
2187
22
150
11725
1
71
Barras 138 kV
Barras 230 kV
Barras 500 kV
Barras 69 kV
Campos de conexión 138 kV
Campos de conexión 230 kV
Campos de conexión 500 kV
Campos de conexión 69 kV
Compensadores
Líneas de transmisión 138 kV
Líneas de transmisión 230 kV
Líneas de transmisión 500 kV
Líneas de transmisión 69 kV
Transformadores
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Informe Anual 2019
Figura 1.42 Energía no suministrada durante el 2019
La energía no suministrada corresponde a 5,36 horas de desconexión de la energía
eléctrica total demandada del sistema (energía suministrada más energía no
suministrada); con respecto al 2018, esta energía no suministrada se incrementó en 0,04
horas. En cuanto a la ENS provocada por fallas, corresponde a 2,72 horas de la energía
eléctrica total demanda en el sistema; esta energía no suministrada se redujo en 0,17
horas, con respecto al 2018.
1.9.1. HISTÓRICO DE LAS HORAS EQUIVALENTES DE DESCONEXIÓN
En la Figura 1.41 se muestra la evolución de los últimos 9 años de las horas equivalentes
de desconexión de demanda por fallas y mantenimientos.
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Informe Anual 2019
Figura 1.43 Horas equivalentes de desconexión, 2011 - 2019
2. TRANSACCIONES COMERCIALES
2.1. ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DE LAS TRANSACCIONES
DE BLOQUES ENERGÉTICOS
Conforme lo establece 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. Así también, con
base en las atribuciones y deberes definidos en la Ley, CENACE se encarga de
administrar técnica y comercialmente las transacciones internacionales de electricidad
en representación de los partícipes del sector eléctrico.
En este sentido, CENACE es el encargado de registrar, liquidar, administrar técnica y
financieramente las transacciones comerciales entre los participantes del sector
eléctrico e interconexiones internacionales de electricidad; además de controlar los
movimientos financieros del sector, procurando el desarrollo permanente del mercado
eléctrico.
CENACE, como representante de los partícipes del sector eléctrico frente a las
Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE es el “Administrador del Mercado
Ecuatoriano” quien, desde al año 2003 mantiene suscrito un acuerdo comercial con XM
de Colombia, para la liquidación de manera coordinada de las Transacciones
Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, así como para las actividades de
administración, facturación, cobro y pago de las garantías y de las transacciones por
parte de los Administradores de Mercado, todo ello enmarcado en la Ley aplicable.
8,84 8,89
7,516,91
5,57
6,72
5,40 5,32 5,36
0,00
3,00
6,00
9,00
12,00
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
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Informe Anual 2019
Figura 2.1 Circuito Transaccional Técnico-Económico
En el circuito transaccional técnico – económico, las transacciones comerciales son el
último proceso, que luego de la operación en tiempo real determinan las
remuneraciones y pagos que deben efectuarse entre las empresas participantes del
mercado eléctrico por la prestación de los Servicios de Energía Eléctrica incluyendo las
Transacciones Internacionales de Electricidad.
2.1.1. PARTICIPANTES EN LA ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL
TRANSACCIONES DE GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN
La liquidación de la generación de energía, se realiza en función del contrato regulado
que mantiene suscrito, contrato bilateral o en el caso de la generación no
convencional, la liquidación se realiza conforme la tarifa establecida en la normativa
aplicable.
Para el caso de la autogeneración, las transacciones que realiza en el mercado
corresponden a los excedentes de energía, mismos que son liquidados en función a la
tarifa establecida en los contratos regulados que mantienen suscritos con las empresas
de distribución.
TRANSACCIONES DE TRANSMISIÓN
El transmisor debe permitir el libre acceso de terceros a su sistema, en los términos que
se establezcan en la regulación correspondiente, y 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. En 2019 se
registra un único transmisor que es Unidad de Negocio TRANSELECTRIC de CELEC EP.
Página 62 de 196
Informe Anual 2019
TRANSACCIONES DE 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 para la
planificación que emita el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables,
para satisfacer toda demanda de servicio de electricidad requerida dentro del área de
concesión (área geográfica).
TRANSACCIONES CON GRANDES CONSUMIDORES
En el mercado eléctrico ecuatoriano se registran dos grandes consumidores, Novopan
y Empaqplast, los cuales iniciaron su operación como tales en febrero 2018 y abril 2019
respectivamente, al suscribir un contrato bilateral con la empresa Hidalgo & Hidalgo S.A.
y Ecoluz.
TRANSACCIONES INTERNACIONALES
Las Transacciones Internacionales de Electricidad - TIE, son transacciones horarias entre
los mercados de corto plazo de los países interconectados por uno o más enlaces
internacionales, transacciones que se encuentran en el marco de la normativa
Supranacional de la Decisión CAN.
En este contexto, en el mercado ecuatoriano se mantienen las TIE con el vecino país
Colombia a través de 4 circuitos a 230 kV ubicados en la S/E Pomasqui en Ecuador hacia
la S/E Jamondino en Colombia y 1 circuito a 138 kV que va desde la S/E Tulcán en
Ecuador hasta la S/E Panamericana en Colombia.
Las condiciones de operación, así como los aspectos comerciales de liquidación de las
mismas, se encuentran establecidas en el Acuerdo Operativo y Acuerdo Comercial,
respectivamente; siendo el CENACE, el Administrador del Mercado Ecuatoriano en
representación de los participantes del sector eléctrico. En el caso de Colombia, el
Administrador de Mercado es XM Compañía de Expertos en Mercados.
Las TIE son producto del despacho económico coordinado efectuado por los
operadores de los sistemas de los países interconectados, y se originan por la diferencia
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, para la programación de 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 al 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.
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Informe Anual 2019
2.1.2. ASPECTOS COMERCIALES DEL FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR
ELÉCTRICO
El artículo 49 de la LOSPEE, establece que la compra y venta de energía eléctrica que
se realice entre los participantes del sector eléctrico a través de contratos, así como las
transacciones de corto plazo, serán liquidadas por el Operador Nacional de Electricidad
– CENACE conforme la normativa expedida para el efecto.
Con base en esta competencia, el Operador Nacional de Electricidad, determina los
valores que deben cobrar y pagar cada participante del sector eléctrico en el ámbito
mayorista. En este sentido se realizan transacciones comerciales a través de 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.
Se denominan contratos regulados, a los contratos para la compraventa de energía
eléctrica suscritos por los generadores o autogeneradores con las empresas de
distribución en forma proporcional a la demanda regulada (energía para usuarios
finales) de cada una de ellas, esto significa que los contratos que finalmente suscriban
las empresas eléctricas de distribución con empresas de generación y autogeneración
públicas y privadas, se liquidarán bajo las condiciones de precios establecidos en los
contratos regulados. En este esquema comercial de participación de contratación
regulada, se considera también a la generación de propiedad de la distribuidora,
denominada “generación no escindida”.
En cuanto a los contratos no regulados, denominados también contratos bilaterales, son
aquellos contratos para la compraventa de energía eléctrica, suscritos entre los
generadores o autogeneradores privados con demanda no regulada; es decir. con los
grandes consumidores y los consumos propios de autogeneradores.
El esquema transaccional en el ámbito mayorista, distingue también la participación de
generadores no convencionales que poseen tarifa preferente, y 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 el 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.
Todas las transacciones comerciales que se establecen para cada uno de los
participantes del sector eléctrico en el ámbito mayorista, están basadas en la Ley
Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, y las regulaciones vigentes
relacionadas con los aspectos comerciales expedidas por la Agencia de Regulación y
Control de Electricidad - ARCONEL. El esquema de participación transaccional se lo
puede visualizar en la siguiente figura.
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Informe Anual 2019
Figura 2.2 Esquema de participación transaccional en el ámbito mayorista
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 para cada uno de los participantes del mercado, cuya
verificación del cumplimiento normativo es de competencia del Regulador. En este
contexto, una vez que el Regulador emite su pronunciamiento de habilitación del nuevo
participante; CENACE, conforme sus competencias procede a la inclusión de los
mismos, en los procesos operativos y comerciales.
El Operador Nacional de Electricidad, es quien, luego de cumplir con el proceso de
ingreso para nuevas centrales de generación en apego a la normativa vigente y una
vez recibida la habilitación por parte del Regulador, declara el inicio de la operación
comercial de las nuevas centrales.
Durante el 2019, se registró el ingreso en operación comercial de una nueva central de
generación hidroeléctrica, como es Hidrosierra - C.H. Río Verde Chico, que está
calificada como central de generación no convencional, por tanto, se acoge a la
REGULACIÓN No. CONELEC – 001/13. (Anexo 2.1).
En relación a la demanda, en este 2019 también iniciaron su participación en el
esquema transaccional del sector eléctrico, el Gran Consumidor EMPAQPLAST y 35
nuevos puntos de Consumo Propio de autogeneradores, siendo los autogeneradores
HIDROALTO y ECOELECTRIC quienes han incluido el 41% del total de los nuevos puntos
de consumo propio. (Anexo 2.2).
Generador
PúblicoDistribuidor
Estatal
Gran
Consumidor
Consumos
Propios de
Autogen.
Generador
Privado
Autogen.
Privado
Contratos
ReguladosContratos
Regulados
Contratos No
Regulados
Contratos No
Regulados
(excedentes)
Abastecimiento
interno
Generación
No
Escindida
Liquidación
como Contratos
Regulados
TIE
Contratos
Regulados
(excedentes)
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Informe Anual 2019
2.2. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO
2.2.1. CONDICIONES HIDROLÓGICAS Y ENERGÉTICAS
En Ecuador continental se identifican dos vertientes, el Pacífico (Occidental) y el río
Amazonas (Oriental). Las centrales hidroeléctricas más grandes en el SNI se encuentran
ubicadas en la vertiente oriental, donde la época lluviosa ocurre generalmente de abril
a septiembre, mientras que la época de sequía se presenta de octubre a marzo.
El 78,9% de la capacidad total existente en centrales hidroeléctricas está constituida
principalmente por 10 grandes centrales: Coca Codo Sinclair, Paute Molino, Minas San
Francisco, San Francisco, Marcel Laniado de Wind, Delsitanisagua, Mazar, Agoyán,
Pucará y Manduriacu, pertenecientes a CELEC EP de naturaleza pública. De estas
centrales, únicamente las centrales Manduriacu y Marcel Laniado de Wind se
encuentran ubicadas en la vertiente del Pacífico. Esta última, conjuntamente con
Mazar, son las centrales que poseen los embalses más representativos del sistema
eléctrico nacional.
Tabla 2.1 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. MINAS SAN FRANCISCO 270,0
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. MARCEL LANIADO DE WIND 213,0
C.H. MANDURIACU 65,0
TOTAL 3.946,6
Estas grandes centrales representan el 84,6% de la generación hidroeléctrica
convencional y el 54,9% 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 y gracias a que está ubicada en la vertiente
del Pacífico, presenta un régimen hidrológico cuasi – complementario con las otras
centrales situadas en la vertiente oriental.
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Informe Anual 2019
Figura 2.3 Condiciones hidrológicas y energéticas, 2019
Durante el 2019, las mejores condiciones hidrológicas en el área de influencia de las
centrales de generación con mayor capacidad instalada, se presentaron en el periodo
de febrero a agosto; mientras que, el periodo de estiaje lo marcaron principalmente los
meses de septiembre, octubre y noviembre.
2.2.2. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA
Al 2019 la potencia efectiva con la que cuenta el Sistema Nacional Interconectado es
de 7.190 MW compuestos por centrales de generación con fuentes renovables y no
renovables.
Tabla 2.2 Potencia efectiva por tipo de generación (MW), 2019
TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA EFECTIVA (MW)
CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL TOTAL
HIDRO 4.663 338 5.001
EÓLICO 17 17
BIOGAS 6 6
BIOMASA 105 105
FOTVOLTÁICO 24 24
SUBTOTAL RENOVABLE 4.663 489 5.152
DIESEL 571 - 571
FUEL OIL 426 - 426
GAS NATURAL 256 - 256
3.201
3.944
4.963
5.497
6.230 6.2086.036
5.752
5.330
4.896
4.352
3.561
581
805
900
1.0
05
1.1
42
1.2
12
1.1
95
1.1
60
1.0
56
971
889
744
1.1
13
1.8
70
1.8
50
1.5
05
1.8
40
1.8
55
1.5
43
1.2
64
799
835
815
945
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)
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Informe Anual 2019
TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA EFECTIVA (MW)
CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL TOTAL
NAFTA 100 - 100
RESIDUO 685 - 685
SUBTOTAL NO RENOVABLE 2.038 0 2.038
TOTAL (MW) 6.701 489 7.190
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DE GENERACIÓN
La energía neta total producida por las centrales consideradas en las transacciones en
bloque en el 2019, fue de 27.532,24 GWh, con una participación del 88.83% de la
producción hidroeléctrica, seguido de fuente termoeléctrica con el 9.68%, una
participación del 1.46% de energía proveniente de generación no convencional y el
0.02% de importaciones internacionales de electricidad.
Tabla 2.3 Generación por tipo de producción (GWh), 2019
TIPO DE
PRODUCCIÓN
CONVENCIONAL NO
CONVENCIONAL TIE TOTAL (GWh)
GWh % GWh % GWh % GWh %
HIDROELÉCTRICA 22.089,16 80,23% 2.368,94 8,60% - - 24.458,10 88,83%
EÓLICO - - 78,65 0,29% - - 78,65 0,29%
BIOGAS - - 41,05 0,15% - - 41,05 0,15%
BIOMASA - - 250,11 0,91% - - 250,11 0,91%
FOTVOLTÁICO - - 32,81 0,12% - - 32,81 0,12%
SUBTOTAL
RENOVABLE 22.089,16 80,23% 2.771,57 10,07% - - 24.860,72 90,30%
DIESEL 135,57 0,49% - - - - 135,57 0,49%
FUEL OIL 1.241,76 4,51% - - - - 1.241,76 4,51%
GAS NATURAL 798,78 2,90% - - - - 798,78 2,90%
NAFTA - - - - - - - 0,00%
RESIDUO 489,58 1,78% - - - - 489,58 1,78%
SUBTOTAL NO
RENOVABLE 2.665,69 9,68% - - - - 2.665,69 9,68%
TIES - - - - 5,83 0,02% - -
SUBTOTAL TIE - - - - 5,83 0,02% 5,83 0,02%
TOTAL 24.754,84 89,91% 2.771,57 10,07% 5,83 0,02% 27.532,24 100,00%
Como se evidencia, la demanda del 2019 ha sido abastecida principalmente por el
parque hidroeléctrico, gracias a las favorables condiciones hidrológicas que se han
presentado. En el Anexo 2.3 se muestra a detalle la generación individual de cada una
de las centrales.
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Informe Anual 2019
Figura 2.4 Generación porcentual por tipo de producción, 2019
En diciembre de 2019, se produjo la mayor cantidad de generación hidroeléctrica,
mientras que en los meses de septiembre y octubre de 2019 fueron los de menor
producción hidroeléctrica, situación prevista debido a las condiciones hidrológicas
presentadas en dichos meses.
En relación a la producción termoeléctrica, el 46.58% de la generación se produjo con
combustible fuel oil, uno de los combustibles menos costosos dentro del parque
generador termoeléctrico, y apenas el 5.09% se produjo con diésel.
Figura 2.5 Producción de energía termoeléctrica (GWh), 2019
En tanto, que la mayor generación dentro del grupo de producción con fuentes
renovables, fue el generado por biomasa con el 62,12%.
Hidroeléctrica
88,83%
Termoeléctrica
9.68%
Fuentes
Renovables
1,46%
Interconexiones
Internacionales
0,02%
5,09%
46,58%
29,97%
18,37%
Diésel F.Oil Gas Nat. Residuo
19,54%
62,12%
8,15%
10,20%
Eólica Biomasa Fotovolt. Biogas
5,09%
46,58%
29,97%
18,37%
Diésel
Fuell Oil
Gas Natural
Residuo
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Informe Anual 2019
Figura 2.6 Producción de energía con fuentes renovables (GWh), 2019
La generación más representativa. es la que abarca la Corporación Eléctrica del
Ecuador - CELEC EP, que en el 2019 representó el 85,84% de toda la producción del
Sistema Nacional Interconectado, este valor comprende el 76,20% de generación
hidroeléctrica, 9,36% de generación termoeléctrica y el 0,29% de generación eólica.
Figura 2.7 Producción de energía de CELEC EP (GWh), 2019
En el Anexo 2.4 se muestra el detalle de la producción neta mensual por tipo de
generación.
19,54%
62,12%
8,15%
10,20%
Eólica
Biomasa
Fotovolt.
Biogas
RESTO SNI
3.896.56
14,16%
EÓLICA
78,65
0,29%
HIDRO
20.974.83
76,20%
TERMO
2.576,37
9,36%
CELEC EP
23.629.85
85,84%
TOTAL
27.526,41
GWh
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Informe Anual 2019
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE NATURALEZA JURÍDICA
El 90% de la electricidad producida en el país a nivel del Sistema Nacional
Interconectado, es generada por centrales eléctricas que pertenecen a empresas
públicas.
Figura 2.8 Producción de energía por naturaleza jurídica (GWh), 2019
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN COMERCIAL
La energía comercializada en contratos regulados representa el 87,28% (24.029,31 GWh)
de la energía tranzada, el 12,72% (3.502,93 GWh) restante de energía ha sido liquidada
en contratos no regulados y otras transacciones.
Es preciso mencionar, que la energía importada desde Colombia y Perú apenas
representa el 0,02% de toda la energía, y solamente hay valor considerable en el mes
de julio. Es importante recalcar que en abril de 2019 entró en vigencia el contrato
bilateral de compra y venta de energía entre ECOLUZ y EMPAQPLAST, figura comercial
que no se presentaba desde el 2011.
Figura 2.9 Generación de energía por tipo de transacción comercial (GWh), 2019
PRIVADA
10%
PÚBLICA
90%
TOTAL
27.526,41
GWh
87,28%
0,36% 2,27%10,07%
0,02%
GENERACIÓN NO
ESCINDIDA
GENERACIÓN NO
CONVENCIONAL
TRANSACCIONES
INTERNACIONALES
CONTRATOS
REGULADOS
CONTRATOS NO
REGULADOS
OTRAS TRANSACCIONES
TOTAL
27.526,41
GWh
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Informe Anual 2019
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA NETA POR FUENTE DE
GENERACIÓN
El registro histórico de la producción de energía del período 1999 - 2019, se observa la
tendencia creciente en concordancia con el crecimiento de la demanda,
observándose una tendencia decreciente en la generación de energía con recursos
térmicos desde el 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.
Se evidencia además que desde el 2012, se presentan valores importantes de
generación catalogada como No Convencional, notándose también la considerable
disminución de las importaciones de energía eléctrica a partir del 2016.
Figura 2.10 Generación de energía por tipo de producción (GWh), 2019
HISTÓRICO DE ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN COMERCIAL
Con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), de 10 de octubre de 1996, se
establece el Mercado Eléctrico Mayorista con la participación de generadores,
distribuidores y grandes consumidores que forman parte del SNI, así como las
Transacciones Internacionales de Electricidad. En este mercado se establecen dos tipos
de transacciones comerciales: las transacciones en el mercado ocasional o mercado
spot y el mercado de contratos a plazo.
El Mandato Constituyente Nro. 15 de 23 de julio de 2008, publicado en el Registro Oficial
Nro. 393 de 31 de julio de 2008, se expide con el objetivo de cumplir con la
7.4
95
10.2
89
10.6
26
11.2
95
11.9
89
12.8
43
13.5
77
14.4
60
15.2
33
16.0
96
16.3
75
17.1
44
18.4
54
19.3
06
20.0
59
21.4
69
22.6
00
22.9
64
23.6
86
24.7
74 27.5
32
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Hidroeléctrica Térmoeléctrica Importación No Convencional Total
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Informe Anual 2019
responsabilidad del Estado sobre la prestación del servicio público de energía eléctrico,
bajo principios de eficiencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, continuidad
y calidad, a través del establecimiento de normas que permitan una reforma de la
estructura operativa del mercado eléctrico ecuatoriano.
Una de las principales reformas fue la eliminación del modelo marginalista y una mayor
participación de un mercado de largo plazo, a través de contratos: contratos regulados
a plazo que, como resultado de concursos públicos se suscriban entre generadores
privados y distribuidores; contratos regulados a plazo que se suscriban 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 la Figura 2.11 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 es evidente la eliminación de los
contratos no regulados desde el año 2009; sin embargo, como ya se ha mencionado
con anterioridad, a partir de febrero de 2018 vuelve a aparecer esta figura con el
contrato suscrito entre HIDALGO &HIDALGO y NOVOPAN S.A. y en abril de 2019 con el
contrato entre ECOLUZ y EMPAQPLAST.
Figura 2.11 Generación de energía por tipo de transacción (GWh), 1999 - 2019
7.4
95 1
0.2
89
10.6
26
11.2
95
11.9
89
12.8
43
13.5
70
14.4
60
15.2
33
16.0
96
16.3
75
17.1
44
18.4
54
19.3
06
20.0
61
21.4
71
22.6
00
22.9
64
23.6
86
24.7
74
27.5
32
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Contratos Regulados Contratos No Regulados Mercado Ocasional
Gen. No Escindida Total
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Informe Anual 2019
Figura 2.12 Generación por tipo de transacción comercial (GWh),1999 – 2019
2.2.3. DEMANDA DE ENERGÍA
DEMANDA COMERCIAL
Para efectos de liquidación de transacciones comerciales, conforme lo 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.
26%
74%
84%
84%
90%
88%
86%
87%
90%
89%
86,9
8%
86,1
6%
9%
37%
14%
14%
57%
51%
60%
64%
50%
4%
0,2
%
0,1
%
0,1
1%
0,1
6%
88%
79%
51%
76%
79%
36%
42%
31% 28%
16%
14% 7% 9
% 4% 7
%
9% 8%
6% 9%
10,1
2%
11,3
9%
12%
11%
12%
11%
8% 7%
7%
8%
7%
7% 8%
8% 7%
6%
6%
6% 5%
4%
3% 2,2
9%
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Contratos Regulados Contratos No Regulados Mercado Ocasional Gen. No Escindida
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Informe Anual 2019
Figura 2.13 Demanda Comercial, 2019
La Corporación Nacional de Electricidad - CNEL EP, abarca el mayor porcentaje de la
demanda con el 61,5% de la demanda total, al tener concentradas 11 Unidades de
Negocio que abastecen la energía a toda la región Costa, Oriente y una parte de la
Sierra.
El detalle de la demanda mensual de 2019, se encuentra en el Anexo 2.5.
CONSUMOS PROPIOS
Hasta diciembre de 2019 se contabiliza un total de 273 puntos de consumos propios
asociados a diversos autogeneradores y en diferentes áreas de concesión de las
empresas eléctricas de distribución. Estos consumos propios deben ser abastecidos por
sus autogeneradores; no obstante, existe ocasiones en las cuales su generación no
alcanza a abastecer la demanda de los mismos, debiendo los referidos
autogeneradores comprar energía en el mercado de corto plazo para abastecerlos.
Actualmente, la demanda de los consumos propios representa el 5,5% de la demanda
total del sistema sin considerar las exportaciones. En la Tabla 2.4 se muestra un resumen
de los consumos propios del 2019.
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Informe Anual 2019
Tabla 2.4 Consumos propios (MWh), 2019
AUTO-
GENERADOR
AUTO
GENERADOR
NÚMERO DE
CONSUMOS
PROPIOS
ÁREA DE
CONCESIÓN
DEMANDA
CONSUMOS
PROPIOS
(MWh)
%
DEMANDA
CONSUMOS
PROPIOS
COAZUCAR COAZA 3
AZOGUES 23.259 32,3%
CENTRO SUR 2.254 3,1%
RIOBAMBA 46.506 64,6%
TOTAL 72.018 100%
ECOELECTRIC ECOEA 10
CNEL EP
GUAYAS LOS
RÍOS
30.106 40,2%
CNEL EP
GUAYAQUIL 27.735 37,0%
CNEL EP
MILAGRO 16.057 22,9%
E.E. RIOBAMBA - 0,0%
TOTAL 73.899 100%
ECOLUZ ELUZG 6
CNEL EP
GUAYAQUIL 6.338 20,6%
E.E. QUITO 24.359 79,4%
TOTAL 30.697 100%
EMAAP-Q EMAPG 63 E.E. QUITO 21.273 100,0%
TOTAL 21.273 100%
ENERMAX EMAXA 62
E.E. AMBATO 1.798 1,5%
E.E. CENTRO SUR 2.104 1,7%
CNEL EP
GUAYAS LOS
RÍOS
3.352 2,7%
CNEL EP
GUAYAQUIL 40.760 33,1%
CNEL EP MANABÍ 2.950 2,4%
E.E. REGIONAL
NORTE 941 0,8%
E.E. QUITO 65.348 53,0%
CNEL EP SANTO
DOMINGO 5.183 4,2%
CNEL EP SANTA
ELENA 864 0,7%
TOTAL 123.300 100%
HIDROABANICO HABAA 23
E.E. COTOPAXI 71.427 25,5%
CNEL EP
ESMERALDAS - 0,0%
CNEL EP
GUAYAS LOS
RÍOS
10.852 3,9%
CNEL EP
GUAYAQUIL 34.065 12,2%
E.E. QUITO 148.109 52,9%
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Informe Anual 2019
AUTO-
GENERADOR
AUTO
GENERADOR
NÚMERO DE
CONSUMOS
PROPIOS
ÁREA DE
CONCESIÓN
DEMANDA
CONSUMOS
PROPIOS
(MWh)
%
DEMANDA
CONSUMOS
PROPIOS
CNEL EP LOS
RÍOS 8.490 3,0%
CNEL EP SANTO
DOMINGO 7.108 2,5%
TOTAL 280.051 100%
HIDROALTO HALTG 28
E.E. CENTRO SUR 753 0,3%
CNEL EP
GUAYAS LOS
RÍOS
172.075 59,4%
CNEL EP
GUAYAQUIL 3.571 1,2%
CNEL EP MANABÍ 62.861 21,7%
E.E. QUITO 10.310 3,6%
CNEL EP
REGIONAL SUR 1.285 0,4%
CNEL EP SANTO
DOMINGO 1.190 0,4%
CNEL EP SANTA
ELENA 37.837 13,1%
TOTAL 289.883 100%
HIDRO-
NORMANDÍA HNORG 14
CNEL EP
GUAYAQUIL 135.986 67,3%
CNEL EP MANABÍ 28.734 14,2%
E.E. QUITO 37.229 18,4%
TOTAL 201.949 100%
HIDRO-
SANBARTOLO HSBAA 62
E.E. AMBATO 822 0,3%
E.E. COTOPAXI 578 0,2%
E.E. CENTRO SUR 714 0,3%
CNEL EP
ESMERALDAS 2.739 1,0%
CNEL EP
GUAYAS LOS
RÍOS
36.737 13,8%
CNEL EP
GUAYAQUIL 147.146 55,1%
CNEL EP MANABÍ 5.840 2,2%
CNEL EP
MILAGRO 20.699 7,7%
E.E. REGIONAL
NORTE 830 0,3%
CNEL EP EL ORO 1.266 0,5%
E.E. QUITO 46.908 17,6%
E.E. RIOBAMBA 802 0,3%
CNEL EP LOS
RÍOS 743 0,3%
CNEL EP SANTA
ELENA 647 0,2%
Página 77 de 196
Informe Anual 2019
AUTO-
GENERADOR
AUTO
GENERADOR
NÚMERO DE
CONSUMOS
PROPIOS
ÁREA DE
CONCESIÓN
DEMANDA
CONSUMOS
PROPIOS
(MWh)
%
DEMANDA
CONSUMOS
PROPIOS
CNEL EP
SUCUMBÍOS 624 0,2%
TOTAL 267.095 100%
SAN CARLOS SASCA 2
CNEL EP
MILAGRO 8.810 100,0%
TOTAL 8.810 100%
TOTAL 273 TOTAL 1.368,97
La demanda de los consumos propios ha llegado a valores importantes respecto a la
demanda comercial de las distribuidoras, como en el caso de la Empresa Eléctrica
Azogues, que en 2019 representó el 21,20%. A continuación, se presenta el porcentaje
de la demanda comercial afectada al distribuidor.
Tabla 2.5 Demanda comercial afectada al distribuidor (MWh), 2019
DISTRIBUIDOR
NÚMERO DE
CP POR
DISTRIBUIDOR
DEMANDA
COMERCIAL
DISTRIBUIDOR
(MWh)
TOTAL
DEMANDA
CP POR
DISTRIBUIDOR
(MWh)
DEMANDA
TOTAL
(MWh)
% DEMANDA
DE CP EN
RELACIÓN AL
DISTRIBUIDOR
E.E. AMBATO 6 710,64 2,62 713,26 0,37%
E.E. COTOPAXI 4 524,41 72,01 596,41 12,07%
E.E. CENTRO SUR 8 1.160,50 5,82 1.166,32 0,50%
CNEL EP
ESMERALDAS 4 612,98 2,74 615,72 0,44%
CNEL EP GUAYAS
LOS RÍOS 24 2.319,70 253,12 2.572,82 9,84%
CNEL EP
GUAYAQUIL 43 5.352,78 395,60 5.748,38 6,88%
CNEL EP MANABÍ 15 1.955,15 100,39 2.055,53 4,88%
CNEL EP
MILAGRO 7 890,52 45,57 936,09 4,87%
E.E. REGIONAL
NORTE 3 637,33 1,77 639,10 0,28%
CNEL EP EL ORO 2 1.330,98 1,27 1.332,24 0,10%
E.E. QUITO 140 4.144,47 353,53 4.498,00 7,86%
E.E. RIOBAMBA 4 366,17 47,31 413,48 11,44%
CNEL EP LOS RÍOS 2 478,26 9,23 487,50 1,89%
E.E. REGIONAL
SUR 2 475,78 1,28 477,07 0,27%
CNEL EP SANTO
DOMINGO 4 672,34 13,48 685,82 1,97%
CNEL EP SANTA
ELENA 3 752,12 39,35 791,47 4,97%
CNEL EP
SUCUMBÍOS 1 772,15 0,62 772,78 0,08%
Página 78 de 196
Informe Anual 2019
DISTRIBUIDOR
NÚMERO DE
CP POR
DISTRIBUIDOR
DEMANDA
COMERCIAL
DISTRIBUIDOR
(MWh)
TOTAL
DEMANDA
CP POR
DISTRIBUIDOR
(MWh)
DEMANDA
TOTAL
(MWh)
% DEMANDA
DE CP EN
RELACIÓN AL
DISTRIBUIDOR
E.E. AZOGUES 1 86,47 23,26 109,73 21,20%
TOTAL 273 23.242,74 1.368,97 24.611,71
HISTÓRICO DE LA DEMANDA TOTAL
La información histórica de la demanda de energía, permite apreciar una tendencia
creciente, concordante con la información antes presentada en el histórico de la
generación de energía. Es necesario indicar que la demanda presentada en la Figura
2.14 considera la demanda comercial las exportaciones de energía eléctrica.
Figura 2.14 Comportamiento histórico de demanda total (GWh), 1999 – 2019
2.2.4. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Para el 2019, aproximadamente el 99,98% de la producción ha sido generada con las
centrales de generación del país (27.532,24 GWh), mientras que únicamente el 0,02%
(5,83 GWh) restante, ha sido cubierto por importaciones de electricidad.
Por otro lado, aproximadamente el 93,13% de la demanda comercial del sistema
(26.568,66 GWh), ha sido para consumo del país, mientras que el 6,87% restante
corresponde a las exportaciones de electricidad.
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA
7.2
01
,40
9.8
81
,85
10.2
56
,97
10.9
06
,29
11.5
65
,35
12.3
60,2
2
13.1
11
,23
13.9
73
,89
14.6
62
,13
15.4
41
,15
15.7
91
,47
16.5
74
,72
17.7
43,9
8
18.6
01
,17
19.4
58
,96
20.8
56
,07
21.9
39
,92
22.3
31
,03
22.9
03
,10
23.9
00,7
0
26.5
78
,72
3,8%6,3%
6,0%
6,9%
6,1%
6,6%
4,9%
5,3% 2,3%5,0%
7,1%
4,8%
4,6%
7,2%
5,2% 1,8%
2,6%
4,4%
11,2%
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
30.000,00
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Demanda (GWh) % Crecimiento
Página 79 de 196
Informe Anual 2019
Durante el 2019, los valores de importación 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 2.15 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia (GWh), 2019
Respecto a las exportaciones de energía en los meses de febrero y marzo de 2019, 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 mencionar que Ecuador y Colombia operan con los cuatro circuitos a 230
kV cerrados; es decir, los países están siempre interconectados; por lo tanto,
permanentemente existen intercambios de energía, los cuales son denominados
intercambios no previstos y son liquidados como una importación o exportación según
corresponda.
TRANSACCIONES INTERNACIONES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ
Tanto las importaciones como las exportaciones de electricidad con Perú se efectúan
de manera puntual en función de las necesidades de ambos países, dichas
transacciones se realizan mediante la transferencia de carga de Ecuador a Perú para
el caso de la importación; es decir, la carga transferida pasa a formar parte de la
demanda de Perú. Para el caso de la exportación de energía, se transfiere carga desde
Perú hacia Ecuador convirtiéndose así en una demanda adicional para nuestro país.
0,08 - 0,01 0,03 0,06 0,61 4,38 0,15 0,09 0,26 0,11 0,05
113,52
200,71
214,35
162,14 169,54
121,69 113,90
153,83 145,78
71,29
136,34
161,73
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
Exportación Total: 1.764,82 GWh
Importación Total: 5,83 GWh
Página 80 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.16 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú (GWh), 2019
Para el 2019 no existieron importaciones de electricidad, gracias a las condiciones
hidrológicas del país presentadas en la mayor parte del año; únicamente se dieron
exportaciones 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 de marzo del 2003 se inician las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE
con Colombia sobre la base del Acuerdo Comercial y Operativo suscritos entre
Administradores de Mercado.
Tabla 2.6 Variación de las TIE con Colombia
TIE COLOMBIA (GWh) 2003 - 2015 2016 - 2019 VARIACIÓN %
Importación 12.910,05 174,33 -99%
Exportación 361,20 2.570,48 612%
Históricamente, las Transacciones Internacionales de Electricidad de Ecuador con el
vecino país Colombia muestran una tendencia característica netamente importadora
de energía eléctrica, presentándose exportaciones de electricidad eventuales. En el
- -0,56
1,74
10,76
17,24
8,39
19,83
- -
1,91
0,24
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
Exportación Total: 60,67 GWh
Importación Total: 0,00 GWh
Página 81 de 196
Informe Anual 2019
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 en la característica de Ecuador frente a las importaciones de electricidad,
iniciando así una etapa que hasta el 2019, muestra que el país ya no es netamente
importador, sino que la balanza comercial se equilibra, empezando así una interacción
más dinámica de importaciones y exportaciones de electricidad, al punto que en los
últimos cuatro años se observa que las importaciones han disminuido en un 99%
comparado con las importaciones en el período 2003-2015. Por otro lado, las
exportaciones se han incrementado en un 612% para el mismo periodo de análisis.
Figura 2.17 Histórico TIE Colombia (GWh), 2003 – 2019
HISTÓRICO DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
CON PERÚ
En los últimos 3 años, Ecuador ha exportado a Perú el 74% del total histórico de
exportaciones para el periodo comprendido entre los años 2005 a 2019.
1.1
28
,72
1.6
80
,94
1.7
57
,83
1.6
08
,58
876
,59
509
,78
1.0
76
,73
797
,69
1.2
94,5
6
236
,03
662
,34
824
,02
456
,24
43,9
2
18,5
2
106
,07
5,8
3
67,2
0
34,9
7
16,0
3
1,0
7
38,3
9
37,5
3
20,7
6
9,7
4
8,4
2
6,5
1
28,5
0
46,8
6
45,1
9
378
,27
194
,23
233
,16
1.7
64
,82
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
Importación Total 2003-2019: 13.084,39 GWh
Exportación Total 2003-2019: 2.931,68 GWh
Página 82 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.18 Histórico TIE Perú (GWh), 2005 – 2019
2.3. TRANSACCIONES EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
2.3.1. TRANSACCIONES COMERCIALES
TRANSACCIONES COMERCIALES DE LOS PRODUCTORES
Desde el lado de la producción, durante el 2019 se han liquidado un total de 771,31
millones de dólares, siendo en efecto la liquidación en contratos regulados la que
presenta el mayor porcentaje con el 65.79%. Ver detalle en Anexo 2.6.
Figura 2.19 Transacciones comerciales de los productores en millones de dólares, 2019
7,4
7
- - -
62,5
5
111,8
9
- 2,1
7
-
12,7
2
54,5
7
37,7
4
- - -- - - - - -
5,8
4
5,0
1
- - 0,4
6
22,6
7
16,7
6
21,4
1
60,6
7
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
Importación Total 2005-2019: 289.10 GWh
Exportación Total 2005-2019: 132.82 GWh
65,1669,27 70,78
64,74 64,1660,21
63,64 63,54 64,9462,64
58,57
63,94
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
MIL
LON
ES U
SD
Contratos Regulados Contratos No Regulados Gen. No Escindida
Servicios Complemen. Mercado Corto Plazo Total
Página 83 de 196
Informe Anual 2019
TRANSACCIONES COMERCIALES DE LA DEMANDA
Visto desde la demanda, consistentemente con la producción, la liquidación por
contratos regulados representa el 57,04% de los valores totales, seguido de servicios
complementarios, tarifa fija de transmisión y generación no escindida. Ver detalle en
Anexo 2.7.
Figura 2.20 Transacciones comerciales de la demanda en millones de dólares, 2019
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 el 2019, se liquidaron 225,26 millones de dólares por este concepto.
TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
El transporte de la energía eléctrica a través del Sistema Nacional Interconectado se
reconoce a CELEC EP, mediante el pago de una tarifa de transmisión por la demanda
máxima no coincidente del sistema, cuyo valor en el 2019 asciende a 118,05 millones de
dólares.
3,393,70 3,43
3,29 3,17
3,263,38 3,30 3,50 3,42
3,113,24
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
ene. feb. mar. abr. may. jun. jul. ago. sep. oct. nov. dic.
¢$
/ k
Wh
Millo
ne
s d
e D
óla
res
Contratos Regulados Importación Colombia
Gen. No Escindida Tarifa de Transmisión
Servicios Complemen. Exportación Perú (millones USD)
Página 84 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.21 Liquidación por transporte de energía en millones de dólares, 2019.
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA
Conforme el desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad con
Colombia, al cierre del 2019 los ingresos por exportación fueron de 67,72 millones de
dólares, mismos que fueron entregados a los participantes del sector eléctrico de
conformidad con la normativa vigente. Las transacciones por importación ascienden a
0,28 millones de dólares que se pagaron a Colombia por la compra de energía
requerida para abastecer la demanda nacional, de acuerdo a la Figura 2.22.
Producto del mecanismo de liquidación de las TIE con Colombia, establecidos en la
REGULACION No. CONELEC - 004/10 “Desarrollo de las Transacciones Internacionales de
Electricidad en el período de vigencia de la Decisión 720 de la Comunidad Andina” y
sus modificaciones y resoluciones, se originan las denominadas Rentas de Congestión,
que son valores que se originan por la diferencia en precios entre el precio de oferta de
la energía del mercado exportador (precio de oferta) y el precio que está dispuesto a
pagar por la energía el mercado importador (precio de corto plazo).
9,79
10,25
10,44
10,21
10,06
9,45
9,41
9,42
9,339,61
9,85
10,22
8,5
9
9,5
10
10,5
11
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Página 85 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.22 TIE Colombia en millones de dólares, 2019
En este contexto, por efecto de la importación de energía eléctrica, únicamente se
registran rentas de congestión a favor de Ecuador en los meses de julio y agosto de 2019
con un valor de 10.372,51 dólares, mismos que resultan de la valoración del precio de
corto plazo versus el precio de oferta.
Tabla 2.7 Rentas de congestión por importación – rentas a favor de Ecuador
2019
ENERGÍA DE
IMPORTACIÓN
(MWH)
VALORACIÓN USD
(CON RENTAS )
USD RENTAS A
FAVOR DE
ECUADOR
USD PAGO
NETO
PRECIO NETO DE
IMPORTACIÓN
CUSD/KWH
Ene. 83,85 6.766,75 - 6.766,75 8,07
Feb. - - - - -
Mar. 11,90 352,82 - 352,82 2,97
Abr. 28,40 1.048,64 - 1.048,64 3,69
5,81
11,98
11,25
4,98
4,48
1,70
1,55
2,96
5,68
3,46
4,82
9,05
0.007
0
0.001
0.001
0.025
0.201
0.004
0.008
0.023
0.006
0.003
Ene.
Feb.
Mar.
Abr.
May.
Jun.
Jul.
Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Dic.
MILLONES USD
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
67,72
100%
0,28
0%
Página 86 de 196
Informe Anual 2019
2019
ENERGÍA DE
IMPORTACIÓN
(MWH)
VALORACIÓN USD
(CON RENTAS )
USD RENTAS A
FAVOR DE
ECUADOR
USD PAGO
NETO
PRECIO NETO DE
IMPORTACIÓN
CUSD/KWH
May. 60,89 1.386,52 - 1.386,52 2,28
Jun. 606,23 25.339,60 - 25.339,60 4,18
Jul. 4.378,81 210.980,19 10.281,58 200.698,61 4,58
Ago. 146,84 3.731,48 90,93 3.640,55 2,48
Sep. 89,07 8.336,45 - 8.336,45 9,36
Oct. 262,98 22.773,35 - 22.773,35 8,66
Nov. 1.12,17 6.311,57 - 6.311,57 5,63
Dic. 48,08 3.419,49 - 3.419,49 7,11
TOTAL
2019 5.829,21 290.446,86 10.372,51 280.074,35 4,80
Producto de la exportación de energía, las rentas que se generaron a favor de
Colombia suman un total de 22,5 millones de dólares, transacciones que resultaron
debido a que el precio ofertado por Ecuador fue menor al que Colombia estaba
dispuesto a pagar.
Tabla 2.8 Rentas de congestión por exportación – rentas a favor de Colombia
2019
ENERGÍA DE
EXPORTACIÓN
(MWH)
VALORACIÓN
USD
(CON RENTAS)
USD RENTAS A
COLOMBIA
USD INGRESO
NETO A
ECUADOR
PRECIO NETO
DE
EXPORTACIÓN
CUSD/KWH
Ene. 113.516,57 7.725.704,50 1.915.496,02 5.810.208,48 5,12
Feb. 200.707,85 15.427.534,84 3.446.093,53 11.981.441,31 5,97
Mar. 214.346,86 13.918.151,78 2.667.944,73 11.250.207,06 5,25
Abr. 162.135,34 6.517.311,51 1.534.733,80 4.982.577,70 3,07
May. 169.541,43 6.101.041,15 1.616.832,76 4.484.208,39 2,64
Jun. 121.688,32 2.259.390,32 558.644,30 1.700.746,01 1,40
Jul. 113.903,51 2.036.583,40 487.043,38 1.549.540,02 1,36
Ago. 153.834,85 4.167.424,67 1.209.085,38 2.958.339,29 1,92
Sep. 145.781,14 8.352.623,59 2.669.894,08 5.682.729,51 3,90
Oct. 71.290,69 4.513.793,31 1.055.763,26 3.458.030,05 4,85
Nov. 136.341,94 6.617.285,92 1.801.744,36 4.815.541,55 3,53
Página 87 de 196
Informe Anual 2019
2019
ENERGÍA DE
EXPORTACIÓN
(MWH)
VALORACIÓN
USD
(CON RENTAS)
USD RENTAS A
COLOMBIA
USD INGRESO
NETO A
ECUADOR
PRECIO NETO
DE
EXPORTACIÓN
CUSD/KWH
Dic. 161.732,62 12.532.002,83 3.486.370,39 9.045.632,44 5,59
TOTAL
2019 1.764.821,13 90.168.847,81 22.449.646,00 67.719.201,81 3,84
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ
Los valores recibidos por concepto de exportación de energía eléctrica a Perú, en el
2019 ascienden a 0,34 millones de dólares. En este año, no se han presentado
importaciones desde ese país.
Figura 2.23 TIE Perú en millones de dólares, 2019
HISTÓRICO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA
Tal como se había mencionado, históricamente Ecuador ha sido un país importador de
energía eléctrica, lo cual ha dado como resultado que desde el inicio de las
transacciones internacionales de electricidad con Colombia en el 2003 hasta el 2019 se
haya pagado al vecino país un total de 1.109,44 millones de dólares, mismos que
representan el 90% de los montos totales transados en el mercado.
- -0,01
0,01
0,07
0,09
0,04
0,12
- -
0,01 0,00
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
Página 88 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.24 TIE Colombia en millones de dólares, 2003 - 2019
Producto de las exportaciones, Ecuador ha recibido en el mismo período, un valor total
de 128,54 millones de dólares de los cuales el 88,7% corresponden a las exportaciones
realizadas en los últimos cuatro años.
HISTÓRICO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON
PERÚ
Por efecto de las transacciones internacionales con Perú se han liquidado un total de
53,27 millones de dólares por importación y 7,23 millones de dólares por exportación.
2,49
0,76
0,50
0,05
1,29
1,82
1,07
0,54
0,18
0,17
1,11
1,94
2,64
37,34
3,09
5,82
67,72
80.61
133.66
148.55
124.79
65.65
34.07
106.74
69.79
87.84
23.99
78.07
95.86
47.96
6.07
0.88
4.63
0.3
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
1.109,44
90%
128,54
10%
Página 89 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.25 TIE Perú en millones de dólares, 2003 - 2019
BALANCE COMERCIAL DEL MERCADO ELÉCTRICO
Como se evidencia en la Figura 2.26 el cierre del balance comercial del 2019 asciende
a 889,64 millones de dólares, correspondiendo el mayor valor a la liquidación de
contratos regulados.
-
-
-
-
-
-
-
4,20
2,33
-
-
0,06
0,06
0,04
0,21
0,34
1.84
-
-
15.36
32.06
-
0.88
-
0.55
0.24
2.33
-
-
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
IMPORTACIÓN
53,27
EXPORTACIÓN
7,23
Página 90 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.26 Balance Comercial en millones de dólares, 2019
SINGULARIZACIÓN DE RUBROS
Como resultado de la liquidación económica de las transacciones comerciales
efectuadas en el sector eléctrico en el ámbito mayorista, se establecen los valores a
cobrar y pagar por parte de los participantes del sector.
Para el 2019, la liquidación económica fue de 889,64 millones de dólares, siendo los
generadores en su mayoría los acreedores y los distribuidores los mayores deudores.
Tabla 2.9 Singularización de rubros en millones de dólares, 2019
ACREEDORES /
DEUDORES
DEUDORES
TOTAL (USD) AUTO-
GENERADORES
EXPORTACIÓN
COLOMBIA DISTRIBUIDORES
EXPORTACIÓN
PERÚ
GRANDES
CONSUMI-
DORES
GENERA-
DORES
AUTO-
GENERADORES 236.205,32 - 42.554.374,23 - - 1.351,85 42.791.931,40
IMPORTACIÓN
COLOMBIA - - 280.074,36 - - 280.074,36
DISTRIBUIDORES 6.667.440,93 12.046.137,25 229.789,64 549.173,41 26.597,48 19.519.138,71
GENERADORES 653.600,35 49.209.205,75 658.998.767,44 16.048,81 8.337,91 117.406,96 709.003.367,23
TRANSMISOR 6.964.372,06 6.463.858,60 104.277.008,81 97.365,54 242.808,04 118.045.413,04
0,28
503,00
4,45
31,95
145,09
38,27
118,05
48.56
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
900,00
1000,00
INGRESOS
Generadores Privados
Contratos No
Regulados
Transmisor Tarifa Fija
Generadores No
Escindidos Estatales
(CF+CV)
Generadores Privados
Mercado Ocasional
Generadores Estatales
Mercado Ocasional
Generadores Privados
Contratos Regulados
Generadores Estatales
Contratos Regulados
TIEs
TOTAL 889.64
0,28
507,45
177,04
118,05
38,27
48,56
EGRESOS
Asignación Exportación
Demanda Contratos
No Regulados
Demanda Generación
No Escindida
Demanda por Tarifa de
Transmisión
Demanda Mercado
Ocasional
Demanda Contratos
Regulados
Demanda por TIES
TOTAL 889.64
Página 91 de 196
Informe Anual 2019
TOTAL 14.521.618,65 67.719.201,60 806.110.224,85 343.203,99 800.319,36 145.356,30 889.639.924,75
La singularización de rubros (acreedor – deudor) de las transacciones económicas
corresponden a:
Generadores/Autogeneradores – Generadores/Autogeneradores: Por déficit de
generación de los autoproductores para abastecer la demanda de sus
consumos propios, regulación primaria de frecuencia y consumo de auxiliares.
Generadores/Autogeneradores – Distribuidores: Por venta de energía para
abastecer la demanda de los distribuidores, así como el pago de servicios
complementarios.
Distribuidores - Generadores/Autogeneradores: Por rubros del mercado de corto
plazo para cierre del mercado.
Generadores/Autogeneradores – Exportación Colombia/Perú: Por exportación
de energía eléctrica.
Autogeneradores/Generadores – Grandes Consumidores: Por los acuerdos
bilaterales suscritos y/o desvío de reactivos.
Importación Colombia/Perú – Distribuidores: corresponde a las acreencias por
importación de energía desde Colombia que deben cancelar los distribuidores
para cubrir la demanda regulada.
Distribuidores/Generadores – Exportaciones: Por distribución de valores
correspondientes a las exportaciones
Distribuidores – Grandes Consumidores: Por transacciones en el mercado de
corto plazo debido al déficit de generación del generador/autogenerador que
abastece al gran consumidor.
Transmisor – Deudores: Corresponde al valor que debe cobrar el transmisor por
concepto de peaje de transmisión de energía.
El total de valores correspondientes a los acreedores ascienden a 691,09 millones de
dólares; de los cuales, el 73,4% corresponden a contratos regulados.
Cabe mencionar, que la liquidación de los contratos no regulados (contrato bilateral
HIDALGO &HIDALGO-NOVOPAN S.A. y ECOLUZ -EMPAQPLAST) no son liquidados por
CENACE. Los rubros liquidados en el mercado eléctrico corresponden a:
Asignación exportación. - Resultado de las rentas de congestión debido a la
exportación de electricidad.
Costo Fijo, Costo por Potencia, Costo Variable Adicional y Costo variable de
Contratos Regulados: Corresponde a los valores establecidos en los contratos
regulados.
Costo Fijo y Costo Variable de Generación No Escindida: Corresponde a los
valores liquidados para la generación no escindida de forma similar a un
contrato regulado.
Generación No Convencional: Corresponde a la liquidación de la generación
no convencional eólica, solar e hidroeléctricas calificadas como tal.
IVA de Combustible: Corresponde a los valores económicos de impuestos y tasas
de los volúmenes de combustibles (bunker, diésel y nafta).
Mercado Ocasional: Corresponde a la liquidación de las transacciones de
potencia y energía, no incorporadas en contratos regulados.
Regulación Primaria de Frecuencia: Corresponde a la liquidación debido al
incumplimiento de las centrales para cumplir con la regulación primaria de
frecuencia.
Tarifa Fija de Transmisión: Corresponde a la liquidación del cargo fijo que se debe
pagar al Transmisor por uso de redes de transmisión.
Página 92 de 196
Informe Anual 2019
Transacciones Internacionales de Electricidad: Corresponde a la liquidación de
las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo TIE.
Las acreencias por tipo de transacción comercial y por rubro corresponden a lo
especificado en los Anexos 2.8 y 2.9.
HISTÓRICO TRANSACCIONES COMERCIALES
Al igual que se había mencionado respecto a las transacciones de energía eléctrica,
los valores monetarios tienen la misma tendencia; es decir, se evidencia el cambio en
las transacciones del mercado eléctrico a partir del 2008 con la emisión del Mandato
Constituyente No.15, de acuerdo al Figura 27.
Figura 2.27 Acreencias por rubro en millones de dólares, 2019
2.3.2. COSTOS Y PRECIOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO
COSTO HORARIO DE ENERGÍA
El costo horario promedio del 2019 es de 0,38 cUSD/kWh. En octubre se registró el máximo
valor del costo horario promedio de energía con 1,29 cUSD/kWh; mientras que, durante
8 meses el costo horario fue igual a 0,20 cUSD/kWh, debido a las condiciones
hidrológicas donde se encuentran ubicadas las centrales hidroeléctricas.
133
415
630
467
534
867
1.013980 957
782
890 883 895866
1.011
1.1061.151
1.076
993
889 890
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MIL
LON
ES U
SD
Contratos Regulados Contratos No Regulados Importación
Exportación Perú (miles USD) Gen. No Escindida Tarifa de Transmisión
Servicios Complemen. Mercado Ocasional Total
Página 93 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.28 Costo horario de energía promedio mensual (cUSD/kWh), 2019
PRECIOS MEDIOS
o Por Tipo de Transacción Comercial
El precio medio total por tipo de transacción para 2019 fue de 2,51 cUSD/kWh, conforme
se indicaba con anterioridad, por consecuencia del gran porcentaje de generación
hidroeléctrica, de acuerdo al Anexo 2.10.
o Por Naturaleza Jurídica
En 2019, el precio medio de la producción de energía de empresas públicas fue menor
al de las empresas privadas con un valor de 2,37 cUSD/kWh.
Tabla 2.10 Precios medios por naturaleza jurídica (cUSD/kWh), 2019
TIPO
EMPRESA
ENERGÍA NETA
GWh
LIQUIDACIÓN
MILLONES USD
PRECIO
cUSD/kWh
PÚBLICAS 24.747,64 586,51 2,37
PRIVADAS 2.778,77 116,73 4,20
El pecio medio de CELEC EP es de 2,20 cUSD/kWh. El detalle de los precios medios de
cada una de los productores los encuentra en el Anexo 2.11.
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
0,20 0,20 0,20
0,32
0,22 0,20
0,55
0,25
0,71
1,29
0,20 0,20
cU
SD
/kW
h
Página 94 de 196
Informe Anual 2019
Tabla 2.11 Precios medios por productores
GENERADOR ENERGÍA NETA
GWh
LIQUIDACIÓN
MILLONES USD
PRECIO
cUSD/kWh
CELEC EP 23.629,85 520,35 2,20
OTRA GENERACIÓN PÚBLICA 1.117,78 66,16 5,92
GENERACIÓN PRIVADA 2.778,77 116,73 4,20
o Por transacciones internacionales de electricidad con Colombia
El precio medio de importación en el 2019 fue de 4,80 cUSD/kWh, mientras que el precio
medio de la exportación fue de 3,84 cUSD/kWh.
Figura 2.29 Precios medios TIE Colombia (cUSD/kWh), 2019)
o Por transacciones internacionales de electricidad con Perú
El valor más alto de precios medios por exportación a Perú, se registró en marzo 2019,
mes en el cual, el precio medio de exportación corresponde a 1,23 cUSD/kWh.
8,07
0,00
2,973,69
2,28
4,184,58
2,48
9,368,66
5,637,11
5,12
5,97
5,25
3,072,64
1,40 1,361,92
3,90
4,85
3,53
5,59
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
cU
SD
/KW
h
IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN
Página 95 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.30 Precios medios de exportación Perú (cUSD/kWh), 2019)
HISTÓRICO DE PRECIOS MEDIOS
o De compra de energía en el ámbito mayorista
El precio medio de compra de energía incluyendo los costos de generación y
transmisión para el 2019 fue de 3,35 cUSD/kWh, siendo el valor más bajo registrado en
los últimos diez años.
Figura 2.31 Histórico precios medios de compra de energía en el ámbito mayorista, 1999 - 2019
o De las transacciones Internacionales de Electricidad
En 2016 se registraron los precios medios más altos de la historia de las importaciones y
exportaciones de electricidad con Colombia; no obstante, en este mismo año las
importaciones disminuyeron en un 90% y las exportaciones se incrementaron en un 737%
en relación al 2015. Es importante señalar que, en el 2019 las exportaciones se
incrementaron en un 657% con respecto al 2018.
- -
1,23
0,70 0,62
0,53 0,48
0,58
- -
0,49
-
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
cU
SD
/KW
h
EXPORTACIÓN
133
415
630
467
534
867
1.0
13
980
957
782
890
883
895
866
1.0
11
1.1
06
1.1
51
1.0
76
993
889
890
1,85
4,20
6,14
4,28
4,62
7,02
7,74
7,016,53
5,06
5,64 5,33 5,044,65
5,20
5,305,24
4,824,34
3,63 3,35
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Liquidación Total (Millones USD) Precio medio cUS/kWh
Página 96 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.32 Precios medios TIE Colombia 2003 - 2019
En la Figura 2.33, se registran transacciones realizadas en los últimos cinco años con Perú,
principalmente de exportaciones de electricidad.
Figura 2.33 Precios medios TIE Perú 2003 - 2019
2.4. TRANSACCIONES FINANCIERAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO
2.4.1. ESQUEMA DE PRELACIONES
Entre las atribuciones y responsabilidades del CENACE, está el informar a las autoridades
competentes los montos económicos resultantes de la aplicación del esquema de
prelaciones o asignaciones para el pago de las acreencias resultantes de la liquidación
comercial del sector eléctrico a nivel mayorista.
0
7,14
7,95
8,45 7,76 7,49
6,68
9,91
8,75
6,79
10,16
11,79 11,63
10,51
13,82
4,74 4,37
4,80
0
3,71
2,18 3,10
4,64
3,37
4,84
5,13
5,55
2,12
2,66
3,90
4,14 5,85
9,87
1,59 2,50
3,84
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
cUSD/kWh - IMPORTACIÓN cUSD/kWh - EXPORTACIÓN
Precio Medio Importación 2003-2019: 8.48 cUSD/kWh
Precio Medio Exportación 2003-2019: 4.38 cUSD/kWh
- -
24,62
24,55
28,66 40,70
4,32 0,45
6,19 -- -
71,87
46,39
12,25
0,25 0,23 1,00 0,57
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
cUSD/kWh - IMPORTACIÓN cUSD/kWh - EXPORTACIÓN
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Informe Anual 2019
El esquema de prelaciones de pago de recursos del sector eléctrico se ha aplicado en
las empresas eléctricas desde el 2009, con el propósito de asegurar un flujo de recursos
que permita financiar la operación de las empresas eléctricas y del sistema eléctrico en
su conjunto.
El 16 de diciembre del 2013, a través de Oficio Nro. MEER-DM-2013-0517-OF, el Ministerio
de Electricidad y Energía Renovable, informa sobre el nuevo orden de prelación de
pagos para el sector eléctrico, mismo que se aplica desde la facturación de noviembre
2013. Es así que una vez concluido el proceso de liquidación mensual, CENACE
comunica a las empresas de distribución el orden de prelaciones de pago de los
recursos económicos recaudados por éstas.
En el Anexo 2.12 se muestra el esquema de prelaciones vigente con una breve
descripción y la metodología de cálculo.
Figura 2.34 Valor total facturado por prelaciones en millones de dólares, 2019
En la Figura 2.34 se puede visualizar una reducción en la liquidación de los meses de
octubre y noviembre 2019 y por consiguiente los valores por prelaciones. El esquema de
prelaciones contempla únicamente las obligaciones que deben cancelar las empresas
de distribución por compra de energía por lo tanto si se hace una comparación con la
singularización de rubros, existe diferencia, ya que no se considera la regulación primaria
de frecuencia ni la asignación de las exportaciones.
El valor económico mensual correspondiente a los prestadores del servicio, evoluciona
conforme el costo de la energía producida para cubrir la demanda del país.
En el 2019, el valor liquidado por orden de prelación asciende a 840,95 millones de
dólares, siendo la de mayor valor, la prelación 2D relacionada con los costos de
administración, operación y mantenimiento de generación estatal con un valor de
375,34 millones de dólares que corresponden al 44,6% de participación.
70,58 70,02
72,67
71,75 71,64
69,08
72,55
71,52
70,00 69,67
64,73
66,73
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
MIL
LON
ES U
SD
Página 98 de 196
Informe Anual 2019
2.4.2. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Como se ha mencionado, el Acuerdo Comercial suscrito entre Administradores de
Mercado de Ecuador y Colombia (CENACE y XM) fija los términos y condiciones para la
liquidación coordinada de las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) de
corto plazo, mismo que abarca entre otros aspectos como liquidación, garantías de
pago, intercambios de información y auditorías.
Figura 2.35 Aspectos acuerdo comercial con Colombia
Uno de los aspectos fundamentales desde el punto de vista financiero, son las garantías
de pago semanal fijadas como parte del Acuerdo Comercial. El pago y recaudación
de estos valores son realizados por CENACE como administrador del mercado
ecuatoriano.
Sobre la base del marco legal y regulatorio, el esquema de garantías TIE establece que
semanalmente el CENACE estima los valores que por garantías se deben cubrir para la
importación de energía de la semana siguiente de operación. Este valor es determinado
de común acuerdo entre los Administradores del Mercado. El valor así determinado es
depositado por las empresas de distribución en la cuenta bancaria que el CENACE
mantiene para la gestión de los recursos de las TIE, posteriormente los recursos son
transferidos a XM, a fin de garantizar la importación de la energía estimada.
Liquidación TIE
• Facturación
• Cobros y plazos
• Moneda (Dólar USA)
• Esquema de ajustes
Intercambio de Información
• Publicación soporte de liquidación
• Estándares
• Solicitudes
• Medición y reportes de medida
Auditorías
• Realizadas
anualmente por
cada mercado
Garantías
• Administración
• Facturación
Página 99 de 196
Informe Anual 2019
Figura 2.36 Esquema de garantías de las TIE
En apego a lo establecido en el Acuerdo Comercial, el CENACE mantiene una cuenta
en el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria de Nueva York destinada a la gestión de los
recursos para las Transacciones Internacionales de Electricidad TIE con Colombia; así
también, mantiene una cuenta en el Banco del Pacífico para efecto de recaudación
de los recursos TIE proveniente de las empresas de distribución. Las cuentas en cuestión
son de uso específico de los recursos de la TIE con Colombia.
Para 2019, se ha registrado un flujo de efectivo de 294,08 millones de dólares, mismos
que corresponden 156,98 millones de dólares a ingresos y 137,11 millones de dólares a
egresos. El saldo total con corte al 31 de diciembre de 2019 asciende a 24,61 millones
de dólares.
Tabla 2.12 Pago mercado ocasional, conciliación de saldos TIE y fondo de contingencia
MES INGRESOS
(USDMM)
EGRESOS
(USDMM)
MOVIMIENTOS
(USDMM)
SALDO
(USDMM)
Ene. 14,46 0,46 14,92 18,75
Feb. 21,94 9,65 31,59 31,04
Mar. 23,69 29,76 53,45 24,96
Abr. 15,12 11,60 26,72 28,48
May. 12,09 21,62 33,71 18,94
Jun. 4,91 12,44 17,34 11,41
Jul. 3,82 4,70 8,52 10,53
Ago. 6,67 6,24 12,91 10,96
Sep. 13,96 6,21 20,17 18,72
Oct. 18,64 16,30 34,95 21,05
Nov. 8,37 11,36 19,73 18,06
Dic. 13,32 6,76 20,08 24,61
TOTAL 156,98 137,11 294,08
Semana de entrega
de Energía
Estimación de las garantías
(Importación –Exportación )
Recaudo de Agentes
colombianos/ecuatori
anos (importación)
Prepagos garantías
entre mercados.
Se verifica garantía
disponible para autorizar
exportación.