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Estadistica 2020 Baja
Estadistica 2020 Baja
Estadistica 2020 Baja
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Debido a la pandemia por el Covid-19, muchas de las economías mundiales se encuentran deprimidas y el mundo está expectante respecto a la reactivación y
repunte de los comercios y las industrias, avizorando que, con la inoculación masiva de la población mundial, se podrá volver a una nueva normalidad. Dentro
de lo cual, la operación del mercado nacional e internacional de energía eléctrica es clave.
Durante el 2020, debido al confinamiento, las necesidades energéticas dieron un giro a nivel mundial, registrándose una disminución considerable en la
demanda de combustibles fósiles, ya que las actividades industriales, comerciales y de transporte disminuyeron.
Esta coyuntura muestra lo vital del servicio de energía eléctrica en la cotidianidad, lo que demanda a los países el caminar a la consolidación de un mercado de
energía eléctrica equitativo, que responda a la demanda de sus ciudadanos, de manera efectiva y continua.
Ante una creciente demanda de energía y la disminución de las reservas petroleras mundiales, nace la necesidad imperante de contar con nuevas fuentes de
generación, donde juega un papel importante la creación de fuentes alternas, que sean un recurso confiable y eficiente.
La producción y demanda de energía eléctrica, creciente en el Ecuador, requiere un marco regulatorio innovador, que establezca pautas y medidas claras, pero
a la vez, que abra brechas para que, tanto a nivel técnico como económico, el mercado siga en latente crecimiento, en beneficio del país; por lo cual, es de gran
importancia contar con datos estadísticos y medición de variables que aporten como base para la generación de normativa, políticas, etc.
Con esta base, la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos No Renovables (ARCERNNR) trabaja en la regulación y control de este sector, en
beneficio de la industria y mercado nacional de energía eléctrica y con el objeto de brindar un servicio de calidad a los consumidores residenciales e industriales.
En este contexto, la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica establece como atribución de la Agencia la operación del sistema único de información
estadística, que utiliza el Sistema de Sistematización del Datos del Sector Eléctrico SISDAT para recolectar la información, a través de un proceso de minería
de datos para garantizar su calidad.
Es así que la ARCERNNR elabora la publicación estadística anual y multianual del sector eléctrico ecuatoriano 2020, producto de un trabajo sistematizado con
todos los participantes del sector eléctrico ecuatoriano.
La Estadística del Sector Eléctrico 2020 nos muestra las principales cifras de generación, interconexión, distribución, comercialización, entre otras, que nos
permiten conocer a mayor profundidad el panorama eléctrico nacional. La prolijidad técnica aplicada en la elaboración de esta publicación hace que esta
aporte a la certificación de calidad otorgada por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEC).
Contar esta información estadística, de alta confiabilidad, posibilita el análisis y proyección de escenarios para la toma oportuna de decisiones en los diferentes
niveles de gobierno y en el sector privado. Por lo cual, se constituye como una publicación de gran importancia documental y estadística para el sector y para
las entidades públicas y privadas del país.
Además, la Estadística Anual y Multianual recopila las principales variables técnicas y económicas del sector eléctrico como: cobertura nacional del servicio
de energía eléctrica; número de usuarios; infraestructura del sector por etapas, transacciones internacionales de electricidad; áreas de concesión de las
empresas eléctricas de distribución, entre otros.
Es grato presentar a ustedes la publicación “Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2020”, una herramienta que proporciona datos, de
manera clara, así como valiosa información, que aportan al desarrollo de este sector y del país.
Doctor
Jaime Cristobal Cepeda Campaña
Director Ejecutivo
PRESENTACIÓN
Para esto gestiona, actualiza, valida y procesa la información
estadística y geográfica de los participantes del sector eléctrico,
propendiendo al libre acceso de información completa, oportuna y de
calidad de las actividades de generación, transmisión, distribución y
alumbrado público general.
La Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales Los participantes del sector eléctrico ecuatoriano entregan
no Renovables, recibió del Instituto Nacional de Estadística y Censos información mediante su Plan de Entrega SISDAT, para lo cual
(INEC), la Certificación de Calidad de la Operación Estadística del Sector reportan mensualmente sus datos estadísticos de infraestructura
Eléctrico Ecuatoriano. Este documento avala el proceso de certificación y transacciones al SISDAT (Sistematización de datos del sector
dentro del marco de los criterios de calidad y compromete a la Agencia eléctrico).
a mejorar constantemente la calidad de la información que genera para
fortalecer el seguimiento de las políticas públicas. Una vez registrados los datos por todos los participantes y para
garantizar la calidad de la información reportada, esta es sometida a
verificación mediante la aplicación de métodos de minería de datos.
De encontrarse posibles inconsistencias se procede a gestionarlas
con los participantes del sector involucrados a fin de que se ratifiquen
o rectifiquen los datos.
___________________________
Roberto Castillo Añasco
DIRECTOR EJECUTIVO
MINERÍA DE DATOS
Certificado No.: 014-2018-SCC – INEC
01
1.1 Clientes ................................................................................................ 6
CAPÍTULO 1.2 Balance Nacional de Energía Eléctrica (BNEE) ...................................... 6
1.2.1 BNEE multianual, periodo 2011- 2020 ................................................... 7
1.2.2 BNEE anual, 2020 ................................................................................. 9
1.3 Balance de energía del sistema eléctrico de distribución ..................... 12
1.4 Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución ............. 14
1.5 Consumo per cápita 2020 .................................................................... 18
1.6 Consumo promedio de energía eléctrica por cliente final .................... 20
1.7 Cobertura de servicio eléctrico ............................................................ 24
1.8 Generación fotovoltaica para autoabastecimiento .............................. 27
1.8.1 Trámites revisados por la ARCERNNR ................................................... 27
1.9 Factor de planta ................................................................................... 30
1.10 Caudales .............................................................................................. 31
1.11 Energía no suministrada ....................................................................... 31
1.12 Histórico de las horas equivalentes a desconexión .............................. 32
1.13 Emisiones de CO2 ................................................................................. 32
1.14 Precios medios ..................................................................................... 33
1.14.1 Generación ........................................................................................... 33
1.14.1.1 Precio medio de la energía vendida por las empresas generadoras ...... 33
1.14.1.2 Precio medio de la energía vendida por las empresas
autogeneradoras .................................................................................. 37
1.14.2 Distribución ......................................................................................... 37
1.14.1.2 Precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras
con generación ..................................................................................... 37
1.14.2.2 Precio medio de la energía comprada por las empresas
distribuidoras ....................................................................................... 38
1.14.2.3 Precio medio de la energía facturada a clientes regulados ................... 39
02
CAPÍTULO ECUATORIANO ................................................................... 47
2.1 Capacidad instalada en centrales de generación ................................. 47
2.1.1 Potencia nominal y efectiva a nivel nacional ........................................ 47
2.1.2 Potencia nominal y efectiva nacional por tipo de fuente ...................... 49
2.1.3 Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa ................................. 50
2.1.4 Potencia por tipo de servicio y empresa ............................................... 53
2.1.5 Potencia y número de centrales por provincia ...................................... 54
2.2 Subestaciones ..................................................................................... 55
2.2.1
2.2.2
2.2.3
Capacidad de transformación de generadoras y autogeneradoras ......
Subestaciones de empresas generadoras ...........................................
Subestaciones de empresas autogeneradoras ....................................
55
56
57
ÍNDICE
2.3 Transformadores asociados a generación ............................................ 57
2.3.1 Transformadores de empresas generadoras ........................................ 57
2.3.2 Transformadores de empresas distribuidoras con generación ............ 58
2.4 Líneas asociadas a la generación de electricidad ................................. 59
2.4.1 Líneas de empresas generadoras ......................................................... 59
2.4.2 Líneas de empresas autogeneradoras .................................................. 60
2.5 Personal empresas de generación y autogeneración ........................... 60
2.6 Energía producida y consumo de combustibles ................................... 62
2.6.1 Producción de energía .......................................................................... 63
2.6.2 Consumo de combustibles ................................................................... 67
2.6.3 Energía disponible de las empresas del sector eléctrico ...................... 70
2.6.4 Producción de energía y consumo de combustibles de empresas
generadoras ......................................................................................... 71
2.6.5 Producción de energía de empresas distribuidoras con generación .... 75
2.6.6 Producción de energía y consumo de combustibles de empresas
autogeneradoras .................................................................................. 79
2.7 Energía vendida .................................................................................... 82
2.7.1 Energía vendida por las empresas generadoras ................................... 83
2.7.2 Energía vendida por las empresas distribuidoras con generación ........ 88
2.7.3 Energía vendida por las empresas autogeneradoras ............................ 89
2.8 Información operativa de generación ................................................... 91
2.8.1 Demanda de potencia mensual ............................................................ 91
2.8.2 Reservas e indisponibilidades .............................................................. 92
2.8.2.1 Reservas de generación ....................................................................... 92
2.8.2.2 Indisponibilidad de generación ............................................................ 93
2.8.3 Principales mantenimientos en el Sistema Nacional Interconectado
(SNI) ..................................................................................................... 93
2.8.4 Cumplimiento plan de mantenimientos ............................................... 94
2.8.5 Mantenimientos en generación ............................................................ 95
01
03
3.1 Subestaciones de la CELEC EP - Transelectric ..................................... 99
CAPÍTULO 01
01
3.2 Líneas de transmisión de la CELEC EP - Transelectric ........................... 100
3.3 Elementos de compensación de potencia reactiva en el SNT ............... 101 01
04
CAPÍTULO
4.1 Clientes ................................................................................................ 113
4.2 Subestaciones de empresas distribuidoras ............................... 117
4.3 Líneas de transmisión y subtransmisión de empresas distribuidoras... 118
4.4 Redes de medio voltaje ........................................................................ 119
4.5 Transformadores de distribución ......................................................... 120
4.6 Redes secundarias ............................................................................... 121
4.7 Luminarias ............................................................................................ 122
4.8 Medidores ............................................................................................ 123
4.9 Acometidas .......................................................................................... 124
4.10 Personal empresas de distribución ...................................................... 125
4.11 Movilidad eléctrica ............................................................................... 125
4.12 Información operativa de distribución ................................................. 126
4.12.1 Mantenimientos por empresa distribuidora ......................................... 126
4.13 Compra de energía eléctrica de las distribuidoras ............................... 127
4.13.1 Energía comprada y valores económicos .............................................. 127
4.13.2 Energía disponible en el sistema eléctrico de distribución ................... 128
4.14 Venta de energía eléctrica de las distribuidoras ................................... 132
4.14.1 Régimen tarifario .................................................................................. 132
4.14.1.1 Precios sujetos a regulación, tarifas .................................................... 132
4.14.1.2 Principios tarifarios .............................................................................. 132
4.14.1.3 Costo del servicio público de energía eléctrica .................................... 132
4.14.2 Energía facturada a clientes regulados de las empresas
distribuidoras ....................................................................................... 132
4.14.3 Valores facturados a clientes regulados de las empresas
distribuidoras ....................................................................................... 138
4.14.4 Recaudación de valores facturados por las empresas distribuidoras a
clientes regulados ................................................................................ 143
4.14.5 Facturación a clientes no regulados ..................................................... 146
4.15 Programa de eficiencia energética para cocción por inducción y
calentamiento de agua con electricidad (PEC) .................................... 149
4.15.1 Tarifa residencial para el Programa PEC ............................................... 150
4.15.2 Clientes, energía facturada y subsidiada en Programa PEC .................. 151
4.16 Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución ............. 157
4.16.1 Comparativo de los valores de pérdidas de las distribuidoras para el
2011 y 2020 ........................................................................................... 157
ÍNDICE
05
CAPÍTULO
ELÉCTRICO ECUATORIANO ........................... 165
MAPA NORMATIVO E
06
INSTITUCIONALIDAD DEL SECTOR CAPÍTULO
ELÉCTRICO ECUATORIANO ........................... 175
07
GLOSARIO DE TÉRMINOS ........................... 183 CAPÍTULO
Figura Nro. 1: Balance Nacional de Energía Eléctrica 2020 (GWh).................. 6 Figura Nro. 35: Precio medio de la energía generada por tipo de empresa ....... 33
Figura Nro. 2: Potencia nominal (MW)............................................................. 10 Figura Nro. 36: Precio medio de la energía vendida por las generadoras 2011-
Figura Nro. 3: Potencia efectiva (MW) ............................................................. 10 2020 ........................................................................................... 36
Figura Nro. 4: Producción de energía e importaciones (GWh) ........................ 11 Figura Nro. 37: Precio medio de la energía comprada por las distribuidoras,
Figura Nro. 5: Producción de energía e importaciones SNI (GWh) ................. 11 periodo 2011-2020 ..................................................................... 38
Figura Nro. 6: Energía entregada para servicio público (GWh) ....................... 11 Figura Nro. 38: Precio medio de la energía comprada por empresa
Figura Nro. 7: Energía exportada (GWh) .......................................................... 11 distribuidora, 2020 .................................................................... 39
Figura Nro. 8: Consumo de energía (GWh) ...................................................... 12 Figura Nro. 39: Precio medio de la energía facturada por las distribuidoras,
Figura Nro. 9: Balance de energía en el sistema eléctrico de distribución, periodo 2011-2020 ..................................................................... 40
periodo 2011-2020 ..................................................................... 13 Figura Nro. 40: Precio medio de la energía facturada de las empresas
Figura Nro. 10: Balance de energía en los sistemas de distribución, 2020 ....... 14 distribuidoras, 2020 .................................................................. 41
Figura Nro. 11: Demanda máxima anual por empresa distribuidora ................. 14 Figura Nro. 41: Precio medio de la energía facturada, 2020 .............................. 41
Figura Nro. 12: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución, Figura Nro. 42: Precio medio mensual de la energía facturada por las
periodo 2011-2020 ..................................................................... 15 empresas distribuidoras, 2020 ................................................. 41
Figura Nro. 13: Pérdidas porcentuales de energía eléctrica en los sistemas Figura Nro. 43: Evolución histórica de potencia nominal y efectiva ................. 48
de distribución, periodo 2011-2020 .......................................... 15 Figura Nro. 44: Potencia nominal por tipo de sistema (MW), 2020 .................. 48
Figura Nro. 14: Pérdidas de energía eléctrica por empresa distribuidora, Figura Nro. 45: Potencia efectiva por tipo de sistema (MW), 2020 .................. 48
2020 ........................................................................................... 16 Figura Nro. 46: Potencia efectiva por tipo de central, 2020 .............................. 50
Figura Nro. 15: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución, Figura Nro. 47: Potencia por tipo de empresa, 2020 ......................................... 51
2020 ........................................................................................... 16 Figura Nro. 48: Potencia efectiva de centrales hidroeléctricas por tipo de
Figura Nro. 16: Pérdidas porcentuales en los sistemas de distribución, 2020. 16 empresa (MW), 2020 ................................................................. 51
Figura Nro. 17: Consumo per cápita anual por provincia ................................. 18 Figura Nro. 49: Potencia efectiva de centrales eólicas por tipo de empresa
Figura Nro. 18: Consumo promedio mensual, periodo 2011-2020 .................... 20 (MW), 2020 ................................................................................ 51
Figura Nro. 19: Consumo promedio mensual de clientes regulados por grupo Figura Nro. 50: Potencia efectiva de centrales fotovoltaicas por tipo de
de consumo, 2020 (kWh/cliente).............................................. 21 empresa (MW), 2020 ................................................................. 52
Figura Nro. 20: Consumo promedio mensual de clientes residenciales, 2020 21 Figura Nro. 51: Potencia efectiva de centrales de biomasa por tipo de
Figura Nro. 21: Consumo promedio mensual de clientes comerciales, 2020 .. 22 empresa (MW), 2020 ................................................................. 52
Figura Nro. 22: Consumo promedio mensual de clientes industriales, 2020 ... 22 Figura Nro. 52: Potencia efectiva de centrales de biogás por tipo de empresa
Figura Nro. 23: Cobertura de servicio eléctrico ................................................ 25 (MW), 2020 ................................................................................ 52
Figura Nro. 24: Metodología de cálculo de la cobertura de servicio eléctrico .. 25 Figura Nro. 53: Potencia efectiva de centrales térmicas MCI por tipo de
Figura Nro. 25: Porcentaje de participación de empresas distribuidoras empresa (MW), 2020 ................................................................. 52
según el número de proyectos autorizados 2020 .................... 27 Figura Nro. 54: Potencia efectiva de centrales térmicas de turbogás por tipo
Figura Nro. 26: Porcentaje de participación de empresas distribuidoras de empresa (MW), 2020 ............................................................ 52
según el número de proyectos autorizados 2019–2020 .......... 28 Figura Nro. 55: Potencia efectiva de centrales térmicas de turbovapor por
Figura Nro. 27: Capacidad instalada por empresa distribuidora 2020 ............. 28 tipo de empresa (MW), 2020 .................................................... 52
Figura Nro. 28: Capacidad instalada por empresa distribuidora 2019–2020 ... 29 Figura Nro. 56: Comparativo de potencia efectiva para servicio público por
Figura Nro. 29: Número de proyectos µSFV por tipo de consumidor 2020 ....... 29 tipo de central 2011-2020 (MW) ............................................... 53
Figura Nro. 30: Número de proyectos µSFV por tipo de consumidor 2019- Figura Nro. 57: Comparativo de potencia efectiva para servicio no público
2020 ........................................................................................... 30 por tipo de central 2011-2020 (MW).......................................... 53
Figura Nro. 31: Caudales medios afluentes a los embalses del SNI .................. 31 Figura Nro. 58: Potencia efectiva por tipo de servicio, 2020 ............................. 54
Figura Nro. 32: Energía no suministrada durante el 2020 ................................. 32 Figura Nro. 59: Potencia efectiva por provincia (MW), 2020 ............................ 55
Figura Nro. 33: Horas equivalentes de desconexión, 2013–2020 ..................... 32 Figura Nro. 60: Energía para servicio público y no público, periodo 2011-2020 62
Figura Nro. 34: Evolución de las emisiones de CO2 (miles de toneladas) y la Figura Nro. 61: Producción de energía bruta por tipo de central (GWh)........... 62
demanda de energía (GWh)....................................................... 33 Figura Nro. 62: Producción bruta por tipo de energía (GWh) ............................ 64
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Nro. 63: Composición de la energía renovable (GWh) ............................ 64 Figura Nro. 96: Reserva mensual de energía ..................................................... 92
Figura Nro. 64: Composición de la energía no renovable (GWh) ....................... 64 Figura Nro. 97: Reserva energética mensual por embalse (m3/s).................... 92
Figura Nro. 65: Producción de energía de empresas generadoras ................... 66 Figura Nro. 98: Potencia promedio indisponible mensual ................................ 93
Figura Nro. 66: Producción de energía de empresas distribuidoras con Figura Nro. 99: Mantenimientos en los elementos del SNI ................................ 93
generación ................................................................................. 66 Figura Nro. 100: Aporte en porcentaje según el tipo de mantenimiento ............ 93
Figura Nro. 67: Producción de energía de empresas autogeneradoras ........... 66 Figura Nro. 101: Cumplimiento del plan de mantenimientos de generación ..... 94
Figura Nro. 68: Energía entregada para servicio público y no público por tipo Figura Nro. 102: Cumplimiento del plan de mantenimientos de transmisión..... 94
de empresa ................................................................................ 66 Figura Nro. 103: Mantenimientos de empresas distribuidoras con
Figura Nro. 69: Energía disponible para servicio público y no público (GWh)... 66 desconexión de carga (horas) .................................................. 94
Figura Nro. 70: Consumo de combustible ......................................................... 68 Figura Nro. 104: Mantenimientos en generación ................................................ 95
Figura Nro. 71: Consumo de combustible por tipo de empresa ........................ 68 Figura Nro. 105: Mantenimientos por Unidad de Negocio de la CELEC EP .......... 95
Figura Nro. 72: Consumo total de combustibles ............................................... 70 Figura Nro. 106: Voltajes en subestaciones de 500 kV (pu) ............................... 102
Figura Nro. 73: Energía disponible, periodo 2011-2020 ..................................... 70 Figura Nro. 107: Voltajes en subestaciones de 230 kV (pu)................................ 104
Figura Nro. 74: Energía disponible por tipo de empresa (GWh) ........................ 71 Figura Nro. 108: Voltajes en subestaciones de 138 kV (pu) ................................ 104
Figura Nro. 75: Energía entregada para servicio público (GWh) ....................... 71 Figura Nro. 109: Nivel de uso de transformadores del SNT ................................. 105
Figura Nro. 76: Energía entregada para servicio no público (GWh) .................. 71 Figura Nro. 110: Nivel de uso de líneas de 500 kV ................................................ 106
Figura Nro. 77: Evolución de la producción de energía de empresas Figura Nro. 111: Nivel de uso de líneas de 230 kV ................................................ 106
generadoras .............................................................................. 72 Figura Nro. 112: Nivel de uso de líneas de 138 kV ................................................. 107
Figura Nro. 78: Composición de energía de empresas generadoras (GWh)..... 72 Figura Nro. 113: Pérdidas de energía en el SNT ................................................... 108
Figura Nro. 79: Consumo de combustibles de empresas generadoras (TEP)... 72 Figura Nro. 114: Pérdidas de energía en el SNT ................................................... 108
Figura Nro. 80: Energía bruta producida por las empresas distribuidoras con Figura Nro. 115: Demanda máxima no coincidente y facturación mensual ........ 109
generación, periodo 2011-2020 ................................................ 75 Figura Nro. 116: Mantenimientos por empresa y elementos de transmisión ..... 109
Figura Nro. 81: Producción de energía de las empresas distribuidoras con Figura Nro. 117: Número de clientes totales ...................................................... 113
generación por tipo de central, 2020 (GWh) ............................ 76 Figura Nro. 118: Número de clientes regulados por grupo de consumo ............. 114
Figura Nro. 82: Energía bruta producida por empresa distribuidora con Figura Nro. 119: Número de clientes regulados por provincia ............................ 115
generación (GWh) ..................................................................... 77 Figura Nro. 120: Porcentaje de clientes regulados por región ............................ 115
Figura Nro. 83: Consumo de combustibles de empresas distribuidoras con Figura Nro. 121: Capacidad máxima de transformación ..................................... 117
generación térmica, 2020 (TEP) ............................................... 77 Figura Nro. 122: Longitud de redes de medio voltaje por distribuidora .............. 120
Figura Nro. 84: Consumo de combustibles por empresa distribuidora con Figura Nro. 123: Capacidad en transformadores de distribución ....................... 121
generación térmica (TEP) ......................................................... 77 Figura Nro. 124: Longitud de redes secundarias por distribuidora ..................... 122
Figura Nro. 85: Evolución de la producción de energía de empresas Figura Nro. 125: Potencia instalada de luminarias por distribuidora .................. 123
autogeneradoras ....................................................................... 79 Figura Nro. 126: Número de medidores ............................................................... 124
Figura Nro. 86: Composición de energía de empresas autogeneradoras ........ 79 Figura Nro. 127: Porcentaje de participación de las distribuidoras, clientes
Figura Nro. 87: Consumo de combustibles de empresas autogeneradoras con tarifa para vehículos eléctricos, 2020 ................................ 126
(TEP) .......................................................................................... 79 Figura Nro. 128: Porcentaje de mantenimientos por empresa distribuidora ..... 126
Figura Nro. 88: Valor de la energía vendida por tipo de empresa ...................... 82 Figura Nro. 129: Mantenimientos por cada Unidad de Negocio de CNEL EP ....... 126
Figura Nro. 89: Energía vendida por tipo de empresa (GWh)............................. 82 Figura Nro. 130: Energía comprada por las empresas distribuidoras, periodo
Figura Nro. 90: Energía vendida por las empresas generadoras (GWh)............ 86 2011-2020 .................................................................................. 127
Figura Nro. 91: Valor de la energía vendida por las empresas generadoras Figura Nro. 131: Energía comprada por empresa distribuidora, 2020 (GWh)..... 128
(MUSD) ...................................................................................... 86 Figura Nro. 132: Energía comprada por Unidad de Negocio de CNEL EP, 2020
Figura Nro. 92: Demanda de potencia 2019 ...................................................... 91 (GWh) ......................................................................................... 128
Figura Nro. 93: Demanda de potencia 2020 ...................................................... 91 Figura Nro. 133: Energía disponible en los sistemas de distribución, periodo
Figura Nro. 94: Crecimiento de la demanda de potencia 2020 (%) .................. 92 2011-2020 .................................................................................. 130
Figura Nro. 95: Reserva energética, 2020 (GWh) .............................................. 92 Figura Nro. 134: Energía disponible por empresa distribuidora, 2020 (GWh)..... 130
ÍNDICE DE FIGURAS ÍNDICE DE TABLAS
Figura Nro. 135: Energía disponible por Unidad de Negocio de CNEL EP, 2020 Tabla Nro. 1: Evolución histórica del número de clientes de las empresas
(GWh) ......................................................................................... 130 distribuidoras ............................................................................ 6
Figura Nro. 136: Energía facturada, 2011 (GWh) .................................................. 133 Tabla Nro. 2: Producción e importación de energía eléctrica a nivel
Figura Nro. 137: Energía facturada, 2020 (GWh) ................................................ 133 nacional, período 2011-2020 ..................................................... 7
Figura Nro. 138: Energía facturada, periodo 2011-2020 ...................................... 134 Tabla Nro. 3: Balance nacional de energía eléctrica multianual, período
Figura Nro. 139: Energía facturada, 2020 (GWh) ................................................ 134 2011–2020 .................................................................................. 8
Figura Nro. 140: Energía facturada por SPEE y SAPG por región ......................... 137 Tabla Nro. 4: Balance nacional de energía eléctrica ...................................... 10
Figura Nro. 141: Porcentaje de energía facturada por región, SPEE 2020 .......... 138 Tabla Nro. 5: Balance de energía en el sistema de distribución, periodo
Figura Nro. 142: Valores facturados, periodo 2011-2020 .................................... 139 2011-2020 .................................................................................. 12
Figura Nro. 143: Valores facturados, 2020 (MUSD)............................................. 139 Tabla Nro. 6: Balance de energía en los sistemas de distribución, 2020 ....... 13
Figura Nro. 144: Facturación por SPEE y SAPG por región .................................. 142 Tabla Nro. 7: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución,
Figura Nro. 145: Porcentaje de la facturación por región, SPEE 2020 ................ 143 periodo 2011-2020 ..................................................................... 14
Figura Nro. 146: Recaudación de valores facturados, periodo 2011-2020 ......... 143 Tabla Nro. 8: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución,
Figura Nro. 147: Recaudación de valores facturados, 2020 (MUSD) .................. 145 2020 ........................................................................................... 15
Figura Nro. 148: Porcentaje de recaudación por región, SPEE 2020 .................. 146 Tabla Nro. 9: Consumo per cápita anual por provincia .................................. 18
Figura Nro. 149: Valor de peaje por energía y potencia facturada a clientes no Tabla Nro. 10: Consumo promedio mensual, periodo 2011-2020
regulados, periodo 2011-2020 .................................................. 147 (kWh/cliente) ............................................................................ 20
Figura Nro. 150: Valor de peaje por potencia facturada a clientes no Tabla Nro. 11: Consumo promedio mensual por empresa distribuidora,
regulados, 2020 ......................................................................... 149 2020 (kWh/cliente) ................................................................... 21
Figura Nro. 151: Valor de peaje por energía facturada a clientes no regulados, Tabla Nro. 12: Cobertura del servicio eléctrico por región y provincia (%)..... 24
2020 ........................................................................................... 149 Tabla Nro. 13: Cobertura del servicio eléctrico por región y provincia,
Figura Nro. 152: Clientes PEC por empresa distribuidora a diciembre de 2020.. 152 2019 (%) ..................................................................................... 25
Figura Nro. 153: Clientes PEC de la CNEL EP a diciembre de 2020 ...................... 152 Tabla Nro. 14: Porcentaje de participación de empresas distribuidoras 27
Figura Nro. 154: Energía subsidiada por empresa ............................................... 153 según el número de proyectos autorizados 2020 .................... 27
Figura Nro. 155: Pérdidas de energía eléctrica en distribución, periodo 2011- Tabla Nro. 15: Porcentaje de participación de empresas distribuidoras 27
2020 ........................................................................................... 157 según el número de proyectos autorizados 2019–2020 .......... 28
Figura Nro. 156: Pérdidas de energía eléctrica en distribución, periodo 2011– Tabla Nro. 16: Capacidad instalada por empresa distribuidora 2020 ............. 28
2020 ......................................................................................... 157 Tabla Nro. 17: Capacidad instalada por empresa distribuidora 2019–2020 ... 29
Figura Nro. 157: Comparativo de pérdidas 2011 vs. 2020 ................................... 159 Tabla Nro. 18: Número de proyectos µSFV por tipo de consumidor 2020 ....... 29
Figura Nro. 158: Comparativo de pérdidas 2011 vs. 2020 ................................... 159 Tabla Nro. 19: Número de proyectos µSFV por tipo de consumidor 2019-
Figura Nro. 159: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución, 2020 ........................................................................................... 30
2020 ........................................................................................... 160 Tabla Nro. 20: Factor de planta por central de generación .............................. 30
Figura Nro. 160: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución, Tabla Nro. 21: Detalle por cuenca hidrológica ................................................. 31
2020 ........................................................................................... 160 Tabla Nro. 22: Energía no suministrada ........................................................... 31
Figura Nro. 161: Energía exportada periodo 2011-2020 ...................................... 165 Tabla Nro. 23: Precio medio de la energía generada por tipo de empresa
Figura Nro. 162: Energía importada periodo 2011-2020 ...................................... 168 (USD ¢/kWh) ............................................................................. 33
Figura Nro. 163: Comparativo del precio medio de transacciones con Tabla Nro. 24: Precio medio de la energía vendida por las generadoras 2011-
Colombia .................................................................................... 170 2020 .......................................................................................... 33
Figura Nro. 164: Comparativo del precio medio de transacciones con Perú ...... 170 Tabla Nro. 25: Precio medio de la energía vendida por empresa generadora
Figura Nro. 165: Comparativo precio medio SNT ................................................ 170 2011-2020 (USD ¢/kWh) .......................................................... 34
Figura Nro. 166: Mapa Normativo e Institucionalidad del Sector Eléctrico Tabla Nro. 26: Precio medio de la energía vendida por las generadoras 2020 36
Ecuatoriano 2021 ....................................................................... 175 Tabla Nro. 27: Precio medio de la energía vendida por las empresas
autogeneradoras ...................................................................... 37
Tabla Nro. 28: Precio medio de la energía vendida por las distribuidoras,
periodo 2011-2020 ..................................................................... 37
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Nro. 29: Precio medio de la energía vendida por empresa distribuidora Tabla Nro. 60: Cantidad de personal de las autogeneradoras ......................... 61
con generación, periodo 2011-2020 (USD ¢/kWh) ................... 38 Tabla Nro. 61: Energía producida 2011-2020 .................................................... 62
Tabla Nro. 30: Precio medio de la energía vendida por empresas Tabla Nro. 62: Producción de energía bruta por sistema ................................. 63
distribuidoras con generación, 2020 ........................................ 38 Tabla Nro. 63: Producción de energía bruta por tipo de energía ..................... 63
Tabla Nro. 31: Precio medio de la energía comprada por las distribuidoras, Tabla Nro. 64: Producción mensual de energía por tipo de empresa (GWh)... 65
periodo 2011-2020 ..................................................................... 38 Tabla Nro. 65: Consumo de combustible utilizado en generación eléctrica ... 67
Tabla Nro. 32: Precio medio de la energía comprada por las empresas Tabla Nro. 66: Consumo de combustibles (kTEP) ............................................ 67
distribuidoras, 2020 .................................................................. 39 Tabla Nro. 67: Consumo de combustible por tipo de empresa (TEP)............... 69
Tabla Nro. 33: Precio medio de la energía facturada por las distribuidoras, Tabla Nro. 68: Consumo de combustibles por tipo de empresa ...................... 69
periodo 2011-2020 ..................................................................... 39 Tabla Nro. 69: Consumo total de combustibles (TEP) ..................................... 70
Tabla Nro. 34: Precio medio de la energía facturada por las empresas Tabla Nro. 70: Energía disponible de centrales incorporadas en el 2020 ........ 70
distribuidoras, 2020 .................................................................. 40 Tabla Nro. 71: Energía producida por las empresas generadoras ................... 72
Tabla Nro. 35: Precio medio de la energía facturada por tipo de servicio, Tabla Nro. 72: Energía producida por las empresas distribuidoras con
2020 ........................................................................................... 41 generación, periodo 2011-2020 ................................................ 75
Tabla Nro. 36: Precio medio mensual de la energía facturada por las Tabla Nro. 73: Energía bruta producida por empresa distribuidora con
empresas distribuidoras, 2020 ................................................. 41 generación, periodo 2011-2020 ................................................ 75
Tabla Nro. 37: Centrales que entraron en operación en 2020 ......................... 48 Tabla Nro. 74: Energía bruta de centrales de empresas distribuidoras, 2020 76
Tabla Nro. 38: Histórico de potencia nominal por tipo de fuente (MW) .......... 49 Tabla Nro. 75: Consumo de combustibles de empresas distribuidoras con
Tabla Nro. 39: Histórico de potencia efectiva por tipo de fuente (MW) .......... 49 generación térmica, 2020 ......................................................... 77
Tabla Nro. 40: Potencia nominal y efectiva por tipo de fuente, 2020 .............. 50 Tabla Nro. 76: Energía producida por las empresas autogeneradoras ............ 79
Tabla Nro. 41: Histórico de potencia nominal por tipo de empresa (MW)....... 50 Tabla Nro. 77: Energía vendida por tipo de transacción .................................. 82
Tabla Nro. 42: Histórico de potencia efectiva por tipo de empresa (MW)....... 50 Tabla Nro. 78: Energía vendida por tipo de transacción y empresa ................. 82
Tabla Nro. 43: Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa, 2020 .......... 51 Tabla Nro. 79: Energía vendida por empresa generadora (GWh) ..................... 83
Tabla Nro. 44: Histórico de potencia nominal por tipo de servicio (MW)......... 53 Tabla Nro. 80: Valor de la energía vendida por empresa generadora (MUSD).. 85
Tabla Nro. 45: Histórico de potencia efectiva por tipo de servicio (MW)......... 53 Tabla Nro. 81: Valores facturados y recaudados por la venta de energía de
Tabla Nro. 46: Potencia y número de centrales por provincia y tipo de fuente las generadoras ......................................................................... 87
de energía, 2020 ........................................................................ 54 Tabla Nro. 82: Energía vendida por las empresas distribuidoras con
Tabla Nro. 47: Evolución de la capacidad de transformación de las generación, periodo 2011-2020 (GWh) ..................................... 88
generadoras .............................................................................. 55 Tabla Nro. 83: Valor de la energía vendida por las empresas distribuidoras
Tabla Nro. 48: Evolución de la capacidad de transformación de las con generación (MUSD) ............................................................ 88
autogeneradoras ....................................................................... 56 Tabla Nro. 84: Venta de energía eléctrica por generación de las empresas
Tabla Nro. 49: Subestaciones de elevación de las generadoras ..................... 56 distribuidoras ............................................................................ 89
Tabla Nro. 50: Subestaciones de seccionamiento de las generadoras .......... 56 Tabla Nro. 85: Energía vendida por empresa autogeneradora (GWh) ............. 89
Tabla Nro. 51: Subestaciones de elevación y reducción de las Tabla Nro. 86: Valor de la energía vendida por empresa
autogeneradoras ....................................................................... 57 autogeneradora (USD) .............................................................. 90
Tabla Nro. 52: Subestaciones de seccionamiento de las autogeneradoras ... 57 Tabla Nro. 87: Energía vendida por las empresas autogeneradoras ............... 91
Tabla Nro. 53: Transformadores asociados a las generadoras ........................ 58 Tabla Nro. 88: Evolución mensual de la demanda de potencia (MW) .............. 91
Tabla Nro. 54: Transformadores asociados a generación de las Tabla Nro. 89: Evolución de la capacidad de transformación de la empresa
distribuidoras ............................................................................ 58 transmisora ............................................................................... 99
Tabla Nro. 55: Histórico de líneas de empresas generadoras .......................... 59 Tabla Nro. 90: Subestaciones de reducción de la CELEC EP - Transelectric ... 99
Tabla Nro. 56: Detalle de líneas de las generadoras ........................................ 59 Tabla Nro. 91: Subestaciones de seccionamiento de la CELEC EP -
Tabla Nro. 57: Evolución histórica de líneas de empresas autogeneradoras.. 60 Transelectric ............................................................................. 100
Tabla Nro. 58: Detalle de líneas de las autogeneradoras ................................. 60 Tabla Nro. 92: Evolución de líneas de transmisión de la CELEC EP –
Tabla Nro. 59: Cantidad de personal de las generadoras ................................ 61 Transelectric.............................................................................. 100
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Nro. 93: Líneas de transmisión por tipo de circuito ................................ 100 Tabla Nro. 128: Energía facturada por provincia, 2020 (GWh) .......................... 137
Tabla Nro. 94: Líneas de transmisión para interconexión ................................ 100 Tabla Nro. 129: Valores facturados, periodo 2011-2020 (MUSD)....................... 138
Tabla Nro. 95: Compensación capacitiva instalada en el SNT ......................... 101 Tabla Nro. 130: Valores facturados por distribuidora, 2020 (MUSD) ................ 139
Tabla Nro. 96: Compensación inductiva instalada en el SNT ........................... 101 Tabla Nro. 131: Valores facturados por SPEE y SAPG, periodo 2011-2020
Tabla Nro. 97: Compensación dinámica instalada en el SNT ........................... 101 (MUSD) ...................................................................................... 141
Tabla Nro. 98: Cantidad de personal en transmisora ....................................... 102 Tabla Nro. 132: Valores facturados por provincia, 2020 (MUSD) ....................... 142
Tabla Nro. 99: Límites de variación de voltaje para la operación del SNI ......... 103 Tabla Nro. 133: Recaudación de valores facturados, periodo 2011-2020
Tabla Nro. 100: Energía recibida, entregada y pérdidas en el SNT ..................... 107 (MUSD) ...................................................................................... 143
Tabla Nro. 101: Pérdidas de energía en el SNT ................................................... 108 Tabla Nro. 134: Recaudación de valores facturados, 2020 (MUSD) .................. 145
Tabla Nro. 102: Valores facturados por la CELEC EP - Transelectric .................. 109 Tabla Nro. 135: Valores recaudados por provincia, 2020 (MUSD) ..................... 146
Tabla Nro. 103: Evolución histórica del número de clientes de las empresas Tabla Nro. 136: Energía y potencia facturada a clientes no regulados, periodo
distribuidoras ............................................................................ 113 2011-2020 .................................................................................. 147
Tabla Nro. 104: Número de clientes regulados y no regulados de las Tabla Nro. 137: Energía, potencia y valores facturados por concepto de
distribuidoras ............................................................................ 114 peajes a clientes no regulados, 2020 ....................................... 148
Tabla Nro. 105: Número de clientes regulados por provincia ............................ 114 Tabla Nro. 138: Clientes beneficiarios del programa PEC a diciembre de 2020 151
Tabla Nro. 106: Evolución de la capacidad de transformación de las Tabla Nro. 139: Energía facturada y subsidiada por programa PEC en los
distribuidoras ............................................................................ 117 sistemas de distribución ........................................................... 152
Tabla Nro. 107: Subestaciones de elevación y reducción de las distribuidoras 117 Tabla Nro. 140: Energía facturada y subsidiada en programa PEC .................... 153
Tabla Nro. 108: Subestaciones de seccionamiento de las distribuidoras ........ 118 Tabla Nro. 141: Pérdidas de energía eléctrica en distribución, periodo 2011-
Tabla Nro. 109: Evolución histórica de líneas de empresas distribuidoras ....... 118 2020 ........................................................................................... 157
Tabla Nro. 110: Detalle de líneas de las distribuidoras ...................................... 119 Tabla Nro. 142: Comparativo de pérdidas y energía eléctrica disponible 2011
Tabla Nro. 111: Redes de medio voltaje por distribuidora ................................. 119 vs. 2020 ..................................................................................... 158
Tabla Nro. 112: Número y capacidad de transformadores por distribuidora .... 120 Tabla Nro. 143: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución,
Tabla Nro. 113: Longitud de redes secundarias por distribuidora ..................... 121 2020 ........................................................................................... 159
Tabla Nro. 114: Detalle de luminarias por distribuidora ..................................... 122 Tabla Nro. 144: Energía exportada por tipo de cliente (GWh) ............................ 165
Tabla Nro. 115: Cantidad de medidores por distribuidora ................................. 123 Tabla Nro. 145: Valor de la energía exportada (MUSD) ...................................... 166
Tabla Nro. 116: Medidores AMI ........................................................................... 124 Tabla Nro. 146: Precio medio de la energía exportada (USD ¢/kWh) ................. 166
Tabla Nro. 117: Detalle de acometidas de las distribuidoras ............................. 124 Tabla Nro. 147: Energía exportada ..................................................................... 166
Tabla Nro. 118: Cantidad de personal de las distribuidoras .............................. 125 Tabla Nro. 148: Energía exportada a través del SNT .......................................... 167
Tabla Nro. 119: Número de clientes con tarifa para vehículos eléctricos y Tabla Nro. 149: Energía exportada a través de redes de distribución ............... 167
estaciones de carga rápida, periodo 2016-2020 ...................... 125 Tabla Nro. 150: Energía importada a través del SNT por tipo de transacción
Tabla Nro. 120: Número de clientes con tarifa para vehículos eléctricos, (GWh) ......................................................................................... 168
periodo 2018-2020 .................................................................... 125 Tabla Nro. 151: Valor de la energía importada (MUSD) ...................................... 168
Tabla Nro. 121: Número de clientes con tarifa para estaciones de carga Tabla Nro. 152: Precio medio de la energía importada (USD ¢/kWh) ................ 168
rápida, periodo 2018-2020 ....................................................... 126 Tabla Nro. 153: Energía importada SNT y redes de distribución ........................ 169
Tabla Nro. 122: Compra de energía eléctrica de las empresas distribuidoras, Tabla Nro. 154: Comparativo precio medio SNT (USD ¢/kWh) .......................... 170
periodo 2011-2020 .................................................................... 127
Tabla Nro. 123: Energía comprada por empresa distribuidora, 2020 ............... 128
Tabla Nro. 124: Energía disponible en el sistema de distribución, periodo
2011-2020 .................................................................................. 129
Tabla Nro. 125: Energía facturada, periodo 2011-2020 (GWh) .......................... 133
Tabla Nro. 126: Energía facturada por distribuidora, 2020 (GWh) .................... 134
Tabla Nro. 127: Energía facturada por SPEE y SAPG por provincia, periodo
2011-2020 (GWh) ....................................................................... 136
ÍNDICE DE ANEXOS ÍNDICE DE MAPAS
Anexo A.1. Potencia nominal y efectiva de empresas generadoras por Mapa Nro. 1: Pérdidas de energía en los sistemas de distribución ................ 17
tipo de central ........................................................................... 193 Mapa Nro. 2: Consumo per cápita por provincia ............................................ 19
Anexo A.2. Potencia nominal y efectiva de empresas autogeneradoras Mapa Nro. 3: Consumo promedio de energía eléctrica .................................. 23
por tipo de central ..................................................................... 196 Mapa Nro. 4: Cobertura eléctrica 2019 .......................................................... 26
Anexo A.3. Potencia nominal y efectiva de empresas de distribución de Mapa Nro. 5: Precios medios de energía facturada ........................................ 42
electricidad por tipo de central ................................................. 201 Mapa Nro. 6: Producción de energía renovable de empresas generadoras... 73
Anexo B.1. Potencia nominal y efectiva por tipo de servicio ...................... 202 Mapa Nro. 7: Producción de energía no renovable de empresas
Anexo C.1. Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa y provincia .. 205 generadoras .............................................................................. 74
Anexo D.1. Características de subestaciones de elevación y reducción Mapa Nro. 8: Producción de energía de empresas distribuidoras con
de empresas generadoras ......................................................... 208 generación ................................................................................. 78
Anexo D.2. Características de subestaciones de elevación y reducción Mapa Nro. 9: Producción de energía renovable de empresas
de empresas autogeneradoras ................................................. 210 autogeneradoras ....................................................................... 80
Anexo D.3. Características de subestaciones de elevación y reducción Mapa Nro. 10: Producción de energía no renovable de empresas
de CELEC EP – Transelectric ...................................................... 214 autogeneradoras ....................................................................... 81
Anexo D.4. Características de subestaciones de elevación y reducción Mapa Nro. 11: Sistema Nacional de Transmisión (SNT) .................................. 103
de empresas distribuidoras ...................................................... 216 Mapa Nro. 12: Clientes regulados por grupo de consumo y por provincia ...... 116
Anexo E.1. Características de las líneas de transmisión de empresas Mapa Nro. 13: Energía disponible en los sistemas de distribución .................. 131
generadoras .............................................................................. 230 Mapa Nro. 14: Energía facturada por grupo de consumo ................................ 135
Anexo E.2. Características de las líneas de transmisión de empresas Mapa Nro. 15: Valores facturados por grupo de consumo ............................... 140
autogeneradoras ....................................................................... 231 Mapa Nro. 16: Valores recaudados por grupo de consumo ............................. 144
Anexo E.3. Características de las líneas de transmisión de CELEC EP - Mapa Nro. 17: Clientes y energía subsidiada anual por PEC – Cocción por
Transelectric ............................................................................. 232 inducción ................................................................................... 154
Anexo F.1. Energía producida por tipo de empresa, periodo 2011-2020 Mapa Nro. 18: Clientes y energía subsidiada anual por PEC – Calentamiento
(GWh) ......................................................................................... 234 de agua ...................................................................................... 155
Anexo F.2. Energía bruta y disponible para servicio público y no público... 238 Mapa Nro. 19: Clientes y energía subsidiada anual por PEC – Cocción por
Anexo F.3. Energía entregada para servicio público y no público, por tipo inducción y Calentamiento de agua ......................................... 156
de energía .................................................................................. 240
Anexo F.4. Energía producida por empresa generadora ............................ 244
Anexo F.5. Energía bruta de empresas generadoras por central ............... 254
Anexo F.6. Consumo de combustibles de empresas generadoras ............ 258
Anexo F.7. Energía producida por empresa autogeneradora ..................... 260
Anexo F.8. Energía bruta de empresas autogeneradoras .......................... 265
Anexo F.9. Consumo de combustibles de empresas autogeneradoras .... 270
Anexo F.10. Energía vendida por las empresas generadoras ....................... 274
Anexo F.11. Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT.. 276
Anexo F.12. Demanda máxima en transformadores de las subestaciones
del SNT ....................................................................................... 282
Anexo F.13. Porcentaje de uso de transformadores del SNT ....................... 285
Anexo F.14. Porcentaje de uso de líneas de transmisión de 138 kV ............. 287
Anexo F.15. Porcentaje de uso de líneas de transmisión de 230 kV ............. 289
Anexo F.16. Porcentaje de uso de líneas de transmisión de 500 kV ............ 291
Anexo F.17. Demanda máxima de empresas y valores facturados .............. 291
INTRODUCCIÓN
1
ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2020
DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
CAPÍTULO
Fauna - Orellana
Autor: Ministerio de Turismo
CAPÍTULO 01
INDICADORES
DEL SECTOR ELÉCTRICO
ECUATORIANO
Notas:
Cantidad de transformadores de medio voltaje = 344.178 (1) Incluye subestaciones de: elevación, reducción y seccionamiento.
(2) Incluye clientes regulados y no regulados.
(3) Se publica la cobertura del servicio eléctrico al 2019. El MERNNR se encuentra
Capacidad instalada en transformadores de desarrollando análisis para determinar los valores del 2020.
medio voltaje = 13.315,71 MVA
5
1.1 Clientes
Evolución histórica del número de clientes de las
Tabla Nro. 1:
empresas distribuidoras
Hidraúlica:
24.312,85 Residencial: 8.063,22
Renovable: Energía
24.888,89 Entregada:
27.318,48
SNI: Sistema de Consumo Demanda
27.300,52 Distribución Nacional Regulada Comercial: 3.420,06
24.716,37 21.558,87 20.095,49
Producción:
31.248,01
Biomasa: 426,59
Industrial: 4.820,99
Eólica: 71,64
Biogás: 43,99
Fotovoltaica: 33,82
Demanda No Otros: 2.348,51
Turbovapor: 920,37 Pérdidas
Regulada: 1.463,38
No Renovable: 2.411,63 Distribución: 3.160,31
MCI: 783,10 Consumos propios: 3.863,59 SAPG: 1.442,71
Exportación: 1.340,63
Turbogás: 708,16
Hidraúlica: 20,41 Renovable: 29,82
Eólica: 5,46 Importación: 250,79
No Inc.: 3.947,48 Consumos
Fotovoltaica: 3,95 auxiliares: 316,74
No Renovable: 3.917,66
MCI: 3.639,00
Turbogás: 273,59
Turbovapor: 5,07
6
1.2.1 BNEE multianual, periodo 2011–2020
En la tabla Nro. 2 se presenta la producción total de energía y las importaciones comprendidas en el periodo 2011–2020.
Tabla Nro. 2: Producción e importación de energía eléctrica a nivel nacional, período 2011–2020
AÑO
CONCEPTO
Unidad 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Energía Generada Bruta (1) GWh 20.544,14 22.847,96 23.260,33 24.307,21 25.950,19 27.313,86 28.032,91 29.243,59 32.283,96 31.248,00
Energía Importada desde Colombia GWh 1.294,59 236,03 662,34 824,02 457,24 43,92 18,52 106,07 5,83 250,79
Energía Bruta Total GWh 21.838,73 23.086,16 23.922,67 25.143,95 26.462,01 27.395,52 28.051,43 29.349,66 32.289,79 31.498,80
Energía No
GWh 2.925,93 3.307,45 3.347,09 3.444,47 3.606,85 4.140,90 4.544,87 4.906,68 5.335,86 5.326,97
Disponible para Servicio Público (2)
Notas:
(1) La energía generada bruta es producida por todo el parque generador del país (Incorporado y No Incorporado al Sistema Nacional Interconectado, para Servicio Público y No Público).
(2) La energía generada no disponible para el servicio público corresponde a la energía utilizada internamente para procesos productivos y de explotación, predominando las empresas petroleras.
(3) La energía de servicio público comprende el Servicio Público de Energía Eléctrica (SPEE) y el Servicio de Alumbrado Público General (SAPG).
7
Tabla Nro. 3: Balance nacional de energía eléctrica multianual, período 2011–2020
AÑO
Unidad 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CONCEPTO
Energía Generada e
Importada para GWh 18.912,80 19.778,70 20.575,58 21.699,48 22.855,16 23.254,62 23.506,56 24.442,98 26.953,92 26.171,82
Servicio Público
Autoconsumos en
Generación para Servicio GWh 299,92 379,21 417,04 528,30 521,85 455,60 383,08 414,48 380,22 316,74
Público (1)
Total Energía Entregada GWh 19.155,78 19.726,05 20.487,61 21.550,05 22.721,08 23.252,33 23.898,53 25.078,91 28.000,77 27.317,28
Pérdidas de Energía en GWh 1.258,51 993,22 920,88 575,16 679,80 808,24 898,33 1.077,51 1.293,13 1.260,28
Transmisión (4)
% 6,57 5,04 4,49 2,67 2,99 3,48 3,76 4,30 4,62 4,61
Total Energía Disponible GWh 17.897,27 18.732,83 19.566,73 20.974,89 22.041,28 22.444,08 23.000,20 24.001,40 26.707,65 26.057,00
GWh 14,39 11,88 28,98 47,24 46,17 401,80 211,80 255,66 1.826,64 1.340,63
Energía Exportada a
Colombia y Perú
% 0,08 0,06 0,15 0,23 0,21 1,79 0,92 1,07 6,84 5,14
Energía Disponible en
Sistemas de Distribución
GWh 17.882,88 18.720,95 19.537,75 20.927,65 21.995,11 22.042,28 22.788,39 23.745,74 24.881,01 24.716,37
Pérdidas de Energía en GWh 2.634,08 2.546,06 2.465,26 2.590,09 2.664,37 2.690,94 2.618,13 2.705,29 2.985,31 3.160,31
Distribución
% 14,73 13,60 12,62 12,38 12,11 12,21 11,49 11,39 12,00 12,79
Demanda Máxima en
Bornes de Generación GW 3,05 3,21 3,33 3,50 3,67 3,65 3,75 3,93 3,95 4,09
(solo SNI) (6)
Demanda Máxima en
Subestaciones Principales GW 2,90 3,07 3,24 3,44 3,57 3,60 3,67 3,83 3,94 4,09
(solo SNI)
Notas:
(1) Es la energía utilizada por las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación, para los procesos de generación de energía eléctrica.
(2) Es la energía entregada para abastecer la demanda regulada. La demanda regulada corresponde al consumo de energía de los usuarios finales, incluyendo el consumo del alumbrado público general.
(3) La demanda no regulada corresponde a los consumos de energía de los grandes consumidores y de los consumos propios de autogeneradores.
(4) Considera todo el transporte de energía a nivel nacional. Incluye aquella que no es transportada por el Sistema Nacional de Transmisión (SNT).
(5) Comprende demanda regulada, demanda no regulada y energía entregada a usuarios ubicados en las fronteras de países vecinos servidos mediante redes de distribución.
(6) La demanda máxima en 2020 en bornes de generación del SNI, se produjo el 06 de febrero.
8
Energía entregada para servicio público.- Es la energía
1.2.2 BNEE anual, 2020 puesta a disposición de los clientes finales a través del Sistema
Nacional de Transmisión (SNT) y de los distintos sistemas de
distribución. La energía total entregada para servicio público fue
En la tabla Nro. 4, se presenta la siguiente información relevante del 25.855,09 GWh. De esta cantidad, 23.444,65 GWh (90,68 %)
2020: corresponden a energía renovable; 2.159,64 GWh (8,35 %) a
energía no renovable; y, 250,79 GWh (0,97 %) a la obtenida
Potencia nominal en generación.- Esta se presenta por importación.
por tipo de energía, renovable (5.299,09 MW) y no
renovable (3.413,21 MW), equivalente al 60,82 % y 39,18 %, Energía entregada para demanda regulada y no regulada.-
respectivamente. Las centrales hidráulicas son las que más Es la energía entregada al SNT y a los distintos sistemas de
destacaron con 5.098,75 MW, que representó el 58,52 % del distribución para abastecer la demanda regulada (servicio
total de la potencia nominal en generación. público) y la no regulada (grandes consumidores y consumos
propios de autogeneradores). Su valor fue 27.317,28 GWh.
Potencia efectiva en generación.- También está segmentada Cabe señalar que parte de esta energía sirve a clientes que se
por tipo de energía, renovable (5.254,95 MW) y no renovable encuentran conectados directamente al SNT; y, parte se pierde
(2.840,30 MW) con una equivalencia del 64,91 % y 35,09 %, en la etapa de transmisión, registrándose unas pérdidas de
respectivamente. Predominaron las centrales hidráulicas, con 1.260,28 GWh (4,61 %).
5.064,16 MW, que representan el 62,56 % del total de la potencia
efectiva en generación. Energía disponible para demanda regulada y no regulada.-
Los sistemas de distribución registraron una energía disponible
Producción de energía e importaciones.- La producción de 24.716,37 GWh; si a este valor se suman los 1.340,63 GWh
nacional de energía más las importaciones, alcanzaron un valor correspondientes a las exportaciones de energía realizadas a
total de 31.498,80 GWh. De esta cantidad, 24.918,71 GWh través de las interconexiones con Colombia y Perú, totalizan una
(79,11 %) se generaron con fuentes renovables de energía; energía disponible de 26.057,00 GWh. De la energía disponible
6.329,29 GWh (20,09 %) se produjeron a partir de fuentes en los sistemas de distribución (24.716,37 GWh), el 87,21 %
no renovables; y, 250,79 GWh (0,80 %) se importaron (21.556,06 GWh) correspondió a la demanda regulada, demanda
desde Colombia y Perú. Cabe señalar que la generación de no regulada y otras ventas (energía entregada a usuarios
energía eléctrica que utiliza el recurso hídrico fue la más ubicados en las fronteras de países vecinos, servidos mediante
representativa, con 24.333,26 GWh, equivalente al 77,25 % redes de distribución); y, el 12,79 % (3.160,31 GWh) a las pérdidas
de la producción total de energía e importaciones. de energía en distribución. Al respecto, las pérdidas técnicas
alcanzaron un valor de 1.698,45 GWh (6,87 %), mientras que
Producción e importaciones SNI.- La producción total de las pérdidas no técnicas fueron 1.461,86 GWh (5,91 %).
electricidad e importaciones para el SNI fue 27.551,32 GWh. La
desagregación por tipo de energía es la siguiente: renovable con Energía facturada por servicio eléctrico.- De la energía total
24.888,89 GWh (90,34 %) y no renovable con 2.411,63 GWh facturada por servicio eléctrico (21.558,87 GWh), la demanda
(8,75 %). Por otra parte, la importación alcanzó los 250,79 GWh regulada representó el 93,21 % (20.095,49 GWh). Con respecto
que representó el 0,91 %. El mayor aporte de energía a los valores facturados y recaudados, la facturación alcanzó un
corresponde a la producida a partir de fuentes renovables, monto de 1.861,62 MUSD (demanda regulada, no regulada y otras
especialmente de la generación hidráulica (24.312,85 GWh) ventas), mientras que el valor recaudado fue 1.516,97 MUSD
que representó el 88,25 % de la producción total de energía e (incluyéndose en la recaudación los montos facturados
importaciones para el SNI. por concepto de subsidios), obteniéndose un indicador de
recaudación de 81,49 %.
9
Tabla Nro. 4: Balance nacional de energía eléctrica (1/3)
Nacional (Renovable
8.712,29 100,00 8.095,25 100,00 31.248,00 99,20 27.300,52 99,09 25.604,29 99,03
+ No Renovable)
Renovable 5.299,09 60,82 5.254,95 64,91 24.918,71 79,11 24.888,89 90,34 23.444,65 90,68
Hidráulica 5.098,75 58,52 5.064,16 62,56 24.333,26 77,25 24.312,85 88,25 23.107,39 89,37
Eólica 21,15 0,24 21,15 0,26 77,10 0,24 71,64 0,26 75,23 0,29
Fotovoltaica 27,63 0,32 26,74 0,33 37,76 0,12 33,82 0,12 37,19 0,14
Biomasa 144,30 1,66 136,40 1,68 426,59 1,35 426,59 1,55 181,21 0,70
Biogás 7,26 0,08 6,50 0,08 43,99 0,14 43,99 0,16 43,62 0,17
No Renovable 3.413,21 39,18 2.840,30 35,09 6.329,29 20,09 2.411,63 8,75% 2.159,64 8,35
MCI 2.029,74 23,30 1.633,25 20,18 4.422,11 14,04 783,10 2,84% 623,58 2,41
Turbogás 921,85 10,58 775,55 9,58 981,75 3,12 708,16 2,57% 686,77 2,66
Turbovapor 461,63 5,30 431,50 5,33 925,43 2,94 920,37 3,34% 849,29 3,28
Importación 650,00 100,00 635,00 100,00 250,79 0,80 250,79 0,91% 250,79 0,97
Colombia 540,00 83,08 525,00 82,68 250,79 0,80 250,79 0,91% 250,79 0,97
Figura Nro. 2: Potencia nominal (MW) Figura Nro. 3: Potencia efectiva (MW)
Eólica Turbovapor
21,15 431,50
Biogás 0,24 % Fotovoltaica
Turbogás 5,33 %
27,63 Biomasa
7,26
0,32 % 775,55 136,40
0,08 %
9,58 % 1,68 %
Hidráulica Biomasa
5.098,75 144,30
58,52 % 1,66 %
MCI Fotovoltaica
1.633,25 26,74
20,18 % 0,33 %
Turbovapor
461,63
5,30 % Hidráulica Eólica
MCI 5.064,16 21,15
2.029,74 62,56 % 0,26 %
23,30 % Biogás
Turbogás 6,50
921,85 0,08 %
10,58 %
10
Producción de energía e importaciones
Figura Nro. 4: Tabla Nro. 4: Balance nacional de energía eléctrica (2/3)
(GWh)
GWh %
Energía Entregada para Servicio Eléctrico
27.317,28 100,00
24.333,26
77,25 %
14,04 %
4.422,11
426,59
925,43
2,94 %
1,35 %
3,12 %
981,75
0,24 %
0,80 %
77,10
250,79
0,14 %
0,12 %
43,99
37,76
Demanda No Regulada 1.462,19 5,35
Importación
250,79
Fotovoltaica 0,97 % Hidráulica
37,19 23.107,39
0,14 % 89,37 %
Biogás Turbovapor
43,62 849,29
0,17 % 3,28 %
Colombia
1.301,96
Eólica Turbogás
75,23 Perú
686,77
0,29 %
2,66 % 38,66
Biomasa MCI
181,21 623,58
0,70 % 2,41 %
11
Tabla Nro. 4: Balance nacional de energía eléctrica (3/3) 1.3 Balance de energía del
sistema eléctrico de distribución
GWh %
Energía Facturada por Servicio
El balance de energía eléctrica en el sistema de distribución,
Eléctrico
21.558,87 100,00 corresponde a la energía que recibe el sistema de cada una de las
empresas distribuidoras en relación a la energía entregada a los
Demanda Regulada 20.095,49 93,21
consumidores finales.
Otros 2.348,51 10,89 En la tabla Nro. 5 se presenta el balance del sistema eléctrico de
distribución para el periodo 2011-2020.
SAPG 1.442,71 6,69
Disponible Consumo
Valores Facturados y Recaudados USD (millones) % Pérdidas Pérdidas Pérdidas Pérdidas
en el de Energía
Año del Sistema Técnicas No Técnicas del Sistema
Sistema de Clientes
(GWh) (GWh) (GWh) (%)
(GWh) (GWh)
Facturación por Servicio Eléctrico 1.861,62
2011 17.882,88 15.248,80 2.634,08 1.560,95 1.073,13 14,73
Recaudación por Servicio Eléctrico 1.516,97 81,49
2012 18.720,95 16.174,89 2.546,06 1.606,80 939,26 13,60
Figura Nro. 8: Consumo de energía (GWh) 2013 19.537,75 17.072,49 2.465,26 1.641,35 823,91 12,62
Industrial
Comercial 4.820,99 2017 22.788,39 20.170,27 2.618,13 1.664,54 953,59 11,49
3.420,06 22,36 %
15,86 %
2018 23.745,74 21.040,45 2.705,29 1.668,58 1.036,71 11,39
Residencial
Otros 8.063,22 2019 24.881,01 21.895,70 2.985,31 1.737,67 1.247,65 12,00
2.348,51 37,40 %
10,89 % 2020 24.716,37 21.556,06 3.160,31 1.698,45 1.461,86 12,79
12
Balance de energía en los sistemas de
Tabla Nro. 6:
En el 2020, de los 24.716,37 GWh disponibles en el sistema de distribución, 2020
De la información registrada en el 2020 contrastada con el 2011, se CNEL-Guayas Los Ríos 2.746,40 2.322,23 424,17 208,26 215,91 15,44 430,78 72,78
aprecia que la energía disponible en los sistemas de distribución CNEL-Manabí 2.013,95 1.512,81 501,14 177,62 323,52 24,88 335,32 68,56
aumentó en 6.833,49 GWh (38,21 % de incremento). El consumo de CNEL-El Oro 1.334,80 1.113,98 220,82 114,70 106,12 16,54 222,75 68,40
Figura Nro. 9: Balance de energía en el sistema eléctrico CNEL-Esmeraldas 617,74 448,43 169,32 47,56 121,76 27,41 103,41 68,19
de distribución, periodo 2011-2020
CNEL-Los Ríos 506,98 396,95 110,02 43,31 66,71 21,70 110,18 52,53
6 E.E. Riobamba 405,52 373,14 32,38 22,85 9,53 7,98 74,06 62,51
10.000
4 E.E. Azogues 90,77 85,27 5,50 4,85 0,64 6,06 12,26 84,52
5.000 E.E. Galápagos 53,94 50,13 3,81 3,08 0,73 7,06 11,61 53,03
2
Empresas Eléctricas 8.406,45 7.859,55 546,90 448,00 98,90 6,51 1.447,30 66,31
0 0
Total General 24.716,37 21.556,06 3.160,31 1.698,45 1.461,86 12,79 4.274,65 66,01
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Consumo de Energía de Clientes (GWh) Los valores de demanda de la tabla Nro. 6, corresponden a los máximos
Pérdidas Técnicas (GWh) registrados por cada empresa distribuidora en el año 2020.
Pérdidas No Técnicas (GWh)
Disponible en el Sistema (GWh) El valor total, 4,27 GW, corresponde a la demanda máxima no coincidente del
Pérdidas del Sistema (%) sistema de distribución.
En la tabla Nro. 6 se presenta el balance de energía para cada una de La energía disponible en los sistemas de distribución, a nivel nacional, en 2020
fue 24.866,10 GWh. De esta cantidad, CNEL EP demandó 16.093,99 GWh
las empresas distribuidoras correspondiente al 2020.
(64,72 %) y el grupo de empresas eléctricas 8.772,10 GWh (35,28 %).
Las pérdidas totales del sistema fueron 2.970,40 GWh, de los cuales
2.380,50 GWh correspondieron a la CNEL EP y 589,90 GWh al grupo
de empresas eléctricas.
13
Figura Nro. 10: Balance de energía en los sistemas de
distribución, 2020 1.4 Pérdidas de energía eléctrica
en los sistemas de distribución
GWh Consumo de Energía (GWh) Pérdidas Técnicas (GWh)
5.576
4.221
5.000
4.000
Las pérdidas técnicas se producen por los efectos físicos ocasionados
2.746
2.000
1.117
secundarias, luminarias, acometidas y medidores); y, dependen de las
996
805
784
832
608
573
696
641
507
618
406
1.000 características y topología de las redes de distribución.
91
97
54
0
Las pérdidas no técnicas se producen por causas administrativas y
C Los il
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ya ya
E.
comerciales, tales como: incorrecta facturación y gestión deficiente;
ol
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E.
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E.
C CN
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C
N
C
C
N
C
N
En la figura Nro. 11 se presenta la demanda máxima anual registrada por cada Tabla Nro. 7: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de
distribución, periodo 2011-2020
empresa distribuidora en el 2020.
Pérdidas
Pérdidas Pérdidas Pérdidas Pérdidas Pérdidas
Demanda máxima anual por empresa No
Figura Nro. 11: Año del Sistema Técnicas No Técnicas del Sistema Técnicas
distribuidora Técnicas
(GWh) (GWh) (GWh) (%) (%)
(%)
335
195
185
145
127
130
125
117
108
110
103
97
74
12
12
0
2018 2.705,29 1.668,58 1.036,71 11,39 7,03 4,37
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-El Oro
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Los Ríos
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Bolívar
E.E. Quito
E.E. Ambato
E.E. Sur
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Riobamba
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
14
En el 2020, las pérdidas de energía de los sistemas de distribución
En la figura Nro. 13 se observa la disminución que ha tenido el
fueron de 3.160,31 GWh, lo que implicó un incremento de 526,23 GWh en
porcentaje de pérdidas no técnicas del sistema, pues en el 2020, su
comparación con las registradas en el 2011 (2.634,08 GWh).
valor fue 5,91 %, es decir, 0,09 puntos porcentuales menos que el
registrado en el 2011 (6,00%).
Figura Nro. 12: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas
de distribución, periodo 2011-2020
En la tabla Nro. 8 se presentan los valores de pérdidas de energía
GWh eléctrica en los sistemas de distribución correspondientes al 2020.
3.500
3.160
2.985
3.000
2.634 2.664 2.691 2.618 2.705 Tabla Nro. 8: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de
2.546 2.465 2.590 distribución, 2020
2.500
1.462
1.248
904
1.037
863
851
954
1.073
939
824
1.786
1.738
1.739
1.698
1.665
1.669
1.641
1.607
1.561
en 388,72 GWh respecto a las registradas en el 2011 (1.073,13 GWh). CNEL-Los Ríos 110,02 43,31 66,71 21,70 8,54 13,16
Pérdidas porcentuales de energía eléctrica en E.E. Quito 243,23 201,08 42,15 5,76 4,76 1,00
Figura Nro. 13: los sistemas de distribución, periodo 2011-2020
E.E. Centro Sur 73,72 70,65 3,08 6,60 6,32 0,28
5,02
4,22
3,92
4,10
10
5,91
4,18
5,01
4,37
8,40
8,73
8,31
8,19
4
8,10
7,30
7,03
6,98
6,87
Pérdidas Técnicas (%) Pérdidas No Técnicas (%) Pérdidas del Sistema (%)
15
Las pérdidas de energía eléctrica expresadas en GWh, muestran la cantidad de energía que se ha perdido, tanto técnica como no técnica, en los sistemas
de distribución.
Mientras que las pérdidas porcentuales presentan una relación entre la energía perdida en el sistema y la disponible.
En la figura Nro. 14 se presentan las pérdidas de energía expresadas en GWh y en porcentaje que registraron las empresas distribuidoras en el 2020.
De la tabla Nro. 8 y la figura Nro. 14 se aprecia que la CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil presentó un indicador de pérdidas porcentuales de 13,90 %,
siendo es el cuarto más bajo de las Unidades de Negocio de CNEL EP; sus pérdidas en energía fueron 774,88 GWh, siendo las mayores registradas a
nivel nacional.
Por su parte, la E.E. Galápagos es la distribuidora que menos pérdidas de energía presentó a nivel nacional (4,77 GWh).
Porcentualmente, la distribuidora que menos pérdidas de energía presentó fue la E.E. Sur ( 5,20 %).
En las figuras Nros. 15 y 16, se presentan las pérdidas de energía desagregadas en técnicas y no técnicas.
Figura Nro. 14: Pérdidas de energía eléctrica por empresa distribuidora, 2020
%
30
CNEL-Esmeraldas
169,32 GWh
27,41 % CNEL-Manabí
25 501,14 GWh
24,88 %
CNEL-Los Ríos
110,02 GWh
20 21,70 %
CNEL-El Oro
CNEL-Milagro
220,82 GWh
CNEL-Sto.
Domingo
132,77 GWh
13,33 % 16,54 % CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-Guayaquil
15 95,28 GWh 424,17 GWh 774,88 GWh
11,84 %
CNEL-Sta. Elena
15,44 % 13,90 %
E.E. Riobamba
32,38 GWh 123,31 GWh
7,98 % 14,83 %
E.E. Galápagos
10 3,81 GWh
E.E. Norte ; 62,81 GWh ; 9,81 %
7,06 %
E.E. Cotopaxi ; 51,51 GWh ; 8,98 %
CNEL-Sucumbíos
56,19 GWh E.E. Quito
7,17 %
243,23 GWh
5 E.E. Ambato
42,31 GWh
E.E. Centro Sur 5,76 %
E.E. Azogues CNEL-Bolívar 73,72 GWh
6,08 % 6,60 %
5,50 GWh 5,50 GWh E.E. Sur
6,06 % 5,66 % 31,62 GWh
5,20 %
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800 GWh
900 30
24,88
800
21,70
700 25
501
600
16,54
424
20
15,44
14,83
13,90
500
13,33
11,84
243
400 15
221
9,81
169
8,98
300
133
7,98
123
7,06
6,60
110
7,17
6,08
6,06
200 10
63
52
95
74
5,76
5,66
42
5,20
56
32
32
100
6
4
6
0 5
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Quito
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Ambato
E.E. Riobamba
E.E. Sur
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
0
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Manabí
CNEL-Los Ríos
CNEL-El Oro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Guayaquil
CNEL-Milagro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Riobamba
E.E. Galápagos
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Quito
E.E. Sur
16
17
1.5 Consumo per cápita 2020
El cálculo del indicador de consumo per cápita anual a nivel nacional y
provincial, utiliza el consumo de energía de los clientes regulados de las Figura Nro. 17: Consumo per cápita anual por provincia
2.580
Estos datos revelan que el mayor consumo ocurrió en las provincias de: 3.000
2.311
Sucumbíos, Zamora Chinchipe, Guayas, Galápagos, El Oro, Pichincha,
2.500
Azuay, Santa Elena y Manabí. Estos consumos se encuentran sobre los
1.644
1.000 kWh/hab. Además, se establece que las de menor consumo son:
2.000
1.517
1.355
Morona Santiago y Bolívar, con consumos inferiores a los 500 kWh/hab.
1.142
1.079
1.109
1.006
1.500
954
930
897
824
788
754
Tabla Nro. 9: Consumo per cápita anual por provincia
678
676
634
625
1.000
617
554
517
441
369
Consumo 500
Consumo de
Provincia Población (1) Per Cápita
Energía (GWh)
(kWh/hab)
0
Guayas 7.213,41 4.387.434 1.644,11
Sucumbíos
Zamora Chinchipe
Guayas
Galápagos
El Oro
Pichincha
Azuay
Santa Elena
Manabí
Sto. Domingo de los Tsáchilas
Cotopaxi
Tungurahua
Orellana
Esmeraldas
Los Ríos
Cañar
Imbabura
Carchi
Chimborazo
Napo
Loja
Pastaza
Bolívar
Morona Santiago
Pichincha 3.687,88 3.228.233 1.142,38
Manabí 1.570,73 1.562.079 1.005,54
Azuay 977,17 881.394 1.108,66
El Oro 969,95 715.751 1.355,15
Los Ríos 695,02 921.763 754,01
Sucumbíos 594,67 230.503 2.579,88
Tungurahua 529,85 590.600 897,15
Sto. Domingo de los Tsáchilas 487,67 511.151 954,07
Sucumbíos presenta el mayor consumo per cápita de energía eléctrica
Esmeraldas 465,77 591.083 788,00
a nivel nacional, debido a que en esta provincia la CNEL EP Unidad de
Cotopaxi 454,28 488.716 929,54
Negocio Sucumbíos sirve a la carga Petroamazonas EP que tiene un gran
Santa Elena 432,90 401.178 1.079,06
consumo de energía eléctrica.
Chimborazo 327,66 524.004 625,31
Imbabura 322,10 476.257 676,31
Por otro lado, Galápagos y Zamora Chinchipe presentan un alto consumo
Loja 288,86 521.154 554,27
per cápita de energía eléctrica en comparación con otras provincias
Zamora Chinchipe 278,31 120.416 2.311,26
debido a que su densidad poblacional es baja.
Cañar 190,77 281.396 677,96
Orellana 132,97 161.338 824,14
Carchi 118,57 186.869 634,48
Bolívar 92,65 209.933 441,31
Napo 82,50 133.705 617,06
(1) Proyección poblacional del Ecuador para el año 2020 obtenida a partir del VII censo de
población y VI de Vivienda 2010 – INEC. El valor total de población de 17.510.643 incluye la
proyección poblacional de las zonas no delimitadas para el 2020.
18
19
1.6 Consumo promedio de Figura Nro. 18: Consumo promedio mensual, periodo 2011-2020
290
SPEE 285
Promedio
Año SAPG
Industrial Otros Comercial Residencial Total 280
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2011 7.921,07 2.018,03 595,04 121,30 17,56 297,02
20
En la figura Nro. 19 se aprecia el consumo de energía eléctrica en un mes
Tabla Nro. 11: Consumo promedio mensual por empresa
distribuidora, 2020 (kWh/cliente) promedio durante el 2020.
E.E. Cotopaxi 4.576,37 1.204,02 324,51 81,62 20,06 255,94 Industrial Otros Comercial Residencial SAPG
E.E. Ambato 1.445,80 1.107,70 300,47 94,74 26,37 190,35 Consumo promedio mensual de clientes
Figura Nro. 20:
residenciales, 2020
E.E. Norte 3.260,32 983,08 279,73 96,76 21,63 184,25
E.E. Azogues 1.565,00 491,77 289,83 78,15 29,03 147,83 250 230
210
Empresas Eléctricas 3.922,99 1.038,55 378,23 111,42 20,62 221,90
200
Total General 9.739,14 2.416,88 575,68 141,42 22,39 311,94 174
164
145 144 141
150 132 131 129 138
113
El valor del consumo promedio mensual para el 2020 ( 311,94 kWh/cliente), 97 96
95
100
85 82
corresponde a la relación entre el total de la demanda regulada (SPEE y 79 78
66
SAPG) y el total de clientes regulados a nivel nacional. El sector industrial
50
es el de mayor consumo mensual con 9.739,14 kWh/cliente, debido a que
el número de clientes es considerablemente menor.
0
l í r r i
ui ío
s
ab na gr
o ro ío
s as os go íva os to rte Su to Su
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O ld bí ol ag ui No ba op gu
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L -M M u - la .E E n o
ua s L t a L- NE L-L m c Do E L a E E. e E. A
. C io .
-G ya E -S E E s u o. CN .C E. .R E.E
EL CN EL CN
C
CN
-E -S St .G
E.E E.E E.E
ua EL EL E.E
CN G CN CN CN
L-
E L-
C NE
CN
21
Con respecto a los clientes residenciales en el 2020, en la CNEL EP, las A nivel nacional se estableció que el consumo promedio mensual de los
Unidades de Negocio que tuvieron un mayor consumo promedio fueron: clientes comerciales fue 575,68 kWh/cliente.
Guayaquil, Guayas Los Ríos y Manabí; su consumo promedio mensual fue
mayor a 150 kWh/cliente. Por su parte, la Unidad de Negocio Bolívar es la En la figura Nro. 22 se presenta el consumo promedio mensual de los
que menor consumo promedio presentó (65,90 kWh/cliente).
clientes industriales por empresa distribuidora.
kWh/cliente
A nivel nacional el consumo promedio mensual de los clientes residenciales
fue de 141,42 kWh/cliente. 180.000
172.021
120.000
En la figura Nro. 21 se presenta el consumo promedio mensual de los
100.000
73.557
clientes comerciales por empresa distribuidora.
80.000
51.997
Consumo promedio mensual de clientes
46.737
Figura Nro. 21: comerciales, 2020
41.831
60.000
32.533
28.212
kWh/cliente 40.000
16.169
14.625
14.473
6.038
8.189
4.317
4.576
3.814
3.260
1.200
1.446
1.565
20.000
391
291
1.000 0
CNEL-Milagro
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Guayaquil
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Manabí
CNEL-Esmeraldas
CNEL-El Oro
CNEL-Los Rios
CNEL-Bolívar
E.E. Sur
E.E. Riobamba
E.E. Cotopaxi
E.E. Quito
E.E. Norte
E.E. Azogues
E.E. Ambato
E.E. Galápagos
800
600
300
280
290
299
400
289
243
1.196
1.013
200
500
663
932
979
593
472
722
737
531
339
454
325
CNEL-Guayaquil
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Manabí
CNEL-Los Ríos
CNEL-Milagro
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Galápagos
E.E. Quito
E.E. Cotopaxi
E.E. Ambato
E.E. Sur
E.E. Azogues
E.E. Norte
E.E. Riobamba
22
23
1.7 Cobertura de servicio eléctrico
La tabla Nro. 12 muestra la evolución del indicador de cobertura de servicio En el periodo 2010-2019, el incremento de la cobertura eléctrica en las
eléctrico por provincia, región y a nivel nacional. En el 2010 la cobertura fue regiones Sierra, Costa, Amazonía e Insular fue 1,58 %, 2,49 %, 10,73 %
94,78 %, la misma que se ha incrementado hasta alcanzar los 97,09 % en y - 0,16 %, respectivamente.
el 2019, a nivel nacional.
Tabla Nro. 12: Cobertura del servicio eléctrico por región y provincia (%)
Regiones y
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Provincias
Azuay 97,56 97,52 97,76 98,15 98,76 98,79 98,81 98,83 98,06 98,30
Bolivar 88,21 89,03 89,73 90,68 90,85 91,03 91,07 91,59 92,04 92,99
Cañar 95,92 96,21 96,35 95,78 96,18 96,22 96,24 96,32 95,99 96,26
Carchi 97,34 97,52 97,68 97,95 99,07 99,09 99,11 99,14 99,13 99,33
Cotopaxi 91,79 93,45 94,92 95,60 96,87 96,95 96,97 97,09 97,09 96,64
Chimborazo 92,03 92,49 92,83 92,87 94,26 93,81 93,89 93,79 94,09 94,82
Imbabura 97,36 98,30 98,85 98,33 99,25 99,26 98,31 98,83 98,88 99,04
Loja 94,88 96,92 97,73 98,60 99,37 99,38 99,40 99,34 98,86 98,71
Pichincha 99,29 99,41 99,42 99,46 99,47 99,52 99,53 99,75 99,76 99,58
Tungurahua 96,93 97,24 98,07 98,99 99,46 99,48 99,50 97,68 97,73 97,74
Santo Domingo 96,19 96,88 98,10 98,02 98,88 98,90 98,93 98,96 98,94 99,38
Región Sierra 96,91 97,38 97,78 98,00 98,48 98,50 98,47 98,48 98,41 98,44
El Oro 97,38 96,09 96,64 97,54 98,18 98,22 98,25 98,27 98,06 98,33
Esmeraldas 89,03 93,66 95,46 90,83 91,51 91,54 92,56 87,80 87,83 87,56
Guayas 95,42 96,62 96,87 95,81 95,78 96,03 96,08 97,79 97,11 97,12
Los Ríos 91,52 93,42 97,39 97,50 98,37 98,39 98,40 97,13 98,38 98,41
Manabí 91,34 96,91 98,22 98,52 97,43 97,51 97,69 97,80 97,39 96,19
Santa Elena 91,42 88,90 92,90 92,83 90,81 91,84 92,00 89,34 88,37 88,53
Región Costa 93,82 95,76 96,90 96,16 96,07 96,26 96,40 96,72 96,37 96,16
Morona Santiago 77,13 76,21 83,87 85,25 90,95 92,06 93,11 86,16 86,16 86,74
Napo 87,36 87,13 87,33 88,22 86,97 88,95 89,99 89,47 90,87 90,87
Pastaza 82,15 81,59 81,40 81,59 87,58 88,49 88,54 89,30 89,32 89,23
Zamora Chinchipe 88,52 93,07 95,74 96,09 98,88 98,89 97,21 97,92 97,90 98,25
Sucumbíos 86,41 88,51 89,70 95,26 96,10 96,15 96,30 96,99 95,41 95,41
Orellana 83,07 87,46 92,61 97,94 98,11 98,58 98,68 97,16 96,48 96,52
Región Amazónica 83,89 85,53 88,61 91,44 93,70 94,29 94,47 93,12 92,77 92,89
Galápagos 99,50 99,34 99,48 99,67 99,67 99,81 99,83 99,63 99,68 99,34
Región Insular 99,50 99,34 99,48 99,67 99,67 99,80 99,83 99,63 99,68 99,34
Total Nacional 94,78 96,01 96,90 96,77 97,04 97,18 97,24 97,33 97,05 97,09
24
Figura Nro. 23: Cobertura de servicio eléctrico Al 2019 la cobertura eléctrica nacional fue de 97,09 %, evidenciándose
que las provincias con mayor cobertura de servicio eléctrico fueron
%
120,93 Pichincha (99,58 %), Galápagos (99,34 %), Carchi (99,33 %) y Santo
Domingo (99,38 %). Por otro lado, los porcentajes de cobertura eléctrica
96,01 96,77 97,18 97,33 97,09
100,93 más bajos (menores al 90 %) se registraron en las provincias de Pastaza,
94,78 96,90 97,04 97,24 97,05 Santa Elena, Esmeraldas y Morona Santiago.
80,93
60,93
Cabe señalar que el MERNNR se encuentra desarrollando análisis para
determinar los valores correspondientes al 2020.
40,93
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Azuay 98,30
Bolívar 92,99
En base a los datos del último censo de población y vivienda realizado por
Cañar 96,26
el INEC, al 2010 se registró una población de 15.012.228 y para el año 2019
Carchi 99,33
la población proyectada fue de 17.267.986.
Cotopaxi 96,64
Chimborazo 94,82
La cobertura de servicio eléctrico fue determinada por el número de
clientes residenciales, información proporcionada por las empresas Imbabura 99,04
Tungurahua 97,74
Mediante la siguiente figura se presenta la metodología de cálculo del Santo Domingo 99,38
indicador de cobertura eléctrica. Región Sierra 98,44
El Oro 98,33
Metodología de cálculo de la cobertura de Esmeraldas 87,56
Figura Nro. 24:
servicio eléctrico
Guayas 97,12
Pastaza 89,23
2 Cálculos
Galápagos 99,34
Cobertura de Región Insular 99,34
Servicio Eléctrico
Zonas en estudio 92,97
25
26
1.8 Generación fotovoltaica Del total de las autorizaciones entregadas desde enero hasta diciembre
para autoabastecimiento de 2020: 37 corresponden a la E.E. Quito; 5 a la E.E. Centro Sur; 4 a la CNEL-
Guayas Los Ríos; 2 a la E.E. Galápagos; 1 a la CNEL-El Oro; y, 1 a la CNEL-
Milagro. En la tabla Nro. 14 y figura Nro. 25 se presenta el porcentaje de
Dentro de las características generales que se consideran para los
participación de cada una de las empresas distribuidoras con respecto al
proyectos de los consumidores con interés en instalar y operar Sistemas
Fotovoltaicos (μSFV), se señalan las siguientes: número de proyectos de μSFV autorizados.
27
Durante el periodo 2019-2020 se atendieron 67 trámites, de los cuales A nivel nacional, en el 2020, se autorizó la instalación de 771,11 kW en μSFV;
se otorgaron 59 autorizaciones; y, se notificó la no autorización de 8 esta capacidad se encuentra instalada en 6 empresas distribuidoras de
proyectos, la causa principal fue debido al incumplimiento de requisitos acuerdo con el detalle que se presenta en la tabla Nro. 16 y figura Nro.
establecidos en la Regulación Nro. ARCONEL-003/18. 27. De las empresas distribuidoras, la E.E. Quito es la que tiene mayor
capacidad con 392,14 kW instalados en 37 clientes; seguida de la CNEL-
Del total de las autorizaciones entregadas en el 2019-2020: 42 Milagro con 187,5 kW, instalados en 1 cliente; E.E. Centro Sur con 86,85 kW,
corresponden a la E.E. Quito; 7 a la CNEL-Guayas Los Ríos; 5 a la E.E.
instalados en 5 clientes; la CNEL-Guayas Los Ríos con 49,56 kW, instalados
Centro Sur, 2 a la E.E. Galápagos; 2 a la CNEL-El Oro; y, 1 a la CNEL-
en 4 clientes; la E.E. Galápagos con 49,06 kW, instalada en 2 clientes; y, la
Milagro. En la tabla Nro. 15 y figura Nro. 26 se presenta el porcentaje de
CNEL-El Oro con 6 kW, instalado en 1 cliente.
participación de cada una de las empresas distribuidoras con respecto
al número de proyectos de μSFV autorizados.
187,5
88.65
E.E. Quito 11,86 % 8,47 % 49,56 49,06
71,19 % E.E. Centro Sur CNEL-Guayas Los Ríos 6
E.E. Galápagos
3,39 %
37 5 4 2 1 1
os
to
os
ro
o
r
Su
gr
ui
LO
Rí
AUTORIZACIONES
ag
ila
.Q
tro
os
áp
-E
-M
E.E
sL
al
EL
CAPACIDAD (kW)
CN
1,69 % 3,39 %
ya
.C
.G
CN
ua
E.E
E.E
-G
EL
CN
28
A nivel nacional, en los años 2019 y 2020, se autorizó la instalación Para el año 2020 en la tabla Nro. 18 y figura Nro. 29 se presentan los
de 2.581,37 kW en μSFV; esta capacidad se encuentra instalada en 6 μSFV autorizados por tipo de cliente, se observa que en su mayoría son
empresas distribuidoras de acuerdo con el detalle que se presenta en clientes residenciales con un total de 41 clientes, seguido de 6 clientes
la tabla Nro. 17 y figura Nro. 28. tipo comercial, 2 clientes tipo industrial y un cliente con tarifa de servicio
comunitario con demanda.
De las empresas distribuidoras, la CNEL-El Oro es la que tiene mayor
capacidad con 1005 kW, instalados en 2 clientes; seguida de la CNEL- Número de proyectos µSFV por tipo de
Tabla Nro. 18:
Guayas Los Ríos con 777,58 kW, instalados en 7 clientes; E.E. Quito consumidor 2020
con 475,38 kW, instalados en 42 clientes; CNEL-Milagro con 187,5 kW,
instalado en 1 cliente; E.E. Centro Sur con 86,85 kW, instalados en 5 Empresa Capacidad Cliente Cliente Cliente
Servicio
Autorizaciones Comunitario
Distribuidora (kW) Residencial Comercial Industrial
clientes; y, E.E. Galápagos con 49,06 kW, instalados en 2 clientes. con Demanda
Tabla Nro. 17: Capacidad instalada por empresa distribuidora E.E. Centro Sur 5 86,85 3 2 - -
2019–2020
CNEL-Guayas
4 49,56 4 - - -
Los Ríos
Total 59 2.581,37 1
2
Capacidad instalada por empresa distribuidora 2
Figura Nro. 28:
2019–2020
CLIENTE RESIDENCIAL CLIENTE INDUSTRIAL
475,38
2 4
187,50
86,85 1 1
49,06 1
3 1
ro
to
os
o
r
42
Su
ya
gr
5 2
lO
2 1
ui
7
ag
ila
ua
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Q
-E
tr
ap
-M
E
EL
en
E.
al
-
EL
EL
C
C
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N
ro
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E
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C
gr
E.
E.
ui
LO
Rí
ag
AUTORIZACIONES
ila
.Q
tro
os
áp
-E
-M
E.E
EL
en
al
EL
CN
ya
CAPACIDAD (kW)
.C
.G
CN
los μSFV autorizados por tipo de cliente, se observa que en su mayoría son
ua
E.E
E.E
-G
Número de proyectos µSFV por tipo de El Carmen Hidroeléctrica 84,13 Salinas Térmica 22,72
Figura Nro. 30:
consumidor 2019-2020 El Inga Térmica 85,02 Saymirin Hidroeléctrica 2,92
os
ro
o
r
s ya
Su
gr
os
lO
ui
ag
ila
o
Q
-E
tr
ap
-M
-G
E
EL
en
al
EL
EL
N
C
C
N
E
C
C
E.
E.
CLIENTE RESIDENCIAL CLIENTE INDUSTRIAL CLIENTE COMERCIAL Río Calope Hidroeléctrica 59,54 Dayuma Térmica 3,30
Delsitanisagua
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
54,28
53,81
Guangopolo
Esmeraldas
Térmica
Térmica
3,21
1,48
En la tabla Nro. 20 se detallan los factores de planta de las centrales Molino Hidroeléctrica 53,80 Enrique García Térmica 1,26
planta fue 51,58 % considerando una capacidad efectiva de 1.500 MW; Perlabí Hidroeléctrica 39,17 Catamayo Térmica 0,03
sin embargo, si se toma en cuenta su capacidad operativa de 1.200 MW, Nayón Hidroeléctrica 41,35 Santa Rosa Térmica 0,01
30
1.10 Caudales Tabla Nro. 21: Detalle por cuenca hidrológica
complementariedad existente entre las vertientes oriental y occidental Cuenca Hidrográfica Oriental
que se identifican en el sistema. El embalse Daule Peripa (occidental) Coca Codo Sinclair 312,4 316,9 0,986
registra su máximo valor en el mes de febrero (709,7 m3/s), mientras Amaluza 125,06 119,7 1,045
que, la cadena Mazar-Amaluza (oriental) lo hace en el mes de mayo Minas San Francisco 44,77 41,0 1,092
(254,0 m3/s).
Delsitanisagua 52,09 49,5 1,052
Mazar 83,86 88,0 0,953
Caudales medios afluentes a los embalses Cuenca Hidrográfica Oriental
Figura Nro. 31:
del SNI
Agoyán 125,53 123,0 1,021
Pisayambo 7,09 7,2 0,979
300 800
Transmisión 16 %
Fallas
60,7 %
En la tabla Nro. 21 se presenta el caudal promedio durante el 2020, Distribución 73 %
así como el correspondiente al promedio histórico de los principales Sistémico 8%
embalses del país.
Generación 2%
Mantenimientos
Transmisión 36 %
39,3 %
Distribución 62 %
31
Figura Nro. 32: Energía no suministrada durante el 2020
1.13 Emisiones de CO2
% 62 %
El Ecuador, como suscriptor de la Convención Marco de las Naciones
80
Unidas Sobre el Cambio Climático (CMNUCC), ha ratificado el
70 36 %
compromiso de reducir sus emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI)
60 73 %
50 16 % para alcanzar un desarrollo sustentable; siendo prioritario promover la
40 8% mitigación al cambio climático a través de la energía renovable y de la
2% 2%
30 eficiencia energética.
20
10
La utilización de recursos hídricos, eólicos, fotovoltaicos y
0
biocombustibles para la generación eléctrica, permite que la energía
Generación
Transmisión
Distribución
Sistémico
Generación
Transmisión
Distribución
provenga de origen renovable con un bajo contenido de carbono. Por
otra parte, no únicamente se requiere disponer de energía suficiente, es
necesario fomentar su óptimo aprovechamiento a través de la eficiencia
Fallas Mantenimiento
energética; misma que, a más de disminuir los impactos ambientales,
La energía no suministrada corresponde a 5,88 horas de desconexión de
garantiza seguridad y suficiencia energética; y, reorienta fuertes
la energía eléctrica total demandada del sistema (energía suministrada
más energía no suministrada); con respecto al 2019, esta energía no inversiones a otros sectores prioritarios.
suministrada se incrementó en 0,52 horas.
El factor de emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado de
En cuanto a la ENS provocada por fallas, corresponde a 3,57 horas de Ecuador, se calculó con datos estadísticos de la operación del sistema
la energía eléctrica total demandada en el sistema; esta energía no eléctrico continental del Ecuador para los años 2018-2020 dando como
suministrada se incrementó en 0,85 horas, con respecto al 2019. resultado el Factor de emisión del Margen de Operación (OM).
1.12 Histórico de las horas Por otra parte, se establece el cálculo de las emisiones de los proyectos
equivalentes a desconexión ingresados en los últimos 5 años o que corresponda al 20 % de la
En la figura Nro. 33 se muestra la evolución de los últimos 8 años producción energética del último año de la estadística, determinando
de las horas equivalentes de desconexión de demanda por fallas y con ello el Factor de Emisión del Margen de Construcción (BM). Con estos
mantenimientos. dos indicadores se establece el Factor de Emisión de Margen Combinado
(CM); el cual, debe ser considerado para el cálculo de la línea base de
Figura Nro. 33: Horas equivalentes de desconexión, 2013–2020 un nuevo proyecto de energía renovable que ingrese a la red eléctrica y
desplace generación de mayor costo con base a combustibles fósiles.
Horas
12,00
En la figura Nro. 34 se presentan las emisiones de CO2 emitidas al
ambiente por parte del SNI para el abastecimiento de la demanda
9,00
7,51
eléctrica del país, desde el 2014 al 2020.
6,91 6,72
5,57 5,88
6,00 5,40 5,32 5,36 A partir del 2016, se observa una reducción de las emisiones de CO2, esto
se debe a la entrada en operación de grandes centrales hidroeléctricas
0,00
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
32
Evolución de las emisiones de CO2 (Miles de Precio medio de la energía generada
Figura Nro. 34: Figura Nro. 35:
Toneladas) y la demanda de energía (GWh) por tipo de empresa
USD ¢/kWh
8
5.922 5.897
7
6.000 6
4.671
5
5.000
4
3
Miles de Ton CO 2
4.000
2.747 2
2.398 1
3.000 1.928
1.545 0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
2.000
1.000
1.14.1 Generación
33
En la tabla Nro. 25 y figura Nro. 36 se presenta la evolución de los precios medios de las empresas generadoras durante el periodo 2011-2020. Hasta
el 2012 los precios se situaron entre 1,01 USD ¢/kWh y 28,71 USD ¢/kWh; a partir del 2013 se visualizan precios que ascienden a 40,03 USD ¢/kWh y
que corresponden a centrales de generación fotovoltaica.
Tabla Nro. 25: Precio medio de la energía vendida por empresa generadora 2011-2020 (USD ¢/kWh) (1/2)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
34
Tabla Nro. 25: Precio medio de la energía vendida por empresa generadora 2011-2020 (USD ¢/kWh) (2/2)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Hidroimbabura - - - - - - - - - 7,17
Hidropastaza 1,28 - - - - - - - - -
CELEC-Sur - - - - - - - - - 0,97
Cbsenergy - - - - - - - - - 6,58
Ponderado 4,20 3,78 4,19 4,47 4,41 4,17 3,70 3,00 2,52 2,61
En el 2020 se registró un precio medio de la energía vendida de las empresas de generación de 2,26 USD ¢/kWh. El precio medio más bajo por contratos
lo registró la CELEC EP Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair con 0,95 USD ¢/kWh, mientras que los precios más altos lo registraron las centrales
fotovoltaicas con 40,03 USD ¢/kWh, las cuales se acogieron a la Regulación Nro. CONELEC 004/11 de precios preferentes que existían en aquel entonces
y que fue para incentivar su ingreso.
35
Tabla Nro. 26: Precio medio de la energía vendida por las
Precio medio de la energía vendida por las generadoras 2020 (2/2)
Figura Nro. 36:
generadoras 2011-2020
Tipo de Energía Vendida Valores Precio medio
Empresa
5,0 Transacción (GWh) (USD) (USD ¢/kWh)
0,0
Hidrovictoria 14,88 1.066.563,43 7,17
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
San José de Minas 13,70 1.069.979,64 7,81
Ponderado 4,20 3,78 4,19 4,47 4,41 4,17 3,70 3,00 2,52 2,61
CELEC-Termopichincha 8,94 9.821.600,91 109,88
Energía
Tipo de Valores Precio medio En el 2011, el precio medio de la energía vendida por las empresas
Empresa Vendida
Transacción (USD) (USD ¢/kWh)
(GWh) distribuidoras con generación fue 6,21 USD ¢/kWh. Para el 2020, el precio
Hidrosanbartolo 254,87 9.466.888,80 3,71 medio fue 4,40 USD ¢/kWh, lo que representó una variación del 29,21 %.
Otros 6,13 - -
(1) Corresponde a la suma de los costos fijos y costos variables.
(2) El precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras corresponde a
Total General 708,01 38.344.224,19 5,42
bornes de generación.
37
Tabla Nro. 29:
Precio medio de la energía vendida por empresa
distribuidora con generación, periodo 2011-2020
1.14.2.2 Precio medio de la energía comprada
(USD ¢/kWh) por las empresas distribuidoras
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
El valor promedio de la energía comprada por las empresas
CNEL- Guayaquil 10,17 8,45 9,22 9,56 11,75 14,23 48,83 19,15 30,55 38,18 distribuidoras, para abastecer la demanda de los clientes finales, en
el 2020 fue 3,41 USD ¢/kWh, esto es 1,71 USD ¢/kWh menos que el
CNEL- Bolívar 8,36 0,20 - - - - - - - -
valor del 2011 (5,12 USD ¢/kWh), lo que representa una disminución
E.E. Sur 13,04 13,21 9,56 7,81 12,43 10,78 14,53 16,42 10,76 18,24 del 33,47 %.
E.E. Quito 4,64 4,85 4,61 3,90 4,21 4,54 4,60 3,90 3,44 3,45
Tabla Nro. 31: Precio medio de la energía comprada por las
distribuidoras, periodo 2011-2020
E.E. Ambato 12,45 3,33 5,07 2,76 2,07 5,35 4,40 3,73 4,76 5,72
E.E. Norte 4,26 3,71 2,84 2,83 2,10 4,29 4,94 3,33 2,61 2,96 Energía Valores Precio Medio
Año
Comprada (GWh) (MUSD) (USD ¢/kWh)
E.E. Cotopaxi 2,60 3,30 2,99 2,20 2,18 4,02 2,10 2,67 2,32 4,23
2011 17.380,53 889,82 5,12
E.E. Riobamba 3,00 2,59 2,34 1,61 1,68 2,55 3,15 2,25 2,43 1,81 2012 18.323,11 863,18 4,71
Total 6,21 5,91 5,95 5,59 6,61 6,93 7,43 5,37 6,10 4,40 2013 19.174,93 1.030,81 5,38
Para efectos del presente análisis, los valores presentados para la CNEL 2015 21.541,40 1.147,65 5,33
EP Unidad de Negocio Guayaquil en el período 2011-2014, corresponden a 2016 21.527,00 1.068,96 4,97
los registrados en estos años por la Eléctrica de Guayaquil. 2017 21.946,63 993,00 4,52
25.000 6
Energía 5,38 5,40 5,33
Tipo de Valores Precio Medio 5,12
Empresa Vendida 4,97
Transacción (MUSD) (USD ¢/kWh)
(GWh) 4,71
5
20.000
4,52
E.E. Quito 338,11 11,65 3,45
3,83 4
E.E. Riobamba 89,48 1,62 1,81
USD c/kWh
15.000 3,34 3,41
GWh
22.660
23.290
22.978
18.323
21.527
21.947
21.541
17.381
19.175
5.000
E.E. Ambato 12,41 0,71 5,72 1
Total 558,78 24,56 4,40 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
38
Las empresas distribuidoras compraron durante el 2020 un total de La E.E. Galápagos no realiza transacciones de compra de energía en el
22.977,95 GWh equivalentes a 782,63 MUSD, obteniendo un precio mercado eléctrico.
medio de compra de 3,41 USD ¢/kWh.
Precio medio de la energía comprada por
Figura Nro. 38: empresa distribuidora, 2020
Este valor corresponde a la energía comprada en los puntos de entrega,
el cual incluye cargos por transmisión y otros rubros del mercado 6000 4.26 4,5
5.199 Precio Medio Anual
eléctrico.
3,93
3,34 USD c/kWh 4
5000 3,46 3,45 3,45 3,51 3,50 3,45
3,48 3,46 3,47 3,49
3,20 3,5
3,46
USD c/kWh
3.809 3,09
4000
Los valores bajos del precio medio de compra de ciertas empresas se 2,30
3
GWh
2,5
deben a la aplicación del Mecanismo para liquidación de los costos 3000 2.466
2,08
2
de generación y transmisión eléctrica aprobados con Resolución Nro. 1.908 1,41
2000 1,5
ARCONEL 005/16 de 9 de marzo de 2016, y cuya aplicación se mantuvo 1.334
949 1.108 1
1000 791 783 782 693
en el período enero - diciembre de 2020 según Resolución Nro. ARCONEL 616
496
632 512
381 349 0,42 0,5
97 73
034/19 de 23 de diciembre de 2019. 0 0
il s bí o o o s a s s r o r o te i r s
qu Río na l Or agr ing bío len lda Río líva uit o Su bat or ax Su ba ue
ya os a L-E il m m . E ra os Bo . Q tr m . N top E.E. am zog
a -M o u e - E E o b
u L -M E c ta -L EL E. Cen .E. A E. io E. A
-G as EL CN NEL to. D -Su L-S Esm NEL .C .R E.
EL uay CN EL NE EL- CN E.E
. E E.E E.E
Tabla Nro. 32: Precio medio de la energía comprada por las N
C -G
C L-S
E CN C N
C
L N C
empresas distribuidoras, 2020 CN
E C
Energía Comprada (GWh) Precio Medio (USD c/KWh) Precio Medio Anual (USD c/KWh)
CNEL-Sto. Domingo 790,94 27,68 3,50 En el 2011, el precio medio de la energía facturada a clientes regulados
CNEL-Sucumbíos 783,40 27,06 3,45 fue 7,97 USD ¢/kWh. Para el 2020, el precio medio fue 9,21 USD ¢/kWh, lo
CNEL-Sta. Elena 782,49 27,04 3,46 que representó una variación del 15,63 %.
CNEL-Esmeraldas 615,55 21,37 3,47
CNEL-Los Ríos 495,52 17,30 3,49 Tabla Nro. 33: Precio medio de la energía facturada por las
distribuidoras, periodo 2011-2020
CNEL-Bolívar 96,92 3,35 3,46
39
Precio medio de la energía facturada por las Precio medio de la energía facturada por las
Figura Nro. 39: distribuidoras, periodo 2011-2020 Tabla Nro. 34:
empresas distribuidoras, 2020
9,31 Facturación
9,79 9,28 9,21 Energía Precio
20,000
9,49 9,86 10.00 Empresa Facturada
Servicio
Medio
8,98 Eléctrico
(GWh) (USD ¢/kWh)
(MUSD)
8,10 8,10
7,97
8.00 CNEL-Guayaquil 4.418,72 399,59 9,04
20.001
20.480
18.897
19.428
18.943
15,000
17.958
20.095
CNEL-Guayas Los Ríos 2.040,57 191,17 9,37
16.743
6.00
USD c/kWh
GWh
10,000
CNEL-El Oro 1.112,77 104,74 9,41
14.931
4.00
CNEL-Milagro 816,28 73,72 9,03
5,000
2.00 CNEL-Sucumbíos 726,86 57,64 7,93
La energía facturada a nivel nacional en el 2020 fue 20.095,49 GWh, por CNEL-Bolívar 91,72 8,72 9,51
un valor de 1.851,28 MUSD, obteniendo un precio medio para la energía CNEL EP 12.802,96 1.167,96 9,12
facturada a clientes regulados de 9,21 USD ¢/kWh (2).
E.E. Quito 3.570,09 328,09 9,19
(2) El valor de 9,21 USD ¢/kWh es el resultado de la relación entre el monto total facturado en
USD y la energía facturada (kWh) por todos los grupos de consumo; además se incluyen los E.E. Centro Sur 1.034,41 99,19 9,59
subsidios. Se aclara que el precio medio de la energía facturada no corresponde o se puede
interpretar como la tarifa única que se presenta en el Pliego Tarifario. E.E. Ambato 651,00 60,84 9,35
40
Precio medio de la energía facturada de las
Figura Nro. 40: empresas distribuidoras, 2020 La evolución mensual del precio medio de energía facturada a clientes
regulados en el 2020 se puede apreciar en la tabla Nro. 36.
4.419 12
11,14
4000
941
9,98 9,63 9,59 9,35 10,05 9,98 9,48
Tabla Nro. 36: Precio medio mensual de la energía facturada
9,37 9,23 3.570
9,05 9,23 10
9,04 8,95 9,03 8,70 por las empresas distribuidoras, 2020
9,51 9,19
7,93
Precio Medio 8
3000 Anual Facturado
9,31 (USD c/kWh) Facturación
Energía Facturada Precio Medio
2.041 6 Mes Servicio Eléctrico
(GWh) (USD ¢/kWh)
(MUSD)
2000
1.411
1.034 Enero 1.817,50 170,58 9,39
1.113 651
574 570 453
4
Febrero 1.797,23 169,23 9,42
321
1000 816 69
727
695 50 Marzo 1.733,89 163,64 9,44
659
446 2 Abril 1.575,10 151,34 9,61
384 92
Mayo 1.508,25 145,93 9,68
0 0
CNEL-El Oro
CNEL-Milagro
CNEL-Esmeraldas
E.E. Ambato
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Riobamba
E.E. Azogues
E.E. Galapagos
CNEL-Bolívar
E.E. Sur
CNEL-Guayaquil
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Los Ríos
E.E. Quito
Tabla Nro. 35: Precio medio de la energía facturada por tipo Total 20.095,49 1.851,28 9,21
de servicio, 2020
Energía Facturación
Precio Medio Precio medio mensual de la energía facturada
Tipo de servicio Facturada Servicio Eléctrico Figura Nro. 42:
(USD ¢/kWh) por las empresas distribuidoras, 2020
(GWh) (MUSD)
SPEE
Industrial 4.820,99 381,30 7,91 2000
9,39 9,42
9,44 9,61 9,68
Precio Medio Anual
9,21 USD c/KWh $
Comercial 3.420,06 357,13 10,44 1800
8,90 8,95 9,19 9,25 9,14 9,30 10
8,27
Otros 2.348,51 162,40 6,91
1600
SAPG 1.442,71 137,47 9,53 1400
8
USD c/KWh
6
GWh
1000
1.818 1.797
1.734 1.723 1.714 1.751
Figura Nro. 41: Precio medio de la energía facturada, 2020 800 1.575 1.590 1.604 1.628 1.654
1.508 4
600
12,00
Precio Medio
10,44 Demanda Regulada
10,08 9,21 (USDc/kWh)
7.91 2
10,00 9,53
200
7,91
8,00 0 0
6,91
(USDc/kWh)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
6,00
4,00
2,00
Energia Facturada (Gwh) Precio Medio Nacional (USD c/KWh) Precio Medio (USD c/kwh)
0
Comercial Residencial Industrial Otros SAPG
41
42
Vía Collas - Pichincha
Autor: Ministerio de Transporte y Obras Públicas
EESSTTAADDÍ ÍSSTI ITCCAA DDEELL SSEECCTT O
O RR EE LL ÉÉ C
C TT R I C O E C U A TT O
O RR II AANNOO 22002200
DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
CAPÍTULO
Fauna - Santo Domingo de los Tsáchilas
Autor: Ministerio de Turismo
CAPÍTULO 02
GENERACIÓN
DEL SECTOR ELÉCTRICO
ECUATORIANO
47
Figura Nro. 43: Evolución histórica de potencia nominal y efectiva Figura Nro. 45: Potencia efectiva por tipo de sistema (MW), 2020
MW
9.000 8.661,90 8.685,01 8.712,29
No Incorporado
8.226,42
8.050,64 8.095,25 1.055,70
8.000 13,04 %
8.048,11 8.072,81
7.606,88 7.445,16
7.000
6.004,98
Territorio
5.731,52
Continental
6.000 5.496,23 1.027,31
5.454,40
5.181,24 SNI 12,69 %
5.000
5.556,99 7.039,55
5.062,95 5.102,76
5.299,09
86,96 %
4.795,69
4.000
Región
Insular
28,38
3.000 0,35 %
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
generación. Cabe mencionar que la mayoría de las empresas petroleras San José San José de
Hidráulica SNI 6,75 5,95
de Minas Minas
corresponden a los autogeneradores. Generadora
Cbsenergy El Laurel Hidráulica SNI 1,00 1,00
48
2.1.2 Potencia nominal y efectiva nacional por tipo de fuente
En las tablas Nros. 38 y 39 se muestran los valores de potencia nominal y efectiva, clasificadas por tipo de fuente (los valores incluyen
a los autogeneradores). En el periodo de estudio, la potencia renovable presentó el mayor incremento, con aproximadamente 128,18 %,
considerando valores efectivos.
Tabla Nro. 38: Histórico de potencia nominal por tipo de fuente (MW)
Tipo de Energía Tipo Central 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Hidráulica 2.234,41 2.263,89 2.263,89 2.248,09 2.407,61 4.446,36 4.515,96 5.066,40 5.076,40 5.098,75
Eólica 2,40 2,40 18,90 21,15 21,15 21,15 21,15 21,15 21,15 21,15
Térmica
101,30 101,30 101,30 144,30 144,30 144,30 144,30 144,30 144,30 144,30
Renovable Biomasa
Fotovoltaica 0,04 0,08 3,90 26,41 25,54 26,48 26,48 27,63 27,63 27,63
Térmica
- - - - - 2,00 7,26 7,26 7,26 7,26
Biogás
Renovable 2.338,15 2.367,67 2.387,99 2.439,95 2.598,60 4.640,29 4.715,15 5.266,74 5.276,74 5.299,09
No Renovable Térmica 2.843,08 3.086,73 3.108,23 3.291,58 3.406,38 3.586,14 3.335,49 3.395,15 3.408,27 3.413,21
Total General 5.181,24 5.454,40 5.496,23 5.731,52 6.004,98 8.226,42 8.050,64 8.661,90 8.685,01 8.712,29
Tabla Nro. 39: Histórico de potencia efectiva por tipo de fuente (MW)
Tipo de Energía Tipo Central 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Hidráulica 2.207,17 2.236,62 2.236,62 2.240,77 2.401,52 4.418,18 4.486,41 5.036,43 5.046,63 5.064,16
Eólica 2,40 2,40 18,90 21,15 21,15 21,15 21,15 21,15 21,15 21,15
Térmica
93,40 93,40 93,40 136,40 136,40 136,40 136,40 136,40 136,40 136,40
Renovable Biomasa
Fotovoltaica 0,04 0,08 3,87 26,37 25,50 25,59 25,59 26,74 26,74 26,74
Térmica
- - - - - 1,76 6,50 6,50 6,50 6,50
Biogás
Renovable 2.303,01 2.332,50 2.352,79 2.424,69 2.584,57 4.603,07 4.676,05 5.227,22 5.237,42 5.254,95
No Renovable Térmica 2.492,67 2.730,44 2.749,96 2.874,39 2.972,41 3.003,80 2.769,11 2.820,89 2.835,39 2.840,30
Total General 4.795,69 5.062,95 5.102,76 5.299,09 5.556,99 7.606,88 7.445,16 8.048,11 8.072,81 8.095,25
49
Para 2020 en la tabla Nro. 40 presenta los valores de potencia nominal y
2.1.3 Potencia nominal y efectiva por tipo
efectiva por tipo de fuente renovable y no renovable.
de empresa
Potencia nominal y efectiva por tipo
Tabla Nro. 40:
de fuente, 2020 En las tablas Nros. 41 y 42 se muestra la evolución de la potencia
nominal y efectiva, clasificadas por tipo de empresa. En el periodo
Potencia Potencia Efectiva 2011-2020, las generadoras incrementaron su potencia en un 75,90 %
Tipo de Tipo de
Tipo Fuente Nominal en cuanto a valores efectivos.
Central Unidad
(MW) (MW) %
Generadora 3.759,41 4.033,57 4.017,94 4.182,25 4.303,70 6.394,64 6.080,05 6.571,55 6.563,96 6.608,20
Biogás MCI 7,26 6,50 0,08
Autogeneradora 918,28 947,79 1.003,06 1.084,90 1.236,80 1.381,21 1.519,90 1.638,51 1.669,44 1.652,49
Renovable 5.299,09 5.254,95 64,91
Distribuidora 503,54 473,04 475,22 464,37 464,47 450,58 450,69 451,84 451,60 451,61
MCI 2.029,74 1.633,25 20,18
No Total 5.181,24 5.454,40 5.496,23 5.731,52 6.004,98 8.226,42 8.050,64 8.661,90 8.685,01 8.712,29
Térmica Turbogás 921,85 775,55 9,58
Renovable
Turbovapor 461,63 431,50 5,33
Histórico de potencia efectiva por tipo de
No Renovable 3.413,21 2.840,30 35,09 Tabla Nro. 42:
empresa (MW)
Total General 8.712,29 8.095,25 100,00
Tipo de
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
En 2020, de la potencia efectiva total (8.095,25 MW), destacó Empresa
la participación mayoritaria de las centrales hidráulicas con Generadora 3.628,15 3.892,85 3.876,10 4.013,18 4.148,29 6.133,20 5.855,67 6.349,53 6.346,14 6.382,01
5.064,16 MW, correspondiente al 62,56 %, seguida de las Autogeneradora 712,35 739,58 794,37 865,35 988,07 1.089,57 1.209,25 1.317,20 1.345,52 1.331,70
centrales térmicas no renovables tipo MCI, con una participación
Distribuidora 455,18 430,51 432,28 420,55 420,63 384,11 380,23 381,39 381,15 381,54
de 1.633,25 MW, correspondiente al 20,18 %.
Total 4.795,69 5.062,95 5.102,76 5.299,09 5.556,99 7.606,88 7.445,16 8.048,11 8.072,81 8.095,25
MW
6.000 5.064,16
5.000
1.633,25
4.000
775,55 431,50 136,40
3.000 26,74 21,15 6,50
2.000
1.000
0
I
ás
a
ás
a
or
a
C
lic
as
lic
ic
M
ap
og
og
lta
Eó
aú
om
ov
Bi
rb
vo
dr
BI
Tu
rb
to
Hi
50
Tu
Fo
Potencia nominal y efectiva por tipo
Tabla Nro. 43: Potencia por tipo de empresa, 2020
de empresa, 2020 Figura Nro. 47:
MW 6.608,20
Potencia Potencia 6.382,01
Tipo Empresa Tipo Central Tipo Unidad 7.000
Nominal (MW) Efectiva (MW)
6.000
Hidráulica Hidráulica 4.715,70 4.685,73
5.000
Térmica MCI 790,46 686,51
4.000
Térmica Turbogás 612,53 537,60
3.000
Térmica Turbovapor 411,50 398,00 1.652,49
Generadora 1.331,70
2.000
Eólica Eólica 16,50 16,50
451,61 381,54
1.000
Fotovoltaica Fotovoltaica 24,46 23,57
Hidráulica Hidráulica 240,89 237,68 Las figuras Nros. 48 a 55 muestran la potencia efectiva desglosada por
tipo de empresa y central. Para detalles de esta información remítase a
Térmica MCI 1.180,23 894,77
los anexos A (A.1., A.2., A.3.).
Autogeneradora Térmica Turbogás 101,25 76,95
Generadora Distribuidora
16,50 4,65
78,01 % 21,99 %
51
Potencia efectiva de centrales fotovoltaicas por Potencia efectiva de centrales térmicas MCI por
Figura Nro. 50: Figura Nro. 53:
tipo de empresa (MW), 2020 tipo de empresa (MW), 2020
51,97 - 3,18 %
Distribuidora
Autogeneradora
108,80
100,00 %
Potencia efectiva de centrales de biogás por tipo Potencia efectiva de centrales térmicas de
Figura Nro. 52: Figura Nro. 55:
de empresa (MW), 2020 turbovapor por tipo de empresa (MW), 2020
Distribuidora
20,00
4,63 %
Generadora
398,00
Generadora 92,24 %
6,50
100,00 % Autogeneradora
13,50
3,13 %
52
2.1.4 Potencia por tipo de servicio y
empresa
En las tablas Nros. 44 y 45 se muestra la evolución de los valores de potencia por tipo de servicio; en base a esta información se determina que, la
potencia efectiva para el servicio público ha experimentado un incremento del 66,33 %, mientras que para el servicio no público (autogeneradores)
un 83,99 %.
Tabla Nro. 44: Histórico de potencia nominal por tipo de servicio (MW)
Tipo Servicio 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Público 4.300,12 4.543,78 4.530,33 4.714,43 4.888,97 6.965,16 6.598,61 7.141,38 7.133,56 7.142,84
No Público 881,12 910,63 965,90 1.017,10 1.116,01 1.261,26 1.452,03 1.520,52 1.551,45 1.569,45
Total 5.181,24 5.454,40 5.496,23 5.731,52 6.004,98 8.226,42 8.050,64 8.661,90 8.685,01 8.712,29
Tabla Nro. 45: Histórico de potencia efectiva por tipo de servicio (MW)
Tipo Servicio 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Público 4.120,85 4.360,88 4.345,91 4.498,13 4.686,09 6.633,92 6.308,62 6.853,47 6.849,85 6.854,26
No Público 674,83 702,07 756,85 800,96 870,89 972,96 1.136,53 1.194,64 1.222,96 1.240,99
Total 4.795,69 5.062,95 5.102,76 5.299,09 5.556,99 7.606,88 7.445,16 8.048,11 8.072,81 8.095,25
Las figuras Nros. 56 y 57 clasifican la potencia efectiva para servicio público y no público por tipo de central.
Comparativo de potencia efectiva para servicio Comparativo de potencia efectiva para servicio
Figura Nro. 56: Figura Nro. 57: no público por tipo de central 2011-2020 (MW)
público por tipo de central 2011-2020 (MW)
93,40
574,07
2.199,81
1.813,07
7,36
2,40
0,04
Para 2020, en la figura Nro. 58, se presenta la clasificación de la potencia efectiva según el tipo de servicio, sea este público, para el caso de empresas
generadoras (6.311,61 MW), distribuidoras con generación (381,54 MW) y la potencia excedente puesta a disposición por las empresas autogeneradoras
(161,12 MW); y, no público, para el caso de la potencia empleada para atender las demandas internas de las empresas autogeneradoras (1.170,59 MW).
53
Figura Nro. 58: Potencia efectiva por tipo de servicio, 2020
2.1.5 Potencia y número de centrales por
MW
provincia
7.000
6.311,61
6.000
Tabla Nro. 46: Potencia y número de centrales por provincia y tipo de fuente de energía, 2020
54
La figura Nro. 59 muestra, en orden decreciente, los valores de
2.2 Subestaciones
potencia efectiva acorde con el lugar de implantación de las centrales
de generación eléctrica, clasificados por provincia. La mayor 2.2.1 Capacidad de transformación de
concentración de potencia se encuentra en Azuay, Napo y Guayas, generadoras y autogeneradoras
predominando las centrales de generación renovable en las dos
primeras; mientras que, en Guayas, prevalece la generación térmica A nivel nacional, las empresas generadoras y autogeneradoras
no renovable. han presentado una importante evolución de la capacidad de
transformación; capacidad que se incrementa en función
Es importante mencionar que de los 1.587,09 MW de potencia efectiva de la evolución de la potencia instalada para generación. Los
de las centrales ubicadas en la provincia de Napo el mayor porcentaje transformadores elevadores pueden ubicarse a la salida de los
(3). generadores (en este documento se los considera como puntos de
corresponde a la central Coca Codo Sinclair
transformación) o en subestaciones de elevación.
Figura Nro. 59: Potencia efectiva por provincia (MW), 2020 La tabla Nro. 47, muestra la capacidad de transformación
(subestaciones y puntos de transformación) de empresas
generadoras en el periodo 2011-2020; en esta, se aprecia un
Azuay 2.068,39
incremento del 79,14 % de la capacidad máxima.
Napo 1.587,09
Guayas 1.034,20
Sucumbíos 439,09
Pichincha 310,77
El Oro 255,59
Año Capacidad Máxima (MVA)
Carchi 5,14
La tabla Nro. 48 detalla la evolución histórica de la capacidad de
transformación de empresas autogeneradoras; dicha capacidad se ha
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500
incrementado en un 63,14 %, durante el periodo de estudio.
(3) Por temas estadísticos esta central ha sido asignada a la provincia de Napo; se indica que
las instalaciones de la misma se encuentran ubicadas entre los límites de las provincias de Napo
y Sucumbíos.
55
Evolución de la capacidad de transformación de Subestaciones de elevación de las generadoras
Tabla Nro. 48: Tabla Nro. 49:
las autogeneradoras
Capacidad
Tipo de Número de Número de
Año Capacidad Máxima (MVA) Empresa Máxima
Subestación Subestaciones Transformadores
(MVA)
2011 767,01
Agroazucar 1 1 31,60
2012 767,01 CELEC Electroguayas 2 2 206,00
Nivel de Número de
Empresa Subestación
Voltaje (kV) Subestaciones
56
2.2.3 Subestaciones de empresas Tabla Nro. 52:
Subestaciones de seccionamiento de las
autogeneradoras autogeneradoras
Ecoluz 2 2 9,10
Perlabí 1 1 3,15
Petroamazonas 14 17 204,15
Repsol 2 10 239,00
Sipec 2 2 8,00
Vicunha 1 2 9,00
Agip 3 8 24,00
Ecoluz 2 1 6,60
Petroamazonas 14 5 31,25
UCEM 1 2 19,00
UNACEM 1 1 35,00
Vicunha 1 2 6,00
Total 55 99 1.251,28
57
Tabla Nro. 53: Transformadores asociados a las generadoras 2.3.2 Transformadores de empresas
distribuidoras con generación
Número de
Número de Capacidad Máxima
En distintos puntos de los sistemas de distribución se encuentran
Empresa Puntos de
Transformadores (MVA) conectados pequeños centros de generación, para los cuales
Transformación
CELEC-Sur 4 18 2.438,50 Para mayores detalles de esta información remitirse al anexo D.4.
CELEC-Termomanabí 4 9 77,19
CELEC-Termopichincha 1 1 4,00
Tabla Nro. 54: Transformadores asociados a generación de las
Ecuagesa 1 1 35,00 distribuidoras
Elecaustro 2 2 25,25
Electrisol 1 1 1,25
Número de
EPMAPS 2 2 36,00 Número de Capacidad
Empresa Puntos de
Transformadores Máxima (MVA)
Gasgreen 1 2 3,20 Transformación
Solchacras 1 1 1,25
Solhuaqui 1 1 1,25
Solsantonio 1 1 1,25
Solsantros 1 1 1,25
Surenergy 1 1 1,25
Valsolar 1 1 1,25
Wildtecsa 1 1 1,25
Total 48 87 5.625,02
58
2.4 Líneas asociadas a la Tabla Nro. 56: Detalle de líneas de las generadoras
generación de electricidad
Nivel de Número de Longitud
Tipo Empresa
Voltaje Líneas (km)
2.4.1 Líneas de empresas generadoras
CELEC- Hidronación 230 1 1,40
Las generadoras tienen en su infraestructura líneas a niveles de voltaje CELEC- Electroguayas 1 0,50
de 230; 138; 69; 22,8; y, 13,8 kV, que en base a la función y operación que
Ecuagesa 1 6,67
estas cumplen, se consideran como líneas de transmisión.
ElitEnergy 138 1 25,62
La longitud total de las líneas de transmisión reportadas por las EPMAPS 4 65,80
generadoras para el 2011 fue 377,65 km, en tanto que para el 2020 se
Intervisa Trade 1 0,60
reportó 347,91 km.
Agroazucar 1 3,60
Tabla Nro. 55: Histórico de líneas de empresas generadoras CELEC- Electroguayas 2 1,53
CELEC-Gensur 1 3,20
Longitud (km)
Simple CELEC- Hidroazogues 2 34,04
Año 13,2 13,8 22 22,8 34,5 69 138 230 Circuito
Total 69
kV kV kV kV kV kV kV kV Generoca 1 0,30
Hidrosigchos 1 8,00
2012 12,00 - - - - 54,77 257,05 8,21 332,03
Hidrotambo 1 26,50
2013 12,00 - - - - 58,02 257,05 8,21 335,28
IPNEGAL 1 26,00
2017 4,00 0,60 0,80 0,40 0,15 129,06 120,03 5,03 260,07 Hidroimbabura 13,2 1 0,20
59
2.4.2 Líneas de empresas autogeneradoras Tabla Nro. 58: Detalle de líneas de las autogeneradoras
En la tabla Nro. 58 y en el anexo E.2. se indican las características de las 2.5 Personal empresas de
líneas de transmisión de empresas autogeneradoras que operaron en el generación y autogeneración
2020, se registraron mayormente longitud de líneas en simple circuito,
En las tablas Nros. 59 y 60, se presentan la cantidad de personal para las
las mismas alcanzaron los 718,82 km, destacándose en este grupo las
empresas de generación y autogeneradoras.
empresas Petroamazonas y Repsol.
60
Tabla Nro. 59: Cantidad de personal de las generadoras (1/2) Tabla Nro. 59: Cantidad de personal de las generadoras (2/2)
Agroazucar 14 Sabiangosolar 1
Cbsenergy 8 Sanersol 1
CELEC-Gensur 78 SERMAA EP 10
CELEC-Hidroazogues 15 Solhuaqui 1
Elecaustro 166
EMAC-BGP 7
Empresa Cantidad de Personal
Enersol 4
Agip 17
Epfotovoltaica 3 Agua y Gas de Sillunchi 15
EPMAPS 207 Andes Petro 22
Gasgreen 15 Ecoelectric 48
Generoca 23 Ecoluz 16
Genrenotec 1 Enermax 44
Gonzanergy 1 Hidroabanico 29
Gransolar 26 Hidroalto 68
Hidronormandía 47
Hidroimbabura 5
Hidrosanbartolo 53
Hidrosibimbe 15
Moderna Alimentos 6
Hidrosierra 22
OCP Ecuador 25
Hidrosigchos 20
Orion 3
Hidrotambo 20
Petroamazonas 409
Hidrotavalo 10
Repsol 60
Hidrovictoria 15 San Carlos 15
I.M. Mejía 17 Sipec 4
IPNEGAL 42 UCEM 10
Lojaenergy 1 UNACEM 16
61
2.6 Energía producida y consumo Figura Nro. 60: Energía para servicio público y no público,
periodo 2011-2020
de combustibles
GWh
La energía bruta producida por las empresas generadoras, 25.000
5.000
Turbovapor
925,43
2,96 %
En la figura Nro. 60, se presentan los valores de energía entregada a Fotovoltaica
37,76
servicio público y no público, durante el periodo 2011-2020. 0,12 %
Turbogás
981,75
3,14 %
Hidráulica
24.333,26 Térmica
77,87 % 6.329,29
20,26 %
62
2.6.1 Producción de energía La energía bruta de los sistemas no incorporados tiene una alta
composición de energía térmica (99,24 %), correspondiente a
En la tabla Nro. 62 se presenta la producción de energía bruta por 3.917,66 GWh; de los cuales 3.586,86 GWh fueron producidos por
tipo de sistema, en la cual se observa que 2.048,92 GWh, 87,37 % los autogeneradores del sector petrolero, que en su mayoría disponen de
correspondió a lo generado en el SNI; mientras que 3.947,48 GWh, centrales térmicas.
12,63 % correspondió a la energía de los sistemas no incorporados.
En la tabla Nro. 63 se puede observar que a nivel de todo el sistema
eléctrico nacional, la producción de energía bruta tiene predominio
Tabla Nro. 62: Producción de energía bruta por sistema
hidráulico 77,86 %; asimismo, la producción de energía no renovable en
centrales térmicas MCI se ubicó en segundo lugar con 14,16 %.
Tipo de Energía Bruta
Sistema Tipo de Empresa %
Central (GWh)
Hidráulica 22.201,20 71,05 Tabla Nro. 63: Producción de energía bruta por tipo de energía
Térmica 2.242,48 7,18
Biomasa 97,86 0,31
Generadora Energía Bruta
Eólica 71,64 0,23
Tipo de Energía Tipo de Central
Biogas 43,99 0,14 GWh %
63
Figura Nro. 62: Producción bruta por tipo de energía (GWh) Figura Nro. 64: Composición de la energía no renovable (GWh)
Térmica Térmica
MCI Turbogás
4.422,11 981,75
24.918,71 69,87 %
79,74 % 15,51 %
6.329,29
20,26 %
Renovable No Renovable
Térmica
En las figuras Nros. 63 y 64, se presenta la composición de la energía Turbovapor
925,43
por tipo de fuente; en lo referente a la energía renovable se aprecia que 14,62 %
24.333,26 GWh, 97,65 % provino de centrales hidráulicas.
43,99
Biogás 0,18 %
37,76
0,15 %
Fotovoltáica
64
Tabla Nro. 64: Producción mensual de energía por tipo de empresa (GWh)
Tipo de Empresa Mes Hidráulica Biomasa Eólica Térmica Fotovoltaica Biogás Total
Ene 2.112,58 6,07 5,25 234,43 2,85 3,42 2.364,60
Feb 1.949,19 0,93 5,24 253,18 2,57 3,19 2.214,30
Mar 1.880,77 - 4,15 220,13 2,97 3,56 2.111,59
Abr 1.763,33 - 5,63 150,19 2,85 4,17 1.926,17
May 1.922,27 - 6,79 154,54 2,77 3,47 2.089,84
Jun 1.920,44 0,57 7,48 168,70 2,58 3,77 2.103,54
Generadora
Jul 1.902,48 13,23 7,04 190,28 2,48 4,24 2.119,75
Ago 1.859,65 15,13 8,31 190,47 3,10 4,22 2.080,87
Sep 1.808,24 13,70 7,82 158,40 2,79 3,92 1.994,87
Oct 1.855,59 17,22 7,72 236,54 3,03 3,71 2.123,80
Nov 1.424,10 17,03 3,16 364,47 3,05 3,76 1.815,57
Dic 1.804,97 13,99 3,05 251,94 2,78 2,55 2.079,29
Generadora 22.203,60 97,86 71,64 2.573,29 33,82 43,99 25.024,20
Ene 53,07 - 0,43 3,02 0,33 - 56,86
Feb 41,40 - 0,35 4,94 0,42 - 47,11
Mar 49,24 - 0,14 0,95 0,50 - 50,82
Abr 50,58 - 0,23 1,17 0,41 - 52,40
May 53,53 - 0,40 2,61 0,34 - 56,88
65
Figura Nro. 65: Producción de energía de empresas generadoras Los datos presentados en la figura Nro. 68 reflejan que las empresas
generadoras son las que más energía eléctrica aportaron al servicio
GWh
2.500 público, en tanto que gran parte de la producción de las autogeneradoras
estuvo destinada al servicio no público.
2.000
1.500
En el 2020, la energía disponible en la etapa de generación (energía
bruta – consumo de auxiliares) fue 30.931,27 GWh; de esta energía,
1.000 25.604,29 GWh, 82,78 % se entregó al servicio público; y, 5.326,97 GWh,
17,22 % al servicio no público, tal como se presenta en la figura Nro. 69.
500
0
Energía entregada para servicio público y no
Figura Nro. 68: público por tipo de empresa
Hidraúlica Térmica Eólica Fotovoltaica Biogás
GWh
Producción de energía de empresas
Figura Nro. 66: distribuidoras con generación 30.000
GWh
25.000
60
50 20.000
25.024,20
24.398,68
24.805,71
40
15.000
30
5.635,90
5.540,61
4.919,94
10.000
20
620,67
584,95
584,95
587,90
407,03
10 5.000
0
0
Generadora Autogeneradora Distribuidora con generación
Hidraúlica Térmica Eólica Fotovoltaica
Energía Bruta Energía Disponible Servicio Público Servicio No Público
500
400
Energía para
300 servicio público Energía para no
servicio público
200
25.604,29
82,78 % 5.326,97
100 17,22 %
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
66
2.6.2 Consumo de combustibles
En la tabla Nro. 65 se presenta el consumo de los combustibles utilizados para generación de energía eléctrica. Comparando el 2011 con el 2020,
se visualiza una reducción en el consumo de los principales combustibles fósiles utilizados, el fuel oil redujo 161,55 millones de galones, 60,76 %; el
diésel 51,69 millones de galones, 30 % y el residuo 24,54 millones de galones, 71,90 %, entre los más representativos; esto debido a la incorporación y
operación, en la última década, de nuevas centrales hidroeléctricas.
Combustible Unidad 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Fuel Oil kgal 265.897,77 312.667,03 343.514,47 368.783,70 335.750,59 249.953,74 141.680,00 186.006,83 134.026,99 104.342,82
Diésel kgal 172.273,64 139.157,80 176.864,55 185.573,03 212.376,03 185.279,36 108.232,19 114.307,25 127.921,90 120.583,17
Gas Natural kpc x 10⁶ 17,71 23,23 25,87 26,65 25,72 26,18 23,53 20,21 18,06 15,60
Residuo kgal 34.128,95 32.849,20 32.114,49 36.238,50 58.770,98 49.579,46 28.454,43 28.604,41 15.615,77 9.589,09
Crudo kgal 62.806,49 67.155,41 75.613,48 77.091,05 75.124,33 100.370,48 101.490,06 111.875,10 117.919,25 118.820,99
GLP kgal 7.069,02 6.295,76 5.864,25 6.335,57 7.290,65 8.300,80 7.091,62 7.897,94 6.301,22 6.648,22
Bagazo de Caña t 1.064.253,42 1.122.340,36 1.093.354,33 1.447.069,95 1.504.439,27 1.542.813,88 1.668.501,78 1.437.079,48 1.623.297,24 1.593.582,26
En la tabla Nro. 66 se detalla el consumo de combustibles expresado en toneladas equivalentes de petróleo (kTEP).
Combustible 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Fuel Oil 905,31 1.064,55 1.169,58 1.255,61 1.143,14 851,03 482,38 633,30 456,33 355,26
Diésel 568,90 459,54 584,06 612,82 701,33 611,85 357,42 377,48 422,44 398,20
Nafta 42,77 0,26 7,87 - - 0,00 - - - -
Gas Natural 394,52 517,63 576,26 593,78 572,99 583,21 524,20 450,33 402,46 347,55
Residuo 112,70 108,48 106,05 119,67 194,08 163,73 93,97 94,46 51,57 31,67
Crudo 213,84 228,65 257,44 262,47 255,78 341,73 345,55 380,91 401,48 404,55
GLP 15,65 13,94 12,98 14,03 16,14 18,38 15,70 17,49 13,95 14,72
Bagazo de Caña 193,69 204,26 198,99 263,36 273,80 280,79 303,66 261,54 295,44 290,03
Biogás - - - - - 4,47 8,98 14,64 13,72 14,70
Total 2.447,39 2.597,31 2.913,23 3.121,75 3.157,27 2.855,18 2.131,85 2.230,16 2.057,38 1.856,68
67
En la figura Nro. 70 se presentan los consumos de combustibles para el periodo
2011-2020 expresados en kTEP.
kTEP
3.500 3.157,27
3.121,75
2.913,23 2.855,18
3.000
2.597,31
2.447,39
2.500 2.131,85 2.230,16
2.057,38
1.856,68
2.000
1.500
1.000
500
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Bagazo de Caña 193,69 204,26 198,99 263,36 273,80 280,79 303,66 261,54 295,44 290,03
GLP 15,65 13,94 12,98 14,03 16,14 18,38 15,70 17,49 13,95 14,72
Crudo 213,84 228,65 257,44 262,47 255,78 341,73 345,55 380,91 401,48 404,55
Residuo 112,70 108,48 106,05 119,67 194,08 163,73 93,97 94,46 51,57 31,67
Gas Natural 394,52 517,63 576,26 593,78 572,99 583,21 524,20 450,33 402,46 347,55
Nafta 42,77 0,26 7,87 - - - - - - -
Diésel 568,90 459,54 584,06 612,82 701,33 611,85 357,42 377,48 422,44 398,20
Fuel Oil 905,31 1.064,55 1.169,58 1.255,61 1.143,14 851,03 482,38 633,30 456,33 355,26
Biogás - - - - - 4,47 8,98 14,64 13,72 14,70
Total 2.447,39 2.597,31 2.913,23 3.121,75 3.157,27 2.855,18 2.131,85 2.230,16 2.057,38 1.856,68
kTEP
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1.390,96 1.522,81 1.800,58 1.954,09 1.939,60 1.554,47 889,51 957,74 749,97 705,92
148,39 149,26 153,94 162,89 168,20 97,84 19,38 28,48 20,54 8,66
908,05 925,24 958,72 1.004,77 1.049,47 1.202,87 1.222,97 1.243,93 1.286,87 1.142,10
2.447,39 2.597,31 2.913,23 3.121,75 3.157,27 2.855,18 2.131,85 2.230,16 2.057,38 1.856,68
68
En la tabla Nro. 67 se muestra el consumo de combustible en TEP por tipo de empresa.
Combustible Tipo de Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Generadora 822.748,20 978.002,24 1.090.391,67 1.187.104,54 1.078.512,29 783.555,35 451.331,29 601.917,32 434.508,47 329.924,12
Fuel Oil Distribuidora 82.563,51 86.546,44 79.184,41 68.506,60 64.625,27 63.296,66 13.897,79 9.836,57 1.130,43 4.646,42
Generadora 279.222,45 169.976,42 266.916,03 274.800,31 329.089,41 269.155,44 56.366,58 51.431,69 66.626,56 71.548,28
Diésel Distribuidora 61.120,43 62.717,44 74.752,71 94.382,88 103.571,81 34.547,18 5.480,26 18.647,44 19.407,78 4.014,74
Autogeneradora 228.556,90 226.847,39 242.391,62 243.635,21 268.668,79 308.145,99 295.568,65 307.398,07 336.402,55 322.639,17
Generadora 188.798,85 311.838,18 361.059,59 405.985,41 369.939,75 359.748,01 313.054,30 229.796,23 209.148,49 178.791,05
Gas Natural
Autogeneradora 205.724,99 205.794,27 215.203,45 187.797,37 203.049,36 223.465,73 211.144,97 220.537,62 193.312,30 168.759,37
Generadora 57.420,77 62.733,69 74.345,07 86.196,77 162.056,41 129.028,69 59.776,74 59.953,73 22.591,40 4.210,65
Autogeneradora 50.581,16 45.744,32 31.706,72 33.473,75 32.023,18 34.697,72 34.188,42 34.506,71 28.976,62 27.455,42
GLP Autogeneradora 15.652,24 13.940,08 12.984,63 14.028,24 16.142,98 18.379,64 15.702,27 17.487,63 13.952,17 14.720,51
Generadora - - - - - - - - - 73.265,21
Bagazo
Autogeneradora 193.691,44 204.263,12 198.987,73 263.363,08 273.804,16 280.788,24 303.663,12 261.544,84 295.436,01 216.762,74
En la tabla Nro. 68 se presenta la información del consumo de En la tabla Nro. 69 se muestran los totales anuales de consumo de
combustibles por tipo de empresa, siendo fuel oíl y gas natural, los combustible, tanto en unidades inherentes, como en toneladas
combustibles de origen fósil más utilizados.
equivalentes de petróleo (TEP), que para todo el sistema eléctrico
ecuatoriano se situó en 1.856,68 kTEP.
Tabla Nro. 68: Consumo de combustibles por tipo de empresa
Gas
Tipo de Fuel Oil Diésel Nafta Natural Residuo Crudo GLP Bagazo de Biogás
Empresa (Mgal) (Mgal) (gal) (kpc x (Mgal) (Mgal) (Mgal) caña (kt) (m³)
106)
69
Tabla Nro. 69: Consumo total de combustibles (TEP)
2.6.3 Energía disponible de las empresas
del sector eléctrico
Combustibles Total
Equivalencias (TEP) *
Cantidad Unidades (TEP)
La energía disponible en el 2011 fue 20.244,22 GWh y en el 2020
millones de 30.931,27 GWh, lo que representó un incremento de 10.687,05 GWh,
104,34 1 galón = 0,00340 355.259,76
galones de Fuel Oil
52,79 %. Del valor disponible en el 2020, 25.604,29 GWh, 82,78 %, se
millones de
120,58 1 galón = 0,00330 398.202,19 entregó para el servicio público; y, 5.326,97 GWh, 17,22 %, al servicio
galones de Diésel
- galones de nafta 1 galón = 0,00291 - no público, que corresponde a la energía producida por las empresas
autogeneradoras para sus procesos productivos e incluye la energía
15,60 kpc x 106 de Gas Natural 1 kpc = 0,02228 347.550,42
excedente que es vendida al sistema eléctrico.
millones de
9,59 1 galón = 0,00330 31.666,07
galones de Residuo
millones de
6,65 1 galón = 0,00221 14.720,51 GWh
galones de GLP
20.244,22
22.843,29
26.858,27
25.428,35
22.468,75
27.649,83
28.829,10
30.931,27
31.903,74
23.778,91
10.000
de los sistemas no incorporados fue 974,58 kTEP; estos consumos se
desagregan por tipo de combustible en la figura Nro. 72. 5.000
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Figura Nro. 72: Consumo total de combustibles
70
En la figura Nro. 74 se presenta la energía disponible por tipo de La energía entregada para servicio no público en 2020 fue 5.326,97 GWh;
empresa, las generadoras aportaron 24.805,71 GWh, 80,20 %; las de la cual, las empresas autogeneradoras aportaron 4.919,94 GWh,
distribuidoras con generación 584,95 GWh, 1,89 %; y, las empresas 92,36 %; y, las generadoras aportaron 407,03 GWh, 7,64 %.
autogeneradoras 5.540,61 GWh, 17,91 %. La energía disponible de las
autogeneradoras es utlizada en sus procesos productivos y en algunos
Figura Nro. 76: Energía entregada para servicio no público (GWh)
casos sus excedentes son entregados para el servicio público.
Distribuidora con
Generación
584,95
1,89 % Autogeneradora Generadora
4.919,94 407,03
92,36 % 7,64 %
Generadora
24.805,71
80,20 %
Autogeneradora
620,67
Generadora 2,42 %
24.398,68
95,29 %
Distribuidora
con generación
584,95
2,28 %
71
Energía producida por las empresas generadoras En el 2020 participaron 56 empresas generadoras que tuvieron una
Tabla Nro. 71:
producción de 25.024,20 GWh. Dentro de este grupo, las centrales
hidroeléctricas fueron predominantes con 22.203,60 GWh, 88,73 %;
Consumo Energía seguidas de las térmicas con 2.573,29 GWh, 10,28 %.
Energía
Energía bruta auxiliares entregada para
Año disponible
(GWh) generación servicio público
(GWh)
(GWh) (GWh) En lo que respecta a la producción del resto de centrales renovables, las
2011 15.900,90 272,74 15.628,16 15.449,40 centrales de biomasa generaron 97,86 , 0,39 %; las eólicas 71,64 GWh,
2012 17.858,38 306,18 17.552,20 17.367,86 0,29 %; las centrales a biogás 43,99 GWh, 0,18 %; y; las fotovoltaicas
2013 18.274,28 339,43 17.934,85 17.714,18 generaron 33,82 GWh, 0,14 %.
2014 19.306,61 446,86 18.859,74 18.744,85
2015 20.665,07 418,58 20.246,49 20.127,66 Figura Nro. 78: Composición de energía de empresas
generadoras (GWh)
2016 21.760,89 325,13 21.435,77 21.303,32
2017 22.300,06 247,14 22.052,92 21.893,60 0,29 % 10,28 %
2018 23.034,62 313,62 22.720,99 22.563,07
71,64 2573,29
2019 25.737,33 280,98 25.456,35 25.301,59
Eólica Térmica
2020 25.024,20 218,49 24.805,71 24.398,68
0,14 % 0,18 %
329.924,12
25.000
49,06 % 178.791,05
26,59 %
20.000
73.265,21
10,90 %
15.000 71.548,28
10,64 % 14.698,35 4.210,65
2,19 % 0,63 %
22.300,06
15.900,90
25.024,20
20.665,07
23.034,62
21.760,89
25.737,33
10.000
17.858,38
18.274,28
Gas Natural
19.306,61
Biomasa
Residuo
Fuel Oil
Biogás
Diėsel
5.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
La información detallada de energía producida por empresa y central
se presenta en el anexo F.5.; y, la del consumo de combustibles por
central en el anexo F.6.
72
73
74
2.6.5 Producción de energía de empresas Tabla Nro. 73:
Energía bruta producida por empresa
distribuidoras con generación distribuidora con generación, periodo 2011-2020
Las empresas distribuidoras del país son las encargadas de distribuir Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
y comercializar la energía eléctrica a los consumidores finales. Esta CNEL- Guayaquil 336,57 375,21 377,42 415,80 405,91 219,72 46,78 68,58 62,25 12,00
energía proviene de las subestaciones de distribución, las que son CNEL- Sucumbíos 47,49 15,15 - - - - - - - -
alimentadas por la energía procedente de las líneas de transmisión y CNEL-Bolívar 2,26 1,49 - - - - - - - -
E.E. Riobamba 100,83 110,09 94,96 104,11 105,80 97,41 108,90 90,62 76,81 94,14
Sin embargo, varias de las distribuidoras también operan y administran
E.E. Cotopaxi 60,79 55,64 59,60 62,05 61,24 57,28 60,80 58,96 61,72 61,21
centrales de generación. Dichas centrales son despachadas en el
E.E. Norte 69,18 53,28 60,42 66,93 56,07 52,02 57,30 56,03 48,58 44,25
sistema y liquidadas por el Operador Nacional de Electricidad (CENACE).
E.E. Sur 30,98 28,04 33,77 26,89 23,44 23,87 18,20 16,77 21,20 15,04
E.E. Ambato 9,37 13,02 10,47 10,20 13,08 11,96 13,08 12,92 14,75 12,46
La energía entregada para servicio público por parte de las empresas E.E. Galápagos 31,90 36,74 37,05 43,54 50,50 20,83 8,71 9,11 9,31 8,67
distribuidoras con generación, en el 2020, fue 584,95 GWh. Con E.E. Centro Sur 0,05 0,65 1,48 1,27 0,68 0,73 0,74 0,72 0,69 0,69
respecto al 2011, existe una variación de 709,72 GWh (54,82 %), Total 1.308,89 1.232,58 1.194,41 1.282,07 1.201,87 897,18 705,69 714,92 632,14 587,90
75
Energía bruta de centrales de empresas Energía bruta de centrales de empresas
Tabla Nro. 74: Tabla Nro. 74:
distribuidoras, 2020 (1/2) distribuidoras, 2020 (2/2)
Central de Generación
Central de Generación
Energía Bruta Energía Bruta
Tipo de Central Distribuidora Nombre Tipo de Central Distribuidora Nombre
(MWh) (MWh)
(*) Las centrales térmicas de la CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil están siendo operadas
Hidráulica 542.949,11
por CELEC EP Unidad de Negocio Electroguayas.
Aníbal Santos
Térmica - (Gas)
6.347,45 3,95
CNEL-Guayaquil* 0,67 %
Turbogás Fotovoltaica
Álvaro Tinajero 5.653,23
0,93 %
5,46
Térmica-Turbogás 12.000,68 Eólica
76
En la figura Nro. 81 se observa que las centrales hidráulicas son las que
mayor participación tuvieron ( 92,35 %) en la producción de energía de Consumo de combustibles de empresas
Figura Nro. 83:
distribuidoras con generación térmica, 2020 (TEP)
las empresas distribuidoras.
4.646,42
4.014,74
57,74% 16,01% 10,41% 7,53 %
0,12 %
0,69
E.E. Centro Sur
E.E. Quito
4.821,35
Las centrales térmicas que pertenecen a empresas distribuidoras con
55,67 %
generación presentaron un consumo de 1,36 millones de galones de
fuel oil y 1,22 millones de galones de diésel. El detalle del consumo de
combustibles se muestra en la tabla Nro. 75.
CNEL-
Guayaquil
3.817,55
Consumo de combustibles de empresas
Tabla Nro. 75:
distribuidoras con generación térmica, 2020
44,08 %
77
78
2.6.6 Producción de energía y consumo de En el anexo F.7., se muestra la producción de energía de las empresas
combustibles de empresas autogeneradoras autogeneradoras en los últimos diez años.
La energía bruta producida por las empresas autogeneradoras en el En el 2020 participaron 22 empresas autogeneradoras, su producción
2011 fue 3.334,35 GWh y en el 2020 fue 5.635,90 GWh, la variación de de energía fue 5.635,90 GWh. En la figura Nro. 86 se puede apreciar
energía en el periodo 2011-2020 fue 2.301,55 GWh que representó un que la energía térmica es la de mayor aporte con 3.720,46 GWh que
incremento del 69,03 %. representó el 66,01 %.
Energía Energía no
Consumo
Energía Energía entregada entregada
auxiliares
Año bruta disponible para servicio para servicio
generación
(GWh) (GWh) público público
(GWh)
(GWh) (GWh) 66,01% 28,15% 5,83 %
2011 3.334,35 12,96 3.321,39 574,22 2.747,17
322.639,17
216.762,74
168.759,37
27.455,42
Evolución de la producción de energía de
20.689,22
Figura Nro. 85:
14.720,51
empresas autogeneradoras
GWh
32,49 % 28,25 % 18,98 % 14,78 % 2,40 % 1,81 % 1, 29 %
7.000
6.000 Crudo Diésel Begazo Gas Natural Residuo Fuel Oil GLP
5.000
4.000
3.000
3.334,35
4.083,25
5.494,05
5.635,90
3.757,00
4.655,79
5.914,48
3.718,54
3.791,64
5.027,16
2.000
1.000
La información detallada de energía producida por central se presenta
en el anexo F.8.; mientras que en el anexo F.9., se presentan los
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 consumos de combustibles de las empresas autogeneradoras.
79
80
81
2.7 Energía vendida Tabla Nro. 77: Energía vendida por tipo de transacción
Energía vendida
Conforme lo dispuesto en el Artículo 21, Capitulo IV de la Ley Tipo de
Valores (MUSD)
Transacción GWh %
Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE), el
Operador Nacional de Electricidad (CENACE) es el encargado de Contratos (1) 24.909,57 96,08 607,42
“administrar y liquidar comercialmente las transacciones del sector T. de corto plazo (2) 694,84 2,68 67,96
Las transacciones reportadas mensualmente en el sistema SISDAT (1)Contratos: se refiere a contratos regulados
por concepto de venta de energía eléctrica pueden ser de tipo: (2) Transaccion de corto plazo
contratos regulados, transacciones de corto plazo y contratos que En la figura Nro. 89 se presenta la participación de la energía vendida
no son liquidados por el CENACE (otros). durante el 2020 por tipo de empresa. Las empresas generadoras fueron
las que mayor energía vendieron al sistema eléctrico con 24.660,41 GWh,
En la figura Nro. 88 se presentan los valores económicos por 95,11 %; en segundo lugar, se encuentran las autogeneradoras
venta de energía de las empresas generadoras, distribuidoras con 708,01 GWh, 2,73 %, estas cifras corresponden a la venta de
generación y autogeneradoras, que en 2011 fue 742,93 MUSD y sus excedentes; y, finalmente las distribuidoras con generación
en 2020 de 705,78 MUSD, con un incremento de 37,15 MUSD que 558,78 GWh, 2,16 %.
representó el 5,00 %.
Figura Nro. 89: Energía vendida por tipo de empresa (GWh)
82
2.7.1 Energía vendida por las empresas generadoras
En tabla Nro. 79 se presenta la energía vendida por las empresas de generación que en el 2011 fue 15.362,56 GWh y en el 2020 24.660,41 GWh, con un
crecimiento de 9.297,85 GWh lo que representó el 60,52 %.
Tabla Nro. 79: Energía vendida por empresa generadora (GWh) (1/2)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CELEC-Sur - - - - - - - - - 8.957,78
CELEC-Coca Codo Sinclair - - - - 144,31 3.264,01 6.242,65 6.488,44 6.730,56 7.140,27
CELEC-Hidroagoyán 1.083,23 2.323,05 2.588,27 2.532,17 2.866,60 2.413,73 2.359,80 2.082,51 2.527,51 2.424,67
CELEC-Hidronación - 1.035,85 820,40 933,87 1.245,66 1.209,89 1.196,51 982,70 1.314,70 1.008,40
CELEC-Electroguayas 2.169,37 1.960,86 2.485,17 2.704,22 2.383,88 1.912,58 1.031,11 1.498,46 1.201,97 970,81
CELEC-Gensur - - 49,57 74,70 90,92 76,73 66,10 331,49 695,28 918,19
CELEC-Termogas Machala 702,93 1.219,65 1.429,52 1.597,50 1.475,91 1.439,33 1.210,26 877,73 798,78 663,70
Elecaustro 309,26 387,15 462,92 476,62 518,08 427,99 424,97 405,03 417,74 415,84
CELEC-Termopichincha 742,65 848,15 1.027,17 1.108,49 1.218,81 1.055,18 425,04 383,30 311,96 400,25
CELEC-Enerjubones - - - - - - - 101,25 1.007,46 343,65
CELEC-Termomanabí - - - - - - - 352,11 275,55 298,05
ElitEnergy - - - - - - - 4,99 211,53 229,33
Ecuagesa - - - - - 36,16 209,10 208,00 210,59 204,68
Hidrosibimbe 103,12 98,87 84,16 97,56 104,67 98,30 100,56 80,41 94,33 104,57
Hidrosigchos - - - - - - 25,60 99,29 95,42 102,75
Hidrosierra - - - - - - - - 60,29 79,50
IPNEGAL - - - - - - - 57,27 61,22 67,35
Agroazucar - - - - - - - - - 48,33
Hidrotambo - - - - - 32,04 42,29 40,56 44,46 44,53
EPMAPS - - - - - 92,80 74,35 41,47 40,23 43,55
Gasgreen - - - - - 12,96 23,16 28,09 37,19 37,31
CELEC-Termoesmeraldas 719,71 1.383,28 1.699,50 1.774,55 1.711,79 1.370,50 744,09 586,16 222,31 36,30
CELEC-Hidroazogues - - - - - 6,75 20,18 22,14 26,99 25,40
Hidrovictoria - - - - - 1,78 28,57 46,08 44,40 14,88
San José de Minas - - - - - - - - - 13,70
Generoca 135,38 121,18 123,25 126,94 111,28 85,17 5,83 38,84 14,88 13,26
Gransolar - - - 2,64 5,83 5,91 5,65 5,82 5,71 5,98
I.M. Mejía - - - - - - - - - 5,77
EMAC-BGP - - - - - - 3,55 5,16 3,77 5,18
SERMAA EP - - - - - - - - - 3,97
Hidroimbabura - - - - - - - - - 2,50
Epfotovoltaica - - 1,21 2,98 2,97 3,06 2,88 2,96 2,63 2,11
San Pedro - - - 0,26 1,58 1,71 1,66 1,68 1,63 1,65
83
Tabla Nro. 79: Energía vendida por empresa generadora (GWh) (2/2)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CELEC-Hidropaute 6.737,44 7.100,45 5.830,68 6.094,77 6.971,29 6.851,61 7.497,37 7.705,08 8.750,97 -
Total general 15.362,56 17.416,93 17.965,72 18.712,17 20.264,82 21.298,80 21.830,01 22.501,10 25.232,80 24.660,41
En la tabla Nro. 80 se presentan los valores por venta de energía de las empresas de generación, que en 2011 fue 644,84 MUSD y en 2020 642,87 MUSD,
con una disminución de 1,97 MUSD que representó el 0,30 %.
84
Tabla Nro. 80: Valor de la energía vendida por empresa generadora (MUSD) (1/2)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CELEC-Electroguayas 192,88 167,36 217,76 230,20 216,82 180,90 119,98 131,48 111,33 86,44
CELEC-Termoesmeraldas 34,65 92,42 120,23 123,19 132,96 127,66 108,45 50,96 18,32 17,65
CELEC-Termopichincha 68,46 82,07 105,67 114,29 141,12 125,07 92,25 81,47 87,94 91,45
CELEC-Hidropaute 90,08 71,54 43,19 58,41 55,20 113,98 151,28 94,59 53,68 -
CELEC-Termogas Machala 51,24 62,88 65,22 80,02 81,73 78,84 85,31 53,61 88,45 51,01
CELEC-Hidroagoyán 30,77 31,22 25,52 26,79 28,86 49,83 54,15 43,42 35,82 42,82
CELEC-Hidronación - 17,94 15,71 26,41 36,13 41,98 41,12 25,32 29,57 30,65
Termoguayas 37,88 42,43 55,09 53,80 53,39 37,27 5,54 - - -
Electroquil 38,70 40,19 41,15 38,20 43,37 32,34 - - - -
Elecaustro 14,32 15,20 14,58 25,43 28,73 24,56 26,15 24,54 25,29 25,51
CELEC-Coca Codo Sinclair - - - - 2,83 19,85 74,20 61,21 46,74 68,10
Intervisa Trade 30,61 17,38 26,48 28,24 33,89 13,92 - - - -
Generoca 10,89 9,77 10,08 11,04 9,60 7,71 0,52 3,35 1,27 1,10
CELEC-Gensur - - 4,53 6,82 8,30 7,01 6,03 7,36 14,85 15,97
Hidrosibimbe 4,90 4,71 4,03 4,66 5,07 4,78 4,57 2,29 2,11 1,98
Ecuagesa - - - - - 2,49 14,39 14,31 14,49 14,08
Gransolar - - - 1,06 2,33 2,37 2,26 2,33 2,29 2,39
Hidrotambo - - - - - 2,30 3,03 2,91 3,19 3,19
Gasgreen - - - - - 1,42 2,56 4,22 4,11 4,12
Epfotovoltaica - - 0,49 1,19 1,19 1,23 1,15 1,18 1,15 0,84
EPMAPS - - - - - 1,05 1,29 0,57 0,87 0,49
San Pedro - - - 0,10 0,63 0,68 0,67 0,67 0,65 0,66
Gonzanergy - - - 0,10 0,62 0,68 0,66 0,66 0,63 0,65
Lojaenergy - - - 0,03 0,43 0,63 0,61 0,62 0,60 0,62
Electrisol - - - 0,58 0,65 0,63 0,61 0,63 0,60 0,58
Valsolar - - 0,53 0,53 0,58 0,60 0,57 0,55 0,51 0,59
Surenergy - - - 0,05 0,59 0,59 0,58 0,58 0,57 0,57
Renova Loja - - - 0,02 0,38 0,55 0,55 0,55 0,53 0,51
Saracaysol - - - 0,10 0,54 0,54 0,51 0,49 0,47 0,62
Solsantros - - - 0,10 0,55 0,54 0,51 0,50 0,47 0,64
Sanersol - - - 0,10 0,54 0,53 0,50 0,48 0,46 0,62
Sabiangosolar - - - 0,01 0,23 0,53 0,60 0,62 0,57 0,58
Wildtecsa - - - 0,28 0,51 0,52 0,50 0,48 0,48 0,49
Sansau - - - 0,28 0,51 0,52 0,41 0,48 0,48 0,49
Solsantonio - - - 0,05 0,46 0,51 0,46 0,47 0,46 0,46
Solhuaqui - - - 0,06 0,49 0,50 0,45 0,46 0,45 0,45
Solchacras - - - 0,06 0,40 0,49 0,44 0,46 0,45 0,45
Brineforcorp - - - 0,14 0,56 0,48 0,47 0,49 0,48 0,48
Genrenotec - - - 0,33 0,43 0,45 0,43 0,44 0,33 0,26
Altgenotec - - - 0,33 0,37 0,44 0,43 0,43 0,33 0,25
85
Tabla Nro. 80: Valor de la energía vendida por empresa generadora (MUSD) (2/2)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Enersol - - 0,20 0,27 0,29 0,26 0,25 0,25 0,25 0,26
Eolicsa 0,43 0,31 0,44 0,50 0,44 0,17 - - - -
Hidrovictoria - - - - - 0,12 2,05 3,30 3,18 1,07
CELEC-Hidroazogues - - - - - 0,01 0,04 1,66 1,15 2,44
CELEC-Sur - - - - - - - - - 86,66
CELEC-Termomanabí - - - - - - - 43,01 38,15 44,39
Hidrosigchos - - - - - - 1,68 6,53 6,28 6,76
Municipio Cantón Espejo - - - - - - - - - 0,06
ElitEnergy - - - - - - - 0,32 13,77 14,93
Hidronación 23,22 - - - - - - - - -
EMAC-BGP - - - - - - 0,39 0,57 0,42 0,57
Hidropastaza 11,55 - - - - - - - - -
IPNEGAL - - - - - - - 4,47 2,02 5,26
Consejo Provincial De
- - - - - - - - - 0,00
Tungurahua
CELEC-Enerjubones - - - - - - - 0,20 15,20 3,69
San José de Minas - - - - - - - - - 1,07
Hidrosierra - - - - - - - - 4,32 5,70
Cbsenergy - - - - - - - - - 0,06
I.M. Mejía - - - - - - - - - 1,26
SERMAA EP - - - - - - - - - 0,74
Hidroimbabura - - - - - - - - - 0,18
EMAAP-Q 4,24 2,11 2,05 1,75 0,98 - - - - -
Total 644,84 657,52 752,94 835,52 892,70 887,54 808,62 675,52 635,72 642,87
En el 2020 los participantes del sector eléctrico en la etapa de generación vendieron 24.660,41 GWh por un valor total de 642,87 MUSD, tal como se
muestra en las figuras Nros. 90 y 91.
Energía vendida por las empresas generadoras Valor de la energía vendida por las empresas
Figura Nro. 90: Figura Nro. 91:
(GWh) generadoras (MUSD)
23.785,64
Contratos 96,45 %
T. de corto plazo
0,06
558,11 0,01 %
2,26 % Contratos
T. de corto 556,99
plazo
99,98 %
316,67
1,28 % Otros
Otros 0,03
0,01 %
86
En la tabla Nro. 81 se muestran los valores totales de todos los rubros
Valores facturados y recaudados por la venta de
Tabla Nro. 81:
adicionales más la venta de energía (costos por regulación primaria energía de las generadoras (2/2)
de frecuencia, IVA de combustibles, etc.) y la recaudación total de las
empresas generadoras. El valor de la recaudación representó el
Energía Valores
98,87 % de la facturación total. Varias empresas en determinados Valores Recaudación
Empresa Vendida Recibidos
(MUSD) (%)
(GWh) (MUSD)
meses reportaron reliquidaciones y valores pendientes de pago, razón
SERMAA EP 3,97 0,74 0,62 84,30
por la cual se pueden apreciar cifras de recaudación superiores al 100%.
Hidroimbabura 2,50 0,18 0,19 105,46
Epfotovoltaica 2,11 0,84 0,84 100,00
Valores facturados y recaudados por la venta de
Tabla Nro. 81: San Pedro 1,65 0,66 0,66 100,00
energía de las generadoras (1/2)
Gonzanergy 1,62 0,65 0,65 100,00
Solsantros 1,59 0,64 0,64 100,00
Energía Valores Saracaysol 1,56 0,62 0,62 100,00
Valores Recaudación
Empresa Vendida Recibidos
(MUSD) (%)
(GWh) (MUSD) Lojaenergy 1,56 0,62 0,62 100,00
CELEC-Sur 8.957,78 86,66 81,24 93,75 Sanersol 1,54 0,62 0,62 100,00
CELEC-Coca Codo Sinclair 7.140,27 68,10 56,33 82,72 Valsolar 1,48 0,59 0,59 100,00
CELEC- Hidroagoyán 2.424,67 42,82 44,04 102,86 Electrisol 1,45 0,58 0,58 100,00
CELEC-Hidronación 1.008,40 30,65 31,91 104,11 Sabiangosolar 1,45 0,58 0,58 100,00
CELEC-Electroguayas 970,81 86,44 92,52 107,02 Surenergy 1,42 0,57 0,57 100,00
CELEC-Gensur 918,19 15,97 12,47 78,05 Renova Loja 1,29 0,51 0,51 100,00
CELEC-Termogas Machala 663,70 51,01 49,70 97,43 Sansau 1,23 0,49 0,49 100,00
Elecaustro 415,84 25,51 25,65 100,52 Municipio Cantón Espejo 1,23 61,34 61,34 100,00
CELEC-Termopichincha 400,25 91,45 92,69 101,36 Wildtecsa 1,22 487,15 487,15 100,00
CELEC-Enerjubones 343,65 3,69 4,02 109,03 Brineforcorp 1,20 481,47 481,47 100,00
CELEC-Termomanabí 298,05 44,39 31,56 71,10 Solsantonio 1,14 457,15 457,15 100,00
ElitEnergy 229,33 14,93 13,46 90,18 Solchacras 1,12 447,55 447,55 100,00
Ecuagesa 204,68 14,08 14,06 99,88 Solhuaqui 1,12 447,30 447,30 100,00
Hidrosibimbe 104,57 1,98 2,13 107,63 Cbsenergy 0,94 61,87 61,87 100,00
Hidrosigchos 102,75 6,76 4,96 73,40 Enersol 0,66 263,35 263,35 100,00
Hidrosierra 79,50 5,70 5,70 100,00 Genrenotec 0,64 257,34 257,34 100,00
IPNEGAL 67,35 5,26 5,26 100,00 Altgenotec 0,63 250,37 250,37 100,00
Agroazucar 48,33 - - - Consejo Provincial de
0,13 4,59 4,59 100,00
Tungurahua
Hidrotambo 44,53 3,19 2,84 88,92
EPMAPS 43,55 0,49 0,18 37,23 Total 24.660,41 3.859,14 3.815,37 98,87
87
2.7.2 Energía vendida por las empresas distribuidoras
con generación
Las empresas distribuidoras con centrales de generación eléctrica, a lo largo del tiempo, han aportado energía al sector eléctrico ecuatoriano, esta
aportación ha variado en los últimos años, pues algunas de sus centrales han pasado a ser operadas por CELEC EP. Durante el periodo 2011–2020, 8
distribuidoras efectuaron la venta de la energía producida por sus centrales de generación en el mercado eléctrico.
Tabla Nro. 82: Energía vendida por las empresas distribuidoras con generación, periodo 2011-2020 (GWh)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CNEL-Guayaquil 331,45 390,76 373,89 412,11 400,93 217,66 45,49 68,35 61,74 11,91
CNEL-Bolívar 2,26 1,49 - - - - - - - -
E.E. Quito 612,82 537,38 512,20 543,85 480,99 408,24 389,75 398,77 360,85 338,11
E.E. Riobamba 96,07 105,77 92,52 100,36 101,43 93,39 104,71 85,91 71,24 89,48
E.E. Cotopaxi 49,99 44,73 49,42 50,01 51,47 48,35 52,05 50,98 52,29 47,83
E.E. Norte 69,18 53,28 54,90 64,64 56,06 52,75 57,30 56,14 48,58 44,25
E.E. Sur 30,56 27,69 33,32 26,43 22,88 23,38 17,68 16,45 20,92 14,80
E.E. Ambato 9,37 13,02 10,46 10,19 13,07 11,96 13,08 12,89 14,71 12,41
Total 1.201,69 1.174,12 1.126,72 1.207,59 1.126,84 855,73 680,05 689,50 630,34 558,78
La energía vendida por las empresas distribuidoras con generación en el 2020 fue 558,78 GWh. Esto representó una variación de 642,91 GWh con
respecto al 2011, es decir, un 53,50 %.
El monto percibido por las empresas distribuidoras con generación, por concepto de venta de energía en 2020 fue 24,56 MUSD. Esto representó una
variación de 50,06 MUSD con respecto al 2011, es decir, un 67,09 %.
Tabla Nro. 83: Valor de la energía vendida por las empresas distribuidoras con generación (MUSD)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CNEL-Guayaquil 33,72 33,03 34,47 39,40 47,13 30,97 22,21 13,09 18,86 4,55
CNEL-Bolívar 0,19 0,00 - - - - - - - -
CNEL-El Oro - - - - - - - - - -
E.E. Quito 28,43 26,06 23,62 21,19 20,25 18,55 17,93 15,57 12,42 11,65
E.E. Sur 3,98 3,66 3,19 2,06 2,84 2,52 2,57 2,70 2,25 2,70
E.E. Riobamba 2,88 2,74 2,17 1,62 1,70 2,38 3,29 1,94 1,73 1,62
E.E. Norte 2,95 1,98 1,56 1,83 1,18 2,26 2,83 1,87 1,27 1,31
E.E. Cotopaxi 1,30 1,47 1,48 1,10 1,12 1,94 1,09 1,36 1,21 2,02
E.E. Ambato 1,17 0,43 0,53 0,28 0,27 0,64 0,58 0,48 0,70 0,71
Total 74,63 69,38 67,00 67,48 74,49 59,26 50,50 37,01 38,44 24,56
88
En 2020, la E.E. Quito registró una venta de 338,11 GWh equivalente al Energía vendida por empresa autogeneradora
Tabla Nro. 85:
60,51 % del total de energía vendida. (GWh)
Venta de energía eléctrica por generación de las Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tabla Nro. 84:
empresas distribuidoras Hidrosanbartolo - - - - 148,21 154,04 175,91 163,16 144,87 254,87
E.E. Quito 338,11 11,65 Enermax 37,36 38,88 34,25 43,62 52,42 55,50 57,18 33,30 17,36 22,80
E.E. Sur 14,80 2,70 Ecoelectric 64,92 61,80 71,41 63,78 57,64 66,96 53,80 39,10 4,26 2,45
Moderna Alimentos 3,63 3,07 1,63 2,39 1,13 1,57 1,42 2,25 1,75 0,70
E.E. Ambato 12,41 0,71
Agua Y Gas de
0,03 0,07 0,24 0,27 0,04 - - - - 0,01
Total 558,78 24,56 Sillunchi
Consejo Provincial
0,59 0,64 0,12 0,35 0,25 0,19 0,25 - 0,30 -
de Tungurahua
Electroandina - - - - - - - - - -
2.7.3 Energía vendida por las empresas Hidroimbabura 0,50 1,99 2,12 0,12 1,56 1,82 2,99 1,60 4,09 -
En la tabla Nro. 85 se presentan los valores de energía vendida por las Electrocordova 0,26 0,13 0,09 0,01 - - - - - -
empresas autogeneradoras, que en 2011 fue 335,94 GWh y en 2020 Ecudos 49,02 50,83 43,67 49,58 49,39 - - - - -
Total 335,80 336,81 331,11 374,96 562,01 756,73 614,90 691,79 697,76 708,01
89
Tabla Nro. 86: Valor de la energía vendida por empresa autogeneradora (USD)
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
San Carlos 3.408.616,02 4.400.692,29 3.996.003,70 10.724.782,67 13.186.461,63 13.973.445,09 10.526.431,36 11.643.044,43 12.994.040,03 12.482.895,52
Hidroabanico 5.121.492,04 4.043.030,04 4.110.294,84 1.927.977,11 2.084.077,95 2.834.703,43 2.068.939,20 2.447.158,32 751.804,00 1.417.670,62
Enermax 1.634.147,57 1.687.089,60 1.200.482,77 1.953.124,27 2.411.033,37 2.608.466,08 2.646.566,63 1.032.032,27 503.309,10 661.062,59
Ecoluz 1.835.228,18 1.850.547,76 1.970.015,15 1.924.551,51 2.031.943,51 1.289.713,45 549.134,95 558.807,69 353.882,40 181.116,78
Hidroimbabura 36.145,42 142.415,75 151.734,61 8.766,08 111.645,49 130.655,05 214.693,43 114.560,27 293.128,20 -
Moderna Alimentos 145.394,90 122.679,69 65.304,80 95.469,33 45.349,65 62.692,35 56.706,17 90.058,16 68.628,60 -
Municipio Cantón
- - - - 63.294,36 51.755,00 65.920,00 48.210,00 54.334,10 -
Espejo
Perlabí 21.227,13 15.938,13 7.093,53 5.324,68 2.851,43 8.596,44 21.845,27 10.497,84 77.406,85 147.807,16
Consejo Provincial
19.659,80 22.333,50 4.214,70 12.348,00 8.945,66 6.570,90 8.932,50 - 10.651,20 -
de Tungurahua
Agua Y Gas De
825,57 2.168,55 7.176,72 8.226,72 1.238,73 - - - - -
Sillunchi
Total 23.467.911,28 23.966.801,38 23.186.500,98 28.428.469,72 40.461.524,56 41.860.687,73 39.885.510,53 37.916.329,84 42.773.357,07 38.344.224,19
Las autogeneradoras en el 2020 registraron 708,01 GWh de energía vendida al sistema eléctrico, por un valor de 38,34 MUSD. Las transacciones
efectuadas fueron de corto plazo, contratos y otros. La empresa Hidrosanbartolo fue la que mayor energía vendió, 254,87 GWh, por lo cual facturó
9,47 MUSD.
90
Energía vendida por las empresas Evolución mensual de la demanda de potencia
Tabla Nro. 87: Tabla Nro. 88:
autogeneradoras (MW)
3.953,33
3.949,94
3.951,68
3.941,81
MW
3.886,47
3.903,44
3.903,44
4.000
3.794,42
3.790,12
3.900
3.701,49
3.697,72
generación
3.800
3.668,14
3.700
3.600
4.089,12
MW
4.032,18
3.942,30
3.921.50
3.935,11
4.200
3.820,26
3.712,96
4.000
3.659,21
3.626,89
3.633,51
3.458,73
3.800
3.600
3.400
3.100
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
91
Figura Nro. 94: Crecimiento de la demanda de potencia 2020 (%) Figura Nro. 95: Reserva energética, 2020 (GWh)
-8,18 % En las figuras Nros. 96 y 97, se presenta la evolución mensual total y por
embalse respectivamente. La máxima reserva de energía se registró en
-12,26 %
junio, alcanzando un valor de 1.436,03 GWh con un aporte mayoritario del
embalse Mazar (836,21 GWh); y, la mínima reserva se presentó en marzo,
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
llegando a los 673,56 GWh, con una participación mayoritaria del embalse
Mazar (355,39 GWh).
800
400
Al 31 de diciembre de 2020, la reserva energética en los embalses llegó
0
a 739,09 GWh, con una diferencia de 296 GWh inferior a la del 2019 y un
2020-01-31
2020-02-29
2020-03-31
2020-04-30
2020-05-31
2020-06-30
2020-07-31
2020-08-31
2020-09-30
2020-10-31
2020-11-30
2020-12-31
decrecimiento del 28,6 %.
Esta reserva se calculó en función de los niveles de embalse alcanzados Amaluza Mazar Daule Peripa Pisayambo Coca Codo
hasta finales de año, mismos que registraron las siguientes cotas: Mazar
(2.140,72 msnm); Amaluza (1.984,52 msnm); Daule Peripa (71,62 msnm); Figura Nro. 97: Reserva energética mensual por embalse (m3/s)
Pisayambo (3.560,08 msnm); y, Coca Codo Sinclair (1.222,4 msnm).
1.043,47
1.258,96
1.267,30
1.413,33
1.198,19
1.419,13
694,54
739,09
969,25
735,44
673,56
2020-04-30
2020-06-30
2020-09-30
2020-02-29
2020-08-31
2020-03-31
2020-05-31
2020-07-31
2020-01-31
2020-10-31
2020-11-30
2020-12-31
92
2.8.2.2 Indisponibilidad de generación 2.8.3 Principales mantenimientos en el
Sistema Nacional Interconectado (SNI)
Durante el 2020 se suscitaron varias causales que disminuyeron
la disponibilidad técnica de las unidades generadoras, entre estos En 2020 se registraron 4.453 mantenimientos en elementos del SNI, de
se tienen: fallas, mantenimientos (programados, emergentes y no las cuales: el 60 % (2.664) corresponde a mantenimientos programados,
programados), falta de combustible, terceros y casos fortuitos. el 27 % (1.195) corresponde a mantenimientos emergentes y el 13 %
(594) a mantenimientos sin número de registro.
Como producto de los eventos mencionados, la potencia indisponible
promedio total alcanzó los 1.452,4 MW (ligeramente superior a la
En relación al 2019, se ha producido un decremento del 5 % (242) de
registrada en el 2019 con 1.433,4 MW), compuesta por 677,5 MW de
mantenimientos consignados en el 2020, esta información se presenta
indisponibilidad hidráulica y 774,9 MW de indisponibilidad térmica. El
en la figura Nro. 99.
comportamiento mensual se presenta en la figura Nro. 98.
MW
1.492
1.800 1.628,51
1.596,91 1.608,30
1.566,30
Programado
1.500 1.406,16
4.453 Emergente
1.500,22
1.487,01 1.462,90
1.400,71
1.282,28 1.303,16
1.200
1.185,73 565 573
500
327 294
900
2 12 32 62
600
Transmisión Distribución Generación Interconexión CENACE
300
En la figura Nro. 100 se muestra el aporte en porcentaje según
el tipo de mantenimiento, en donde se evidencia que el total de
0
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. mantenimientos programados alcanzó el 59,82 % mientras que los
Hidraúlica 829,84 736,41 505,46 552,59 657,73 795,05 604,14 814,19 592,76 817,78 682,86 540,64
emergentes el 26,84 %.
Térmica 657,17 669,75 680,27 729,69 805,17 833,46 896,07 782,72 807,95 790,53 883,44 762,52
Total 1.487,01 1.406,16 1.185,73 1.282,28 1.462,90 1.628,51 1.500,22 1.596,91 1.400,71 1.608,30 1.566,30 1.303,16
93
Cumplimiento del plan de mantenimientos de
2.8.4 Cumplimiento plan de mantenimientos Figura Nro. 102:
transmisión
40 120 % 40,00 %
20
33,33 %
10
30 23 16 10 11 33 17 50 63 65 55 46 25
0 0,00 %
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
100 %
20
En la figura Nro. 103 se puede observar el indicador de horas de ejecución
de mantenimientos de distribución que presentaron desconexión de
10
carga.
346,4
146,4
129,3
72,8
64,2
24,4
21,7 17,0 12,0
30,7
22,6 17,3 6,7
13,8
7,3 4,5 2,0 1,8
E.E. Centro Sur
E.E. Sur
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Manabí
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Milagro
CNEL-Sucumbíos
CNEL-El Oro
CNEL-Los Ríos
CNEL-Esmeraldas
E.E. Cotopaxi
CNEL-Sto. Domingo
E.E. Quito
E.E. Riobamba
E.E. Azogues
E.E. Norte
CNEL-Guayaquil
E.E. Ambato
94
2.8.5 Mantenimientos en generación
CELEC-Sur 81
Enermax 3 CELEC-
Hidrosierra 3 Hidroagoyán 62
Ecoluz
4
E.E. Cotopaxi 6 CELEC-Sur 55
Sibimbe 7
San José De Minas 8 CELEC-
Hidronación 42
Sigchos 9
C.E.M. Ipnegal 10 CELEC-
12 Termoesmeraldas 41
San José De Tambo
Hidrosierra 15
CELEC-Termo
Epaa 16 Gas Machala 41
Hidroperlabí 17
CELEC- 6
San Bartolo 17 Hidroazogues
Ecuagesa 18
Emac-Bgp 19
Normandia 21
Generoca 24
Hidroalto 25
EPMAPS
Elitenergy S.A. 31
CNEL EP 33
E.E. Riobamba 33
Hidroabanico 33
E.E. Quito 54
Elecaustro 61
E.E. Sur 61
E.E. Norte 65
E.E. Ambato 150
CELEC EP 883
95
ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2020
DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
CAPÍTULO
Fauna - Galápagos
Autor: Ministerio de Turismo
CAPÍTULO 03
TRANSMISIÓN
DEL SECTOR ELÉCTRICO
ECUATORIANO
3.1 Subestaciones de la
CELEC EP - Transelectric
Al 2020 la capacidad máxima en subestaciones del transmisor fue
de 15.375,55 MVA, incluyendo las subestaciones móviles; lo que
representó un incremento del 93,21 % respecto al 2011.
Evolución de la capacidad de transformación de Mayores detalles de las subestaciones del transmisor se encuentran en
Tabla Nro. 89:
la empresa transmisora
el anexo D.3. Cabe mencionar que, en algunas subestaciones, el nombre
y características de sus transformadores corresponden a un banco de
Capacidad Máxima transformación.
Año
(MVA)
99
Subestaciones de seccionamiento de la
Tabla Nro. 91:
CELEC EP - Transelectric
El transmisor operó líneas a niveles de voltaje de 500, 230 y 138 kV. En
simple circuito se registró un total de 64 líneas con 3.832,71 km de longitud;
Nivel de Voltaje Número de y, en doble circuito un total de 39 líneas con 2.683,10 km (ver tabla Nro.
Subestación
(kV) Subestaciones
93). Adicionalmente se registraron 4 líneas para interconexión, 3 con
Manduriacu
Colombia y 1 con Perú, las cuales se muestran en la tabla Nro. 94. Más
Zhoray
230 detalles de estas líneas se presentan en el anexo E.3.
Sopladora
Taday
8
Chongón Tabla Nro. 93: Líneas de transmisión por tipo de circuito
San Idelfonso
138
Topo
Puerto Napo
Nivel de Voltaje Número de Longitud
Tipo
(kV) Líneas (km)
138 36 1.630,63
Longitud (km)
Año Tabla Nro. 94: Líneas de transmisión para interconexión
138 kV 230 kV 500 kV Total
2020 2.296,57 3.057,54 610,00 5.964,11 Total Doble Circuito 327,34 536,20
100
3.3 Elementos de compensación Tabla Nro. 96: Compensación inductiva instalada en el SNT
de potencia reactiva en el SNT
Son instalaciones conectadas en el sistema de transmisión, cuyo Nivel de Capacidad Capacidad
Reactores
Voltaje Unitaria Total
propósito es mejorar la operación y control del SNT, realizando una Subestación
(kV) (MVAr) (u) (MVAr)
compensación del flujo de reactivos para regular niveles de voltaje,
factor de potencia, dentro de valores establecidos en las normas de El Inga 500 30,00 1 30,00
230 kV -5 % -7 % 5% 6%
CELEC-Transelectric 792 69 y 46 kV -3 % -5 % 4% 6%
transacciones de energía en de manera instantánea con voltajes por fuera de los límites de calidad
el SNT aprobados, conforme se puede apreciar en las figuras Nros. 106, 107 y
108.
El SNT está estructurado principalmente por líneas y subestaciones que 1,10 1,08 1,09 1,09
1,05
operan a voltajes normalizados de 500, 230 y 138 kV.
1,00
pu
Se hace notar que para zonas radiales del sistema de 138 kV que no
dispongan de elementos de regulación de voltaje, los valores mínimos
serán -7 % para condiciones normales y -10 % en emergencia.
102
103
Figura Nro. 107: Voltajes en subestaciones de 230 kV (pu)
1,10
1,08
1,07 1,07 1,07
1,06 1,07 1,07 1,07 1,07 1,07
1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06
1,05 1,06 1,06
1,05 1,05 1,05 1,05
1,04 1,04
1,05 1,04
1,00
1,00
0,99
pu
0,90
0,85
Bomboiza
Chorrillos
Dos Cerritos
Durán
El Inga
Esclusas
Esmeraldas
Jivino
Machala
Manduriacu
Milagro
Molino
Nueva Prosperina
Pascuales
Pomasqui
Quevedo
Riobamba
San Gregorio
San Rafael
Santa Rosa
Santo Domingo
Shushufindi
Sinincay
Sopladora
Taday
Totoras
Trinitaria
Zhoray
Figura Nro. 108: Voltajes en subestaciones de 138 kV (pu)
1,15
1,12
1,10
1,10 1,08 1,08 1,08
1,07 1,07
1,06 1,06 1,06 1,07 1,06 1,06 1,07
1,06 1,06
1,06 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06 1,05 1,06 1,06
1,05 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,05 1,06
1,06
1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05
1,05 1,04
1,05
1,00
pu
0,85
0,80
Tena
Trinitaria
Tulcán
El Inga
Ibarra
Ambato
Esclusas
Esmeraldas
Topo
Totoras
Salitral
San Gregorio
San Idelfonso
Santa Elena
Santa Rosa
Santo Domingo
Quevedo
Quinindé
Francisco de Orellana
Baños
Nueva Babahoyo
Nueva Prosperina
Macas
Machala
Manta
Méndez
Milagro
Molino
Montecristi
Mulaló
Limón
Loja
Loreto
Pascuales
Pedernales
Policentro
Pomasqui
Portoviejo
Posorja
Puerto Napo
Puyo
Caraguay
Chone
Chongón
Concordia
Cuenca
Cumbaratza
Gualaceo
Yanacocha
104
En el anexo F.11., se presentan a detalle los voltajes en las diferentes subestaciones del SNT.
En condiciones normales de operación, ninguno de los transformadores en el sistema de transmisión, registraron flujos de potencia por sobre su
capacidad nominal.
Sin embargo, debido a eventos temporales de indisponibilidad de otras instalaciones de transmisión, se registró un nivel alto de uso en los
transformadores del SNT: ATT de la subestación Quevedo con 115,46 % y ATT de la subestación Totoras con 110,07 %.
120,00
Límite
102 101 102
98 95 98 98
100,00 92
86 87 87
82 80 82 82
77 79 77 77
80,00 76
72 73 71
69 67
66 65 66
63 63 63
57 59 59
60,00 55
%
52
48
40,00 30 31
29
18 15 18
20,00
Machala
Milagro
Molino
Francisco de Orellana
Ambato
Ambato
Baños
Caraguay
Chone
Chorrillos
Chorrillos
Cuenca
Cumbaratza
Dos Cerritos
Durán
El Inga
El Inga
El Inga
El Inga
Esclusas
Esmeraldas
Esmeraldas
Esmeraldas
Gualaceo
Ibarra
Ibarra
Ibarra
Jivino
Limón
Loja
Loreto
Macas
Machala
Machala
Manta
Méndez
Milagro
Molino
Montecristi
Móvil Efacec 1
Móvil Mitsubishi
Mulaló
El Inga
AT1 AT2 ATQ ATQ ATQ ATI ATJ ATQ ATQ ATK ATL ATT ATI ATJ ATH ATU ATT ATQ ATR ATT ATQ TRG T1 ATR ATQ TRK TRE ATQ ATQ TRQ ATQ TRK ATR ATQ TRE ATK ATU AT1 AT2 ATQ TMK AMQ ATQ
140,00
160,00 115
110 Límite
106
99 97
100,00 96
92 93 93 91
89 89 90 89 88 90 89
84 86
83 83
78 79
80,00 72 71
67
%
60 61 59 59 59 57
60,00 54
50 48
45 44
42
40,00 34
29 27
22
20
20,00
0
Nueva Babahoyo
Nueva Babahoyo
Nueva Prosperina
Nueva Prosperina
Santo Domingo
Santo Domingo
Santo Domingo
Santo Domingo
Pascuales
Pascuales
Pascuales
Pascuales
Pedernales
Policentro
Pomasqui
Pomasqui
Portoviejo
Portoviejo
Posorja
Puyo
Quevedo
Quevedo
Quinindé
Riobamba
Riobamba
Salitral
Salitral
San Gregorio
San Gregorio
San Rafael
Santa Elena
Santa Elena
Santa Rosa
Santa Rosa
Santa Rosa
Sinincay
Tena
Totoras
Totoras
Trinitaria
Trinitaria
Tulcán
Yanacocha
ATR ATQ ATQ TRK ATU ATT ATR ATQ ATQ ATQ ATU ATT AA1 AA2 ATQ ATQ ATT ATR ATQ TRK ATL ATQ ATR ATT ATK ATH ATQ ATR TRN ATU ATT ATR ATU ATT ATQ TRK TRQ ATQ ATT ATQ ATT ATQ ATQ
105
106
%
%
120
100
20
40
60
80
0
0
20
40
60
80
100
120
41,22
C1
Chorrillos - Pascuales 1
C1
C2 C1
Chorrillos - Pascuales 2 37,59 49,04
Chorrillos - Pascuales 2 38,07
- San Rafael 1
Coca Codo Sinclair
C2 C1
Chorrillos-Esclusas 61,98
C1
Chorrillos-Nueva Prosperina 62,85
C1
Dos Cerritos - Pascuales 55,80
C1
Durán - Esclusas 41,84
C1
35,88
C1
El Inga - Pomasqui 61,71
- San Rafael 2
El Inga - Pomasqui 57,73
C2 C1
Esclusas - Termoguayas
C1
Esclusas - Trinitaria 46,47
C1
C1
Jivino - Shushufindi 7,38 36,85
Unidad de Negocio Transelectric.
C1
Machala - Zorritos 18,08
El Inga -Tisaleo
Machala - Zorritos 0,00
C2 C1
Manduriacu - Santo Domingo 3,59
C2 C1
Milagro - Dos Cerritos 67,00
C1
37,97
C1
Milagro - Durán 62,06
C1
San Rafael - Inga
Milagro - Machala 21,64
C1
Milagro - Minas San Francisco 45,64
Límite
87,06
C1
Milagro - Pascuales
C1
Milagro -Zhoray 104,53
C1
Milagro -Zhoray 90,97
38,92
Nivel de uso de líneas de 500 kV
C2 C1
Minas San Francisco - Machala 54,89
C1
Molino - Pascuales 81,11
para líneas de 138 kV que corresponden a eventos transitorios.
C2 C1
Molino - Taday 88,34
C1
Molino - Taday 51,93
35,68
C2 C1
Nueva Prosperina - Trinitaria 28,47
F.13., el nivel de uso mensual de los transformadores de la CELEC EP
C1
Pomasqui - Jamondino 1
C2 C1
Pomasqui - Jamondino 2 54,03
Nivel de uso
Pomasqui - Jamondino 2 48,65
C2 C1
Quevedo - Baba 44,24
37,86
C1
Quevedo - Chorrillos
Límite
C2 C1
Quevedo - San Gregorio 56,26
49,11
C1
San Francisco - Totoras
C2 C1 C2
San Gregorio - San Juan de Manta 11,77
C1
San Rafael - Jivino 17,84
60,10
C2 C1
Santa Rosa - El Inga
C2 C1
Santa Rosa - Pomasqui 46,28
C2 C1
69,04
C2 C1
Santa Rosa - Totoras 71,66
C2 C1
Santo Domingo - Baba 36,11
C1
Santo Domingo - Esmeraldas 2 14,69
C2 C1
Santo Domingo - Quevedo 55,12
C1
Sopladora - Esclusas 68,15
C1
Sopladora - Milagro 62,50
C1
Taday - Bomboiza 20,40
52,82
C1
Totoras - Riobamba
C1
100
20
40
60
80
0
53,00
C1
Baños - Agoyán
diez años.
C2 C1
Baños - Topo 67,18
C1
Chongón - Posorja 53,05
en el SNT
62,78
C1
Chongón - Santa Elena
C1
Chongón - Santa Elena 2 23,07
C1
Cuenca - Gualaceo 67,60
C1
Cuenca - Yanacocha 80,55
Transelectric en el 2020.
C2 C1
Daule Peripa - Chone 83,79
C1
Daule Peripa - Portoviejo 58,62
C2 C1
C1
Esclusas - Caraguay 51,33
C2 C1
Gualaceo - Limón 40,34
25,75
C1
Ibarra - Tulcán
C1
Jaramijó - Manta 30,45
C1
Jaramijó - Montecristi 76,78
C1
La Concordia - Pedernales 7,64
43,95
C1
La Concordia - Quinindé
C1
Limón - Méndez 41,45
Figura Nro. 112:
20,38
C1
27,01
C1
2011
2017
2013
2012
2015
2018
2014
2019
2016
Límite
2020
Policentro - Pascuales 65,28
104,59
Tabla Nro. 100:
C1
Fuente: CENACE
C1
19.285,45
17.486,28
16.462,55
26.979,90
20.140,84
27.532,24
24.774,32
18.089,07
23.686,10
23.057,96
Puerto Napo-Tena 54,34
C1
54,43
C1
18.708,93
25.975,02
26.578,72
23.900,70
19.496,29
17.519,34
16.822,04
22.903,10
22.331,04
15.809,23
48,64
C1
42,12
Consumo de
56,96
45,58
25,56
24,85
109,09
75,30
39,17
27,70
30,02
29,15
43,98
19,43
54,45
C1
Tena - Loreto
C1
Totoras - Ambato
Pérdidas
895,79
896,57
798,32
737,42
687,75
616,84
544,87
550,97
634,22
624,18
C1
Tulcán - Panamericana
Yanacocha - Delsitanisagua
C1
30,23
(%)
Pérdidas
C2 C1
3,11
107
Figura Nro. 113: Pérdidas de energía en el SNT Figura Nro. 114: Pérdidas de energía en el SNT
GWh %
GWh %
3.000 7
30.000 27,532 14
26.980
24.774
25.000 23.058 23.686 12 6
2.500
20.141
19.285 10
20.000 16.463 17.486 18.089 5
8 2.000
15.000
4
6
3,63
3,79
1.500
3,32
3,26
3,06
2,86
2,98
3,22
3,01
10.000
3,11
4 3
5.000 2 1.000
2
0 0 !
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
500 1
transmisor del 2020; se observa que las subestaciones que forman Pérdidas del S.N.T. 3,61 3,54 3,27 3,27 3,43 3,35 3,21 3,49 3,40 3,37 2,70 3,13
108
3.5.3 Facturación de la Figura Nro. 115: Demanda máxima no coincidente y
facturación mensual
CELEC EP - Transelectric
MW MUSD
En la tabla Nro. 102 se indican los montos totales facturados por la 4.500 12
CELEC EP Unidad de Negocio Transelectric en cada uno de los años del 4.000
3.500 11
período 2011 - 2020. Cabe indicar que en el 2007, las inversiones por 3.000
10
2.500
concepto de expansión del sistema de transmisión eran cubiertas por 2.000
9
el Transmisor, y a partir del 2009 el Estado Ecuatoriano pasa a financiar 1.500
1.000 8
este concepto, por tal razón únicamente se reportan valores por cargo 500
fijo. 0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
7
Demanda Max 4.210,82 4.215,19 4.102,92 3.471,18 3.664,64 3.787,32 3.775,87 3.831,49 3.921,73 4.079,67 4.045,01 4.134,93
Facturación 10,77 10,69 10,18 8,89 9,91 10,18 9,43 9,38 9,50 7,88 7,81 8,00
2012 60,33
De los 1.820 mantenimientos ejecutados, el 69,89 % (1.272) corresponden
2013 67,57 a campos de conexión, el 8.90 % (162) a transformadores, el 8,24 %
2014 65,80 (150) a líneas de transmisión, el 6,10 % (111) a subestaciones, el 3,02 %
2015 83,38 (55) a barras, el 2,36 % (43) a elementos de compensación, y el 1,48 %
(27) a equipos y sistemas de transmisión.
2016 77,18
2017 97,85
Figura Nro. 116: Mantenimientos por empresa y elementos
2018 123,74 de transmisión
2019 118,05
2020 112,61
Capacitadores
8%
A continuación se indica, para cada uno de los meses del 2020, la 3%
Líneas de
demanda máxima no coincidente en subestaciones de entrega del Barras transmisión
109
ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2020
DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
CAPÍTULO
Fauna - Orellana
Autor: Ministerio de Turismo
CAPÍTULO 04
DISTRIBUCIÓN
DEL SECTOR ELÉCTRICO
ECUATORIANO
4.1 Clientes
La ARCERNNR determina para los clientes regulados un costo por la
provisión de dicho servicio, y la aplicación de los mecanismos de cobro a
los usuarios del sector eléctrico.
A continuación, se presenta el detalle multianual de clientes de las Nota: En la tabla Nro. 103, para 2019-2020 no se contabilizan los clientes regulados a los asociados
con la prestación del Servicio de Alumbrado Público General (SAPG) que fueron reportados
empresas distribuidoras. Como se puede observar en la tabla Nro. 103, por las distribuidoras; esto considerando lo estipulado en la Regulación Nro. ARCONEL 006/20
denominada “Prestación del Servicio de Alumbrado Público General” que establece que los
al 2020 se registró un total de 5.368.697 clientes, lo que representa un usuarios del servicio de alumbrado público general son todas las personas que utilizan el SAPG.
incremento del 28,15 % (1.179.162 clientes) respecto al 2011.
En el periodo de estudio, la tasa de crecimiento promedio de clientes
residenciales, comerciales, industriales y otros fue de 2,60 %; 1,81 %;
Tabla Nro. 103: Evolución histórica del número de clientes de las
empresas distribuidoras -1,32 %; y, 4,51 % respectivamente.
113
Al 2020 el total de clientes finales fue 5.368.697 de los cuales 204 Número de clientes regulados por grupo
Figura Nro. 118:
de consumo
corresponden a clientes no regulados.
La tabla Nro. 104 muestra el detalle del número de clientes regulados y no 88,50 %
regulados por empresa distribuidora. 9,22 %
1,51 %
Tabla Nro. 104: Número de clientes regulados y no regulados de
las distribuidoras
0,77 %
Clientes Regulados
Total Total No
Empresa
Regulados Regulados
Total 4.751.187 495.079
Residencial Comercial Industrial Otros 80.976
41.251
CNEL-Guayaquil 626.476 76.530 2.253 5.013 710.272 43 710.315
CNEL-Guayas Los Ríos 327.126 19.937 824 5.717 353.604 22 353.626
Residencial Comercial Otros Industrial
CNEL-Manabí 307.844 18.261 644 5.172 331.921 12 331.933
CNEL-El Oro 236.579 22.311 1.690 3.862 264.442 2 264.444
La tabla Nro. 105 presenta el número de clientes regulados desagregados
CNEL-Sto. Domingo 224.542 25.010 274 3.210 253.036 4 253.040
CNEL-Milagro 139.443 12.594 165 1.606 153.808 5 153.813 por provincia.
CNEL-Esmeraldas 119.407 8.525 375 2.510 130.817 3 130.820
CNEL-Los Ríos 126.711 7.274 370 1.745 136.100 2 136.102
Tabla Nro. 105: Número de clientes regulados por provincia
CNEL-Sta. Elena 115.579 9.716 201 2.251 127.747 4 127.751
CNEL-Sucumbíos 85.173 12.089 500 2.474 100.236 1 100.237
CNEL-Bolívar 62.819 3.441 127 1.455 67.842 - 67.842 Provincia Residencial Comercial Industrial Otros Total
CNEL EP 2.371.699 215.688 7.423 35.015 2.629.825 98 2.629.923
Azuay 289.140 28.148 4.895 4.653 326.836
E.E. Quito 1.023.800 136.327 12.743 16.684 1.189.554 77 1.189.631
Bolívar 63.217 3.507 128 1.458 68.310
E.E. Centro Sur 365.697 35.674 5.357 6.469 413.197 9 413.206
Cañar 87.545 6.936 865 1.514 96.860
E.E. Ambato 245.262 28.064 6.326 5.346 284.998 6 285.004
Carchi 52.117 5.984 256 1.058 59.415
E.E. Norte 224.418 26.640 2.753 3.819 257.630 6 257.636
E.E. Sur 187.114 18.007 1.363 6.666 213.150 2 213.152
Chimborazo 161.167 18.845 729 3.332 184.073
E.E. Riobamba 157.761 18.580 733 3.328 180.402 2 180.404 Cotopaxi 131.273 11.489 3.854 2.414 149.030
E.E. Cotopaxi 129.767 11.424 3.849 2.374 147.414 4 147.418 El Oro 216.962 20.923 1.489 3.505 242.879
E.E. Azogues 35.307 2.436 516 730 38.989 - 38.989 Esmeraldas 126.193 8.839 383 2.606 138.021
E.E. Galápagos 10.362 2.239 188 545 13.334 - 13.334 Galápagos 10.362 2.239 188 545 13.334
Empresas Eléctricas 2.379.488 279.391 33.828 45.961 2.738.668 106 2.738.774 Guayas 1.039.461 106.193 3.119 11.702 1.160.475
Total General 4.751.187 495.079 41.251 80.976 5.368.493 204 5.368.697 Imbabura 140.922 16.170 1.670 2.125 160.887
Loja 153.925 14.361 1.027 5.053 174.366
Los Ríos 213.845 13.352 544 2.934 230.675
Nota: En la tabla Nro. 104, para 2019-2020 no se contabiliza como clientes regulados a los
suministros asociados con la prestación del SAPG que fueron reportados por las distribuidoras,
Manabí 371.748 22.965 683 6.373 401.769
ver nota de tabla Nro. 103. Morona Santiago 41.546 4.571 424 1.656 48.197
Napo 30.507 3.683 370 1.247 35.807
Orellana 36.273 4.893 263 1.049 42.478
De acuerdo a la tabla Nro. 104, a nivel nacional la CNEL EP representó el
Pastaza 23.859 4.502 517 940 29.818
48,99 % de los clientes regulados.
Pichincha 1.055.273 141.044 13.503 17.236 1.227.056
Santa Elena 89.261 7.413 168 1.826 98.668
En la figura Nro. 118 se aprecia la composición de los clientes regulados Sto. Domingo De Los Tsáchilas 145.164 18.821 216 1.670 165.871
por grupo de consumo; donde, el residencial es el más representativo con Sucumbíos 49.785 7.250 241 1.487 58.763
Tungurahua 192.304 19.963 5.429 3.150 220.846
el 88,50 %, seguido por el comercial con una participación del 9,22 %.
Zamora Chinchipe 29.338 2.988 290 1.443 34.059
Total 4.751.187 495.079 41.251 80.976 5.368.493
114
La figura Nro. 119 muestra la cantidad de clientes regulados por provincia, sobresalen Pichincha y Guayas que abarcan el 44,47 % del total de clientes a
nivel nacional.
1.160.475
401.769
326.836
230.675
242.879
220.846
184.073
149.030
174.366
160.887
165.871
138.021
96.860
98.668
68.310
58.763
35.807
42.478
59.415
48.197
34.059
13.324
29.818
Pichincha
Guayas
Manabi
Azuay
El Oro
Los Rios
Tungurahua
Chimborazo
Loja
Sto. Domingo
Imbabura
Cotopaxi
Esmeraldas
Santa Elena
Carchi
Sucumbios
Morona Santiago
Orellana
Napo
Zamora Chinchipe
Pastaza
Galápagos
Cañar
Bolíviar
La figura Nro. 120 muestra el porcentaje de clientes regulados por región, según la cual, la mayor cantidad de clientes se encuentra en las regiones
Sierra (52,78 %) y Costa (42,33 %).
Sierra
52,78 %
Insular
0,25 %
Costa
42,33 % Amazónica
4,64 %
115
116
4.2 Subestaciones de empresas
A nivel de subtransmisión las empresas distribuidoras registraron
distribuidoras 357 subestaciones con una capacidad instalada de 7.931,96 MVA y 24
La evolución del número y capacidad instalada de subestaciones subestaciones de seccionamiento. El 99,45 % de la capacidad instalada
de distribución se muestra en la tabla Nro. 106; la misma revela un correspondió a subestaciones de reducción.
incremento del 52,73 % en el periodo 2011–2020, respecto a la capacidad
máxima. El detalle de las características de subestaciones y transformadores se
describe en el anexo D.4.
Evolución de la capacidad de transformación
Tabla Nro. 106:
de las distribuidoras
Subestaciones de elevación y reducción de
Tabla Nro. 107:
las distribuidoras
Capacidad Máxima
Año Número
(MVA)
Capacidad
2011 327 5.193,49 Tipo de Número de Número de
Empresa Máxima
Subestación Subestaciones Transformadores
(MVA)
2012 335 5.312,86
E.E. Galápagos 6 24 36,57
2013 347 5.568,68 Elevación
2014 363 5.897,74 E.E. Quito 1 1 6,99
CNEL-Manabí 30 40 539,65
En la figura Nro. 121 se muestra un resumen de los valores de capacidad
máxima de transformación, por tipo de empresa. Los datos detallan la CNEL-Milagro 14 16 252,50
evolución histórica que esta ha experimentado a lo largo del periodo. CNEL-Sta. Elena 17 20 255,00
117
Tabla Nro. 108: Subestaciones de seccionamiento de las 4.3 Líneas de transmisión y
subtransmisión de empresas
distribuidoras
Tap Bodegas 69
CNEL-Milagro 2 Longitud (km)
Tap Chobo 69
Año
CNEL-Sta. Elena S/E Monteverde 69 1 13,2 kV 13,8 kV 22 kV 34,5 kV 46 kV 69 kV 138 kV Total
Limón 13,8
2011 - 78,65 50,41 216,75 211,48 3.893,72 106,99 4.558,00
Méndez 13,8
E.E. Centro Sur 4 2012 - 63,65 50,55 44,97 211,48 4.143,50 56,15 4.570,30
Gualaceo 22
Sur 46
2020 - 29,86 58,04 67,59 245,37 4.874,01 272,96 5.547,83
Centro 13,8
San Ramon 22
E.E. Sur 4 Nota: Los valores incluyen tanto líneas de subtransmisión como líneas asociadas a generación
Zumba 22 (estas últimas se consideran como líneas de transmisión debido a su función y operación).
El Empalme 69
118
Tabla Nro. 110: Detalle de líneas de las distribuidoras Nota: Los valores incluyen tanto líneas de subtransmisión como líneas asociadas a generación
(estas últimas se consideran como líneas de transmisión debido a su función y operación).
CNEL-Bolívar 69 195,26
CNEL-Guayaquil 69 277,28
Las redes de medio voltaje transmiten la energía eléctrica desde las
CNEL-Sucumbíos 69 184,60 Tabla Nro. 111: Redes de medio voltaje por distribuidora (1/2)
CNEL EP 3.245,43
E.E. Riobamba 69 166,39 CNEL-Los Ríos 13,8 2.719,57 24,09 869,53 3.613,19
E.E. Riobamba 69 7,09 E.E. Quito 13,8 1.338,14 28,74 338,87 1.705,75
119
4.5 Transformadores de
Tabla Nro. 111: Redes de medio voltaje por distribuidora (2/2)
distribución
Nivel de
Monofásico Bifásico Trifásico Total
Empresa Voltaje
En la tabla Nro. 112 se presenta la cantidad y capacidad de
(kV) (km) (km) (km) (km)
transformadores monofásicos y trifásicos por empresa
E.E. Norte 13,8 4.350,85 34,61 1.684,31 6.069,77
E.E. Ambato 13,8 3.709,33 24,40 2.018,49 5.752,22
Número y capacidad de transformadores
Tabla Nro. 112:
E.E. Riobamba 13,8 3.467,02 68,17 678,93 4.214,12 por distribuidora
Empresas eléctricas 33.871,26 427,04 14.635,24 48.933,53 CNEL-Guayaquil 34.300 2.238 36.538 1.817,28 668,46 2.485,74
Total General 75.709,01 1.388,46 29.561,28 106.658,75 CNEL-Guayas Los Ríos 31.086 1.365 32.451 986,12 281,63 1.267,75
6.000
CNEL-Bolívar 5.794 258 6.052 71,38 18,86 90,23
CNEL-Manabí
CNEL-El Oro
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Milagro
CNEL-Los Ríos
CNEL-Guayaquil
CNEL-Sta. Elena
E.E. Quito
E.E. Norte
E.E. Ambato
E.E. Riobamba
E.E. Cotopaxi
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
CNEL-Bolívar
E.E. Sur
57 368 182 12 - 15 43 24 - 202 56 16 232 41 35 24 68 10 - - E.E. Azogues 1.851 292 2.143 32,71 24,94 57,64
8.352 6.044 6.044 3.366 3.892 3.315 2.937 2.720 2.471 1.338 1.095 7.052 4.801 6.494 4.351 3.709 3.467 3.175 576 246
E.E. Galápagos 987 157 1.144 25,81 13,41 39,21
Monofásico Bifásico Trifásico Empresas Eléctricas 117.220 30.449 147.669 2.207,95 3.526,46 5.734,41
120
Capacidad en transformadores de
Figura Nro. 123: Tabla Nro. 113: Longitud de redes secundarias por distribuidora
distribución
2.000
CNEL-Guayas Los Ríos 5.515,57 31,07 40,56 5.587,20
500
CNEL-Bolívar 3.205,44 14,67 52,09 3.272,19
CNEL-Manabí
CNEL-El Oro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Milagro
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sucumbíos
E.E. Quito
E.E. Norte
E.E. Ambato
E.E. Riobamba
E.E. Cotopaxi
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
CNEL-Bolívar
E.E. Sur
CNEL-Guayas Los Ríos
121
Longitud de redes secundarias por
Figura Nro. 124: Tabla Nro. 114: Detalle de luminarias por distribuidora
distribuidora
km
14.000 Luminarias Potencia Instalada
Empresa
(u) (kW)
12.000
CNEL-Guayaquil 176.779 28.432,49
10.000
CNEL-Manabí 122.584 22.428,58
CNEL-Manabí
CNEL-Sto. Domingo
E.E. Cotopaxi
E.E. Riobamba
CNEL-Guayaquil
CNEL-Sucumbíos
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Los Ríos
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
E.E. Centro Sur
E.E. Sur
CNEL-Bolívar
CNEL-Guayas Los Ríos
122
Potencia instalada de luminarias por
Figura Nro. 125: Tabla Nro. 115: Cantidad de medidores por distribuidora
distribuidora
kW
Total
50.000 Monofásicos Bifásicos Trifásicos
Medidores
Empresa
45.000
(u) (u) (u) (u)
40.000
35.000
CNEL-Guayaquil 686.037 15.901 8.312 710.250
E.E. Sur
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-El Oro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Los Ríos
E.E. Quito
E.E. Ambato
E.E. Norte
E.E. Riobamba
E.E. Cotopaxi
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
CNEL-Bolívar
123
Figura Nro. 126: Número de medidores 4.9 Acometidas
Al 2020, las empresas distribuidoras registraron un total de 4.150.062
1.400.000
acometidas, entre monofásicas, bifásicas y trifásicas, las cuales
1.200.000 poseen un total de 81.891,65 km. La tabla Nro. 117 muestra información
1.000.000
de acometidas por empresa distribuidora.
800.000
400.000
Al 2020, del total de medidores instalados 144.911, son medidores CNEL-Guayas Los Ríos 325.858 1.739 1.449 7.719,56 25,09 16,64
inteligentes (AMI), estos entre otras funcionalidades permiten realizar CNEL-Los Ríos 127.156 215 609 3.229,96 2,62 6,50
mediciones remotas y en tiempo real de consumos de energía y
CNEL-Manabí 302.839 310 3.205 5.484,84 4,39 42,25
demanda.
CNEL-Milagro 147.599 106 333 3.317,40 1,45 2,97
Tabla Nro. 116: Medidores AMI CNEL-Sta. Elena 116.499 385 481 1.919,26 6,62 4,67
CNEL-El Oro Machala 4.826 452 9 135 5.422 E.E. Azogues 28.182 4.419 1.397 749,74 90,61 25,38
CNEL-Guayaquil Guayaquil 65.277 23.784 1.376 22.937 113.374 E.E. Centro Sur 251.471 42.366 32.798 5.319,30 560,95 383,61
124
4.10 Personal empresas 4.11 Movilidad eléctrica
de distribución
Dentro del Pliego Tarifario, se establecen tarifas para vehículos
En esta sección se presenta la cantidad de personal por tipo eléctricos y para las estaciones de carga rápida. En este sentido,
de empresa. Los valores corresponden al total de personas con con base a la información reportada por las empresas distribuidoras
nombramiento, contratos de servicios ocasionales y otros. en el SISDAT, a continuación, se presenta la información del número
de clientes con tarifa de vehículos eléctricos y estaciones de carga
rápida.
Tabla Nro. 118: Cantidad de personal de las distribuidoras
CNEL-Manabí 705
2016 7 -
CNEL-El Oro 531
2017 105 -
CNEL-Sto. Domingo 454
2018 227 1
CNEL-Sta. Elena 415
2019 279 2
CNEL-Esmeraldas 360
2020 281 2
CNEL-Sucumbíos 366
(*) En el SISDAT se registran clientes con tarifa para vehículos eléctricos desde el 2016, y con
CNEL-Los Ríos 309
tarifa de estaciones de carga rápida desde el 2018.
CNEL-Milagro 323
En la tabla Nro. 120 se presenta el detalle histórico del número de
CNEL-Bolívar 290
clientes con tarifa para vehículos eléctricos por empresa distribuidora.
CNEL EP 5.930
Número de clientes con tarifa para vehículos
E.E. Quito 1.939 Tabla Nro. 120:
eléctricos, periodo 2018-2020
125
En la tabla Nro. 121 se presenta el detalle histórico del número de 4.12 Información operativa de
clientes con tarifa para estaciones de carga rápida por empresa
distribuidora.
distribución
4.12.1 Mantenimientos por empresa
Número de clientes con tarifa para estaciones
Tabla Nro. 121:
de carga rápida, periodo 2018-2020 distribuidora
Con respecto al 2020, del total de clientes con tarifa para vehículos 2,21 % Total CNEL EP
0,70 %
eléctricos (281), la Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A. cuenta 0,81 %
E.E. Quito
0,70 %
con el 71,89 % de clientes (202); mientras que la Empresa Eléctrica
E.E. Centro Sur
Regional del Sur S.A. cuenta con el 17,44 % (49 clientes); y, la Empresa
E.E. Sur
Eléctrica Quito registra el 8,19 % (23 clientes). 1,40 %
87,43 % E.E. Ambato
E.E. Norte
0,58 %
Figura Nro. 127: Porcentaje de participación de las distribuidoras,
clientes con tarifa para vehículos eléctricos, 2020 E.E. Azogues
2,79 % 3,38 % E.E. Riobamba
E.E. Cotopaxi
1 1 E.E. Galápagos
0,36 % 0,36 % En la figura Nro. 129 se observa que en la Unidad de Negocio Guayaquil
E.E. Sur
4 de CNEL EP, se registra el mayor número de mantenimientos: 33,4 %
1,42 % E.E. Quito
(251).
E.E. Ambato
202
71,89 % CNEL-Guayaquil Figura Nro. 129: Mantenimientos por cada Unidad de Negocio de
1 CNEL EP
0,36 % CNEL-El Oro
CNEL- Guayas
CNEL-Guayaquil 251
Los Ríos
23 49 CNEL-Guayas Los Ríos 232
8,19 % 17,44 %
CNEL-Manabí 66
CNEL-Sta. Elena 59
CNEL-Milagro 51
rápida para vehículos eléctricos, en 2020, solo las Empresas Eléctricas CNEL-Los Ríos 21
Sur y Ambato cuentan con este tipo de clientes, con 1 cliente cada una. CNEL-Sucumbíos 18
CNEL-El Oro 16
CNEL-Sto. Domingo 15
126
4.13 Compra de energía En el campo de servicios se incluyen valores por energía reactiva,
inflexibilidades o generación obligada, restricciones operativas,
eléctrica de las distribuidoras potencia y cualquier otro valor componente del precio.
Las empresas distribuidoras, en proporción a su demanda, reciben la El monto por concepto de energía comprada por las empresas
energía según los contratos liquidados por el Operador Nacional de distribuidoras en el 2020 fue 782,63 MUSD, con una variación negativa
Electricidad, CENACE. del 12,05 % respecto del monto registrado en el 2011 (889,82 MUSD).
GWh
La energía comprada por las empresas distribuidoras en el 2020 fue
22.977,95 GWh. Esto representó un aumento de 5.597,42 GWh con 25.000
20.404
22.660
23.290
22.978
18.323
21.527
21.947
21.541
Compra de energía eléctrica de las empresas
19.175
17.381
Tabla Nro. 122:
distribuidoras, periodo 2011-2020 10.000
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2019
2020
2018
2011 17.380,53 705,61 116,97 67,23 889,82
127
Energía comprada por empresa distribuidora,
Energía comprada por empresa distribuidora, Figura Nro. 131:
Tabla Nro. 123 2020 (GWh)
2020
Ambato
Valor por Centro Sur
Energía Valor por Valor por 1.108,32 693,26
Energía Valor Total 3,02 %
Empresa Comprada Servicios Transmisión 4,82 %
Comprada (MUSD) E.E. Quito
(GWh) (MUSD) (MUSD)
(MUSD) 3.808,73 E.E Norte
16,58 % 632,27
CNEL-Guayaquil 5.199,47 117,92 40,58 22,66 181,16 2,75 %
CNEL-Sucumbíos 783,40 17,73 6,12 3,21 27,06 Figura Nro. 132: Energía comprada por Unidad de Negocio de
CNEL EP, 2020 (GWh)
CNEL-Sta. Elena 782,49 17,74 6,09 3,20 27,04
CNEL-Guayaquil
782,49
CNEL-Esmeraldas 615,55 13,96 4,80 2,60 21,37 5,07 %
615,55
3,99 %
495,52 CNEL-Guayas Los Ríos
783,40 3,21 %
5,08 %
CNEL-Los Ríos 495,52 11,24 3,87 2,18 17,30 CNEL-Manabí
96,92
$
0,63 %
128
Tabla Nro. 124 Energía disponible en el sistema de distribución, periodo 2011-2020
Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CNEL-Guayaquil 4.850,38 5.000,26 5.150,22 5.491,03 5.700,38 5.571,67 5.531,36 5.496,11 5.746,01 5.576,04
CNEL-Guayas Los Ríos 1.518,52 1.590,19 1.708,56 1.883,93 2.042,83 2.141,23 2.194,70 2.359,75 2.586,01 2.746,40
CNEL-Manabí 1.392,44 1.455,11 1.497,58 1.600,03 1.715,32 1.625,34 1.731,98 1.831,69 1.950,65 2.013,95
CNEL-El Oro 749,12 824,92 874,53 970,86 1.069,11 1.119,03 1.155,66 1.226,82 1.332,27 1.334,80
CNEL-Milagro 600,61 608,27 635,93 632,33 663,72 684,05 718,96 808,37 935,73 996,30
CNEL-Sta. Elena 449,25 484,14 517,75 595,97 666,30 667,60 679,03 719,15 791,47 831,75
CNEL-Sto. Domingo 437,10 465,88 494,97 605,56 665,39 673,34 727,24 761,27 794,06 804,70
CNEL-Sucumbíos 211,55 241,61 276,79 311,20 330,66 331,29 401,84 683,14 772,78 784,04
CNEL-Esmeraldas 451,16 504,88 491,93 527,21 562,80 570,31 621,99 598,97 615,74 617,74
CNEL-Los Ríos 343,44 350,00 368,70 397,65 432,34 444,09 450,69 464,07 487,61 506,98
CNEL-Bolívar 67,81 70,86 75,78 79,61 84,09 87,50 92,47 96,39 96,59 97,22
CNEL EP 11.071,39 11.596,13 12.092,74 13.095,36 13.932,95 13.915,44 14.305,91 15.045,74 16.108,91 16.309,92
E.E. Quito 3.814,23 4.003,35 4.154,14 4.278,10 4.364,96 4.395,81 4.541,79 4.628,54 4.561,06 4.221,47
E.E. Centro Sur 838,98 886,98 934,09 1.018,61 1.069,38 1.078,27 1.124,38 1.160,15 1.175,91 1.117,02
E.E. Ambato 502,93 532,88 567,61 599,11 630,20 644,31 668,50 697,70 713,59 695,76
E.E. Norte 520,95 495,88 534,48 561,22 573,12 575,89 617,39 625,70 648,98 640,59
E.E. Sur 270,12 287,36 306,03 327,48 346,38 355,78 363,57 377,75 477,07 607,96
E.E. Cotopaxi 446,52 472,14 476,43 541,36 549,26 537,00 604,90 637,02 605,78 573,43
E.E. Riobamba 285,34 306,80 329,49 352,03 367,46 377,83 397,35 402,69 418,97 405,52
E.E. Azogues (*) 97,20 100,29 103,35 108,52 108,89 110,19 110,59 114,47 110,09 90,77
E.E. Galápagos 35,23 39,13 39,38 45,87 52,51 51,76 54,01 55,96 60,65 53,94
Empresas Eléctricas 6.811,49 7.124,82 7.445,01 7.832,29 8.062,16 8.126,84 8.482,48 8.700,00 8.772,10 8.406,45
Total General 17.882,88 18.720,95 19.537,75 20.927,65 21.995,11 22.042,28 22.788,39 23.745,74 24.881,01 24.716,37
(*) Para el cálculo de la energía disponible de la E.E. Azogues del 2020, para septiembre se replicó el valor de energía disponible de agosto; esto debido a que esta distribuidora obtuvo en septiembre un valor
inconsistente de energía disponible. Esta empresa se encuentra en el proceso de corrección de dicho valor.
129
La energía disponible del sistema de distribución en el 2020
fue 24.716,37 GWh. Con respecto al 2011, existió un aumento de Figura Nro. 135: Energía disponible por Unidad de Negocio de
CNEL EP, 2020 (GWh)
6.833,49 GWh en la energía disponible, equivalente al 38,21 % de
incremento.
784,09 617,74
CNEL-Milagro
CNEL-Esmeraldas
1.334,80
8,18 % CNEL-Los Ríos
2.746,40
10.000
2.013,95 16,84 %
22.042
20.928
22.788
24.881
23.746
24.716
21.995
CNEL-Bolívar
19.538
17.883
18.721
12,35 %
5.000
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
E.E Galápagos
53,94
0,22 %
E.E Sur
607,96
E.E Azogues 2,46 %
E.E Riobamba
90,77
405,52
0,37 %
1,64 %
130
131
4.14 Venta de energía eléctrica disponibilidad, administración, operación y mantenimiento; y, los costos
asociados con la responsabilidad ambiental.
de las distribuidoras
Los costos de distribución y comercialización y alumbrado público
general cubren el valor correspondiente a los rubros por concepto de
4.14.1 Régimen tarifario*
calidad, confiabilidad, administración, operación y mantenimiento, y la
expansión de cada sistema resultantes del estudio técnico-económico
elaborado por la ARCERNNR.
4.14.1.1 Precios sujetos a regulación, tarifas
Los pliegos tarifarios son elaborados por esta Agencia, observando, Para el grupo de consumo residencial se consideran las tarifas:
entre otros, los principios de solidaridad, equidad, cobertura de costos residencial, residencial para el programa PEC y residencial temporal.
y eficiencia energética. La tarifa es única en todo el territorio nacional Para el comercial se consideran: comercial sin demanda, comercial
según las modalidades de consumo y niveles de voltaje del usuario final. con demanda y comercial con demanda horaria. Para el industrial se
consideran: industrial con demanda, industrial con demanda horaria,
4.14.1.3 Costo del servicio público de energía industrial con demanda horaria diferenciada e industrial artesanal.
eléctrica Finalmente, el grupo de consumo Otros considera clientes como
entidades oficiales, asistencia social, servicios comunitarios, bombeo
El costo del servicio público y estratégico de energía eléctrica
de agua, escenarios deportivos, estaciones de carga rápida, entre otros.
comprende los costos vinculados a las etapas de generación, de
transmisión, de distribución y comercialización; y, del servicio de
En la tabla Nro. 125 se presenta la evolución de los valores de energía
alumbrado público general, los mismos que son determinados por la
que las empresas distribuidoras facturaron por concepto de servicio
ARCERNNR.
eléctrico, a sus clientes regulados en el periodo 2011-2020.
Año
SPEE
SAPG Total
35,84 %
Residencial Industrial Comercial Otros
30,01 %
2011 5.350,95 4.480,50 2.955,49 1.261,22 882,97 14.931,12
2019 7.656,29 5.054,14 3.923,65 2.463,43 1.382,14 20.479,65 Residencial Industrial Comercial Otros SAPG
2020 8.063,22 4.820,99 3.420,06 2.348,51 1.442,71 20.095,49
De las figuras Nros. 136 y 137 se pueden concluir que en los últimos
años el consumo del sector industrial ha crecido en nuestro país,
mostrando un incremento de 340,49 GWh, que en porcentaje
representó 7,60 %.
133
Tabla Nro. 126 Energía facturada por distribuidora, 2020 (GWh)
Figura Nro. 138: Energía facturada, periodo 2011-2020
SPEE
GWh Empresa SAPG Total
Residencial Industrial Comercial Otros
20.001 20.480 20.095 CNEL-Guayas Los Ríos 825,69 462,13 286,23 364,60 101,91 2.040,57
18.943 18.897 19.428
20.000 17.958
16.743 CNEL-Manabí 606,58 218,02 204,32 266,82 114,83 1.410,57
15.848
14.931
CNEL-El Oro 399,61 293,52 158,68 172,38 88,58 1.112,77
15.000
CNEL-Milagro 241,08 340,60 109,18 85,80 39,62 816,28
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 CNEL-Los Ríos 201,28 36,36 64,36 45,54 36,87 384,41
Residencial Industrial Comercial Otros SAPG Total E.E. Quito 1.698,72 583,21 742,88 281,68 263,60 3.570,09
Para el 2020, del total de energía eléctrica facturada a clientes E.E. Ambato 278,82 109,75 101,19 71,06 90,17 651,00
regulados a nivel nacional (20.095,49 GWh), el 63,71 % correspondió a E.E. Sur 189,84 239,21 64,65 36,14 44,48 574,32
la CNEL EP; y, el 36,29 % a las empresas eléctricas. E.E. Norte 260,58 107,71 89,42 45,05 66,87 569,63
134
135
Tabla Nro. 127 Energía facturada por SPEE y SAPG por provincia, periodo 2011-2020 (GWh)
Año
Provincia
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Guayas 5.618,22 5.892,87 6.263,78 6.804,50 7.206,58 7.149,03 7.037,13 7.043,26 7.275,58 7.213,41
Pichincha 3.532,81 3.695,12 3.852,72 3.926,67 4.015,85 3.987,27 4.093,60 4.157,51 3.999,67 3.687,88
Manabí 1.017,08 1.112,98 1.170,74 1.289,60 1.404,03 1.329,95 1.422,08 1.483,87 1.540,58 1.570,73
Azuay 755,18 803,65 850,19 886,13 933,40 945,76 1.015,06 1.018,99 1.041,11 977,17
El Oro 546,33 608,40 651,21 729,64 801,98 831,02 848,44 906,59 977,46 969,95
Los Ríos 435,82 474,80 507,71 570,00 619,96 628,75 656,42 683,13 702,03 695,02
Sucumbíos 100,01 114,96 131,77 145,34 161,26 169,14 235,91 502,46 580,09 594,67
Tungurahua 382,77 407,22 438,71 458,15 485,79 496,63 517,12 538,15 546,69 529,85
Sto. Domingo de los Tsáchilas 275,10 294,36 315,15 344,26 413,90 429,66 456,19 475,33 489,65 487,67
Esmeraldas 378,72 433,57 429,82 450,40 445,45 450,46 491,47 482,52 479,75 465,77
Cotopaxi 367,62 396,11 405,53 450,92 444,86 429,36 488,27 514,19 482,87 454,28
Santa Elena 233,75 258,11 274,32 327,35 363,81 362,42 373,12 390,78 429,57 432,90
Chimborazo 257,78 276,38 302,97 321,06 334,63 342,93 373,46 359,44 345,32 327,66
Imbabura 262,75 258,88 276,68 300,64 308,67 306,19 343,74 338,74 348,44 322,10
Loja 202,03 215,32 226,73 243,90 253,09 264,15 269,18 282,78 290,19 288,86
Zamora Chinchipe 34,62 37,33 39,15 44,90 47,72 48,47 49,97 53,01 145,50 278,31
Cañar 156,53 163,89 170,58 180,24 185,85 193,70 211,36 193,75 206,87 190,77
Orellana 64,87 75,10 86,51 112,51 118,75 115,41 116,36 124,64 132,03 132,97
Carchi 68,68 69,10 74,05 77,11 81,26 84,57 85,81 92,94 100,94 118,57
Bolívar 59,98 65,84 68,66 72,82 77,30 82,65 85,32 89,06 90,84 92,65
Napo 48,93 52,12 56,13 62,07 65,58 69,80 75,23 81,92 85,84 82,50
Morona Santiago 52,54 56,30 59,70 60,73 63,97 66,66 71,77 71,22 72,95 72,57
Pastaza 40,84 43,42 47,52 49,73 51,53 54,34 55,89 58,17 59,80 59,10
Galápagos 32,52 36,20 36,53 42,09 47,98 47,01 49,71 51,13 55,89 50,13
Zonas en estudio 5,65 5,98 6,08 7,52 9,41 12,11 4,97 7,06 - -
Total 14.931,12 15.847,99 16.742,94 17.958,30 18.942,59 18.897,43 19.427,56 20.000,62 20.479,65 20.095,49
136
En la tabla Nro. 127 se presenta la energía facturada a nivel de provincia Tabla Nro. 128 Energía facturada por provincia, 2020 (GWh)
Total
Provincia Residencial Industrial Comercial Otros
En la figura Nro. 140 se presenta la energía facturada por cada región del SPEE
Ecuador para el periodo 2011-2019. Guayas 2.694,25 1.945,33 1.312,06 938,51 6.890,15
Figura Nro. 140: Energía facturada por SPEE y SAPG por región Manabí 690,72 247,09 231,44 286,65 1.455,90
Costa Sierra Amazonía Insular y zonas en estudio Zamora Chinchipe 30,37 228,48 11,42 8,04 278,31
SAPG 1.442,71
137
Figura Nro. 141: Porcentaje de energía facturada por región,
Del total de energía facturada al grupo de consumo residencial
SPEE 2020
(8.063,22 GWh): la región Costa facturó el 55,45 %; la Sierra el
Sierra
40,89 %; la Amazónica el 3,39 %; y, la Insular el 0,27 %. Guayas y
36,00 %
Pichincha representaron el 54,97 % de la energía facturada a clientes
residenciales.
Por otro lado, considerando el grupo de consumo comercial, del total Costa
de energía facturada (3.420,06 GWh): la región Costa facturó 57,38 % Amazónica
el 56,93 %; la Sierra el 38,85 %; la Amazónica el 3,70 %; y, la Insular 6,36 %
el 0,52 %. Guayas y Pichincha representaron el 60,55 % de la energía
facturada a clientes comerciales.
Finalmente, del total de energía facturada al grupo de consumo otros 4.14.3 Valores facturados a clientes
(2.348,51 GWh): la región Costa facturó el 70,95 %; la Sierra
regulados de las empresas distribuidoras
el 24,82 %; la Amazónica el 3,93 %; y, la Insular el 0,30 %. Guayas y
En la tabla Nro. 129 se presenta la facturación por servicio eléctrico en
Pichincha representaron el 52,44 % de la energía facturada al grupo de
millones de dólares.
consumo otros.
138
En el 2020, las empresas distribuidoras facturaron a sus clientes Tabla Nro. 130 Valores facturados por distribuidora,
2020 (MUSD) (2/2)
regulados un monto total de 1.851,28 MUSD. Esto es 661,67 MUSD más
que en el 2011, lo que representó un incremento del 55,62 %.
SPEE
Empresa SAPG Total
Residencial Industrial Comercial Otros
Figura Nro. 142: Valores facturados, periodo 2011-2020
E.E. Quito 163,92 48,71 74,47 22,39 18,60 328,09
MUSD E.E. Centro Sur 46,00 23,22 15,71 5,36 8,90 99,19
1.901 1.856 1.906
2.000 1.863 1.851
1.798
E.E. Ambato 29,46 10,12 10,60 4,49 6,17 60,84
1.612
E.E. Norte 27,25 9,70 9,65 3,19 7,45 57,23
1.500 1.357
1.283 E.E. Sur 20,33 17,34 6,92 2,89 4,52 51,99
1.190
E.E. Cotopaxi 14,16 16,57 4,67 2,55 3,85 41,81
1.000
E.E. Riobamba 16,50 4,30 5,80 1,90 3,53 32,03
Residencial Industrial Comercial Otros SAPG Total Del monto total facturado por SPEE y SAPG (1.851,28 MUSD), la CNEL
EP Unidad de Negocio Guayaquil facturó 399,59 MUSD, la E.E. Quito
En la tabla Nro. 130 se presenta la facturación por servicio eléctrico en
facturó 328,09 MUSD, entre las dos representaron el 39,31 % del
millones de dólares (MUSD) correspondiente al 2020.
monto total.
Tabla Nro. 130 Valores facturados por distribuidora, La CNEL EP facturó un total de 1.167,96 MUSD, lo que representó el
2020 (MUSD) (1/2)
63,09 % del total.
SPEE
Empresa SAPG Total Asimismo, se visualiza que a nivel nacional, el grupo de consumo
Residencial Industrial Comercial Otros
residencial es el de mayor facturación, 812,98 MUSD, que representó
CNEL-Guayaquil 175,15 81,27 96,22 31,01 15,94 399,59 el 43,91 % del total.
CNEL-Guayas Los Ríos 81,17 39,47 30,95 21,74 17,84 191,17
Figura Nro. 143: Valores facturados, 2020 (MUSD)
CNEL-Manabí 61,60 17,91 21,70 15,96 9,07 126,23
139
140
Tabla Nro. 131 Valores facturados por SPEE y SAPG, periodo 2011-2020 (MUSD)
Año
Provincia
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Guayas 415,55 454,17 475,72 586,84 662,49 693,85 679,18 645,23 669,65 656,16
Pichincha 274,97 286,31 303,41 344,26 374,62 380,46 392,41 383,27 371,12 338,99
Manabí 82,10 91,28 93,12 112,96 130,90 123,90 131,99 128,11 139,59 141,64
El Oro 47,91 53,41 56,95 69,87 80,22 84,46 84,79 86,39 91,86 92,07
Azuay 63,41 67,45 70,49 82,42 91,23 97,90 104,64 97,45 98,30 91,80
Los Ríos 39,91 44,83 47,39 58,84 58,54 61,65 63,33 65,05 67,98 65,75
Santo Domingo de los Tsáchilas 21,67 23,55 30,14 35,90 44,12 46,58 48,63 48,58 49,15 49,51
Tungurahua 35,32 37,05 39,28 44,79 48,86 50,47 52,05 51,76 51,67 48,84
Sucumbíos 9,58 10,39 12,13 14,86 16,44 17,52 21,98 40,01 45,02 45,36
Santa Elena 21,68 24,57 26,68 30,08 39,62 41,46 41,82 40,67 43,26 42,50
Cotopaxi 28,33 30,47 31,72 38,93 42,21 44,04 48,82 46,52 44,61 41,96
Esmeraldas 31,81 36,37 37,88 36,45 38,43 43,73 45,97 40,88 42,13 40,79
Imbabura 23,69 24,02 25,43 29,81 32,01 32,08 35,64 34,50 35,35 33,40
Chimborazo 23,03 24,58 27,13 31,41 34,71 36,62 38,79 35,77 34,43 32,72
Loja 19,66 21,08 22,30 25,93 27,74 28,84 29,05 29,88 30,48 29,97
Zamora Chinchipe 3,25 3,44 3,62 4,57 5,11 5,24 5,26 5,48 12,20 21,29
Cañar 12,99 13,63 14,05 16,73 18,22 19,93 21,50 18,78 19,93 18,53
Orellana 6,25 6,83 7,78 10,61 11,67 11,55 11,65 12,24 12,92 12,36
Carchi 6,24 6,41 6,85 7,68 8,43 8,97 9,06 9,71 10,61 12,04
Bolívar 6,22 6,30 6,26 7,16 7,91 8,25 8,35 8,54 8,47 8,82
Napo 4,19 4,47 4,79 5,75 6,36 6,90 7,40 7,75 8,05 7,77
Morona Santiago 4,82 5,14 5,43 6,04 6,67 6,91 7,56 7,36 7,58 7,53
Pastaza 3,57 3,80 4,11 4,77 5,17 5,43 5,56 5,72 5,90 5,89
Galápagos 2,93 3,21 3,50 4,40 5,07 5,11 5,35 5,56 6,11 5,59
Zonas En Estudio 0,52 0,55 0,56 0,74 0,93 1,21 0,52 0,73 - -
Total 1.189,61 1.283,32 1.356,73 1.611,82 1.797,70 1.863,06 1.901,33 1.855,92 1.906,42 1.851,28
141
En la tabla Nro. 131 se presentan los montos correspondientes a la
facturación por SPEE y SAPG a nivel de provincia para el periodo 2011- Tabla Nro. 132 Valores facturados por provincia, 2020 (MUSD)
2020.
Provincia Residencial Industrial Comercial Otros Total SPEE
En la figura Nro. 144 se presentan los montos por concepto de facturación
Guayas 271,46 148,49 137,01 61,08 618,04
por servicio eléctrico por cada región del Ecuador para el periodo 2011-
2020. Pichincha 167,53 53,36 76,23 23,27 320,39
Costa Sierra Amazonía Insular y zonas en estudio Chimborazo 16,93 4,27 6,07 1,91 29,19
142
Recaudación de valores facturados,
Finalmente, del monto facturado al grupo de consumo otros (162,40 Tabla Nro. 133 periodo 2011-2020 (MUSD)
MUSD): la región Costa facturó el 67,87 %; la Sierra el 27,34 %; la
Amazónica el 4,41 %; y, la Insular el 0,39 %. Guayas y Pichincha SPEE
Año SAPG Total
representaron el 51,94 % del monto facturado al grupo de consumo
Residencial Industrial Comercial Otros
otros.
2011 484,18 284,75 231,04 86,19 82,93 1.169,09
En la figura Nro. 145 se aprecia el porcentaje del monto facturado que 2012 475,32 297,77 247,20 104,91 105,09 1.230,29
representa cada una de las regiones del Ecuador, considerando el SPEE. 2013 492,76 296,33 267,19 115,74 121,13 1.293,16
Figura Nro. 145: Porcentaje de la facturación por región, 2015 633,06 415,10 380,71 134,35 134,91 1.698,14
SPEE 2020
2016 652,60 446,52 393,52 132,96 135,57 1.761,17
MUSD
Insular
0,30 % 2.000
1.698 1.761
1.815 1.753 1.789
1.800
1.527
1.600 1.436
1.293
1.400 1.230
1.169
1.200
Costa 1.000
56,48 % Amazónica 800
5,67 % 600
400
200
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
SPEE
Empresa SAPG Total
Residencial Industrial Comercial Otros
CNEL-El Oro 29,33 20,72 14,25 9,73 7,79 81,83 132,16 112,06
9,21 % 7,81 %
CNEL-Milagro 16,38 27,09 10,49 5,47 3,39 62,83
CNEL-Esmeraldas 10,57 5,93 5,01 4,32 2,69 28,53 Residencial Industrial Comercial Otros SAPG
Los valores de recaudación presentados en la tabla Nro. 134 no En la tabla Nro. 135 se presenta la recaudación de valores facturados
contemplan la recaudación por concepto de subsidios. en millones de dólares (MUSD) por provincia.
145
Por otro lado, considerando el grupo de consumo comercial, del monto
Tabla Nro. 135 Valores recaudados por provincia, 2020 (MUSD)
recaudado (315,98 MUSD): la región Costa recaudó el 56,50 %; la Sierra
el 39,45 %; la Amazónica el 3,57 %; y, la Insular el 0,47 %. Guayas y
Provincia Residencial Industrial Comercial Otros Total SPEE Pichincha representaron el 60,74 % del monto recaudado a clientes
Guayas 168,36 141,30 122,63 46,50 478,79
comerciales.
146
En el 2020, las empresas distribuidoras entregaron a clientes no
Figura Nro. 149: Valor de peaje por energía y potencia facturada
regulados un total de 1.462,19 GWh, dicha cantidad representó el a clientes no regulados, periodo 2011-2020
269,33 % de la energía entregada a este tipo de clientes en el 2011
(542,90 GWh).
2020 9,36 0,81
147
Tabla Nro. 137 Energía, potencia y valores facturados por concepto de peajes a clientes no regulados, 2020
Demanda Valor Peaje por Valor Peaje por Valor Total Peaje
Energía
Empresa Etapa Funcional Máxima Anual Potencia Energía y Otros
(MWh)
(MW) (USD) (USD) (USD)
148
Los valores de potencia corresponden a la sumatoria de las demandas
máximas mensuales (MW) registradas por los clientes no regulados 4.15 Programa de eficiencia
durante el 2020. energética para cocción por
El valor total percibido por las empresas distribuidoras por concepto
inducción y calentamiento de
de peaje por potencia, energía y otros, en el 2020, fue 10,20 MUSD. De agua con electricidad (PEC)
esta cantidad, la E.E. Quito facturó 5,10 MUSD, equivalente al 49,98 %
del monto total. La tarifa residencial para el Programa PEC “Programa Emblemático
de Eficiencia Energética para la Cocción por Inducción y el
Figura Nro. 150: Valor de peaje por potencia facturada
a clientes no regulados, 2020 Calentamiento de Agua con Electricidad en sustitución del GLP en el
sector residencial”, fue incluida en el Pliego Tarifario por Resolución
CONELEC No. 058/14 de 15 de julio de 2014 y se aplica desde el 1 de
Miles de USD 4.769,87
agosto de 2014.
5.000
4.500
Posteriormente, el Directorio de la extinta ARCONEL, en sesión de
4.000
3.500 02 de diciembre de 2015, aprobó la Regulación Nro. ARCONEL 005/15
3.000 “Modelo de factura para el pago de los servicios públicos de energía
1.009,41
2.500
eléctrica y alumbrado público general”; en el cual se incluye como
715,68
762,15
2.000
484,76
570,42
236,13
1.500
141,03
109,25
71,06
32,42
62,58
86,85
38,82
35,92
51,73
8,55
1.000
y el financiamiento de las cocinas de inducción para aquellos
500
0 consumidores que decidieran optar por estos incentivos.
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Los Ríos
CNEL-Esmeraldas
CNEL-El Oro
CNEL-Sucumbíos
E.E. Quito
E.E. Cotopaxi
E.E. Riobamba
E.E. Ambato
E.E. Sur
E.E. Norte
E.E. Azogues
Figura Nro. 151: Valor de peaje por energía facturada por cocción eléctrica y calentamiento de agua.
a clientes no regulados, 2020
119,79
200
150 (220 V) para aquellos consumidores que accedan a este esquema.
30,42
34,41
27,77
10,00
5,64
2,88
3,38
100
6,55
1,09
1,47
3,34
2,54
2,79
1,21
50
Este modelo se implementó en las facturaciones de los consumidores
0
a partir de enero de 2016.
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Milagro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Los Ríos
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Sucumbíos
E.E. Quito
E.E. Cotopaxi
E.E. Norte
E.E. Riobamba
E.E. Azogues
E.E. Ambato
E.E. Sur
149
4.15.1 Tarifa residencial para el Programa PEC* El Consumo Incremental se determina con la siguiente expresión:
2 Calentamiento de Agua Sanitaria que usen sistemas Si el Consumo Incremental es mayor al límite establecido, según
eléctricos: Un Consumo Incremental de hasta 20 kWh-mes.
sea el caso, el Consumo de la Residencia, excluido el Consumo
Incremental, se determinará de la siguiente forma:
Cocción Eléctrica y Calentamiento de Agua Sanitaria que
3
usen sistemas eléctricos: Un Consumo Incremental de hasta
100 kWh-mes.
ConsumoResidencia= ConsumoBase + ExcesoConsumoincremental
(*) Pliego Tarifario – SPEE – 2020, aprobado mediante Resolución Nro. ARCONEL-035/19 de 23
de diciembre de 2019.
150
Tabla Nro. 138 Clientes beneficiarios del programa PEC a
Para los consumidores residenciales nuevos o los existentes que al diciembre de 2020
momento de registrarse en el Programa PEC informen a la empresa
distribuidora que utilizan sistemas eléctricos para: cocción eléctrica Clientes
Total
de inducción, calentamiento de agua sanitaria o ambos, se establece Clientes Clientes con con cocción
Clientes
Empresa con cocción calentamiento eléctrica y
Programa
un periodo de tres meses durante los cuales el Consumo Incremental eléctrica de agua calentamiento
PEC
de agua
será igual al límite establecido anteriormente, es decir: 80 kWh-mes,
CNEL-Guayaquil 111.542 105 705 112.352
20 kWh-mes o 100 kWh-mes, respectivamente.
CNEL-Guayas Los Ríos 58.409 36 269 58.714
Concomitante con el acápite anterior, el Consumo de la Residencia, CNEL-Manabí 42.225 112 452 42.789
excluido el Consumo Incremental, de estos abonados está dado por CNEL-Sto. Domingo 31.080 854 1.446 33.380
la expresión: CNEL-El Oro 28.998 31 547 29.576
a 0 kWh-mes, el Consumo Incremental será igual al 50% del CNEL-Sucumbíos 10.122 6 115 10.243
Consumo n . CNEL-Bolívar 3.356 9 178 3.543
En la tabla Nro. 138 se presenta la información de los clientes del E.E. Cotopaxi 3.543 52 626 4.221
Programa PEC por empresa distribuidora. E.E. Azogues 838 101 108 1.047
151
Figura Nro. 152: Clientes PEC por empresa distribuidora a Energía facturada y subsidiada por programa
diciembre de 2020 Tabla Nro. 139
PEC en los sistemas de distribución
Figura Nro. 153: Clientes PEC de la CNEL EP a diciembre de 2020 CNEL-Bolívar 3.543 5,33 424.428,34 1,44 129.762,72
Es importante señalar también, que del total de clientes El total de energía subsidiada por programa PEC, en 2020, fue
beneficiarios del programa PEC, el 81,22 % fueron clientes 286,20 GWh.
únicamente con cocción eléctrica, el 4,02 % con calentamiento de
agua y el 14,77 % con los dos equipamientos. La CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil subsidió 47,80 GWh por
programa PEC, equivalente al 16,70 % del total subsidiado.
En la tabla Nro. 139 se presenta la información de los clientes del
Programa PEC en cuanto a energía facturada y subsidiada. Por parte de las empresas eléctricas, la Quito subsidió 78,68 GWh,
que representó el 27,49 % del total subsidiado por programa PEC.
152
Figura Nro. 154: Energía subsidiada por empresa Tabla Nro. 140 Energía facturada y subsidiada en programa PEC
78,68
GWh (GWh) (USD) (GWh) (USD)(*)
Guayas 185.800 477,98 44.509.695,93 84,16 7.574.312,95
80
Pichincha 166.409 370,44 35.139.889,62 80,27 7.224.639,57
Manabí 51.671 116,08 9.926.878,59 22,89 2.059.902,72
70
Los Ríos 38.303 80,81 6.618.942,99 18,69 1.682.253,36
Santo Domingo De
21.727 39,29 3.264.972,84 8,93 803.594,97
Los Tsáchilas
50
Esmeraldas 19.812 38,23 3.255.808,01 7,67 690.017,13
29,02
13,43
12,12
10,05
10,51
20
7,24
7,79
6,43
Loja 9.259 16,42 1.249.088,23 4,86 437.239,53
4,50
3,15
1,94
0,52
1,44
0,19
10 Chimborazo 7.200 13,69 1.160.716,71 3,30 297.443,70
Sucumbíos 5.977 13,03 1.091.977,31 2,56 230.256,00
0
Orellana 4.359 10,18 863.004,37 1,97 177.598,98
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-El Oro
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Los Ríos
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Quito
E.E. Norte
E.E. Ambato
E.E. Sur
E.E. Riobamba
E.E. Cotopaxi
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
(*) El valor subsidiado (USD) se lo determina con un valor referencial de 0,09 USD/kWh.
153
154
155
156
4.16 Pérdidas de energía Las pérdidas de energía de los sistemas de distribución en el 2020,
eléctrica en los sistemas de fueron 3.160,31 GWh. Con respecto al 2011, existió un incremento de
6,00
5,02
4,22
4,07
3,92
4,10
2011 17.882,88 2.634,08 1.560,95 1.073,13 14,73 10
5,91
5,01
4,18
4,37
2012 18.720,95 2.546,06 1.606,80 939,26 13,60 8
8,73
8,58
8,40
8,31
8,10
8,19
2014 20.927,65 2.590,09 1.738,73 851,37 12,38 4
7,30
6,98
7,03
6,87
2015 21.995,11 2.664,37 1.801,78 862,59 12,11 2
0
2016 22.042,28 2.690,94 1.786,48 904,46 12,21
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
GWh
3.500
3.160
2.985 4.16.1 Comparativo de los valores de pérdidas
3.000 2.634
2.546 2.465 2.590
2.664 2.691 2.618 2.705
de las distribuidoras para el 2011 y 2020
547
590
2.500
550
581
571
550
505
548
508
513
2.000 Los valores de pérdidas que registraron cada una de las empresas
distribuidoras en el 2011 y 2020 se presentan en la tabla Nro. 142.
1.500
1.000
2.068
2.042
2.038
2.395
2.120
2.124
2.129
2.613
2.114
1.952
500
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
157
Tabla Nro. 142 Comparativo de pérdidas y energía eléctrica disponible 2011 vs. 2020
2011 2020
Variación
Empresa Disponible en el Pérdidas del Pérdidas del Disponible en el Pérdidas del Pérdidas del
Pérdidas (%)
Sistema Sistema Sistema Sistema Sistema Sistema
(GWh) (GWh) (%) (GWh) (GWh) (%)
CNEL-Guayas Los Ríos 1.518,52 330,68 21,78 2.746,40 424,17 15,44 (6,33)
E.E. Centro Sur 838,98 56,65 6,75 1.117,02 73,72 6,60 (0,15)
Para efectos del presente análisis comparativo, los valores de pérdidas presentados para la CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil en el 2011,
corresponden a los registrados en ese año por la Empresa Eléctrica de Guayaquil.
158
Comparativo de pérdidas Sucumbíos presentó la disminución más significativa en el porcentaje de
Figura Nro. 157:
2011 vs. 2020 pérdidas, puesto que en el 2011 estas fueron 22,30 %, y en el 2020 7,17 %,
evidenciando una disminución de 15,13 puntos porcentuales.
GWh Pérdidas Sistema 2011 (GWh) Pérdidas Sistema 2020 (GWh)
1.000
Por parte de las empresas eléctricas, la E.E. Sur presentó la disminución
más significativa en pérdidas porcentuales, pasando de 10,56 % en el
775
800
715
424
400
331
distribuidora en el 2020.
258
243
221
169
200
138
137
133
123
107
115
110
74
57
56 Tabla Nro. 143
63
50
52
46
47
42
34
29
32
39
32
32
distribución, 2020
4
5
5
3
6
0 9
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Quito
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Ambato
E.E. Riobamba
E.E. Sur
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
Disponible Pérdidas
Pérdidas No Pérdidas del
en el del Pérdidas Técnicas
Empresa Técnicas Sistema
Sistema Sistema (GWh)
(GWh) (%)
(GWh) (GWh)
pasaron de 137,82 GWh en el 2011, a 132,77 GWh en el 2020, es decir, se CNEL-Milagro 996,30 132,77 47,82 84,94 13,33
redujeron 5,05 GWh en pérdidas.
CNEL-Sta. Elena 831,75 123,31 63,13 60,18 14,83
Por parte de las empresas eléctricas, la Quito presentó la CNEL-Sto. Domingo 804,70 95,28 60,68 34,61 11,84
disminución más significativa, pasando de 257,50 GWh en el 2011, CNEL-Sucumbíos 784,04 56,19 50,30 5,89 7,17
a 243,23 GWh en el 2020, con una reducción de 14,27 GWh por
CNEL-Esmeraldas 617,74 169,32 47,56 121,76 27,41
concepto de pérdidas.
CNEL-Los Ríos 506,98 110,02 43,31 66,71 21,70
Pérdidas Sistema 2011 (%) Pérdidas Sistema 2020 (%) E.E. Quito 4.221,47 243,23 201,08 42,15 5,76
% Pérdidas Nacionales 2011 (%) Pérdidas Nacionales 2020 (%)
45 E.E. Centro Sur 1.117,02 73,72 70,65 3,08 6,60
25
25
23
22
22
22
Pérdidas Nacionales 2011 Pérdidas Nacionales 2020 E.E. Sur 607,96 31,62 18,79 12,83 5,20
20
18
14,73 % 12,79 %
17
17
15
15
15
12
11
14
15
13
13
10
10
11
10
8
7
8
7
7
7
6
7
6
6
5
5
0
E.E. Azogues(*) 90,77 5,50 4,85 0,64 6,06
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Manabí
CNEL-Los Ríos
CNEL-El Oro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Guayaquil
CNEL-Milagro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Riobamba
E.E. Galápagos
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Quito
E.E. Sur
Con respecto a las pérdidas porcentuales, de la tabla Nro. 142 y de la (*) Para el cálculo de las pérdidas de energía de la E.E. Azogues, se replicaron los valores (GWh) reportados en
diciembre 2019 (para enero y febrero 2020), marzo 2020 (para abril 2020), mayo 2020 (para junio 2020), y, agosto
figura Nro. 158 se puede apreciar que la CNEL EP Unidad de Negocio 2020 (para septiembre, octubre y noviembre 2020); esto debido a que esta distribuidora obtuvo en enero, febrero,
abril, junio, septiembre, octubre y noviembre 2020, valores inconsistentes de pérdidas. Esta empresa se encuentra
en el proceso de corrección de dichos valores.
159
La energía disponible en el sistema de distribución fue 24.716,37 GWh,
Figura Nro. 160: Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de
de esta cantidad 3.160,31 GWh corresponden a pérdidas del sistema, distribución, 2020
esto representó el 12,79 % de pérdidas a nivel nacional.
27,41
(%)
En la CNEL EP, las Unidades de Negocio que mayores pérdidas
24,88
registraron fueron Guayaquil (774,88 GWh), Manabí (501,14 GWh) y
25
21,70
Guayas Los Ríos (424,17 GWh). La Unidad de Negocio que menores
pérdidas registró fue Bolívar (5,50 GWh).
20
16,54
15,44
Pérdidas del Sistema
14,83
Por parte de las empresas eléctricas, la Quito fue la que mayores 12,79 %
13,90
13,33
15
11,84
pérdidas en energía registró (243,23 GWh); mientras que la Galápagos
tuvo menores pérdidas (3,81 GWh).
9,81
8,98
10
7,98
7,06
6,60
7,17
6,08
6,06
5,76
5,20
5,66
Pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de
Figura Nro. 159:
distribución, 2020 5
774,88
GWh 0
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Manabí
CNEL-Los Ríos
CNEL-El Oro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Guayaquil
CNEL-Milagro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Riobamba
E.E. Galápagos
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Quito
E.E. Sur
800
700
501,14
600
424,17
500
243,23
400
220,82
169,32
300
132,77
123,31
110,02
95,28
73,72
200
62,81
56,19
51,51
42,31
32,38
31,62
5,50
5,50
3,81
100
0
CNEL-Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Quito
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Ambato
E.E. Riobamba
E.E. Sur
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
160
San Lorenzo - Esmeraldas
Autor: Mario Alejandro Tapia
ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2020
DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
CAPÍTULO
Fauna - Orellana
Autor: Ministerio de Turismo
CAPÍTULO 05
INTERCONEXIONES
DEL SECTOR ELÉCTRICO
ECUATORIANO
5.1 Exportación de energía Figura Nro. 161: Energía exportada periodo 2011-2020
eléctrica
En la tabla Nro. 144 se presenta la energía exportada hacia Colombia y GWh
2.000
Perú, durante el periodo 2011-2020. En el 2011 se exportaron 14,39 GWh y
1.800
en el 2020, 1.340,63 GWh, el incremento fue 1.326,23 GWh.
1.600
1.400
Tabla Nro. 144: Energía exportada por tipo de cliente (GWh) 1.200
1.000
800
Exportación 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 600
400
Colombia 8,22 6,51 28,50 46,86 45,33 378,52 194,53 233,53 1.765,22 1.301,96
200
Perú 6,17 5,37 0,48 0,38 0,85 23,28 17,27 22,13 61,42 38,66 0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Total 14,39 11,88 28,98 47,24 46,17 401,80 211,80 255,66 1.826,64 1.340,63
Perú Colombia Total
165
En la tabla Nro. 145 se presentan los valores económicos por la energía
Tabla Nro. 147: Energía exportada
exportada hacia Colombia y Perú durante el periodo 2011-2020. En el 2011
el monto alcanzó 2,07 MUSD y en el 2020, 55,67 MUSD, el incremento fue
53,60 MUSD. Energía Valores Precio Medio
Interconexión Mes
Exportada (MWh) (USD) (USD ¢/kWh)
Ene 126.736,13 7.275.607,90 5,74
Tabla Nro. 145: Valor de la energía exportada (MUSD)
Feb 107.719,52 9.481.835,11 8,80
Mar 59.338,08 4.208.445,88 7,09
Interconexión 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Abr 201.081,64 6.062.444,37 3,01
Colombia 0,19 0,17 1,11 1,95 2,57 37,36 3,13 5,86 67,75 55,23
May 223.435,04 11.374.995,03 5,09
Jun 221.373,00 10.162.898,58 4,59
Perú 1,88 2,36 0,05 0,04 0,10 0,35 0,22 0,36 0,66 0,44 Colombia
Jul 210.093,61 3.785.529,77 1,80
Total 2,07 2,54 1,16 1,99 2,68 37,72 3,35 6,22 68,41 55,67 Ago 135.355,69 2.204.604,22 1,63
Sep 10.319,00 325.479,09 3,15
En la tabla Nro. 146 se presentan los precios medios de la energía Oct 1.019,77 69.610,25 6,83
exportada en el periodo 2011-2020, para el 2020 fue 4,15 USD ¢/kWh, Nov 210,29 24.338,46 11,57
Colombia con 4,24 USD ¢/kWh y Perú 1,14 USD ¢/kWh. Dic 5.282,43 252.595,09 4,78
Colombia 1.301.964,18 55.228.383,77 4,24
Precio medio de la energía exportada Ene 72,05 8.173,47 11,34
Tabla Nro. 146:
(USD ¢/kWh)
Feb 60,12 6.915,65 11,50
Mar 62,10 16.331,95 26,30
Interconexión 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Abr 1.671,53 15.826,75 0,95
Colombia 2,27 2,66 3,90 4,16 5,68 9,87 1,61 2,51 3,84 4,24 May 4.131,75 36.765,12 0,89
Jun 17.246,17 153.213,98 0,89
Perú 30,46 44,03 10,51 11,04 12,04 1,52 1,30 1,62 1,07 1,14 Perú
Jul 11.596,29 121.287,44 1,05
Ponderado 14,36 21,35 4,01 4,21 5,79 9,39 1,58 2,43 3,75 4,15
Ago 3.017,49 43.727,75 1,45
Sep 579,53 14.656,93 2,53
La exportación de energía durante el 2020 registró un total de Oct 77,25 8.523,45 11,03
1.340,63 GWh, de los cuales 1.301,96 GWh, 97,12 % fueron transferidos a Nov 68,11 7.909,12 11,61
Colombia; y, 38,66 GWh, 2,88 % a Perú.
Dic 79,85 9.083,29 11,38
Perú 38.662,25 442.414,90 1,14
El valor total de la energía exportada fue 55,67 MUSD. De esto 55,23 MUSD,
Total General 1.340.626,43 55.670.798,67 4,15
99,21 % corresponden a lo exportado hacia Colombia y 0,44 MUSD,
0,79 % hacia Perú.
Lo exportado a través del SNT representó 1.339,43 GWh, de los cuales
El precio medio de exportación de energía se situó en 4,15 USD ¢/kWh; 1.301,59 GWh, 97,17 % fueron exportados a Colombia; y, 37,84 GWh,
para Colombia se exportó a 4,24 USD ¢/kWh; y, para Perú a 1,14 USD ¢/kWh. 2,83 % a Perú.
Los precios medios calculados son el resultado de transacciones El valor exportado a través de líneas de transmisión representó
de oportunidad, las cuales no tienen todos los componentes que se 55,54 MUSD: 55,20 MUSD, 99,39 % corresponden a lo exportado
contemplan en el precio medio de venta a un cliente regulado. hacia Colombia; y, 0,34 MUSD, 0,61 % hacia Perú.
166
El precio medio de exportación de energía a través de líneas de El valor exportado a través de redes de distribución representó
transmisión se situó en 4,15 USD ¢/kWh; para Colombia se exportó a 0,13 MUSD, de los cuales 0,03 MUSD, 23,54 % fueron exportados por
4,24 USD ¢/kWh, y para Perú a 0,90 USD ¢/kWh. la Unidad de Negocio Sucumbíos de la CNEL EP y la E.E. Norte a Colombia;
y, 0,10 MUSD, 76,46 % por la E. E. Sur a Perú.
Tabla Nro. 148: Energía exportada a través del SNT
El precio medio de lo exportado a través de redes de distribución se
situó en 11,13 USD ¢/kWh; para Colombia se exportó a 8,35 USD ¢/kWh, y
Energía
Precio Medio
Interconexión Mes Exportada SNT Valores (USD) para Perú a 12,40 USD ¢/kWh.
(USD ¢/kWh)
(MWh)
Ene 126.699,23 7.272.532,81 5,74
Energía exportada a través de redes de
Feb 107.683,95 9.478.894,77 8,80 Tabla Nro. 149:
distribución (1/2)
Mar 59.308,22 4.205.892,10 7,09
Abr 201.052,31 6.059.929,75 3,01 Energía
Exportada Precio
May 223.402,60 11.372.382,39 5,09 Valores
Interconexión Vendedor Mes Sistemas de Medio
(USD)
Distribución (USD ¢/kWh)
Jun 221.346,21 10.160.653,93 4,59 (MWh)
Colombia
Jul 210.061,91 3.782.879,03 1,80 Ene 1,60 161,50 10,09
Ago 135.328,39 2.202.359,83 1,63 Feb 3,40 279,72 8,23
La exportación a través de redes de distribución representó 1,19 GWh, de Dic 29,24 2.423,39 8,29
los cuales 0,37 GWh, 31,37 % fueron exportados por la Unidad de Negocio Colombia 374,80 31.305,87 8,35
Sucumbíos de CNEL EP y la E.E. Norte a Colombia; y, 0,82 GWh, 68,63 %
por la E. E. Sur a Perú.
167
Energía exportada a través de redes de
Tabla Nro. 149: Figura Nro. 162: Energía importada periodo 2011-2020
distribución (2/2)
Energía
Exportada Precio
Valores
Interconexión Vendedor Mes Sistemas de Medio
(USD) GWh
Distribución (USD¢/kWh)
(MWh)
1.400
Ene 72,05 8.173,47 11,34
eléctrica
Tabla Nro. 151: Valor de la energía importada (MUSD)
En la tabla Nro. 150 y figura Nro. 162 se presenta la energía importada
desde Colombia y Perú durante el periodo 2011-2020. Se evidencia una
Interconexión 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
reducción en la importación de energía debido al inicio de operación de
Colombia 87,83 23,99 78,06 96,16 47,98 6,07 0,88 4,63 0,28 12,67
varios proyectos de generación renovables. La energía importada en el
2011 fue 1.294,59 GWh y en el 2020 fue 250,8 GWh, la disminución fue Perú - 1,22 - 0,55 3,13 2,20 - - - -
1.043,80 GWh, lo que representó una reducción del 80,63 %. Total 87,83 25,21 78,06 96,71 51,11 8,27 0,88 4,63 0,28 12,67
Interconexión 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Colombia 1.294,59 236,03 662,34 824,02 457,24 43,92 18,52 106,07 5,83 250,79
Colombia 6,78 10,16 11,79 11,67 10,49 13,82 4,75 4,37 4,80 5,05
Perú - 2,17 - 12,72 54,57 37,75 - - - -
Perú - 56,12 - 4,32 5,74 5,84 - - - -
Total 1.294,59 238,20 662,34 836,74 511,81 81,66 18,52 106,07 5,83 250,79 Ponderado 6,78 10,58 11,79 11,56 9,99 10,13 4,75 4,37 4,80 5,05
168
En el 2020 las importaciones de energía se efectuaron con Colombia a Tabla Nro. 153: Energía importada SNT y redes de distribución
través del SNT y con Perú a través de redes de distribución, se registraron
un total de 250,8 GWh, de los cuales 250,79 GWh, 99,99 % fueron
importados desde Colombia; y, 6,43 MWh, 0,01 % fueron importados Energía
Valores Precio Medio
Empresa Mes Importada
desde Perú. (MWh)
(USD) (USD ¢/kWh)
El precio medio ponderado de la energía importada fue 5,05 USD ¢/kWh; Jun 21,22 1.218,08 5,74
Colombia
para Colombia se importó a 5,05 USD ¢/kWh; y, para Perú a Jul 34,89 750,49 2,15
12,66 USD ¢/kWh. Ago 1.898,78 69.672,03 3,67
Sep 146,21 4.673,18 3,20
Con respecto a la energía total generada a nivel nacional (31.248,00 GWh), Oct 12.657,82 457.606,24 3,62
la importación representó 0,80 %.
Nov 202.063,01 10.868.195,23 5,38
Dic 32.739,66 1.206.686,40 3,69
169
5.3 Comparativo del precio medio En la tabla Nro. 154 y figura Nro. 165, se presentan los precios medios de
importación y exportación de energía eléctrica en el SNT; los resultados
de transacciones internacionales muestran que el precio medio de importación desde Colombia fue
en el SNT ligeramente superior al de exportación; sin embargo y como se pudo
apreciar el volumen de exportación es muy superior al de importación,
En las figuras Nros. 163 y 164 se presentan los precios medios de representando 1.340,63 GWh frente a 250,8 GWh respectivamente.
importación y exportación de energía eléctrica resultado de las
transacciones con Colombia y Perú. Para el periodo de análisis se
Tabla Nro. 154: Comparativo precio medio SNT (USD ¢/kWh)
evidenció que el precio de importación fue mayor al de exportación.
Importación Exportación
Comparativo del precio medio de transacciones Mes
Figura Nro. 163: Colombia Perú Colombia Perú
con Colombia
Ene 8,15 - 5,74 -
USD ¢/kWh Feb 11,86 - 8,80 -
16
Mar 4,33 - 7,09 -
14
Abr 2,53 - 3,01 0,55
12
May 8,23 - 5,09 0,71
10
Jun 5,74 - 4,59 0,85
8
Jul 2,15 - 1,80 0,98
6
Ago 3,67 - 1,63 1,25
4
Sep 3,20 - 3,14 1,40
2
Oct 3,62 - 6,77 -
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Nov 5,38 - 12,17 -
Importación Colombia 6,78 10,16 11,79 11,67 10,49 13,82 4,75 4,37 4,80 5,05 Dic 3,69 - 4,76 -
Exportación Colombia 2,27 2,66 3,90 4,16 5,68 9,87 1,61 2,51 3,84 4,24
Ponderado 5,05 - 4,24 0,90
Figura Nro. 164: Comparativo del precio medio de transacciones Figura Nro. 165: Comparativo precio medio SNT
con Perú
40 10
30 8
20 6
10 4
2
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0
Importación Perú 30,46 44,03 10,51 11,04 12,04 1,52 1,30 1,62 1,07 1,14
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Exportación Perú - 56,12 - 4,32 5,74 5,84 - - - - Importación Colombia Exportación Colombia Exportación Perú
170
Volcán Chimborazo - Chimborazo
Autor: Marisol Díaz Espinoza
ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2020
E INSTITUCIONALIDAD DEL
SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
CAPÍTULO
Fauna - Galápagos
Autor: Ministerio de Turismo
CAPÍTULO 06
MAPA NORMATIVO
E INSTITUCIONALIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO
ECUATORIANO
6.1 Introducción
Figura Nro. 166: Mapa Normativo e Institucionalidad del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2021
Art. 313.- El Estado se reserva el derecho de administrar, regular, controlar y gestionar los sectores
EMPRESAS ELÉCTRICAS DE
estratégicos, de conformidad con los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y MINISTERIO DE ENERGÍA Y RECURSOS GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN
NATURALES NO RENOVABLES
eficiencia.
Políticas, Planificación, Otorgamiento
LEY ORGÁNICA DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA
de títulos habilitantes.
ELÉCTRICA (LOSPEE)
LEY ORGÁNICA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
175
MAPA NORMATIVO E INSTITUCIONALIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
MARCO REGULATORIO
176
6.2 Estructura del Sector Eléctrico 6.3 Marco Legal
Ecuatoriano
La estructura del sector eléctrico está conformada de acuerdo El marco legal parte desde la Constitución de la República del Ecuador
al capítulo I de la LOSPEE, en donde se especifica una estructura del año 2008 que es la norma suprema, a la que está sometida
institucional y una empresarial. toda la legislación ecuatoriana, donde se establecen las normas
fundamentales que amparan los derechos, libertades y obligaciones
El sector eléctrico estará estructurado en el ámbito institucional, de la de todos los ciudadanos, así como las del Estado y las Instituciones
siguiente manera: del mismo. En el ámbito energético se establece, en los artículos 313
y 314, que el Estado se reserva el derecho de administrar, regular,
Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovable
1 (MERNNR), ente encargado de la emisión de políticas,
controlar y gestionar los sectores estratégicos, entre ellos el de
energía eléctrica, de conformidad con los principios de sostenibilidad
planificación y otorgamiento de títulos habilitantes.
ambiental, precaución, prevención y eficiencia.
regulación y controlar las actividades del sector eléctrico. publicada en el Tercer Suplemento del Registro Oficial Nro. 418, del 16
de enero de 2015, derogó la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE),
Operador Nacional de Electricidad, CENACE, ente encargado de publicada en el Suplemento – Registro Oficial Nro. 43 del 10 de octubre
3 operar el sistema eléctrico de potencia y la administración las de 1996 y sus reformas. La LOSPEE derogó también los Mandatos
transacciones del sector eléctrico; y, Constituyentes Nro. 9 y 15. No obstante, ratificó los conceptos del
Mandato Constituyente Nro. 15 y creó una nueva institucionalidad;
4 Institutos especializados. de este modo, consolidó en un único normativo legal disposiciones
establecidas, vigentes desde 2008, más algunas complementarias,
El sector eléctrico, en el ámbito empresarial, actuará a través de con el objetivo de reforzar el modelo ya implementado de integración de
empresas públicas, empresas de economía mixta, empresas privadas, la cadena productiva y de provisión de energía eléctrica en un entorno
consorcios o asociaciones, y empresas de economía popular y con empresas públicas, bajo la rectoría estatal, en régimen de tarifa
solidaria, las cuales participaran dentro de las actividades de única; con un mercado regulado, en el cual las distribuidoras, para
generación, transmisión, distribución, comercialización, alumbrado participar en las transacciones comerciales, deben suscribir contratos
público, movilidad eléctrica y transacciones internacionales de energía a plazo regulados por el Estado; y, con la cobertura y la inversión estatal
eléctrica. dando prioridad al sector rural, en la consideración de que la provisión
del servicio eléctrico es un derecho garantizado por el Estado. En
el Registro Oficial Suplemento Nro. 21 del 20 de agosto de 2019, se
promulgó el Reglamento General a Ley Orgánica del Servicio Público
de Energía Eléctrica (RLOSPEE), el cual establece disposiciones para
la aplicación de la LOSPEE, para normar los derechos, obligaciones
y funciones de los consumidores, instituciones y participantes del
sector eléctrico.
177
legal y régimen de funcionamiento del Sistema Nacional de Eficiencia
Volcán Cotopaxi - Cotopaxi
Energética (SNEE), y promover el uso eficiente, racional y sostenible Autor: Marisol Díaz Espinoza
178
Laguna Limpiopungo - Cotopaxi
Autor: CELEC-Transelectric
ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2020
CAPÍTULO
Fauna - Orellana
Autor: Ministerio de Turismo
CAPÍTULO 07
GLOSARIO
DE TÉRMINOS
Acometida: Es la conexión física entre la red eléctrica de propiedad de la Bajo voltaje: Voltajes inferiores a los 600 voltios.
distribuidora y la instalación eléctrica de propiedad del consumidor.
Calidad: Grado con el que el servicio público de energía eléctrica y
Alimentadores primarios: Son los encargados de transportar la energía de alumbrado público general cumplen con los parámetros técnicos y
eléctrica desde las subestaciones de potencia hasta los transformadores comerciales inherentes al suministro de energía eléctrica y alumbrado
de distribución. público general, respectivamente, establecidos en la normativa vigente.
Alto voltaje: Nivel de voltaje superior a 40 kV. Cargos o costos fijos: Son los costos necesarios para la instalación y
operación de un determinado equipo, independiente de la cantidad de
Alumbrado público general: Es la iluminación de vías públicas, para producción.
tránsito de personas y/o vehículos. Excluye la iluminación de las
zonas comunes de unidades inmobiliarias declaradas como propiedad Central biogás: Central que genera electricidad a partir de la utilización
horizontal, la iluminación pública ornamental e intervenida. (combustión) de biogás con alto contenido de metano, que se produce
por la fermentación controlada de materias primas (sustratos), tales
Año móvil: Es el análisis del desempeño de un año completo (doce como: estiércol líquido, productos agrícolas, los residuos urbanos o
meses), considerando el último mes como el mes de referencia. agroindustriales.
183
Central biomasa: Central que genera electricidad a partir de la utilización Combustible bagazo de caña: Es una alternativa energética,
(combustión) de materia orgánica como fuente energética. Esta es especialmente en las economías que carecen de combustibles derivados
heterogénea y tanto su origen como su naturaleza puede ser diversa, de petróleo. Se utiliza como combustible en los ingenios azucareros. Su
como: bagazo de caña, restos agrícolas o madera. rendimiento es bajo debido a la utilización de tecnologías de combustión
tradicionales.
Central convencional: Central que genera electricidad utilizando como
energía primaria las fuentes de energía que han tenido ya una larga Combustible crudo: Es una mezcla homogénea de compuestos
trayectoria de explotación y comercialización a nivel mundial, como por orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua.
ejemplo: agua, carbón, combustibles fósiles, derivados del petróleo, gas
natural, materiales radioactivos. Combustible diésel: Es uno hidrocarburo líquido de densidad sobre
832 kg/m3, compuesto fundamentalmente por parafinas. Este es
Central de generación: Conjunto de instalaciones y equipos destinados utilizado principalmente como combustible en calefacción y en motores.
a la generación de potencia y energía eléctrica.
Combustible fuel oil: El fuel oil es una parte del petróleo que se obtiene
Central eólica: Central no convencional que usa como energía primaria como residuo en la destilación fraccionada. De aquí se obtiene entre
el viento. 30 % y 50 % de esta sustancia. Es el combustible más pesado de los
que se puede destilar a presión atmosférica.
Central fotovoltaica: Central no convencional que usa como energía
primaria el sol. Combustible gas natural: El gas natural es una fuente de energía
no renovable, ya que se trata de un gas combustible que proviene de
Central hidroeléctrica: Central de generación basada en el uso de la formaciones ecológicas que se encuentra conformado por una mezcla de
energía cinética y potencial del agua. gases que mayormente suelen encontrarse en yacimientos de petróleo,
solo, disuelto o asociado con el mismo petróleo y en depósitos de carbón.
Central no convencional: Central que utiliza para su generación
recursos energéticos capaces de renovarse ilimitadamente provenientes Combustible GLP: El gas licuado de petróleo (GLP), es uno de los
del: sol (fotovoltaica, termosolar), viento (eólicas), agua (pequeñas combustibles alternativos comúnmente utilizados, por su eficiencia y
centrales hidroeléctricas), interior de la tierra (geotérmicas), biomasa, versatilidad. Hay dos tipos de gases que se pueden almacenar en forma
biogás, olas, mareas, rocas calientes y secas; las mismas, que por su líquida con una moderada presurización: el butano y el propano.
relativo reciente desarrollo y explotación, todavía no han alcanzado
un grado de comercialización que les permita competir con las fuentes Combustible nafta: Líquido incoloro, volátil, más ligero que el agua y
convencionales, pero que a diferencia de estas últimas, por lo general muy combustible que se utiliza como disolvente industrial: la nafta es
tienen un impacto ambiental reducido. una fracción ligera del petróleo natural obtenida en la destilación de la
gasolina como una parte de ésta.
Central térmica o termoeléctrica: Instalación que produce energía
eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera Combustible residuo: Es el combustible que se obtiene a partir de los
diseñada para el efecto. residuos de petróleo crudo.
Cliente no regulado: Persona jurídica autorizada para conectar sus Costo variable de producción (CVP): Costo de la operación y del
instalaciones a la red de distribución o de transmisión, mediante mantenimiento de la unidad o central de generación, asociado a la energía
la suscripción de un contrato de conexión, a fin de abastecer producida. El CVP es declarado por el generador o por el autogenerador;
sus requerimientos de energía desde un generador o desde un es aprobado y auditado por el CENACE, conforme la regulación
autogenerador. Esta persona jurídica puede ser un gran consumidor o el correspondiente.
consumo propio de un autogenerador.
Consumidor o usuario final: Persona natural o jurídica que se beneficia
Cliente regulado: Persona natural o jurídica que mantiene un contrato con la prestación del servicio público de energía eléctrica, bien como
de suministro con la empresa eléctrica de distribución y que se beneficia propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor
con la prestación del servicio público de energía eléctrica. directo del servicio.
184
Consumo propio o autoconsumo: Demanda de energía eléctrica del a los clientes no regulados por el pliego tarifario.
autogenerador.
Energía entregada para servicio no público: Es la energía puesta
Contratos regulados: Contratos suscritos entre un generador o a disposición por las autogeneradoras para satisfacer sus propias
un autogenerador con todas las empresas distribuidoras, para la necesidades o las de sus empresas asociadas y que no se pone a
compraventa de energía en forma proporcional a sus demandas, cuyos disposición de los consumidores finales.
aspectos técnicos y comerciales se rigen por lo establecido en la LOSPEE,
en su Reglamento y en las regulaciones emitidas por la ARCERNNR. Energía entregada para servicio público: Es la energía puesta a
disposición de los clientes finales a través de los distintos sistemas de
Demanda: Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, distribución.
promediada en un intervalo de tiempo previamente establecido.
Energía eólica: Es la energía cuyo origen proviene del movimiento de las
Demanda no regulada: Corresponde a la demanda de potencia y a los masas de aire, es decir del viento.
consumos de energía de los grandes consumidores y, de los consumos
propios de autogeneradores. Energía facturada a clientes no regulados: Es la energía entregada a los
clientes de las empresas distribuidoras que no se encuentran sujetos al
Demanda regulada: Demanda de potencia y consumo de energía de los pliego tarifario.
usuarios finales. Incluye el consumo del alumbrado público general.
Energía facturada a clientes regulados: Se refiere a la energía facturada
Empresa autogeneradora: Persona jurídica, productora de energía a clientes de las empresas distribuidoras que se encuentran sujetos al
eléctrica, cuya producción está destinada a abastecer sus puntos de pliego tarifario.
consumo propio, pudiendo producir excedentes de generación que
pueden ser puestos a disposición de la demanda. Energía hidráulica: Es aquella que se obtiene del aprovechamiento de
las energías cinética y potencial de la corriente de ríos, saltos de agua o
Empresa distribuidora: Persona jurídica cuyo Título Habilitante le faculta mareas.
realizar la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica
y el servicio de alumbrado público general, dentro de su área de servicio. Energía neta: Es la energía bruta menos el consumo de auxiliares de
unidades de generación.
Empresa eléctrica: Persona jurídica de derecho público o privado,
cuyo título habilitante le faculta realizar actividades de generación, Energía no renovable: Es un término genérico referido a aquellas fuentes
transmisión, distribución y comercialización, importación o exportación de energía que se encuentran en la naturaleza en una cantidad limitada y
de energía eléctrica y el servicio de alumbrado público general. que no pueden regenerarse una vez consumidas.
Empresa generadora: Persona jurídica cuyo Título Habilitante le faculta Energía renovable: Es la procedente de fuentes que no disminuyen por
realizar la actividad de generación y la venta de energía eléctrica. efecto de su utilización: hidráulica, eólica, solar, geotérmica, biomasa,
mareomotriz y otras.
Energía eléctrica: Flujo de electrones producido con base en fuentes
primarias de energía, mediante generadores eléctricos, transportada y Energía solar: Recibe el nombre de energía solar aquella que proviene del
distribuida hasta las instalaciones del consumidor o usuario final. aprovechamiento directo de la radiación del sol, y de la cual se obtiene
calor y electricidad.
Empresa eléctrica de transmisión o transmisor: Persona jurídica cuyo
Título Habilitante le permite ejercer la actividad de transmisión de energía Energía térmica: Es la energía liberada en forma de calor. Puede ser
eléctrica. obtenida de la naturaleza o del sol, mediante una reacción exotérmica,
como la combustión de algún combustible; por una reacción nuclear
Energía bruta: Es la energía total producida por una unidad de generación. de fisión o de fusión; mediante energía eléctrica por efecto Joule o por
efecto termoeléctrico; o, por rozamiento, como residuo de otros procesos
Energía entregada a terceros: Corresponde a la energía que se transfiere mecánicos o químicos.
185
Factor de carga: Es la relación entre la energía disponible en un periodo Peaje de transmisión: Valor que cancelan por el uso de las líneas
de tiempo y la demanda máxima multiplicada por las horas totales de ese de transmisión las distribuidoras, los grandes consumidores y los
periodo. autogeneradores por sus consumos propios.
Factor de planta: Es la relación entre la energía total producida por una Pérdidas del sistema: Es la diferencia entre la energía disponible y la
unidad o central de generación en un periodo de tiempo y la potencia energía total comercializada por la empresa. Corresponden al total de las
efectiva promedio multiplicada por las horas totales de ese periodo. pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas.
Facturación por servicio eléctrico: Sumatoria de los rubros facturados Pérdidas no técnicas: Son aquellas constituidas por la energía
por concepto de: consumo de energía, demanda de potencia, pérdidas efectivamente suministrada pero no medida, o bien no registrada
en transformadores, comercialización y penalización por bajo factor de comercialmente como tal (fraude, robo o hurto de energía, errores de
potencia. facturación, errores de lectura de mediciones, entre otros.)
Gran Consumidor: Persona natural o jurídica, cuyas características de Pérdidas técnicas: Son aquellas producidas debido al efecto Joule por la
consumo definidas por la Agencia de Regulación y Control de Energía y circulación de corriente en las redes eléctricas.
Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR), a través de la respectiva
regulación, le facultan para acordar libremente con un generador o Pliego tarifario de distribución: Documento emitido por la ARCERNNR,
autogenerador privados, la compra de la energía eléctrica para su que contiene la estructura tarifaria a aplicarse a los consumidores o
abastecimiento. usuarios finales, y los valores que le corresponde a dicha estructura, para
el servicio público de energía eléctrica y el servicio de alumbrado público
Interconexión internacional: Es el punto de conexión donde se realiza la general.
supervisión y medición de las transacciones de importación y exportación
entre dos países. Potencia disponible: Potencia efectiva del generador que está operable
y puede estar o no considerada en el despacho de carga.
Línea de transmisión: Conjunto de estructuras, conductores y accesorios
que forman una o más ternas (circuitos), que se extiende entre dos Potencia efectiva: Es la potencia máxima que se puede obtener de una
subestaciones adyacentes. En Ecuador las líneas de transmisión operan unidad generadora bajo condiciones normales de operación.
en niveles de voltajes de: 138 kV, 230 kV y 500 kV.
Potencia eléctrica: Es la cantidad de energía entregada o absorbida
Medio Voltaje: Voltajes entre 600 V y 40 kV. por un elemento en un instante de tiempo. La unidad en el Sistema
Internacional de Unidades es el Vatio (W).
Participantes: El sector eléctrico estará constituido por las personas
dedicadas a las actividades de generación, autogeneración, transmisión, Potencia instalada o nominal: Es la potencia establecida en los datos de
distribución y comercialización, alumbrado público general, importación y placa de un generador.
exportación de energía eléctrica, así como también las personas naturales
o jurídicas que sean considerados consumidores o usuarios finales. Precio medio: Relación promedio entre el valor de la energía en dólares
(USD) y la cantidad de energía facturada en kWh.
Peaje: Es el valor que se aplica al consumidor no regulado como pago
relacionado con las pérdidas eléctricas y el uso de la infraestructura Proyecto: Obra de infraestructura dentro de una de las actividades de
considerando su punto de conexión. El peaje de energía está relacionado sector eléctrico, que comprende las etapas de diseño, construcción,
con las pérdidas eléctricas, en tanto que, el peaje de potencia con el uso operación, mantenimiento y cierre.
de la infraestructura.
Punto de entrega: Es la frontera de conexión entre las instalaciones
Peaje de distribución: Valor que cancelan por el uso de las redes de de propiedad de la distribuidora y las instalaciones de propiedad de un
distribución los grandes consumidores y los autogeneradores por sus consumidor o usuario final.
consumos propios.
186
Recaudación por servicio eléctrico: Valor total recaudado por consumo funciones son las de transmitir, distribuir, seccionar y transformar, con la
de energía, demanda de potencia, pérdidas en transformadores, finalidad de reducir el voltaje para la utilización en la distribución primaria
comercialización y penalización por bajo factor de potencia, sin valores o para interconexión de subestaciones a un nivel más bajo de voltaje.
de subsidios.
Subestación de distribución: Las subestaciones de distribución son
Servicio público de energía eléctrica (SPEE): Comprende las actividades aquellas que efectúan el cambio de voltaje a niveles inferiores propicios
de: generación, transmisión, distribución y comercialización, alumbrado para la subtransmisión y distribución de energía eléctrica.
público general, importación y exportación de energía eléctrica.
Subestación de seccionamiento: Son elementos del sistema eléctrico
Servicio de Alumbrado Público General (SAPG): Servicio prestado de potencia que permiten la maniobra o interconexión con otras partes
por las empresas distribuidoras para la iluminación de vías públicas del sistema.
para el tránsito de personas y vehículos. Excluye la iluminación de las
zonas comunes de unidades inmobiliarias declaradas como propiedad Tarifa eléctrica: Corresponde al valor que paga el consumidor o usuario
horizontal y la iluminación pública ornamental e intervenida. final del servicio público de energía eléctrica, por el consumo de la energía
y potencia eléctrica que requiere para satisfacer sus diferentes y variadas
Sistema de distribución: Conjunto de líneas de subtransmisión, necesidades, según sus modalidades de consumo y nivel de tensión al
subestaciones de distribución, alimentadores primarios, transformadores que se brinda este servicio.
de distribución, redes secundarias, acometidas, equipamiento
de compensación, protección, maniobra, medición, control y Título habilitante: Acto administrativo por el cual el Estado, delega
comunicaciones, utilizados para la prestación del servicio de distribución o autoriza a una persona jurídica, pública o privada, consorcios o
de energía eléctrica. asociaciones, a efectuar actividades relacionadas con el servicio público
de energía eléctrica.
Sistema Nacional de Transmisión (SNT): Es el conjunto de
instalaciones eléctricas que comprende las líneas de transmisión, las Transacciones de corto plazo: Son las que se originan por la diferencia
subestaciones principales de elevación y de reducción, las instalaciones entre los montos de energía contratados y los realmente consumidos o
y bienes en general, directamente relacionados con la transmisión de producidos, o por los servicios asociados a la generación o transporte de
energía eléctrica; incluyendo los equipamientos de: compensación, energía eléctrica.
transformación, protección, maniobra, conexión, medición, control y
comunicaciones. Transformador: Es una máquina eléctrica estática que permite
aumentar o disminuir el voltaje en un sistema eléctrico de corriente
Sistema Nacional Interconectado (SNI): Es el sistema integrado por alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo
los elementos del sistema eléctrico conectados entre sí, el cual permite (transformador ideal, esto es, sin pérdidas), es igual a la que se obtiene
la producción y transferencia de energía eléctrica entre centros de a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de
generación, centros de consumo y nodos de interconexión internacional, pérdidas, dependiendo de su diseño, tamaño, entre otros.
dirigido a la prestación del servicio público de energía eléctrica, no incluye
la distribución de electricidad. Transmisión: Es el transporte de energía eléctrica por medio de líneas
interconectadas y subestaciones de transmisión, que no tienen cargas
Sistema no incorporado: Es el sistema eléctrico que no está conectado intermedias.
al SNI; por ejemplo sistemas aislados como los insulares.
Unidad de generación: Conjunto de equipos y sistemas que permiten
Sistema Eléctrico de Potencia (SEP): Es el conjunto de instalaciones transformar una fuente de energía renovable o no renovable, en energía
eléctricas conformado por las centrales de generación, el sistema eléctrica.
de transmisión, los sistemas de distribución y las interconexiones
internacionales. Voltaje: Es una magnitud física que cuantifica la diferencia de potencial
eléctrico entre dos puntos.
Subestación: Es un conjunto de equipos de conexión, protección,
conductores, barras, transformadores y demás equipos auxiliares, cuyas
187
7.2 Siglas CNEL-El Oro: CNEL EP Unidad de Negocio El Oro.
188
kW: Kilovatio.
FA: Enfriamiento por aire forzado.
kWh: Kilovatio hora.
FOA: Enfriamiento por aire y aceite forzado.
MUSD: Millones de dólares de los Estados Unidos de América.
GLP: Gas Licuado de Petróleo.
MVA: Mega voltamperio.
LOSPEE: Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.
MVAr: Mega voltamperio reactivo.
MCI: Motor de Combustión Interna.
MW: Megavatio.
MERNNR: Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables.
MWh: Megavatio hora.
OA: Enfriamiento natural por aire.
t: Tonelada.
OCP: Oleoducto de Crudos Pesados.
u: Unidad.
PEC: Programa de eficiencia energética para cocción por inducción y
calentamiento de agua con electricidad. USD ¢/kWh: Centavo de dólar de los Estados Unidos de América por
Kilovatio hora.
SAPG: Servicio de Alumbrado Público General.
USD: Dólares de los Estados Unidos de América.
SISDAT: Sistematización de Datos del Sector Eléctrico.
V: Voltio.
SNI: Sistema Nacional Interconectado.
VA: Voltamperio.
SNT: Sistema Nacional de Transmisión.
W: Vatio.
TEP: Toneladas Equivalentes de Petróleo.
A: Amperio.
gal: Galón.
kV: Kilovoltio.
189
ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2020
Fauna - Orellana
Autor: Ministerio de Turismo
ANEXOS
Anexo A.1.: Potencia nominal y efectiva de empresas generadoras por tipo de central (1/4)
Coca Codo
CELEC-Coca Codo Napo 1.500,00 1.476,00 - - - - - - - - - -
Sinclair 2
Sinclair
Manduriacu Imbabura 63,36 65,00 - - - - - - - - - -
Gonzalo Zevallos
Guayas - - - - - - - - 26,27 20,00 - -
(Gas)
Gonzalo Zevallos
CELEC-Electroguayas Guayas 6 - - - - - - - - - - 146,00 140,00
(Vapor)
Zamora
Delsitanisagua 180,00 180,00 - - - - - - - - - -
CELEC-Gensur Chinchipe 2
Villonaco Loja - - 16,50 16,50 - - - - - - - -
193
Anexo A.1.: Potencia nominal y efectiva de empresas generadoras por tipo de central (2/4)
Minas San
Azuay 270,00 270,00 - - - - - - - - - -
CELEC-Sur Francisco 4
Molino Azuay 1.075,00 1.100,00 - - - - - - - - - -
Termogas
El Oro - - - - - - - - 138,56 130,60 - -
CELEC-Termogas Machala I
2
Machala Termogas
El Oro - - - - - - - - 136,80 119,00 - -
Machala II
Celso Castel -
Sucumbíos - - - - - - 10,00 7,20 - - - -
lanos
Morona
Macas - - - - - - 4,50 4,00 - - - -
Santiago
Sistemas
Sucumbíos - - - - - - 11,00 10,80 - - - -
Menores
194
Anexo A.1.: Potencia nominal y efectiva de empresas generadoras por tipo de central (3/4)
Consejo Provincial de
Tiliví Tungurahua 1 0,10 0,06 - - - - - - - - - -
Tungurahua
Municipio Cantón
Espejo Carchi 1 0,44 0,40 - - - - - - - - - -
Espejo
195
Anexo A.1.: Potencia nominal y efectiva de empresas generadoras por tipo de central (4/4)
San José de
San José de Minas Pichincha 1 6,75 5,95 - - - - - - - - - -
Minas
Total 107 4.715,70 4.685,73 16,50 16,50 24,46 23,57 797,72 693,01 612,53 537,60 441,30 425,60
Anexo A.2.: Potencia nominal y efectiva de empresas autogeneradoras por tipo de central (1/6)
196
Anexo A.2.: Potencia nominal y efectiva de empresas autogeneradoras por tipo de central (2/6)
Morona San -
Hidroabanico Abanico 1 38,45 37,99 - - - - - -
tiago
Morona
Hidronormandía Hidronormandía 1 49,58 49,58 - - - - - -
Santiago
Morona
Hidrosanbartolo Hidrosanbartolo 1 49,98 49,95 - - - - - -
Santiago
197
Anexo A.2.: Potencia nominal y efectiva de empresas autogeneradoras por tipo de central (3/6)
Terminal
Esmeraldas - - 1,72 1,72 - - - -
Marítimo
Estación Peña
Sucumbíos - - 0,58 0,46 - - - -
Blanca
Arcolands
Sucumbíos - - 10,15 8,14 - - - -
Shushufindi
Central de
Orellana - - 5,52 4,42 - - - -
Procesos Tiputini
198
Anexo A.2.: Potencia nominal y efectiva de empresas autogeneradoras por tipo de central (4/6)
Pañacocha Orellana - - - - - - - -
PCC-Tierras
Orellana - - 0,15 0,11 - - - -
Orientales
Playas del
Sucumbíos - - 0,53 0,43 - - - -
Cuyabeno
RS ROTH
Shushufindi Sucumbíos - - 7,16 4,79 - - - -
Drago 2
RS ROTH
Shushufindi Sucumbíos - - 3,19 2,40 - - - -
Drago N1
199
Anexo A.2.: Potencia nominal y efectiva de empresas autogeneradoras por tipo de central (5/6)
Shushufindi
Estación Sucumbíos - - 18,20 12,77 - - - -
Sur-oeste
Shushufindi
Sucumbíos - - 3,15 2,37 - - - -
Norte
REPSOL YPF-
Orellana - - - - 42,90 35,00 - -
NPF-1
REPSOL YPF-
Orellana - - 10,28 8,49 - - - -
NPF-2
REPSOL YPF-
Orellana - - - - 30,10 19,00 - -
SPF-1
Repsol 6
REPSOL YPF-
Orellana - - 15,84 13,63 - - - -
SPF-2
REPSOL YPF-
Orellana - - 45,23 44,30 - - - -
SPF-3
REPSOL YPF-
Sucumbíos - - 1,87 1,15 7,50 5,60 - -
SSFD
200
Anexo A.2.: Potencia nominal y efectiva de empresas autogeneradoras por tipo de central (6/6)
Planta
Chimborazo 2,00 1,90 - - - - - -
UCEM Chimborazo 2
Planta Guapán Cañar - - - - - - 3,63 2,50
Total 172 240,89 237,68 1.180,23 894,77 101,25 76,95 130,13 122,30
Anexo A.3.: Potencia nominal y efectiva de empresas de distribución de electricidad por tipo de central (1/2)
Aníbal Santos
CNEL- Guayas - - - - - - - - 113,27 97,00 - -
(Gas) 3
Guayaquil
Aníbal Santos
Guayas - - - - - - - - - - 34,50 20,00
(Vapor)
Panel
E.E. Ambato Pastaza 3 - - - - 0,20 0,20 - - - - - -
Fotovoltaico
Panel Morona
E.E. Centro Sur 1 - - - - 0,37 0,37 - - - - - -
Fotovoltaico Santiago
201
Anexo A.3.: Potencia nominal y efectiva de empresas de distribución de electricidad por tipo de central (2/2)
Floreana Solar
Galápagos - - - - 0,01 0,01 - - - - - -
aislados
Isabela Solar
Galápagos - - - - 0,01 0,01 - - - - - -
aislados
San Cristóbal
Galápagos - - 2,40 2,40 - - - - - - - -
E.E. Galápagos Eólico 10
San Cristóbal
Galápagos - - - - 0,01 0,01 - - - - - -
Solar Eolicsa
San Miguel de
Carchi 2,95 2,52 - - - - - - - - - -
Car
Zamora
Carlos Mora 2,40 2,40 - - - - - - - - - -
E.E. Sur Chinchipe 2
Catamayo Loja - - - - - - 19,74 17,17 - - - -
Total 37 142,16 140,75 4,65 4,65 3,17 3,17 59,06 51,97 208,07 161,00 34,50 20,00
CELEC-Coca Codo
1.563,36 1.541,00 - - 1.563,36 1.541,00
Sinclair
202
Anexo B.1.: Potencia nominal y efectiva por tipo de servicio (2/4)
CELEC-
193,10 175,50 50,10 42,00 243,20 217,50
Termoesmeraldas
CELEC-Termogas
275,36 249,60 - - 275,36 249,60
Machala
Consejo Provincial de
0,10 0,06 - - 0,10 0,06
Tungurahua
203
Anexo B.1.: Potencia nominal y efectiva por tipo de servicio (3/4)
204
Anexo B.1.: Potencia nominal y efectiva por tipo de servicio (4/4)
Anexo C.1.: Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa y provincia (1/4)
205
Anexo C.1.: Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa y provincia (2/4)
206
Anexo C.1.: Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa y provincia (3/4)
207
Anexo C.1.: Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa y provincia (4/4)
Total CELEC-
2 2 175,00 156,00 - 206,00
Electroguayas
208
Anexo D.1.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas generadoras (2/3)
Total CELEC-
1 3 110,00 145,00 160,00 185,00
Termoesmeraldas
Total CELEC-Termogas
1 4 220,00 294,00 386,00 386,00
Machala
Total CELEC-
2 5 126,00 40,00 - 136,00
Termopichincha
Transformador-
Pusuno 1 1 T 13,8 138 26,00 - - 26,00
Pusuno 1
ElitEnergy 2
Transformador-
Pusuno 2 1 T 13,8 138 20,00 - - 20,00
Pusuno 2
209
Anexo D.1.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas generadoras (3/3)
Elevación Transformador
Rio Verde
Hidrosierra 1 1 de 6.9KV a 69 T 6,9 69 12,00 - - 12,00
Chico
KV
Intervisa Trade 1 Intervisa 1 GSU XFORMER T 13,8 138 90,00 120,00 150,00 150,00
210
Anexo D.2.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas autogeneradoras (2/4)
Culebra JUSTICE Culebra transf 1 T 0,48 13,80 7,50 7,50 7,50 7,50
Lago Agrio Lago transf 3 T 13,80 69,00 6,25 6,25 6,25 6,25
Shushufindi
Shushunfindi Sur
Sur transf T 0,48 13,80 7,50 7,50 7,50 7,50
JUSTICE
JUSTICE
Shushufindi-
Shushufindi
Sacha- T 13,80 69,00 15,00 15,00 15,00 15,00
transf 1
Atacapi
Petroamazonas 14 17
Shushufindi Central- Shushufindi
T 13,80 69,00 5,00 6,25 6,25 6,25
Sur transf 2
Transformador
Sacha T 4,16 13,80 4,00 - - 4,00
S/E Sacha 01
211
Anexo D.2.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas autogeneradoras (3/4)
Transformador
Hidronormandía 1 Normandía 1 T 230,00 13,80 56,00 - - 56,00
Totalizador
212
Anexo D.2.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas autogeneradoras (4/4)
Parahuacu
Parahuacu T 69,00 13,80 6,25 6,25 6,25 6,25
Petroamazonas 5 5 transf
Shushufindi
Shushufindi Sur T 69,00 13,80 5,00 6,25 6,25 6,25
Sur transf 1
213
Anexo D.3.: Características de subestaciones de elevación y reducción de CELEC EP - Transelectric (1/3)
Tipo de Número de Nombre de Número de Nombre de Tipo de Voltaje Voltaje OA FA FOA Máxima
Subestación Subestaciones Subestación Transformadores Transformador Tranformador Primario Secundario (MVA) (MVA) (MVA) (MVA)
214
Anexo D.3.: Características de subestaciones de elevación y reducción de CELEC EP - Transelectric (2/3)
Tipo de Número de Nombre de Número de Nombre de Tipo de Voltaje Voltaje OA FA FOA Máxima
Subestación Subestaciones Subestación Transformadores Transformador Tranformador Primario Secundario (MVA) (MVA) (MVA) (MVA)
215
Anexo D.3.: Características de subestaciones de elevación y reducción de CELEC EP - Transelectric (3/3)
Tipo de Número de Nombre de Número de Nombre de Tipo de Voltaje Voltaje OA FA FOA Máxima
Subestación Subestaciones Subestación Transformadores Transformador Tranformador Primario Secundario (MVA) (MVA) (MVA) (MVA)
S/E San Cristóbal Elevación Banco grupo 1 T 0,48 13,8 0,33 - - 0,33
1 14
Térmica Elevación Banco grupo 1 T 0,48 13,8 0,33 - - 0,33
216
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (2/15)
S/E Baltra -
1 1 Elevación - Reducción T 13,8 34,5 7,50 10,00 10,00 10,00
Subtransmisión
Elevación S/E Isabela Elevación grupos térmicos T 0,48 13,8 1,00 - - 1,00
1 2
Térmica baterías Elevación banco de baterías T 0,38 13,8 1,00 - - 1,00
E.E. Quito 1 90 LOS CHILLOS 1 S/E No. 90 T 2,3 23 5,01 6,99 6,99
03-S/E
1 1 03EC03_10MVA_T1 T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
ECHEANDIA
217
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (3/15)
S/E SANTAS
1 1 S/E SANTAS VAINAS T1 T 69 13,8 16,00 20,00 24,00 24,00
VAINAS
S/E SAN
1 1 S/E SAN LORENZO T1 T 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50
LORENZO
S/E NUEVO
1 1 S/E NUEVO QUININDE T1 T 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50
QUININDE
CNEL-Esmeraldas 1 S/E BORBON 1 S/E BORBON T1 T 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00
1 S/E LAS PALMAS 1 S/E LAS PALMAS T1 T 69 13,8 16,00 20,00 24,00 24,00
Total CNEL-
15 16 175,00 221,00 209,00 233,00
Esmeraldas
S/E BIEN
1 1 04BP08 _18MVA_T1 T 69 13,8 18,00 24,00 - 24,00
PUBLICO
S/E CERRO
1 1 04CB11 _18MVA_T1 T 69 13,8 18,00 24,00 - 24,00
BLANCO
218
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (4/15)
S/E PARQUE
1 1 04CA26 _18MVA_T1 T 69 13,8 12,00 16,00 - 16,00
CALIFORNIA
Reducción CNEL-Guayaquil
1 S/E PORTUARIA 1 04PO27 _18MVA_T1 T 69 13,8 18,00 24,00 - 24,00
S/E BELO
1 1 04BH07 _18MVA_T1 T 69 13,8 18,00 24,00 - 24,00
HORIZONTE
219
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (5/15)
S/E LOTES
1 1 04LA38 _18MVA_T1 T 67 13,8 18,00 24,00 - 24,00
ALEGRIA
S/E
1 1 04HU44 _18MVA_T1 T 69 13,8 18,00 24,00 - 24,00
HUANCAVILCA
Total
41 58 1.020,00 1.360,00 - 1.360,00
CNEL-Guayaquil
S/E SANTA
1 1 09SM28_12.5MVA_T1 T 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50
MARTHA
S/E EL
1 1 09EM19_16MVA_T1 T 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00
MANGLERO
CNEL-Guayas Los Ríos 1 S/E LA TOMA 1 09LT17_12.5MVA_T1 T 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50
S/E PEDRO
1 1 09PC09_20MVA_T1 T 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00
CARBO
S/E QUEVEDO
1 1 09QN11_16MVA_T1 T 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00
NORTE
220
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (6/15)
S/E DURAN
1 1 09DN02_24MVA_T1 T 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00
NORTE
S/E
1 1 09SA04_12.5MVA_T1 T 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50
SAMBORONDON
S/E CIUDAD
1 1 09CC29_20MVA_T1 T 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00
CELESTE
S/E QUEVEDO
1 1 09QN34_24MVA_T1 T 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00
NUEVA
Total CNEL-Guayas
38 46 590,00 742,50 750,50 750,50
Los Ríos
S/E NELSON
1 1 10NM04_10MVA_T1 T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
MERA
S/E CENTRO
1 1 10CI01_16MVA_T1 T 69 13,8 16,00 20,00 24,00 24,00
INDUSTRIAL
S/E TERMINAL
1 1 10TT02_20MVA_T1 T 69 13,8 20,00 25,00 - 25,00
TERRESTRE
221
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (7/15)
S/E
1 1 S/E MONTECRISTI 1 T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
MONTECRISTI 1
S/E
1 1 S/E PORTOVIEJO 2 T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
PORTOVIEJO 2
S/E BARRANCO
1 1 S/E BARRANCOCOLORADO T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
COLORADO
S/E PUERTO
1 1 S/E PUERTO CAYO T 69 13,8 2,50 - - 2,50
CAYO
1 S/E PLAYA PRIETA 1 S/E PLAYA PRIETA T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
S/E
1 1 S/E MONTECRISTI 2 T 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00
MONTECRISTI 2
S/E CAZA
1 1 S/E CAZA LAGARTO 1 T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
LAGARTO 1
S/E LA
1 1 S/E LA ESTANCILLA T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
ESTANCILLA
222
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (8/15)
S/E PUERTO
1 1 S/E PUERTO LOPEZ T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
LOPEZ
S/E M.
1 1 050T1 OSAKA T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
MARIDUENA
223
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (9/15)
S/E LA
1 1 17CO03_16MVA_T1 T 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00
CONCORDIA
S/E PATRICIA
1 1 17PP05_10MVA_T1 T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
PILAR
S/E EL
1 1 17CE08_20MVA_T1 T 69 13,8 20,00 25,00 - 25,00
CENTENARIO
S/E VIA
1 COLORADOS DEL 1 17CB12_16MVA_T1 T 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00
BUA
Total CNEL -
15 20 212,50 256,25 44,00 260,25
Sto. Domingo
Total CNEL -
9 11 105,00 95,00 68,75 143,75
Sucumbíos
224
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (10/15)
225
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (11/15)
050009_
1 1 TR1 SE 09 T 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50
AZOGUES
050006_VER-
1 1 TR1 SE 06 T 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50
DILLO
050013_
1 1 TR1 SE 13 T 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50
CHAULLAYACU
050050_LA
1 1 T2 SE 50 T 69 13,8 20,00 25,00 25,00 25,00
TRONCAL
Reducción
Total E.E. Centro Sur 15 25 392,50 505,50 505,50 505,50
1 S/E San Rafael 1 T20 San Rafael T 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00
226
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (12/15)
227
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (13/15)
11 BELISARIO
1 1 11T1 T 46 6,3 15,00 20,00 - 20,00
QUEVEDO
13 GRANDA
1 1 13T1 T 46 6,3 15,00 20,00 - 20,00
CENTENO
06 ESCUELA
1 1 06T1 T 46 6,3 8,00 10,00 - 10,00
SUCRE
29 NUEVA
1 1 29T1 T 46 23 20,00 27,00 33,00 33,00
CUMBAYA
42 PAPALLACTA
1 1 42T1 T 138 22,9 17,00 - - 17,00
MOVIL
30 PLATAFORMA
1 1 30T1 T 46 23 8,00 10,00 - 10,00
FINANCIERA
228
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (14/15)
S/E Nª 1
1 1 TSE01 T 69 13,8 15,00 18,75 - 18,75
(CEMENTERIO)
S/E Nª 2(SALIDA
1 1 TSE02 T 69 13,8 15,00 18,75 - 18,75
A GUANO)
S/E Nª 3(PARQUE
1 1 TSE03 T 69 13,8 15,00 18,50 - 18,50
INDUSTRIAL)
S/E Nª 7
1 1 TSE07 T 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25
(CAJABAMBA)
S/E Nª 10
1 1 TSE10 T 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25
(CHUNCHI)
S/E Nª 14
1 1 TSE14 T 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50
(MULTITUD)
229
Anexo D.4.: Características de subestaciones de elevación y reducción de empresas distribuidoras (15/15)
Gonzalo Zevallos - Gonzalo Zevallos Gonzalo Zevallos - Gas Gonzalo Cevallos 69 0,78
CELEC-Electroguayas Santa Elena II - Santa Elena (T) Santa Elena II Santa Elena 138 3 0,5
Santa Elena III - Santa Elena (T) Santa Elena III Santa Elena 69 0,75
ElitEnergy L/T Pusuno 2 - Puerto Napo Pusuno 2 Puerto Napo 138 1 25,62
Hidrotambo Hidrotambo - Cedege San Jose del Tambo S/E CEDEGE 69 1 26,5
San José de Minas Primario Expreso San José de Minas SJM 22 SAN ANTONIO 22,8 1 17,73
EPMAPS Sta. Rosa (T) - Alangasí Santa Rosa 26 ALANGASI 138 1 45,91
230
Anexo E.2.: Características de las líneas de transmisión de empresas autogeneradoras
231
Anexo E.3.: Características de las líneas de transmisión de CELEC EP - Transelectric (1/3)
Coca Codo Sinclair - San Rafael 1 Coca Codo Sinclair San Rafael 1.732,05 8,00
Coca Codo Sinclair - San Rafael 2 Coca Codo Sinclair San Rafael 1.732,05 8,30
Milagro - Minas San Francisco Minas San Francisco Milagro 332,00 153,30
232
Anexo E.3.: Características de las líneas de transmisión de CELEC EP - Transelectric (2/3)
San Idelfonso - Bajo Alto San Idelfonso Bajo Alto 296,00 11,20
233
Anexo E.3.: Características de las líneas de transmisión de CELEC EP - Transelectric (3/3)
San Gregorio - San Juan de Manta San Juan de Manta San Gregorio 324,91 41,00
Anexo F.1.: Energía producida por tipo de empresa, periodo 2011-2020 (GWh) (1/5)
Tipo de
Tipo de Central Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Empresa
Biomasa Agroazucar 94,04 97,80 87,29 102,76 100,38 105,40 104,96 81,84 88,11 97,86
Total Biomasa 94,04 97,80 87,29 102,76 100,38 105,40 104,96 81,84 88,11 97,86
Generadora CELEC-Gensur - - 53,25 75,84 92,46 78,02 67,19 73,70 79,98 71,64
Eólica
Eolicsa 3,34 2,40 3,45 3,86 3,40 1,31 - - - -
Total Eólica 3,34 2,40 56,70 79,70 95,86 79,33 67,19 73,70 79,98 71,64
234
Anexo F.1.: Energía producida por tipo de empresa, periodo 2011-2020 (GWh) (2/5)
Tipo de
Tipo de Central Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Empresa
Cbsenergy - - - - - - - - - 0,94
CELEC-Hidroagoyán 1.084,56 2.326,64 2.592,75 2.551,88 2.893,12 2.436,28 2.379,54 2.094,80 2.539,45 2.437,50
CELEC-Hidronación 657,39 1.051,04 832,86 948,18 1.080,85 1.224,90 1.208,97 992,33 1.330,66 1.021,47
CELEC-Sur 6.757,90 7.128,86 5.866,05 6.129,63 7.003,82 6.910,98 7.527,61 7.732,61 8.779,95 8.989,98
Consejo Provincial
0,59 0,64 0,12 0,35 0,25 0,20 0,25 - 0,30 0,13
de Tungurahua
Elecaustro 240,95 325,60 385,03 394,87 442,54 381,32 418,16 379,80 419,01 412,80
Hidráulica EPMAPS 145,60 146,80 177,62 171,78 171,77 170,39 170,55 96,99 102,90 85,21
Hidroimbabura 0,50 1,99 2,12 0,12 1,56 1,95 3,07 1,60 4,02 2,58
Hidropastaza 913,52 - - - - - - - - -
Hidrosibimbe 105,23 100,50 85,71 99,35 106,25 99,80 100,62 80,42 99,97 106,00
I.M. Mejía 9,88 8,51 7,82 6,94 5,31 2,37 1,78 3,19 6,62 5,77
SERMAA EP 1,36 0,31 2,50 2,02 1,67 4,67 3,75 3,31 4,79 4,05
Total Hidráulica 9.917,47 11.090,89 9.952,58 10.305,12 11.852,74 14.575,29 18.391,13 18.726,40 22.426,47 22.203,60
235
Anexo F.1.: Energía producida por tipo de empresa, periodo 2011-2020 (GWh) (3/5)
Tipo de
Tipo de Central Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Empresa
Total Solar - - 3,10 14,71 33,30 35,81 34,24 34,77 33,13 33,82
CELEC-Electroguayas 2.288,59 2.056,05 2.606,03 2.847,47 2.518,55 2.017,98 1.111,24 1.610,49 1.294,17 1.047,32
CELEC-Termoesmeraldas 780,06 1.446,95 1.763,33 1.862,64 1.795,73 1.426,80 803,23 739,70 338,37 107,65
Generadora
CELEC-Termogas Machala 717,58 1.244,23 1.460,36 1.631,17 1.506,70 1.470,41 1.238,74 899,98 820,18 685,10
CELEC-Termopichincha 885,71 891,24 1.066,17 1.151,09 1.264,75 1.091,71 436,00 393,84 317,49 409,06
Térmica
Elecaustro 73,59 69,45 88,30 92,37 86,18 55,21 14,48 31,07 3,71 7,59
Generoca 141,64 126,93 129,40 132,77 116,98 89,90 6,15 40,67 15,69 13,92
Total Térmica 5.886,05 6.667,29 8.174,60 8.804,31 8.582,79 6.952,18 3.674,72 4.072,38 3.068,49 2.573,29
Total Generadora 15.900,90 17.858,38 18.274,28 19.306,61 20.665,07 21.760,89 22.300,06 23.034,62 25.737,33 25.024,20
Eólica E.E. Galápagos - - - 0,04 2,95 4,63 6,21 6,56 5,55 5,46
E.E. Ambato 8,87 12,60 9,64 9,89 12,70 11,47 13,08 12,89 14,71 12,41
E.E. Norte 69,18 53,28 60,42 66,93 56,07 52,02 57,30 56,03 48,58 44,25
E.E. Quito 463,08 395,74 342,67 378,32 306,54 303,48 367,78 351,26 330,99 315,95
E.E. Riobamba 100,83 110,09 94,96 104,11 105,80 97,41 108,90 90,62 76,81 94,14
E.E. Sur 16,84 18,09 17,79 18,46 13,84 16,73 18,12 16,62 21,04 15,00
Total Hidráulica 722,76 647,59 585,08 639,77 556,17 538,39 625,98 586,39 553,86 542,95
236
Anexo F.1.: Energía producida por tipo de empresa, periodo 2011-2020 (GWh) (4/5)
Tipo de
Tipo de Central Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Empresa
Solar E.E. Centro Sur 0,05 0,31 0,54 0,59 0,66 0,73 0,74 0,72 0,69 0,69
E.E. Galápagos 0,01 0,02 0,02 1,18 2,09 2,22 2,50 2,56 3,77 3,21
Total Solar 0,06 0,33 0,56 1,77 2,76 2,94 3,24 3,31 4,49 3,95
CNEL-Guayaquil 336,57 375,21 377,42 415,80 405,91 219,72 46,78 68,58 62,25 12,00
E.E. Quito 156,33 147,53 176,56 172,96 178,63 109,87 23,41 49,93 5,83 23,50
E.E. Sur 14,14 9,95 15,98 8,42 9,60 7,14 0,08 0,15 0,16 0,04
Total Térmica 586,06 584,66 608,76 640,49 640,00 351,22 70,27 118,67 68,24 35,54
Total Distribuidora 1.308,89 1.232,58 1.194,41 1.282,07 1.201,87 897,18 705,69 714,92 632,14 587,90
Ecoelectric 110,99 110,84 122,56 117,31 105,46 129,32 115,81 121,31 115,79 124,84
Biomasa
San Carlos 73,17 87,72 85,93 179,40 201,92 241,79 210,08 179,29 209,66 203,88
Total Biomasa 184,16 198,56 208,50 296,71 307,38 371,12 325,90 300,60 325,45 328,73
Agua y Gas de Sillunchi 1,66 2,19 2,45 2,17 1,74 1,44 2,38 1,76 2,02 1,54
Ecoluz 39,58 39,79 42,14 42,24 47,33 46,07 33,98 39,26 41,07 40,04
Electroandina - - - - - - - - - -
Electrocordova 0,47 0,13 0,09 0,01 0,31 1,30 1,45 1,23 1,21 0,84
Enermax 87,78 92,50 85,38 97,46 104,27 90,28 93,28 82,17 94,95 94,14
Hidroabanico 324,82 315,40 321,76 321,85 317,27 319,70 317,47 322,44 270,53 295,19
Hidroservice - - - - - - - - - -
Autogeneradora
Moderna Alimentos 7,00 6,58 4,82 7,85 3,82 7,24 5,95 7,62 6,05 5,31
Perlabí 14,58 13,49 7,20 7,97 6,32 7,57 11,20 8,80 7,77 10,31
Vicunha 16,96 29,15 37,31 33,45 35,20 38,09 38,99 36,16 37,32 27,47
Total Hidráulica 492,85 499,25 501,16 513,01 687,36 720,17 1.071,50 1.365,21 1.660,25 1.586,71
Agip 221,71 229,33 231,94 237,24 210,91 215,32 231,54 248,67 231,82 240,38
Andes Petro 467,85 470,62 471,27 474,03 483,40 471,48 463,15 482,72 459,29 436,28
OCP Ecuador 24,04 24,05 24,24 21,20 19,14 17,81 18,13 18,27 20,01 19,91
Térmica
Orion - - - - 0,60 6,31 11,26 15,11 8,54 7,12
Petroamazonas 712,32 1.071,29 1.309,12 1.137,63 1.283,43 1.813,09 1.980,16 2.163,78 2.342,79 2.205,19
Petrobras 82,09 - - - - - - - - -
237
Anexo F.1.: Energía producida por tipo de empresa, periodo 2011-2020 (GWh) (5/5)
Tipo de
Tipo de Central Empresa 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Empresa
Repsol 805,19 812,85 842,47 831,46 809,79 777,81 691,03 651,95 650,28 614,05
Sipec 33,45 36,28 42,38 43,26 40,19 38,22 51,07 56,56 63,14 63,92
UNACEM 96,93 156,21 160,04 163,99 172,63 171,77 155,21 164,62 140,03 133,60
Vicunha - - - - - - - - - -
Total Térmica 2.657,34 3.059,20 3.081,99 2.908,82 3.088,51 3.564,51 3.629,76 3.828,24 3.928,79 3.720,46
Total Autogeneradora 3.334,35 3.757,00 3.791,64 3.718,54 4.083,25 4.655,79 5.027,16 5.494,05 5.914,48 5.635,90
Total General 20.544,14 22.847,96 23.260,33 24.307,21 25.950,19 27.313,86 28.032,91 29.243,59 32.283,96 31.248,00
Anexo F.2.: Energía bruta y disponible para servicio público y no público (1/3)
238
Anexo F.2.: Energía bruta y disponible para servicio público y no público (2/3)
239
Anexo F.2.: Energía bruta y disponible para servicio público y no público (3/3)
Anexo F.3.: Energía entregada para servicio público y no público, por tipo de energía (1/4)
240
Anexo F.3.: Energía entregada para servicio público y no público, por tipo de energía (2/4)
Altgenotec 625 -
Brineforcorp 1.202 -
Electrisol 1.449 -
Enersol 659 -
Epfotovoltaica 2.108 -
Genrenotec 643 -
Gonzanergy 1.620 -
Gransolar 5.982 -
Lojaenergy 1.557 -
Sabiangosolar 1.447 -
Generadora
San Pedro 1.649 -
Sanersol 1.542 -
Saracaysol 1.558 -
Solchacras 1.118 -
Solhuaqui 1.117 -
Solsantonio 1.142 -
Solsantros 1.591 -
Surenergy 1.415 -
Valsolar 1.482 -
Wildtecsa 1.218 -
E.E. Ambato 54 -
Cbsenergy 940 -
CELEC-Enerjubones 343.652 -
CELEC-Gensur 850.820 -
CELEC-Hidroagoyán 2.424.674 -
CELEC-Hidroazogues 25.405 -
CELEC-Hidropaute 2.250.707 -
CELEC-Sur 6.707.075 -
Ecuagesa 204.674 -
Elecaustro 408.584 -
ElitEnergy 229.326 -
241
Anexo F.3.: Energía entregada para servicio público y no público, por tipo de energía (3/4)
Hidroimbabura 2.577 -
Hidrosibimbe 105.996 -
Hidrosierra 79.513 -
Hidrosigchos 102.746 -
Hidrotambo 44.534 -
Hidrovictoria 14.874 -
IPNEGAL 67.350 -
SERMAA EP 3.972 79
Electrocordova - 837
UCEM - 118
CELEC-Electroguayas 125.346 -
CELEC-Termomanabí 297.855 -
Térmica MCI Generadora
CELEC-Termopichincha 131.577 268.617
Elecaustro 7.334 -
EMAC-BGP 5.176 -
242
Anexo F.3.: Energía entregada para servicio público y no público, por tipo de energía (4/4)
Gasgreen 38.447 -
Generadora
Generoca 13.262 -
E.E. Ambato - -
E.E. Sur 39 -
Agip - 234.749
Térmica MCI
Andes Petro 7 430.048
Orion - 6.559
Autogeneradora
Petroamazonas - 2.090.638
Repsol - 384.455
Sipec - 60.104
CELEC-Electroguayas 10.930 -
CELEC-Termopichincha 29 -
Petroamazonas - 51.578
Autogeneradora
Repsol - 217.736
CELEC-Termoesmeraldas 14.757 -
Distribuidora CNEL-Guayaquil - -
Petroamazonas - 16.206
Autogeneradora
San Carlos 130.432 71.168
UCEM - -
243
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (1/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
244
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (2/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
245
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (3/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
246
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (4/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
247
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (5/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
248
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (6/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
249
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (7/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
Intervisa Trade - - - -
250
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (8/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
251
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (9/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
252
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (10/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
253
Anexo F.4.: Energía producida por empresa generadora (11/11)
Energía bruta Energía disponible Energía Entregada para Energía Entregada para
Año Empresa generadora
(GWh) (GWh) Servicio No Público (GWh) Servicio Público (GWh)
254
Anexo F.5.: Energía bruta de empresas generadoras por central (2/4)
Consejo Provincial
Tiliví 0,13
de Tungurahua
255
Anexo F.5.: Energía bruta de empresas generadoras por central (3/4)
256
Anexo F.5.: Energía bruta de empresas generadoras por central (4/4)
CELEC-Termopichincha Isabela -
CELEC-Termopichincha Loreto -
257
Anexo F.6.: Consumo de combustibles de empresas generadoras (1/2)
Gonzalo
452,88 48.242,76 159,31 - - - - - - - - - -
Zevallos (Gas)
Gonzalo
Zevallos 573.600,65 35.522,14 117,30 44.205.248,92 150.507,20 - - - - - - - -
CELEC-Electroguayas (Vapor)
CELEC-
Termoesmeraldas Esmeraldas II 90.315,59 326.048,17 1.076,71 4.922.850,54 16.761,01 - - - - - - - -
Termogas
483.181,73 - - - - 5.690.932,21 126.787,53 - - - - - -
Machala I
CELEC-Termogas
Machala
Termogas
201.915,46 65.567,03 216,52 - - 2.334.208,13 52.003,52 - - - - - -
Machala II
S.N.I Total CELEC- Termogas Machala 685.097,19 65.567,03 216,52 - - 8.025.140,34 178.791,05 - - - - - -
Celso
259,18 20.643,56 68,17 - - - - - - - - - -
Castellanos
Loreto - - - - - - - - - - - - -
258
Anexo F.6.: Consumo de combustibles de empresas generadoras (2/2)
Total S.N.I 2.384.338,85 4.323.507,67 14.277,53 96.901.528,64 329.924,12 8.025.140,34 178.791,05 1.275.065,22 4.210,65 26.724.994,15 14.698,35 402.561,68 73.265,21
CELEC-Termopichincha
San Cristóbal 14.027,53 1.035.207,78 3.418,57 - - - - - - - - - -
No Inc.
Sistemas
8.433,64 859.822,00 2.839,39 - - - - - - - - - -
Menores
Total General 2.715.141,14 21.666.176,24 71.548,28 96.901.528,64 329.924,12 8.025.140,34 178.791,05 1.275.065,22 4.210,65 26.724.994,15 14.698,35 402.561,68 73.265,21
259
Anexo F.7.: Energía producida por empresa autogeneradora (1/6)
Electroandina - - - -
Hidroservice - - - -
Electroandina - - - -
260
Anexo F.7.: Energía producida por empresa autogeneradora (2/6)
Electroandina - - - -
2013 Hidroservice - - - -
Electroandina - - - -
Hidroservice - - - -
261
Anexo F.7.: Energía producida por empresa autogeneradora (3/6)
262
Anexo F.7.: Energía producida por empresa autogeneradora (4/6)
263
Anexo F.7.: Energía producida por empresa autogeneradora (5/6)
264
Anexo F.7.: Energía producida por empresa autogeneradora (6/6)
Energía Bruta
Tipo de Energía Tipo de Central Empresa Central
(GWh)
Sillunchi I 195,39
Agua y Gas de Sillunchi
Sillunchi II 1.343,66
265
Anexo F.8.: Energía bruta de empresas autogeneradoras (2/5)
Energía Bruta
Tipo de Energía Tipo de Central Empresa Central
(GWh)
CPF 228.144,98
Agip Villano A -
Sarayacu 12.232,62
Cami 112,30
CDP 5.720,24
Chorongo A 869,58
CPH 866,54
Dorine H 995,92
Fanny 50 1.244,50
Hormiguero A 612,67
Hormiguero B 1.854,63
Hormiguero C 9.032,27
Hormiguero D 4.028,26
No Renovable Térmica
Hormiguero SUR 3.954,87
Mariann 30 4.509,27
Mariann 4A 4.908,58
Mariann 9 786,39
Nantu B 3.225,71
Nantu C 1.939,50
Nantu D 7.879,35
Penke B 1.458,73
Pindo 830,82
Sunka 1 3.018,44
Sunka 2 406,93
266
Anexo F.8.: Energía bruta de empresas autogeneradoras (3/5)
Energía Bruta
Tipo de Energía Tipo de Central Empresa Central
(GWh)
Tapir A 10.194,59
Tarapuy 3.342,54
TPP 333.063,70
Aurora 4.988,91
Andes Petro
Hormiguero E 346,38
Kupi A 1.552,76
Kupi E 4.652,97
Wanke A 4.649,53
Amazonas 10.571,86
Cayagama 226,57
Chiquilpe 1,87
Sardinas 9.095,43
Aguajal 2.631,03
Anaconda 614,70
Arazá 164,33
Auca 36.945,29
Auca 51 15.101,08
Cedros 12,36
Cononaco 22.128,82
CPF 137.187,33
Cuyabeno 32.550,64
Dumbique 825,67
Frontera 6.447,91
Gacela 5.163,58
Guanta 19.857,24
Indillana 5.966,46
267
Anexo F.8.: Energía bruta de empresas autogeneradoras (4/5)
Energía Bruta
Tipo de Energía Tipo de Central Empresa Central
(GWh)
Itaya A 7.818,23
Itaya B 3.792,47
Jaguar 249,87
Limoncocha 27.950,95
Lobo 2.000,77
Mono 4.652,45
Nenke 1.559,14
Oso 105.604,07
Pacayacu 271,81
Pakay 4.998,11
Pañayacu 164,91
Payamino 22.662,05
Pichincha 189,73
Sacha 112.095,10
No Renovable Térmica Petroamazonas
Sacha Norte 1 5.287,00
Sansahuari 13.456,28
Secoya 128.031,47
Shushufindi 30.966,55
Tangay 120,62
Tapi 5.974,98
Tetete 8.948,02
Tipishca 1.881,32
Tumali 1.957,69
VHR 26.120,99
Vinita 3.555,37
Yuca 25.694,57
Yuralpa 60.092,17
Aguarico 39.392,34
268
Anexo F.8.: Energía bruta de empresas autogeneradoras (5/5)
Energía Bruta
Tipo de Energía Tipo de Central Empresa Central
(GWh)
Pucuna 1.679,77
Zemi 430,63
Tambococha D 4.750,30
Tambococha A 7.513,99
Cuyabeno E 1.685,07
Bermejo 22.545,99
Térmica
No Renovable REPSOL YPF-NPF-1 136.460,00
MDC-CPF 44.545,14
PBH-HUA02 -
PBH-PAR12 7.981,29
PBH-PSO24 -
Sipec
PBH-Estación 216,39
PBHI-InchiA 7.087,40
PBHI-InchiB 521,71
MDC-LOC40 3.572,93
269
Anexo F.9.: Consumo de combustibles de empresas autogeneradoras (1/5)
270
Anexo F.9.: Consumo de combustibles de empresas autogeneradoras (2/5)
TPP 333.063,70 3.647.779,84 12.046,07 1.387.551,63 30.913,08 10.995.390,01 37.436,40 6.648.222,00 14.720,51
Total Andes Petro 425.079,81 10.601.559,04 35.009,56 1.613.206,99 35.940,43 10.995.390,01 37.436,40 6.648.222,00 14.720,51
271
Anexo F.9.: Consumo de combustibles de empresas autogeneradoras (3/5)
Palo Azul PGE 150.309,15 225.646,03 745,15 - - 92.896,00 2.069,62 9.256.511,31 31.515,98
RS Roth
Shushufindi 13.780,33 1.094.434,64 3.614,15 - - - - - -
Drago 2
Shushufindi
Estación 41.931,52 3.264.910,34 10.781,72 - - - - - -
Sur-oeste
272
Anexo F.9.: Consumo de combustibles de empresas autogeneradoras (4/5)
Central de
17.404,65 1.231.791,31 4.067,75 - - - - - -
Procesos Tiputini
PCC-Tierras
7,98 834,00 2,75 - - - - - -
Orientales
Playas del
1.531,41 127.293,26 420,36 - - - - - -
Cuyabeno
Total Petroamazonas 2.205.188,76 70.692.345,99 233.447,56 6.073.955,41 20.680,21 3.826.579,90 85.251,87 60.854.697,12 207.194,18
273
Anexo F.9.: Consumo de combustibles de empresas autogeneradoras (5/5)
PBH-HUA02 - - - - - - -
PBH-PSO24 - - - - - - -
Sipec
PBH-Estación 216,39 7.890,00 26,06 - - - -
274
Anexo F.10.: Energía vendida por las empresas generadoras (2/3)
Agroazucar 48,33 - -
275
Anexo F.10.: Energía vendida por las empresas generadoras (3/3)
Anexo F.11.: Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT (1/7)
Voltaje Max/
Subestación Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kV) Min
Ambato 138 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,05 1,04 1,05
Ambato 138 Min 0,97 0,98 0,97 0,99 0,98 0,97 0,98 0,98 0,94 0,98 0,98 0,98 0,94
Ambato 69 Max 1,02 1,02 1,03 1,03 1,01 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,04 1,04 1,04
Ambato 69 Min 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,95 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,95
Baños 138 Max 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06
Baños 138 Min 0,99 0,98 0,97 0,99 0,95 0,98 1,00 1,01 1,01 0,95 1,01 0,99 0,95
Baños 69 Max 1,04 1,04 1,04 1,03 1,03 1,03 1,02 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04
Baños 69 Min 0,97 0,96 0,98 0,98 0,98 0,95 0,98 0,98 0,97 0,98 0,98 0,97 0,95
Caraguay 138 Max 1,06 1,07 1,07 1,07 1,06 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06 1,10 1,06 1,10
Caraguay 138 Min 0,97 0,97 0,97 0,98 0,96 0,97 0,99 0,97 1,00 0,99 1,00 0,97 0,96
Caraguay 69 Max 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,03 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,03 1,05
Caraguay 69 Min 0,95 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,95
Chone 138 Max 1,02 1,01 1,02 1,01 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,05 1,04 1,02 1,05
Chone 138 Min 0,93 0,92 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,94 0,94 0,94 0,92
Chone 69 Max 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,03 1,05
Chone 69 Min 0,93 0,97 0,97 0,96 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,93
Chongón 138 Max 1,03 1,03 1,06 1,05 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,06
Chongón 138 Min 0,95 0,95 0,96 0,95 0,97 0,96 0,96 0,94 0,97 0,96 0,96 0,96 0,94
Chorrillos 500 Max 1,01 0,98 1,00 1,05 0,99 0,98 0,99 1,02 1,02 0,99 1,02 0,99 1,05
Chorrillos 500 Min 0,92 0,93 0,92 0,88 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,88
Chorrillos 230 Max 1,04 1,05 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06
Chorrillos 230 Min 0,98 0,98 0,99 0,96 0,97 0,98 1,00 0,96 0,95 0,98 0,99 0,98 0,95
276
Anexo F.11.: Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT (2/7)
Voltaje Max/
Subestación Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kV) Min
Cuenca 138 Max 1,02 1,02 1,02 1,05 1,03 1,03 1,02 1,02 1,03 1,04 1,03 1,03 1,05
Cuenca 138 Min 0,96 0,96 0,97 0,98 0,98 0,95 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,95
Cuenca 69 Max 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Cuenca 69 Min 0,97 0,98 0,99 1,00 0,99 0,98 0,99 0,99 0,98 0,99 0,98 0,98 0,97
Cumbaratza 138 Max 1,05 1,06 1,05 1,06 1,05 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06
Cumbaratza 138 Min 0,97 0,96 0,95 0,96 0,96 0,96 0,94 0,96 0,97 0,97 0,98 0,97 0,94
Cumbaratza 69 Max 1,05 1,03 1,04 1,04 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,05
Cumbaratza 69 Min 0,94 0,97 0,96 0,96 0,94 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,97 0,96 0,94
Dos Cerritos 230 Max 1,03 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05
Dos Cerritos 230 Min 0,96 0,96 0,96 0,96 0,97 0,96 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,96 0,96
Dos Cerritos 69 Max 1,05 1,06 1,06 1,06 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,06
Dos Cerritos 69 Min 0,96 0,97 0,99 0,95 0,93 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,93
Durán 230 Max 1,03 1,04 1,04 1,05 1,06 1,03 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,06
Durán 230 Min 0,93 0,95 0,96 0,95 0,95 0,95 0,96 0,96 0,96 0,95 0,95 0,95 0,93
Durán 69 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,06
Durán 69 Min 0,93 0,97 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,93
El Inga 500 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,08 1,05 1,06 1,06 1,04 1,05 1,04 1,07 1,08
El Inga 500 Min 0,95 0,98 0,98 0,98 0,97 0,98 0,94 0,96 0,96 0,98 0,99 0,98 0,94
El Inga 230 Max 1,04 1,03 1,03 1,03 1,05 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,06
El Inga 230 Min 0,96 0,97 0,96 0,97 0,96 0,97 0,97 0,98 0,98 0,96 0,95 0,98 0,95
El Inga 138 Max 1,04 1,03 1,03 1,04 1,05 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,06 1,06
El Inga 138 Min 0,95 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,98 0,98 0,96 0,99 0,99 0,95
Esclusas 230 Max 1,03 1,04 1,04 1,04 1,06 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,06 1,04 1,06
Esclusas 230 Min 0,95 0,96 0,96 0,95 0,95 0,95 0,96 0,96 0,96 0,95 0,97 0,95 0,95
Esclusas 138 Max 1,06 1,07 1,07 1,07 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,07
Esclusas 138 Min 0,98 0,99 0,97 0,95 0,98 0,96 1,00 0,97 1,00 0,96 0,96 0,97 0,95
Esmeraldas 230 Max - - - - 1,06 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06
Esmeraldas 230 Min 0,96 0,95 0,95 0,97 0,97 0,95 0,96 0,96 0,95 0,97 0,95 0,96 0,95
Esmeraldas 138 Max 1,00 1,00 1,04 1,05 1,05 1,04 1,03 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05
Esmeraldas 138 Min 1,00 1,00 0,96 0,97 0,95 0,93 0,93 0,98 0,96 0,94 0,97 0,96 0,93
Esmeraldas 69 Max 1,06 1,04 1,05 1,05 1,05 1,03 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,03 1,06
Esmeraldas 69 Min 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97
Francisco de
138 Max 1,04 1,03 1,06 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,06
Orellana
Francisco de
138 Min 0,94 0,91 0,93 0,96 0,95 0,95 0,95 0,95 0,94 0,93 0,95 0,94 0,91
Orellana
Francisco de
69 Max 1,05 1,04 1,07 1,07 1,05 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,07
Orellana
Francisco de
69 Min 0,94 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,96 0,97 0,96 0,97 0,98 0,94
Orellana
Gualaceo 138 Max 1,03 1,03 1,05 1,04 1,05 1,04 1,03 1,03 1,04 1,05 1,04 1,04 1,05
Gualaceo 138 Min 0,96 0,97 0,97 0,97 0,99 0,96 0,99 0,95 0,98 0,98 0,98 0,96 0,95
277
Anexo F.11.: Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT (3/7)
Voltaje Max/
Subestación Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kV) Min
Ibarra 138 Max 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05
Ibarra 138 Min 0,95 0,95 0,96 0,96 0,97 0,96 0,98 0,95 0,97 0,97 0,97 0,97 0,95
Ibarra 69 Max 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05
Ibarra 69 Min 0,95 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,97 0,98 0,95
Jivino 230 Max 1,07 1,06 1,07 1,04 1,06 1,04 1,04 1,03 1,05 1,05 1,03 1,05 1,07
Jivino 230 Min 0,96 0,97 0,97 0,96 0,97 0,96 0,96 0,95 0,96 0,95 0,95 0,95 0,95
Jivino 69 Max 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05
Jivino 69 Min 0,93 0,98 0,98 0,96 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,99 0,93
Limón 138 Max 1,03 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05
Limón 138 Min 0,96 0,97 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,95 0,98 0,98 0,95
Loja 138 Max 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,05
Loja 138 Min 0,96 0,96 0,95 0,97 0,97 0,97 0,98 0,96 0,96 0,98 0,98 0,96 0,95
Loja 69 Max 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,05
Loja 69 Min 0,94 0,98 0,97 0,96 0,97 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,98 0,94
Loreto 138 Max 1,05 1,05 1,06 1,07 1,06 1,08 1,04 1,05 1,05 1,04 1,05 1,06 1,08
Loreto 138 Min 0,96 0,95 0,96 0,97 0,96 0,97 0,99 0,95 0,94 0,93 0,95 0,95 0,93
Loreto 69 Max 1,04 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,04 1,06
Loreto 69 Min - - - - 0,96 0,96 0,98 0,97 0,95 0,96 0,96 0,96 -
Macas 138 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05
Macas 138 Min 0,97 0,96 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,95 0,98 0,95 0,96 0,98 0,95
Macas 69 Max 1,03 1,05 1,05 1,03 1,03 1,03 1,04 1,03 1,03 1,03 1,04 1,03 1,05
Macas 69 Min 0,94 0,97 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,94
Machala 230 Max 1,06 1,04 1,07 1,06 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,06 1,07
Machala 230 Min 0,95 0,95 0,96 0,96 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,96 0,95
Machala 138 Max 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05
Machala 138 Min 0,97 0,97 0,95 0,97 0,95 0,98 0,98 0,98 0,93 0,93 0,97 0,97 0,93
Machala 69 Max 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Machala 69 Min 0,96 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,91 0,97 0,97 0,97 0,91
Manduriacu 230 Max 1,04 1,04 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06
Manduriacu 230 Min 1,04 1,01 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,00 1,00 1,00 1,01 1,00
Manta 138 Max 1,04 1,01 1,03 1,04 1,01 1,03 1,05 1,06 1,04 1,04 1,05 1,03 1,06
Manta 138 Min 0,97 1,00 1,00 1,00 0,95 0,94 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,94 0,94
Manta 69 Max 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,06
Manta 69 Min 0,94 0,94 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,94
Méndez 138 Max 1,04 1,04 1,05 1,04 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05
Méndez 138 Min 0,97 0,97 0,96 0,98 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,99 0,97 0,98 0,96
Milagro 230 Max 1,03 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,06 1,04 1,06
Milagro 230 Min 0,95 0,96 0,96 0,99 0,96 0,96 0,97 0,97 0,97 0,96 0,96 0,97 0,95
Milagro 138 Max 1,05 1,06 1,06 1,07 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06 1,05 1,06 1,06 1,07
278
Anexo F.11.: Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT (4/7)
Voltaje Max/
Subestación Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kV) Min
Milagro 138 Min 0,97 0,98 0,98 0,99 0,98 0,99 1,00 0,98 0,99 0,97 0,98 0,99 0,97
Milagro 69 Max 1,04 1,05 1,06 1,06 1,04 1,03 1,06 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,06
Milagro 69 Min 0,97 0,97 0,98 0,98 0,97 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97 0,99 0,98 0,97
Molino 230 Max 1,06 1,05 1,05 1,07 1,07 1,05 1,05 1,06 1,06 1,07 1,06 1,05 1,07
Molino 230 Min 0,98 0,99 1,00 1,00 0,98 1,00 1,00 1,00 1,01 1,00 1,00 1,00 0,98
Molino 138 Max 1,06 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,07 1,05 1,05 1,07
Molino 138 Min 0,98 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 1,00 0,99 0,99 0,99 0,98
Montecristi 138 Max 1,05 1,04 1,03 1,05 1,02 1,03 1,05 1,06 1,03 1,04 1,05 1,04 1,06
Montecristi 138 Min 0,94 0,94 0,95 0,95 0,95 0,94 0,96 0,95 0,96 0,96 0,95 0,95 0,94
Montecristi 69 Max 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Montecristi 69 Min 0,95 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,93 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,93
Mulaló 138 Max 1,04 1,03 1,04 1,03 1,02 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05
Mulaló 138 Min 0,95 0,94 0,95 0,98 0,98 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,94
Mulaló 69 Max 1,05 1,05 1,05 1,04 1,03 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Mulaló 69 Min 0,94 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,94
Nueva Babahoyo 138 Max 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05
Nueva Babahoyo 138 Min 0,95 0,96 0,96 0,96 0,96 0,97 0,97 0,96 0,97 0,95 0,96 0,96 0,95
Nueva Babahoyo 69 Max 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Nueva Babahoyo 69 Min 0,93 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,93
Nueva Prosperina 138 Max 1,04 1,04 1,05 1,06 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 - - - 1,06
Nueva Prosperina 138 Min 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,95 0,99 1,01 0,99 - - - -
Nueva Prosperina 69 Max 1,05 1,06 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,06
Nueva Prosperina 69 Min 0,93 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,93
Pascuales 230 Max 1,03 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,06 1,04 1,06
Pascuales 230 Min 0,95 0,96 0,95 0,96 0,97 0,95 0,96 0,98 0,98 0,95 0,97 0,95 0,95
Pascuales 138 Max 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06
Pascuales 138 Min 0,97 0,97 1,00 1,00 0,98 0,95 0,98 1,00 1,00 0,98 0,97 0,95 0,95
Pascuales 69 Max 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05
Pascuales 69 Min 0,95 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,98 0,97 0,98 0,97 0,95
Policentro 138 Max 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05
Policentro 138 Min 0,97 0,99 0,99 0,96 0,98 0,99 1,00 0,98 0,96 0,99 0,97 0,96 0,96
Policentro 69 Max 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04
Policentro 69 Min 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97
279
Anexo F.11.: Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT (5/7)
Voltaje Max/
Subestación Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kV) Min
Pomasqui 230 Max 1,04 1,01 1,00 1,00 1,05 1,00 1,02 1,02 1,02 1,03 1,02 1,03 1,05
Pomasqui 230 Min 1,00 0,98 0,99 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,98
Pomasqui 138 Max 1,01 1,04 1,04 1,04 1,05 1,01 1,01 1,03 1,02 1,05 1,03 1,03 1,05
Pomasqui 138 Min 0,98 0,98 0,99 0,98 0,98 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,98
Portoviejo 138 Max 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06 1,05 1,06
Portoviejo 138 Min 0,96 0,98 0,99 0,99 0,98 0,98 0,99 0,97 0,99 0,97 0,95 0,99 0,95
Portoviejo 69 Max 1,04 1,06 1,04 1,04 1,04 1,03 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,06
Portoviejo 69 Min 0,98 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97
Posorja 138 Max 1,01 1,02 1,05 1,04 1,02 1,02 1,02 1,03 1,04 1,03 1,04 1,03 1,05
Posorja 138 Min 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,93 0,94 0,95 0,95 0,95 0,94 0,93
Posorja 69 Max 1,05 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Posorja 69 Min 0,93 0,96 0,97 0,96 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,93
Puyo 138 Max 1,05 1,07 1,06 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,07
Puyo 138 Min 0,95 0,95 0,96 0,97 0,97 0,98 0,95 0,95 0,99 0,96 0,97 0,95 0,95
Puyo 69 Max 1,03 1,05 1,05 1,05 1,04 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05
Puyo 69 Min 0,94 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,94
Quevedo 230 Max 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05
Quevedo 230 Min 0,99 0,97 0,99 0,99 0,98 0,98 0,99 0,97 0,99 0,99 0,99 0,97 0,97
Quevedo 138 Max 1,06 1,06 1,05 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,06
Quevedo 138 Min 0,96 1,01 1,01 1,01 0,99 0,99 1,01 0,98 0,97 0,97 1,00 0,99 0,96
Quevedo 69 Max 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04
Quevedo 69 Min 0,94 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,98 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,94
Quinindé 138 Max 1,05 1,05 1,03 1,05 1,05 1,04 1,03 1,05 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05
Quinindé 138 Min 0,96 0,95 0,95 0,96 0,98 0,95 0,98 0,97 0,95 0,96 0,95 0,96 0,95
Quinindé 69 Max 1,05 1,05 1,04 1,04 1,05 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05
Quinindé 69 Min 0,95 0,97 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,95
Riobamba 230 Max 1,04 1,03 1,03 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,05 1,04 1,05
Riobamba 230 Min 0,99 0,98 0,98 0,98 0,99 0,98 0,98 0,99 1,00 0,99 0,99 0,99 0,98
Riobamba 69 Max 1,03 1,04 1,03 1,04 1,04 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04
Riobamba 69 Min 0,98 0,98 0,99 0,98 0,98 0,97 0,97 0,99 1,00 0,98 0,99 0,99 0,97
Salitral 138 Max 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06
Salitral 138 Min 0,98 0,98 0,99 0,99 0,99 0,97 1,00 0,99 0,97 1,00 1,00 1,00 0,97
Salitral 69 Max 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04
Salitral 69 Min 0,95 0,97 0,99 0,99 0,98 0,97 0,99 0,97 0,99 0,97 0,99 0,99 0,95
San Gregorio 230 Max 1,05 1,07 1,03 1,02 1,03 1,04 1,03 1,06 1,04 1,03 1,06 1,03 1,07
San Gregorio 230 Min 1,00 1,00 1,01 1,00 0,96 0,95 0,94 0,95 0,96 0,96 0,96 0,95 0,94
San Gregorio 138 Max 1,05 1,12 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,12
280
Anexo F.11.: Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT (6/7)
Voltaje Max/
Subestación Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kV) Min
San Gregorio 138 Min 0,96 0,98 0,97 0,98 0,96 0,95 0,97 0,95 0,97 0,96 0,99 0,96 0,95
San Idelfonso 138 Max 1,00 1,02 1,00 1,00 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,06 1,06
San Idelfonso 138 Min 1,00 0,97 0,97 0,96 1,00 1,02 1,02 1,00 1,00 1,00 0,99 0,99 0,96
San Juan de
230 Max - - - - - - - - - - 1,02 1,04 1,04
Manta
San Juan de
230 Min - - - - - - - - - - 0,96 0,94 0,94
Manta
San Rafael 500 Max 1,09 1,06 1,07 1,05 1,08 1,05 1,06 1,07 1,05 1,07 1,05 1,05 1,09
San Rafael 500 Min 0,98 0,99 1,00 0,99 0,99 0,97 0,99 0,93 0,99 0,98 0,99 0,98 0,93
San Rafael 230 Max 1,07 1,06 1,05 1,03 1,05 1,04 1,03 1,03 1,02 1,05 1,07 1,05 1,07
San Rafael 230 Min 0,95 0,97 0,97 0,96 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96 0,95 0,96 0,96 0,95
Santa Elena 138 Max 1,04 1,04 1,06 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05 1,05 1,05 1,06
Santa Elena 138 Min 0,93 0,94 0,94 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,97 0,96 0,97 0,95 0,93
Santa Elena 69 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Santa Elena 69 Min 0,96 0,97 0,98 0,97 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,96
Santa Rosa 230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,06 1,03 1,03 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05 1,06
Santa Rosa 230 Min 0,97 0,98 0,96 0,95 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,96 0,98 0,98 0,95
Santa Rosa 138 Max 1,05 1,04 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06
Santa Rosa 138 Min 0,96 0,99 0,98 0,97 0,99 0,96 0,98 0,96 0,98 0,98 1,00 0,99 0,96
Santa Rosa 46 Max 1,04 1,03 1,03 1,06 1,06 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,03 1,06
Santa Rosa 46 Min 0,88 0,94 0,92 0,92 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,88
Santo Domingo 230 Max 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05 1,06 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06
Santo Domingo 230 Min 0,95 0,95 0,95 0,95 0,99 0,95 1,00 0,96 0,99 0,99 1,00 1,00 0,95
Santo Domingo 138 Max 1,04 1,04 1,03 1,06 1,05 1,04 1,04 1,05 1,04 1,06 1,06 1,04 1,06
Santo Domingo 138 Min 0,97 0,98 0,97 0,98 0,99 0,96 0,96 0,95 0,97 0,99 0,99 0,98 0,95
Santo Domingo 69 Max 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,06 1,04 1,04 1,06
Santo Domingo 69 Min 0,96 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,96
Shushufindi 230 Max 1,07 1,06 1,07 1,06 1,05 1,04 1,04 1,03 1,05 1,05 1,03 1,06 1,07
Shushufindi 230 Min 0,95 0,95 0,95 0,95 0,97 0,95 0,96 0,95 0,96 0,95 0,96 0,95 0,95
Sinincay 230 Max 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06
Sinincay 230 Min 0,99 0,97 0,96 1,01 1,01 1,00 1,00 1,00 0,99 1,00 1,00 1,00 0,96
Sinincay 69 Max 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,03 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04
Sinincay 69 Min 0,96 0,98 0,99 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,98 0,96
Sopladora 230 Max 1,06 1,07 1,07 1,07 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06 1,07 1,07 1,06 1,07
Sopladora 230 Min 0,96 0,97 0,96 0,96 0,97 0,96 0,96 0,96 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96
Taday 230 Max 1,06 1,06 1,07 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,07 1,06 1,06 1,07
Taday 230 Min 0,96 0,98 0,97 0,96 1,00 0,99 1,00 1,00 1,00 0,99 0,97 0,95 0,95
Tena 138 Max 1,07 1,06 1,08 1,08 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,08
281
Anexo F.11.: Niveles de voltaje en las barras de las subestaciones del SNT (7/7)
Voltaje Max/
Subestación Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kV) Min
Tena 138 Min 0,98 0,95 0,99 1,01 0,99 0,97 1,03 0,97 0,99 0,98 0,98 0,96 0,95
Tena 69 Max 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,03 1,05
Tena 69 Min 0,95 0,97 0,96 0,98 0,94 0,94 0,98 0,97 0,96 0,97 0,98 0,96 0,94
Tisaleo 500 Max 1,06 1,04 1,04 1,09 1,05 1,03 1,04 1,05 1,03 1,05 1,03 1,05 1,09
Tisaleo 500 Min 1,00 0,99 0,95 0,99 0,99 0,98 0,95 0,99 0,98 0,97 0,98 0,97 0,95
Topo 138 Max 1,07 1,08 1,06 1,06 1,06 1,06 1,05 1,06 1,06 1,06 1,05 1,06 1,08
Topo 138 Min 0,99 0,97 0,99 0,97 0,99 0,98 0,96 0,99 0,98 0,98 0,98 0,95 0,95
Totoras 230 Max 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,05 1,04 1,05 1,05 1,05
Totoras 230 Min 0,98 0,98 0,99 0,99 0,97 0,98 0,99 0,99 1,00 1,00 0,98 1,00 0,97
Totoras 138 Max 1,05 1,04 1,05 1,05 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05
Totoras 138 Min 0,99 0,99 0,95 1,00 0,99 0,99 0,97 0,99 0,99 1,00 0,99 0,99 0,95
Totoras 69 Max 1,04 1,04 1,05 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,03 1,03 1,04 1,05
Totoras 69 Min 0,96 0,98 0,99 0,98 0,99 0,97 0,99 0,99 0,98 1,00 0,99 0,99 0,96
Trinitaria 230 Max 1,02 1,03 1,03 1,04 1,03 1,03 1,03 1,02 1,04 1,04 1,04 1,03 1,04
Trinitaria 230 Min 0,97 0,96 0,97 0,96 0,96 0,95 0,98 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,95
Trinitaria 138 Max 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04
Trinitaria 138 Min 0,99 0,98 0,99 0,98 0,99 0,98 1,01 0,99 0,98 0,98 1,00 0,99 0,98
Trinitaria 69 Max 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04
Trinitaria 69 Min 0,95 0,97 0,98 0,97 0,98 0,97 0,98 0,97 0,98 0,97 0,98 0,98 0,95
Tulcán 138 Max 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,06 1,05 1,05 1,04 1,05 1,06
Tulcán 138 Min 0,95 0,97 0,96 0,97 0,97 0,96 0,96 0,97 0,98 0,97 0,98 0,97 0,95
Tulcán 69 Max 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05
Tulcán 69 Min 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97
Yanacocha 138 Max 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06
Yanacocha 138 Min 0,97 0,96 0,96 0,97 0,97 0,97 0,95 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,95
Yanacocha 69 Max - - - - 1,04 1,04 1,02 1,03 1,03 1,04 1,02 1,03 1,04
Yanacocha 69 Min - - - - 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,99 0,97 -
Zhoray 230 Max 1,06 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06 1,05 1,06
Zhoray 230 Min 0,99 0,99 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,97 0,98 1,00 1,00 0,97
Anexo F.12.: Demanda máxima en transformadores de las subestaciones del SNT (1/4)
Ambato AT1 43 28,08 28,28 29,88 22,27 23,58 25,02 25,63 26,43 26,38 27,53 27,55 27,54 29,88
Ambato AT2 75 22,56 22,56 22,56 22,56 22,56 22,56 21,02 21,02 21,18 22,33 22,35 22,34 22,56
Baños ATQ 33,3 9,54 9,75 9,69 9,74 9,69 9,58 10,41 10,33 9,62 9,75 9,41 9,42 10,41
Caraguay ATQ 225 130,54 124,62 118,55 109,91 103,74 148,57 99,95 97,71 101,43 111,45 106,92 126,57 148,57
Chone ATQ 100 71,73 75,70 71,06 69,99 70,01 69,75 69,16 69,47 70,53 57,08 64,43 56,81 75,70
282
Anexo F.12.: Demanda máxima en transformadores de las subestaciones del SNT (2/4)
Chorrillos ATI 450 174,30 215,92 233,65 238,54 255,81 164,46 182,18 183,23 213,92 246,86 306,22 369,07 369,07
Chorrillos ATJ 450 86,91 86,91 86,91 197,16 86,91 167,77 181,19 225,70 212,99 246,66 306,89 413,31 413,31
Cuenca ATQ 99,9 100,19 97,88 98,93 91,39 89,53 97,55 94,18 101,99 98,11 96,37 96,75 97,83 101,99
Cumbaratza ATQ 33,3 12,41 19,01 14,58 14,57 16,94 14,73 10,97 11,48 11,88 11,51 11,99 12,84 19,01
Dos Cerritos ATK 165 145,93 144,72 148,88 137,97 - 126,31 108,12 135,85 128,74 166,29 163,90 109,00 166,29
Durán ATL 225 134,78 131,19 130,48 158,51 161,62 151,20 141,85 128,40 150,24 154,18 156,41 154,61 161,62
El Inga ATT 300 43,01 85,82 49,51 40,62 47,79 39,86 40,79 40,52 50,49 54,70 36,56 46,28 85,82
El Inga ATI 600 304,78 287,57 317,98 377,34 299,62 313,91 339,64 310,27 329,38 305,29 254,34 366,27 377,34
El Inga ATJ 600 306,07 288,74 339,15 378,92 300,88 314,34 340,27 310,16 328,83 307,34 261,46 367,47 378,92
El Inga ATH 600 306,21 287,00 339,85 378,49 301,60 313,06 339,95 309,82 278,03 305,50 259,54 365,07 378,49
El Inga ATU 300 43,30 53,09 44,49 40,41 38,81 39,84 40,84 46,65 46,98 47,79 36,56 38,53 53,09
Esclusas ATT 225 133,16 125,38 120,20 111,25 105,43 119,56 99,99 98,69 105,28 111,81 107,10 128,38 133,16
Esmeraldas ATQ 75 44,35 49,11 49,97 43,67 40,04 43,11 40,44 46,05 44,96 41,33 41,50 43,01 49,97
Esmeraldas ATR 75 42,71 46,90 47,50 41,96 39,73 42,09 40,22 41,71 43,22 40,71 54,51 43,99 54,51
Esmeraldas ATT 166,65 75,76 78,37 79,71 71,23 69,20 71,87 69,06 69,84 73,59 72,87 74,00 73,20 79,71
Francisco de
ATQ 66,66 22,36 23,28 30,06 19,37 36,55 25,49 18,68 25,33 21,35 26,94 22,27 28,64 36,55
Orellana
Gualaceo TRG 13,27 10,04 9,70 9,39 13,52 9,65 9,60 9,36 8,96 9,21 9,32 9,64 9,51 13,52
Ibarra T1 50 6,68 6,75 7,17 6,68 6,79 6,82 6,77 6,75 7,63 6,84 6,69 6,59 7,63
Ibarra ATR 66,66 44,09 48,60 43,02 37,97 40,04 42,07 41,23 44,11 51,44 45,21 47,75 45,70 51,44
Ibarra ATQ 66,66 44,22 47,90 43,47 38,30 39,90 40,59 42,85 42,88 52,86 45,74 46,00 45,81 52,86
Jivino TRK 167 100,97 101,76 104,00 89,99 95,43 108,04 94,34 104,40 101,25 101,09 100,43 102,54 108,04
Limón TRE 6,66 1,61 4,72 1,83 1,59 4,66 4,44 1,62 2,01 1,72 1,75 1,74 1,75 4,72
Loja ATQ 66,7 47,96 53,66 47,87 45,35 45,81 46,44 46,93 48,53 48,29 49,21 49,43 49,33 53,66
Loreto ATQ 33,33 3,39 3,12 4,55 6,05 2,26 1,99 3,85 2,49 3,36 2,63 2,96 2,68 6,05
Macas TRQ 66,7 33,74 35,16 34,89 39,08 35,94 35,53 37,17 34,56 34,63 26,01 34,12 38,15 39,08
Machala ATQ 99,9 64,52 52,99 85,96 58,95 59,85 48,92 51,78 56,74 74,81 61,16 53,88 65,72 85,96
Machala TRK 166,5 162,41 162,23 160,04 157,10 126,30 127,26 127,97 131,24 136,01 148,32 127,13 128,87 162,41
Machala ATR 99,9 51,75 86,50 85,26 56,15 59,53 49,49 51,47 67,54 74,74 60,50 53,51 65,27 86,50
Manta ATQ 33,33 30,50 30,54 30,62 31,79 30,66 29,79 30,27 29,72 30,06 29,66 31,14 30,95 31,79
Méndez TRE 6,66 3,73 4,33 4,42 3,77 3,30 2,99 2,93 3,00 3,01 2,96 2,87 2,21 4,42
Milagro ATK 166,65 137,22 144,76 137,54 131,79 133,60 133,63 102,59 91,36 105,74 119,86 104,87 136,67 144,76
Milagro ATU 225 93,67 118,11 112,88 82,05 80,24 83,21 83,00 94,20 111,94 116,06 96,38 102,83 118,11
Molino AT1 375 285,64 267,24 259,99 253,16 273,54 278,19 226,87 253,68 241,26 268,95 242,43 287,22 287,22
Molino AT2 375 309,15 299,84 305,49 299,26 294,81 288,14 272,58 285,60 283,93 290,76 263,56 307,18 309,15
Montecristi ATQ 100 97,72 96,12 93,59 83,34 85,12 86,07 79,62 77,46 84,46 84,44 84,24 88,68 97,72
Móvil Efacec 1 TMK 45 34,54 36,79 31,59 18,27 25,95 32,89 33,18 28,22 29,01 33,85 32,92 36,38 36,79
Móvil Mitsubishi AMQ 30 26,49 23,38 24,88 25,95 29,30 20,53 22,17 23,16 24,71 22,99 23,14 23,38 29,30
Mulaló ATQ 66,7 44,19 46,62 37,00 32,09 33,65 38,30 38,60 47,86 48,40 48,28 51,32 44,44 51,32
Nueva Babahoyo ATR 66,7 49,95 49,19 58,40 49,01 50,08 44,09 42,53 48,11 48,41 56,62 50,73 59,12 59,12
283
Anexo F.12.: Demanda máxima en transformadores de las subestaciones del SNT (3/4)
Nueva Babahoyo ATQ 60 63,57 51,16 39,27 30,94 34,01 30,00 29,24 33,94 34,62 39,05 37,52 41,32 63,57
Nueva Prosperina ATQ 150 138,03 120,90 118,44 103,44 118,71 123,79 105,35 89,67 - - - - 138,03
Pascuales ATU 375 344,82 331,06 319,87 324,87 343,38 347,86 344,76 303,20 310,17 291,56 278,94 323,13 347,86
Pascuales ATT 375 348,18 345,38 341,42 344,21 347,88 346,66 346,67 320,28 331,03 330,71 299,03 344,63 348,18
Pascuales ATR 200 125,17 121,24 123,91 120,49 139,01 140,03 143,92 118,36 123,54 128,39 135,16 138,46 143,92
Pascuales ATQ 200 121,83 119,17 122,07 118,21 136,48 139,41 142,12 116,58 119,63 126,10 133,24 135,82 142,12
Policentro ATQ 150 118,98 114,76 110,08 108,56 119,32 120,00 118,95 100,67 105,81 125,03 122,72 123,17 125,03
Pomasqui ATU 300 157,74 160,04 158,87 124,04 120,58 142,34 148,89 160,55 162,12 164,97 178,12 265,74 265,74
Pomasqui ATT 300 157,35 160,16 158,76 129,30 119,82 143,31 149,57 162,80 163,53 171,80 178,56 175,96 178,56
Portoviejo AA1 75 67,26 66,42 67,43 65,87 65,03 60,37 59,39 59,31 47,73 51,62 50,42 51,07 67,43
Portoviejo AA2 75 68,13 67,67 67,92 65,86 65,05 61,33 59,87 59,45 48,27 52,56 51,00 51,27 68,13
Posorja ATQ 66,67 29,82 29,95 29,67 29,27 28,74 28,91 28,32 27,40 28,51 28,76 28,06 29,55 29,95
Puyo ATQ 33,3 13,93 13,93 13,84 13,81 13,82 13,98 13,96 14,14 14,01 13,94 13,82 13,71 14,14
Quevedo ATT 166,65 112,92 79,59 130,41 128,55 137,76 133,14 130,50 127,49 134,91 127,58 192,42 120,57 192,42
Quevedo ATR 150 76,89 77,44 78,87 71,88 77,44 73,13 77,79 82,45 88,19 90,88 90,52 87,65 90,88
Quinindé ATQ 66,7 25,46 29,62 23,81 17,87 17,06 17,22 17,03 17,43 16,93 17,17 17,80 18,22 29,62
Riobamba TRK 99,9 28,57 24,01 22,57 14,28 11,74 14,35 11,89 13,05 13,12 14,43 14,15 14,24 28,57
Riobamba ATL 225 54,29 57,43 60,25 39,97 46,30 56,06 50,80 52,16 53,24 58,15 58,97 57,90 60,25
Salitral ATQ 150 120,09 125,43 107,43 107,08 96,78 94,52 108,99 104,16 108,19 105,89 94,37 111,30 125,43
Salitral ATR 150 126,41 132,81 113,54 112,66 102,47 98,41 114,70 111,15 114,47 111,64 94,65 117,57 132,81
San Gregorio ATT 225 139,46 154,57 150,75 194,17 165,68 153,53 145,32 141,30 130,45 132,15 115,68 171,31 194,17
San Rafael ATH 450 39,82 94,46 91,03 92,67 71,59 95,89 92,33 95,67 101,12 98,55 88,84 99,96 101,12
Santa Elena ATQ 66,7 46,18 43,52 47,67 37,79 35,98 41,11 34,07 35,00 61,61 49,29 66,14 47,25 66,14
Santa Elena ATR 66,7 50,98 47,82 49,40 39,29 40,15 39,58 38,14 38,21 39,86 42,30 40,30 64,17 64,17
Santa Rosa TRN 75 55,35 65,88 54,31 42,25 45,13 49,61 51,06 53,74 53,66 53,20 51,93 53,99 65,88
Santa Rosa ATU 375 170,71 175,12 170,23 133,58 147,16 155,66 154,90 158,89 201,65 153,30 141,04 147,96 201,65
Santa Rosa ATT 375 206,66 212,12 205,13 161,44 177,26 186,87 220,23 194,47 183,38 183,59 170,50 178,89 220,23
Santo Domingo ATR 99,99 96,91 59,82 59,38 53,86 55,55 55,91 58,03 57,94 59,50 62,92 63,81 60,50 96,91
Santo Domingo ATU 166,65 90,46 72,51 74,28 93,04 84,44 69,16 95,93 70,07 75,41 86,73 111,21 79,73 111,21
Santo Domingo ATT 166,65 91,99 71,33 72,97 91,57 83,06 68,00 68,64 68,98 74,25 85,05 99,13 78,42 99,13
Santo Domingo ATQ 167 83,23 59,37 58,11 70,59 54,50 54,77 58,62 58,43 58,37 61,83 62,55 59,32 83,23
Sinincay TRK 165,5 65,50 73,67 79,12 50,13 56,52 67,35 64,44 71,49 68,18 71,57 63,14 75,13 79,12
Tena TRQ 33,33 20,14 20,63 25,37 26,05 23,00 15,88 14,88 13,73 14,92 14,29 14,36 14,58 26,05
Totoras ATQ 99,99 40,91 32,63 42,04 35,70 37,84 52,47 58,62 39,29 41,51 42,71 42,58 41,29 58,62
Totoras ATT 111,99 123,27 120,44 109,05 117,99 108,35 102,30 105,71 97,33 102,67 119,04 113,87 116,07 123,27
Trinitaria ATQ 150 48,03 48,03 124,17 84,02 109,99 135,54 112,14 116,66 134,87 119,99 122,07 122,76 135,54
284
Anexo F.12.: Demanda máxima en transformadores de las subestaciones del SNT (4/4)
Trinitaria ATT 225 201,00 161,76 174,77 163,13 194,66 190,02 164,78 189,21 198,29 157,43 149,95 161,26 201,00
Tulcán ATQ 33,3 17,12 26,17 20,19 25,15 22,20 16,69 17,50 17,45 17,29 16,54 17,06 15,88 26,17
Yanacocha ATQ 66,7 15,54 9,53 37,88 26,71 9,19 6,32 8,03 7,37 7,99 7,65 6,07 8,55 37,88
Ambato AT1 65,29 65,78 69,49 51,80 54,83 58,19 59,61 61,46 61,35 64,02 64,07 64,04
Ambato AT2 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 28,03 28,03 28,24 29,77 29,80 29,79
Baños ATQ 28,65 29,29 29,09 29,24 29,09 28,78 31,27 31,03 28,88 29,29 28,26 28,28
Caraguay ATQ 58,02 55,39 52,69 48,85 46,11 66,03 44,42 43,43 45,08 49,53 47,52 56,25
Chone ATQ 71,73 75,70 71,06 69,99 70,01 69,75 69,16 69,47 70,53 57,08 64,43 56,81
Chorrillos ATI 38,73 47,98 51,92 53,01 56,85 36,55 40,49 40,72 47,54 54,86 68,05 82,02
Chorrillos ATJ 19,31 19,31 19,31 43,81 19,31 37,28 40,26 50,16 47,33 54,81 68,20 91,85
Cuenca ATQ 100,29 97,98 99,03 91,48 89,62 97,65 94,28 102,10 98,21 96,47 96,85 97,93
Cumbaratza ATQ 37,26 57,10 43,78 43,74 50,89 44,22 32,93 34,47 35,68 34,57 36,00 38,57
Dos Cerritos ATK 88,44 87,71 90,23 83,62 - 76,55 65,53 82,33 78,02 100,78 99,33 66,06
Durán ATL 59,90 58,31 57,99 70,45 71,83 67,20 63,04 57,07 66,77 68,52 69,51 68,72
El Inga ATT 14,34 28,61 16,50 13,54 15,93 13,29 13,60 13,51 16,83 18,23 12,19 15,43
El Inga ATI 50,80 47,93 53,00 62,89 49,94 52,32 56,61 51,71 54,90 50,88 42,39 61,04
El Inga ATJ 51,01 48,12 56,53 63,15 50,15 52,39 56,71 51,69 54,81 51,22 43,58 61,25
El Inga ATH 51,04 47,83 56,64 63,08 50,27 52,18 56,66 51,64 46,34 50,92 43,26 60,84
El Inga ATU 14,43 17,70 14,83 13,47 12,94 13,28 13,61 15,55 15,66 15,93 12,19 12,84
Esclusas ATT 59,18 55,72 53,42 49,45 46,86 53,14 44,44 43,86 46,79 49,69 47,60 57,06
Esmeraldas ATQ 59,13 65,47 66,62 58,22 53,38 57,48 53,92 61,40 59,95 55,11 55,33 57,35
Esmeraldas ATR 56,95 62,54 63,34 55,94 52,97 56,12 53,62 55,61 57,62 54,28 72,69 58,65
Esmeraldas ATT 45,46 47,02 47,83 42,74 41,52 43,13 41,44 41,91 44,16 43,73 44,41 43,92
Francisco de Orellana ATQ 33,55 34,93 45,09 29,05 54,83 38,24 28,03 38,01 32,02 40,41 33,41 42,96
Gualaceo TRG 75,66 73,07 70,73 101,89 72,69 72,33 70,50 67,54 69,37 70,26 72,67 71,64
Ibarra T1 13,35 13,50 14,35 13,36 13,58 13,65 13,53 13,51 15,26 13,69 13,38 13,18
Ibarra ATR 66,14 72,90 64,54 56,97 60,07 63,11 61,85 66,17 77,16 67,82 71,64 68,56
Ibarra ATQ 66,33 71,86 65,21 57,45 59,85 60,90 64,27 64,33 79,30 68,61 69,01 68,72
Jivino TRK 60,46 60,94 62,27 53,89 57,14 64,70 56,49 62,52 60,63 60,53 60,14 61,40
Limón TRE 24,15 70,92 27,55 23,86 69,93 66,73 24,26 30,22 25,83 26,29 26,11 26,33
Loja ATQ 71,90 80,44 71,77 67,98 68,67 69,63 70,35 72,76 72,40 73,77 74,11 73,96
285
Anexo F.13.: Porcentaje de uso de transformadores del SNT (2/3)
Loreto ATQ 10,17 9,37 13,64 18,16 6,78 5,96 11,56 7,46 10,08 7,88 8,88 8,04
Macas TRQ 50,58 52,72 52,31 58,59 53,88 53,27 55,73 51,81 51,91 38,99 51,16 57,20
Machala ATQ 64,59 53,05 86,05 59,01 59,91 48,97 51,83 56,79 74,88 61,22 53,93 65,78
Machala TRK 97,54 97,44 96,12 94,35 75,85 76,43 76,86 78,83 81,69 89,08 76,36 77,40
Machala ATR 51,80 86,59 85,34 56,21 59,59 49,54 51,52 67,61 74,82 60,56 53,56 65,34
Manta ATQ 91,51 91,64 91,87 95,38 91,98 89,37 90,82 89,18 90,18 89,00 93,43 92,87
Méndez TRE 56,05 65,01 66,36 56,62 49,55 44,93 43,95 45,09 45,21 44,37 43,12 33,20
Milagro ATK 82,34 86,86 82,53 79,08 80,17 80,18 61,56 54,82 63,45 71,92 62,93 82,01
Milagro ATU 41,63 52,49 50,17 36,47 35,66 36,98 36,89 41,86 49,75 51,58 42,84 45,70
Molino AT1 76,17 71,27 69,33 67,51 72,94 74,18 60,50 67,65 64,34 71,72 64,65 76,59
Molino AT2 82,44 79,96 81,46 79,80 78,62 76,84 72,69 76,16 75,71 77,54 70,28 81,91
Montecristi ATQ 97,72 96,12 93,59 83,34 85,12 86,07 79,62 77,46 84,46 84,44 84,24 88,68
Móvil Efacec 1 TMK 76,76 81,75 70,21 40,59 57,66 73,08 73,73 62,72 64,46 75,22 73,16 80,85
Móvil Mitsubishi AMQ 88,31 77,94 82,94 86,50 97,65 68,44 73,90 77,21 82,38 76,63 77,12 77,94
Mulaló ATQ 66,25 69,90 55,47 48,12 50,44 57,42 57,87 71,75 72,56 72,38 76,95 66,63
Nueva Babahoyo ATR 74,89 73,74 87,56 73,48 75,09 66,10 63,77 72,13 72,58 84,89 76,05 88,63
Nueva Babahoyo ATQ 105,95 85,27 65,45 51,57 56,68 50,01 48,73 56,57 57,70 65,09 62,53 68,87
Nueva Prosperina ATQ 92,02 80,60 78,96 68,96 79,14 82,52 70,24 59,78 - - - -
Pascuales ATU 91,95 88,28 85,30 86,63 91,57 92,76 91,94 80,85 82,71 77,75 74,38 86,17
Pascuales ATT 92,85 92,10 91,05 91,79 92,77 92,44 92,45 85,41 88,27 88,19 79,74 91,90
Pascuales ATR 62,59 60,62 61,96 60,24 69,50 70,01 71,96 59,18 61,77 64,19 67,58 69,23
Pascuales ATQ 60,92 59,59 61,03 59,10 68,24 69,71 71,06 58,29 59,82 63,05 66,62 67,91
Policentro ATQ 79,32 76,51 73,39 72,37 79,55 80,00 79,30 67,12 70,54 83,35 81,81 82,11
Pomasqui ATU 52,58 53,35 52,96 41,35 40,19 47,45 49,63 53,52 54,04 54,99 59,37 88,58
Pomasqui ATT 52,45 53,39 52,92 43,10 39,94 47,77 49,86 54,27 54,51 57,27 59,52 58,65
Portoviejo AA1 89,68 88,57 89,91 87,82 86,70 80,50 79,19 79,08 63,64 68,83 67,22 68,09
Portoviejo AA2 90,84 90,23 90,56 87,82 86,74 81,78 79,82 79,26 64,36 70,08 68,00 68,36
Posorja ATQ 44,73 44,93 44,50 43,91 43,11 43,37 42,48 41,10 42,76 43,13 42,09 44,32
Puyo ATQ 41,85 41,82 41,56 41,46 41,49 41,99 41,91 42,48 42,06 41,85 41,50 41,19
Quevedo ATT 67,76 47,76 78,25 77,14 82,66 79,89 78,31 76,50 80,96 76,55 115,46 72,35
Quevedo ATR 51,26 51,62 52,58 47,92 51,62 48,75 51,86 54,97 58,79 60,58 60,35 58,44
Quinindé ATQ 38,18 44,41 35,70 26,79 25,58 25,81 25,53 26,13 25,38 25,74 26,68 27,32
Riobamba TRK 28,60 24,03 22,60 14,30 11,75 14,36 11,90 13,06 13,13 14,45 14,16 14,26
Riobamba ATL 24,13 25,52 26,78 17,76 20,58 24,92 22,58 23,18 23,66 25,85 26,21 25,73
Salitral ATQ 80,06 83,62 71,62 71,39 64,52 63,02 72,66 69,44 72,12 70,59 62,92 74,20
Salitral ATR 84,27 88,54 75,69 75,11 68,31 65,61 76,46 74,10 76,31 74,43 63,10 78,38
San Gregorio ATT 61,98 68,70 67,00 86,30 73,64 68,24 64,58 62,80 57,98 58,73 51,41 76,14
286
Anexo F.13.: Porcentaje de uso de transformadores del SNT (3/3)
San Rafael ATH 8,85 20,99 20,23 20,59 15,91 21,31 20,52 21,26 22,47 21,90 19,74 22,21
Santa Elena ATQ 69,24 65,25 71,46 56,65 53,94 61,64 51,08 52,47 92,37 73,90 99,16 70,84
Santa Elena ATR 76,43 71,70 74,06 58,91 60,20 59,34 57,19 57,29 59,77 63,42 60,41 96,21
Santa Rosa TRN 73,80 87,84 72,41 56,33 60,18 66,15 68,08 71,65 71,54 70,94 69,24 71,99
Santa Rosa ATU 45,52 46,70 45,39 35,62 39,24 41,51 41,31 42,37 53,77 40,88 37,61 39,46
Santa Rosa ATT 55,11 56,57 54,70 43,05 47,27 49,83 58,73 51,86 48,90 48,96 45,47 47,70
Santo Domingo ATR 96,92 59,83 59,39 53,87 55,55 55,92 58,03 57,94 59,51 62,92 63,81 60,50
Santo Domingo ATU 54,28 43,51 44,57 55,83 50,67 41,50 57,56 42,04 45,25 52,04 66,73 47,84
Santo Domingo ATT 55,20 42,80 43,79 54,95 49,84 40,81 41,19 41,39 44,55 51,03 59,48 47,06
Santo Domingo ATQ 49,84 35,55 34,80 42,27 32,64 32,80 35,10 34,99 34,95 37,02 37,45 35,52
Sinincay TRK 39,57 44,51 47,81 30,29 34,15 40,69 38,94 43,19 41,20 43,24 38,15 45,40
Tena TRQ 60,44 61,90 76,12 78,15 69,01 47,64 44,64 41,18 44,75 42,88 43,10 43,75
Totoras ATQ 40,92 32,63 42,04 35,70 37,84 52,48 58,62 39,29 41,52 42,71 42,58 41,29
Totoras ATT 110,07 107,54 97,38 105,36 96,75 91,35 94,39 86,91 91,68 106,29 101,68 103,65
Trinitaria ATQ 32,02 32,02 82,78 56,01 73,33 90,36 74,76 77,78 89,91 79,99 81,38 81,84
Trinitaria ATT 89,33 71,89 77,68 72,50 86,51 84,46 73,23 84,09 88,13 69,97 66,64 71,67
Tulcán ATQ 51,40 78,60 60,62 75,52 66,67 50,12 52,54 52,39 51,92 49,67 51,22 47,70
Yanacocha ATQ 23,29 14,28 56,79 40,05 13,78 9,48 12,04 11,05 11,98 11,47 9,11 12,83
Baños - Agoyán C1 165 49,00 48,31 47,90 53,00 49,43 48,07 48,08 48,15 48,33 48,37 48,20 47,77
Baños - Agoyán C2 165 48,77 48,39 47,53 55,90 48,57 47,85 47,99 47,75 48,91 47,98 47,88 47,28
Baños - Topo C1 90 46,70 52,16 46,77 67,18 50,65 56,47 52,24 55,13 46,65 49,51 48,79 55,71
Chongón - Posorja C1 113 42,29 45,10 45,30 39,77 42,60 40,52 45,41 53,05 42,77 43,24 42,67 45,97
Chongón - Santa Elena C1 113 62,78 58,02 48,04 37,07 35,09 39,93 34,84 37,65 40,47 37,32 34,49 41,11
Chongón - Santa Elena 2 C1 266 16,21 23,07 16,43 14,80 15,00 14,98 15,50 16,37 16,14 17,14 14,67 17,61
Cuenca - Gualaceo C1 88,8 28,08 67,60 31,45 36,70 32,99 31,95 33,50 32,38 31,70 25,01 31,66 32,23
138
Cuenca - Yanacocha C1 100 74,08 80,55 62,71 80,55 68,97 79,23 70,60 71,71 76,23 79,32 61,21 78,18
Cuenca - Yanacocha C2 100 80,98 77,67 78,38 78,74 67,59 77,01 68,55 76,98 79,07 80,28 72,11 80,52
Daule Peripa - Chone C1 113,2 72,90 83,79 80,28 74,28 68,40 66,62 68,44 69,88 71,81 58,37 61,81 58,39
Daule Peripa - Portoviejo C1 113,2 40,68 54,40 42,67 58,62 39,27 37,58 34,63 34,53 37,69 38,96 42,36 42,84
Daule Peripa - Portoviejo C2 113,2 40,68 61,30 42,79 44,59 39,46 37,59 34,68 34,59 37,82 38,97 42,13 52,66
Delsitanisagua - Cumbaratza C1 90 12,31 40,75 26,37 10,97 22,38 13,52 18,73 12,17 13,15 16,39 14,83 14,76
Esclusas - Caraguay C1 148 45,03 42,90 40,85 37,74 35,58 51,33 34,33 33,56 36,35 42,07 36,69 43,66
287
Anexo F.14.: Porcentaje de uso de líneas de transmisión de 138 kV (2/3)
Esclusas - Caraguay C2 148 44,28 44,37 40,22 37,19 35,12 52,91 33,73 33,00 34,29 37,78 36,19 43,02
Gualaceo - Limón C1 88,8 33,39 37,09 39,43 38,69 37,21 37,83 35,94 40,34 35,39 30,83 35,12 35,08
Ibarra - Tulcán C1 115,5 15,63 25,75 17,17 21,48 23,30 24,16 15,52 16,27 15,84 15,20 15,42 14,51
Jaramijó - Manta C1 110 29,31 28,97 29,28 30,45 29,36 28,44 28,54 28,25 28,65 28,01 29,70 29,79
Jaramijó - Montecristi C1 138 66,16 72,73 72,28 24,58 23,77 73,78 29,22 71,63 23,23 72,71 76,78 63,82
La Concordia - Quinindé C1 113 - 19,72 20,38 20,78 43,95 20,38 18,49 42,54 22,26 34,19 17,11 18,39
Limón - Méndez C1 88,8 35,00 40,50 37,16 39,38 38,17 38,30 41,45 36,98 36,79 39,15 36,48 31,44
Loreto - Francisco de Orellana C1 90 25,19 49,73 34,09 40,14 41,73 39,19 21,23 27,88 26,77 25,50 27,24 27,03
Méndez - Macas C1 88,8 37,42 39,74 39,77 43,29 43,08 40,68 46,75 39,20 39,14 29,24 39,02 38,71
Milagro - Nueva Babahoyo C1 332 12,26 20,38 17,26 11,68 12,28 10,43 10,78 12,46 12,40 14,37 13,39 15,19
Milagro - San Idelfonso C1 113,5 14,83 17,69 40,91 17,51 18,77 21,02 20,24 12,31 18,72 15,65 16,23 18,58
Milagro - San Idelfonso C2 113,5 19,36 17,96 41,08 17,85 18,97 21,13 20,83 14,00 18,34 15,47 16,74 18,71
Molino - Cuenca C1 100 54,77 53,17 59,82 56,69 68,15 58,55 41,19 54,99 64,67 56,36 50,21 86,63
Molino - Cuenca C2 100 55,73 53,75 60,46 57,43 44,55 58,36 44,93 54,74 56,16 59,18 51,39 87,65
Mulaló - Vicentina C1 112 75,26 92,69 62,30 66,75 74,75 67,49 66,83 71,47 53,12 75,63 40,09 63,93
Nueva Prosperina-Trinitaria C1 353 16,56 14,99 22,03 27,01 11,90 15,32 19,47 10,58 19,28 - - -
Pascuales - Chongón C1 113 152,60 161,75 158,81 119,25 132,94 137,24 141,53 143,91 76,40 76,59 68,93 81,09
Pascuales - Chongón C2 113 129,82 88,31 79,42 82,90 82,40 90,23 86,79 66,95 78,29 76,77 70,76 83,69
138 Pascuales - Salitral C1 126 74,26 62,13 63,69 77,60 61,78 63,99 47,49 70,73 71,54 57,42 61,54 65,88
Pascuales - Salitral C2 126 74,19 87,50 86,88 64,45 55,99 65,54 47,69 70,79 72,88 57,61 61,75 67,94
Policentro - Pascuales C1 126 49,41 57,54 54,27 53,91 60,40 61,70 60,47 49,13 52,14 57,55 51,91 56,41
Policentro - Pascuales C2 126 49,66 58,03 54,21 56,05 59,72 65,28 59,66 47,64 52,86 55,81 49,56 62,75
Pomasqui - Ibarra C2 112 71,61 48,39 66,77 42,11 43,57 44,53 59,62 47,81 47,83 48,20 50,41 48,14
Pomasqui - San Antonio C1 112 55,36 55,56 57,05 48,24 50,44 51,09 49,86 53,53 54,52 55,44 57,31 53,57
Portoviejo - San Gregorio C1 110 82,54 71,96 78,21 104,59 79,25 84,94 74,30 68,96 55,33 76,11 65,15 81,78
Pucará - Ambato C1 112 72,40 71,77 59,74 67,26 72,25 79,89 74,67 77,05 70,76 68,97 63,98 66,01
Pucará - Mulaló C1 148 84,26 84,74 69,79 65,28 72,25 68,51 75,29 83,84 67,49 70,13 56,21 66,37
Quevedo - Daule Peripa C1 113,2 28,27 46,73 37,86 54,43 33,30 39,25 34,64 36,33 26,70 39,23 43,21 35,87
Quevedo - Daule Peripa C2 113,2 29,90 48,42 38,64 54,68 43,10 41,78 44,43 40,45 41,19 40,02 47,50 59,56
Quinindé - Esmeraldas C1 113,2 11,56 25,03 9,94 8,80 35,27 11,73 8,21 10,34 11,22 14,61 14,91 15,76
Salitral - Trinitaria C1 110 109,80 109,53 102,28 83,39 90,57 105,41 106,85 105,28 106,58 62,46 36,00 76,92
San Antonio - Ibarra C1 112 46,20 46,31 44,63 40,36 41,76 42,59 43,49 46,36 46,05 46,15 48,64 46,34
San Gregorio - Montecristi C1 110 105,87 115,19 104,89 100,51 97,34 102,03 89,94 97,58 97,05 95,95 92,01 97,45
San Idelfonso - Bajo Alto C1 296 35,41 36,33 35,41 26,65 35,41 35,41 35,41 30,48 35,41 35,41 43,22 46,53
San Idelfonso - Machala C1 113,5 43,65 75,37 70,94 49,29 52,15 48,67 44,88 43,68 52,91 53,38 48,18 57,46
San Idelfonso - Machala C2 113,5 43,83 46,82 77,09 49,54 52,04 48,54 45,12 43,93 66,29 52,96 48,57 48,83
288
Anexo F.14.: Porcentaje de uso de líneas de transmisión de 138 kV (3/3)
Santo Domingo - Esmeraldas C1 113,2 15,26 30,85 16,22 15,81 42,12 15,73 14,91 14,72 15,84 15,54 19,87 16,65
Santo Domingo - La Concordia C1 113 - 19,67 20,34 20,82 43,98 22,27 18,81 42,45 26,51 42,97 27,28 30,26
Tena - Loreto C1 90 44,35 52,89 44,99 54,45 32,13 39,32 22,23 34,17 41,54 27,60 28,18 30,64
Topo - Puyo C1 90 59,57 55,13 57,48 51,15 40,26 48,04 35,86 54,40 52,36 58,66 59,98 57,58
Totoras - Ambato C1 148 77,44 87,73 79,53 83,37 75,69 89,53 85,30 87,48 84,82 76,65 81,35 90,38
138
Totoras - Baños C1 165 61,07 64,66 61,41 62,83 64,01 62,37 59,21 62,11 62,62 60,88 61,32 62,04
Totoras - Baños C2 165 61,99 65,82 62,21 63,62 63,61 63,07 60,41 62,94 63,48 61,83 62,23 62,83
Tulcán - Panamericana C1 112 1,07 1,09 1,07 1,14 1,09 1,09 1,11 1,13 1,11 1,14 9,21 1,14
Yanacocha - Delsitanisagua C1 332 26,81 26,49 26,48 26,55 30,23 26,25 24,62 26,40 28,88 26,77 26,48 26,60
Yanacocha - Delsitanisagua C2 332 26,66 25,96 23,82 26,18 28,39 25,97 24,23 26,20 34,11 26,23 26,14 26,48
Yanacocha - Loja C1 100 23,66 41,18 23,74 39,06 22,69 30,86 28,91 25,62 24,53 24,34 24,42 28,65
Chorrillos - Pascuales 1 C1 332 25,91 32,28 40,62 41,22 25,21 20,97 23,34 27,49 27,98 27,94 35,06 31,94
Chorrillos - Pascuales 1 C2 332 27,23 31,42 41,03 41,47 25,37 20,89 23,14 24,21 28,17 27,34 34,77 31,57
Chorrillos - Pascuales 2 C1 332 26,81 26,49 26,48 26,55 27,19 23,09 25,14 29,49 29,45 30,06 37,59 34,32
Chorrillos - Pascuales 2 C2 332 26,66 25,96 23,82 26,18 27,75 22,45 25,90 29,69 28,96 29,85 38,07 34,62
Dos Cerritos - Pascuales C1 353 55,80 38,57 41,19 49,75 54,14 - 37,61 47,91 32,02 39,67 39,57 47,68
Durán - Esclusas C1 494 25,74 29,80 23,79 20,93 41,84 30,95 38,38 22,75 20,92 20,60 23,15 24,70
El Inga - Pomasqui C1 494 49,47 47,96 55,33 61,71 53,13 55,84 61,65 54,46 48,57 42,40 35,97 43,25
El Inga - Pomasqui C2 494 49,15 50,10 51,65 54,76 53,37 55,38 57,73 54,76 48,30 42,57 36,33 45,55
230 Esclusas - Termoguayas C1 247 14,00 14,12 13,84 13,81 14,98 13,87 13,91 14,23 14,11 13,90 13,88 13,94
Esclusas - Trinitaria C1 494 41,81 33,65 35,98 33,50 40,01 42,46 33,99 39,70 43,28 46,47 42,57 46,46
Jivino - Shushufindi C1 297 2,71 2,68 7,38 2,59 2,79 2,59 2,53 2,54 2,62 2,63 2,75 2,71
Machala - Zorritos C1 332 9,67 18,08 9,90 15,62 15,82 14,28 14,51 13,41 13,97 10,78 10,12 10,16
Manduriacu - Santo Domingo C1 494 - - - - 3,56 3,56 3,53 3,55 3,57 3,58 3,59 3,55
Manduriacu - Santo Domingo C2 494 13,63 13,45 13,29 13,25 15,23 12,80 12,80 12,80 12,80 12,21 7,48 13,24
Milagro - Dos Cerritos C1 353 67,00 56,60 65,46 62,31 53,45 9,40 50,22 62,82 53,86 54,99 49,76 56,23
Milagro - Durán C1 494 42,98 47,26 41,45 44,05 62,06 52,99 54,66 41,17 39,24 40,50 32,69 44,94
Milagro - Machala C1 494 18,92 19,23 21,64 18,71 19,22 16,44 16,81 15,22 19,18 16,72 14,19 19,40
Milagro - Minas San Francisco C1 332 40,33 39,17 39,47 38,83 38,10 45,64 37,18 34,05 37,47 34,73 30,38 39,11
289
Anexo F.15.: Porcentaje de uso de líneas de transmisión de 230 kV (2/3)
Milagro - Pascuales C1 353 63,63 50,02 59,63 56,24 87,06 79,52 71,25 64,00 48,91 48,53 44,12 63,08
Milagro -Zhoray C1 342 104,53 100,23 59,49 65,19 67,79 71,46 64,81 73,54 64,84 73,68 65,27 62,68
Milagro -Zhoray C2 342 80,17 90,97 65,43 81,50 68,15 72,38 65,46 75,39 66,77 75,50 65,26 62,47
Minas San Francisco - Machala C1 332 53,51 53,25 53,23 53,43 54,89 53,79 53,23 50,31 50,62 51,64 46,13 50,34
Molino - Pascuales C1 342 81,11 80,71 64,15 64,44 71,15 77,99 65,36 70,73 63,90 70,03 61,37 66,13
Molino - Pascuales C2 342 80,47 80,19 63,60 66,23 70,61 68,08 65,04 70,30 63,36 69,35 60,94 65,59
Molino - Taday C1 332 50,95 54,74 48,99 43,41 68,54 88,34 42,75 51,05 42,70 56,55 48,84 53,74
Molino - Taday C2 332 50,33 51,93 47,13 40,99 43,56 47,26 40,07 46,09 40,34 48,63 46,04 50,05
Pomasqui - Jamondino 1 C1 332 29,26 30,96 30,24 33,87 39,43 47,25 41,68 41,98 33,83 37,09 63,80 37,26
Pomasqui - Jamondino 1 C2 332 34,41 36,31 31,14 45,98 45,12 45,01 43,79 52,52 34,08 37,36 63,43 37,44
Pomasqui - Jamondino 2 C1 332 35,45 37,19 29,70 45,96 41,25 46,59 45,42 54,03 33,50 35,27 39,77 37,09
Pomasqui - Jamondino 2 C2 332 35,14 36,45 29,50 34,27 41,29 44,40 45,44 48,65 33,53 35,45 38,40 37,09
Quevedo - Baba C1 353 30,70 25,97 30,97 44,24 43,95 23,85 34,01 32,34 28,33 31,31 36,22 39,63
Quevedo - Chorrillos C1 332 32,62 26,10 36,58 28,07 33,42 36,30 33,09 37,86 35,01 33,10 21,09 30,27
Quevedo - Chorrillos C2 332 32,54 25,98 31,66 28,12 33,53 36,14 38,52 39,76 35,22 32,99 28,11 38,41
Quevedo - San Gregorio C1 353 40,37 44,82 45,27 56,26 47,92 51,87 43,02 45,37 45,35 44,99 37,86 55,73
San Francisco - Totoras C2 282 39,48 77,53 76,41 79,96 78,44 77,75 77,22 77,91 78,56 77,55 78,42 77,09
San Rafael - Jivino C1 297 17,12 17,41 17,83 16,25 16,29 17,84 16,08 16,77 17,06 17,08 17,39 17,59
San Rafael - Jivino C2 297 17,17 32,76 17,92 15,89 16,30 18,26 16,28 16,80 17,11 19,75 17,09 17,67
Santa Rosa - El Inga C1 494 40,81 35,96 36,48 53,73 40,80 36,73 40,86 39,41 40,41 45,40 41,59 60,10
Santa Rosa - El Inga C2 494 40,94 36,03 36,38 53,75 38,15 36,68 40,69 39,40 40,36 40,78 41,59 42,87
Santa Rosa - Pomasqui C1 332 24,50 24,31 20,57 23,78 46,28 32,92 25,97 25,78 21,36 22,22 27,09 24,80
Santa Rosa - Pomasqui C2 332 24,72 24,47 20,48 23,39 47,02 32,44 26,56 26,44 21,79 22,21 29,51 25,54
Santa Rosa - Santo Domingo C1 342 40,16 44,97 39,72 52,58 52,01 40,79 50,46 53,99 50,22 51,68 58,59 69,04
Santa Rosa - Santo Domingo C2 342 43,16 44,54 39,44 52,64 51,86 40,61 50,06 53,96 60,56 51,46 59,02 92,72
Santa Rosa - Totoras C1 342 66,71 71,66 55,05 61,22 70,05 61,83 55,02 64,93 48,97 56,57 42,37 57,98
Santa Rosa - Totoras C2 342 68,65 73,61 56,22 62,28 71,67 63,10 56,41 66,73 49,80 57,45 42,99 59,34
Santo Domingo - Baba C1 353 19,57 15,71 23,81 33,59 33,26 21,91 32,09 32,23 29,68 31,26 34,96 36,11
Santo Domingo - Quevedo C1 353 26,57 19,91 26,16 38,02 37,65 21,86 31,92 32,19 38,19 31,32 37,22 55,12
Sopladora - Esclusas C1 494 63,99 65,14 64,09 61,62 65,79 63,81 62,71 62,20 68,15 63,54 58,15 61,93
Sopladora - Milagro C1 494 55,11 59,94 56,32 56,07 54,98 55,69 62,50 59,27 57,18 56,18 51,77 54,77
Taday - Bomboiza C1 332 15,09 16,33 18,67 - 10,52 - 10,56 - 15,51 16,25 19,23 20,40
290
Anexo F.15.: Porcentaje de uso de líneas de transmisión de 230 kV (3/3)
Taday - Bomboiza C2 332 - - 14,67 11,53 10,80 10,58 10,56 15,53 18,89 18,89 - 5,35
Taday - Riobamba C1 332 48,26 61,86 42,78 41,76 44,36 48,37 40,42 47,85 35,25 47,31 40,81 44,50
Taday - Totoras C1 332 45,63 48,16 39,84 38,24 40,90 43,94 35,21 44,15 31,76 43,00 40,05 41,36
230 Totoras - Riobamba C1 342 34,59 49,37 35,83 37,94 30,23 34,30 23,40 34,00 33,69 35,63 48,45 52,82
Zhoray - Molino C2 353 55,02 61,32 50,61 62,67 59,71 59,39 61,31 67,20 53,53 55,46 52,41 51,80
Zhoray - Molino C1 353 55,13 60,14 50,81 62,97 61,07 60,00 61,91 59,07 53,50 55,70 53,25 50,65
Zhoray - Sinincay C1 332 19,94 27,79 24,34 15,16 17,37 20,82 22,21 21,88 20,80 21,83 19,28 23,61
Coca Codo Sinclair - San Rafael 1 C1 1.732 30,98 31,87 34,26 33,62 35,55 32,01 35,08 49,04 34,69 34,96 33,18 36,34
Coca Codo Sinclair - San Rafael 2 C1 1.732 30,36 31,56 33,87 33,29 32,12 31,77 34,77 31,62 34,37 34,61 32,93 35,88
San Rafael - El Inga 2 C1 1.732 37,42 31,31 38,92 33,31 32,21 30,66 34,03 30,75 33,69 33,67 32,27 35,46
Tisaleo - Chorrillos C1 1.732 20,42 25,21 27,33 27,89 22,18 19,32 21,30 21,63 24,94 28,35 35,68 33,81
Agente Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MW 18,42 19,14 18,21 17,84 18,07 18,11 18,29 18,77 18,68 18,96 18,68 18,84
CNEL-Bolívar
USD 46.131,92 47.923,80 45.633,45 44.534,88 45.105,12 45.270,77 45.830,95 47.191,19 46.954,26 38.511,31 37.976,94 38.216,67
MW 222,56 222,22 218,91 186,02 186,62 180,64 181,00 183,95 187,98 199,16 195,71 197,85
CNEL-El Oro
USD 557.421,26 556.408,31 548.590,88 464.303,78 465.812,31 451.601,55 453.446,31 462.371,20 472.530,78 404.603,18 397.914,47 401.277,44
MW 95,25 102,78 102,88 92,52 90,17 96,26 91,06 91,16 95,91 92,27 95,37 92,05
CNEL-Esmeraldas
USD 238.559,39 257.342,48 257.824,43 230.931,59 225.072,76 240.664,88 228.128,31 229.146,68 241.096,45 187.450,10 193.906,54 186.682,30
MW 953,81 944,85 899,60 686,45 772,86 772,07 775,21 761,95 790,37 852,96 845,16 887,81
CNEL-Guayaquil
USD 2.388.863,38 2.365.761,95 2.254.390,98 1.713.341,35 1.929.064,21 1.930.207,98 1.942.072,90 1.915.238,89 1.986.757,63 1.732.794,38 1.718.330,99 1.800.607,18
MW 391,55 386,17 365,55 362,96 383,92 359,70 349,35 355,66 355,01 391,03 376,66 386,02
CNEL-Guayas Los Ríos
USD 980.650,55 966.914,71 916.081,59 905.924,69 958.264,06 899.260,59 875.195,92 893.985,71 892.379,22 794.385,67 765.799,40 782.916,30
MW 83,62 81,91 80,75 80,72 82,04 76,45 72,54 75,37 75,81 83,04 79,25 85,80
CNEL-Los Ríos
USD 209.425,90 205.084,43 202.372,02 201.469,28 204.763,97 191.128,25 181.725,68 189.460,01 190.559,74 168.691,26 161.119,01 174.013,56
291
Anexo F.17.: Demanda máxima de empresas y valores facturados (2/3)
Agente Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MW 312,84 318,96 312,13 299,89 299,92 284,84 279,34 276,02 283,75 277,61 273,76 282,26
CNEL-Manabí
USD 783.536,88 798.617,29 782.188,67 748.512,49 748.596,51 712.109,65 699.804,94 693.814,48 713.252,36 563.969,96 556.584,87 572.473,01
MW 162,60 175,74 164,94 121,48 123,38 166,01 155,66 166,41 165,27 176,10 170,14 173,79
CNEL-Milagro
USD 407.250,58 440.022,27 413.332,85 303.217,91 307.946,09 415.029,88 389.964,05 418.299,84 415.448,60 357.741,20 345.920,98 352.465,54
MW 125,91 136,75 121,76 109,78 115,29 112,84 110,27 105,00 112,06 112,60 114,95 123,69
CNEL-Sta. Elena
USD 315.357,64 342.392,26 305.141,03 274.006,50 287.774,18 282.115,41 276.250,42 263.919,96 281.679,54 228.744,02 233.705,64 250.862,06
MW 112,07 113,15 109,48 101,72 103,70 105,43 107,90 106,57 120,92 127,74 126,68 125,29
CNEL-Sto. Domingo
USD 280.680,87 283.315,09 274.363,22 253.889,46 258.848,03 263.566,76 270.311,84 267.887,74 303.963,87 259.497,57 257.549,01 254.111,54
MW 120,79 120,88 122,78 106,04 110,52 116,31 110,60 114,99 122,59 121,04 120,17 120,70
CNEL-Sucumbíos
USD 302.524,25 302.655,06 307.686,65 264.666,84 275.862,51 290.785,81 277.069,25 289.030,78 308.151,44 245.902,94 244.330,68 244.807,88
MW 124,00 124,10 124,90 107,84 113,17 117,72 118,68 121,01 123,86 125,70 126,75 126,07
E.E. Ambato
USD 193.621,83 193.721,01 195.127,42 167.800,29 176.099,57 183.482,78 185.356,94 189.622,31 194.103,19 125.359,61 126.507,48 125.525,77
MW 12,26 12,24 12,15 11,66 11,92 12,08 12,20 12,14 12,05 15,39 17,62 18,05
E.E. Azogues
USD 1.634,78 1.631,21 1.620,62 1.549,61 1.584,40 1.607,67 1.626,81 1.625,08 1.612,35 6.835,23 7.831,25 8.003,68
MW 190,36 192,11 191,62 156,83 172,49 176,33 182,58 183,66 187,75 193,56 192,72 188,51
E.E. Centro Sur
USD 331.383,72 334.336,42 333.764,82 272.078,15 299.252,95 306.399,51 317.922,72 320.869,57 328.035,89 216.804,70 216.045,49 210.799,46
MW 85,29 87,01 85,24 59,95 61,24 83,88 85,98 86,21 85,82 89,49 87,74 85,97
E.E. Cotopaxi
USD 175.772,41 179.257,25 175.764,00 123.121,86 125.776,80 172.554,53 177.237,30 178.309,17 177.510,14 81.302,59 79.777,28 77.978,18
E.E. Norte MW 106,39 105,26 105,51 95,96 97,18 97,80 99,07 102,09 104,34 106,23 107,85 106,87
USD 197.851,12 195.684,83 196.320,62 177.837,21 180.105,54 181.536,54 184.288,44 190.535,47 194.738,53 201.193,79 204.272,22 202.405,85
MW 632,60 635,73 635,82 551,27 572,74 599,87 597,13 606,96 615,17 617,05 623,93 626,68
E.E. Quito
USD 1.840.513,87 1.849.099,17 1.850.974,67 1.598.385,53 1.660.679,34 1.742.138,76 1.737.784,72 1.772.304,34 1.796.333,09 1.267.281,43 1.282.452,47 1.284.938,41
MW 59,90 59,93 60,06 52,86 54,10 55,94 58,15 58,79 59,00 73,14 72,85 72,13
E.E. Riobamba
USD 53.008,26 53.023,51 53.183,03 46.615,53 47.716,64 49.412,76 51.475,07 52.213,53 52.404,47 75.699,38 75.464,35 74.527,48
MW 110,27 109,92 108,61 65,03 66,78 75,88 78,61 108,21 113,77 114,08 118,40 117,54
E.E. Sur
USD 159.877,43 159.331,61 157.557,98 93.957,00 96.489,20 109.822,57 114.003,29 157.453,90 165.550,85 216.073,48 224.253,45 222.612,27
MW 5,06 5,09 5,11 4,68 4,69 5,05 4,88 4,97 5,10 5,26 5,10 5,10
Ecoluz
USD 12.220,59 12.295,97 12.340,51 11.292,10 11.311,82 12.184,43 11.782,97 11.994,06 12.319,27 12.697,71 12.301,31 12.301,54
MW 2,00 2,00 2,25 2,13 2,09 1,91 2,14 2,07 2,10 2,30 2,28 2,20
Ecoluz_Empaqplast S.A.
USD 4.830,88 12.295,97 5.425,12 5.148,01 5.051,68 4.606,20 5.159,11 4.987,56 5.065,32 5.561,69 5.495,57 5.311,91
MW 21,68 21,96 21,66 17,80 19,82 20,78 21,00 20,79 20,81 21,10 21,36 21,26
Enermax
USD 52.323,54 53.016,83 52.276,53 42.972,83 47.850,80 50.160,34 50.692,29 50.185,76 50.233,57 50.942,96 51.563,18 51.324,17
MW 4,27 4,29 4,13 3,82 4,08 3,98 4,10 4,04 4,12 4,09 4,15 4,22
EPMAPS
USD 10.313,35 10.348,92 9.961,78 9.214,27 9.837,31 9.613,48 9.896,98 9.751,76 9.941,92 9.881,72 10.029,00 10.175,42
MW 56,25 56,10 53,64 44,12 48,86 51,02 52,85 53,17 53,69 55,39 56,60 57,07
Hidroabanico
USD 135.784,87 135.434,05 129.481,83 106.501,35 117.945,70 123.165,56 127.578,55 128.356,72 129.613,63 133.721,71 136.639,61 137.762,12
MW 53,98 54,14 53,23 45,99 48,71 49,40 48,94 51,53 53,32 54,68 53,97 61,66
Hidroalto
USD 130.315,70 130.704,99 128.499,27 111.025,67 117.589,66 119.261,11 118.139,26 124.385,98 128.716,31 132.004,13 130.290,92 148.854,98
MW 45,30 45,03 43,88 39,54 39,37 39,95 40,67 46,10 45,32 47,14 46,85 47,07
Hidronormandía
USD 109.344,09 108.703,58 105.915,24 95.440,78 95.047,63 96.432,58 98.175,10 111.278,76 109.397,02 113.800,19 113.092,56 113.629,49
292
Anexo F.17.: Demanda máxima de empresas y valores facturados (3/3)
Agente Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MW 50,16 50,49 49,70 37,34 43,37 46,84 46,69 46,69 47,20 47,76 48,87 48,20
Hidrosanbartolo
USD 121.101,31 121.888,99 119.970,19 90.132,04 104.696,74 113.063,02 112.701,01 112.708,12 113.946,96 115.291,78 117.979,16 116.355,89
MW 6,73 6,46 6,99 2,37 5,84 6,69 6,64 6,84 6,87 6,81 6,77 7,02
Moderna Alimentos
USD 16.241,35 15.605,26 16.869,92 5.729,00 14.091,09 16.158,97 16.024,89 16.520,80 16.575,71 16.445,42 16.353,63 16.945,49
MW - - - - - - - - - - - -
Otros Sistemas
USD 588.777,24 507.406,79 278.898,19 510.347,17 1.059.899,37 1.033.352,69 311.823,50 132.208,52 31.102,99 3.659,37 656,14 16.230,91
MW - 0,79 2,14 0,62 2,02 1,89 8,17 3,93 4,16 3,77 3,75 3,97
Perlabí
USD - 1.912,04 5.155,82 1.503,44 4.877,66 4.550,94 19.713,38 9.486,75 10.032,29 9.098,61 9.061,67 9.593,36
Total Potencia Máxima (MW) 4.210,82 4.215,19 4.102,92 3.471,18 3.664,64 3.787,32 3.775,87 3.831,49 3.921,73 4.079,67 4.045,01 4.134,93
Total Valor Fijo (USD) 10.766.974,67 10.690.337,86 10.183.357,82 8.889.766,37 9.906.335,47 10.175.936,98 9.426.763,73 9.381.429,78 9.498.151,95 7.882.675,72 7.807.836,76 8.003.266,94
293
Centro histórico de Quito - Pichincha
Autor: Marisol Díaz Espinoza
CRÉDITOS
Elaboración: Diagramación:
Edición:
Subestaci
ón
Autor: CEL Taday - Cañar
EC-Hidroaz
ogues
Fauna - G
alápagos
Autor: Min
isterio de
Turismo