1.6.1. ENERGÍA NO SUMINISTRADA POR CAUSAS NO …

21Informe Anual 2015

EP Unidad de Negocio El Oro, para evitar los disparos no deseados de la posición Zorritos en la subestación Machala, por eventos suscitados en el sistema eléctrico peruano.

• Estudios para determinar la necesidad de modificar los ajustes en la protección de distancia de zona 1 en la posición Zorritos de la subestación Machala, ante condiciones de importación desde el sistema peruano.

• Intensificación del mantenimiento en la línea de subtransmisión ELECTROQUIL - Chongón - SENAGUA de 69 kV para evitar su disparo y la correspondiente pérdida de demanda de CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil, CNEL EP Unidad de Negocio Santa Elena y generación de ELECTROQUIL Y GENEROCA.

• Análisis del cambio de ajuste en protecciones de GENEROCA, en coordinación con los ajustes de las protecciones de las líneas en ELECTROQUIL a fin de evitar disparos de la generación de la central de GENEROCA ante eventos producidos en la línea de subtransmisión ELECTROQUIL - Chongón - SENAGUA de 69 kV.

• Revisión de los criterios de coordinación de las protecciones de falla de interruptor (50 BF) en las posiciones de 230 kV de la subestación Molino, con la protección de distancia en zona 2 en las subestaciones aledañas.

• Actualización del plan anual de mantenimientos de CELEC EP Unidad de Negocio Transelectric, para que incluya un programa de ejecución de maniobras (apertura y cierre) en las posiciones de 230 y 138 kV de la subestación Molino, a fin de asegurar su correcta operación.

• Revisión de la operación de las protecciones de las posiciones Molino 1 y Molino 2 en la subestación Zhoray, de forma de asegurar su operación de respaldo.

• Revisión de los tiempos de disparo de las protecciones 51N de las unidades de la central Paute, a fin de asegurar una adecuada coordinación con las protecciones de las posiciones de la subestación Molino.

• Revisión de procesos de restablecimiento ante la ocurrencia de ciertos eventos, de forma de agilitar este proceso observando condiciones de seguridad en su ejecución.

• Implementación de protección diferencial en las barras de 230 kV de la subestación Santo Domingo.

• Confirmación de la parametrización respecto a la función SOTF y aseguramiento del registro SOE, ante disparos del disyuntor de la posición Santo Domingo en la subestación Baba 230 kV.

• Impulso al reemplazo de equipos de protección antiguos y a la consecución de equipos de corte en las redes de subtransmisión de ciertas Empresas de Distribución, a fin de conseguir mayor selectividad en el despeje de fallas internas a las redes de estas empresas.

• Cumplimiento en la entrega, por parte de los Agentes, de los correspondientes informes de falla.

En el capítulo tercero consta el detalle de las fallas con relación a: Figura 3.3 Frecuencia de fallas por empresa, Figura 3.4 Frecuencia de fallas CELEC EP, Figura 3.5 Frecuencia de fallas por central y Figura 3.6 Frecuencia de fallas en la Empresa de Transmisión.

1.6. ÍNDICES DE SEGURIDAD, CALIDAD Y DESEMPEÑO DE LA OPERACIÓN

1.6.1. ENERGÍA NO SUMINISTRADA POR CAUSAS NO PROGRAMADASLas salidas forzadas, en el año 2015, provocaron 9,98 GWh de Energía No Suministrada: 0,05% del consumo anual. La energía no suministrada por fallas en el año 2015 presenta una disminución de 0,01% con respecto al año 2014 (12,39 GWh de ENS que representa 0,06% del consumo anual).

1.6.2. CARGA MÁXIMA DESCONECTADA, ENERGÍA NO SUMINISTRADAEn la Figura 1.47 se indica la carga desconectada por fallas, con un valor máximo de 279,90 MW que corresponde a la L/T Santa Rosa - Totoras 230kV; y en la Figura 1.48 se muestra la energía no suministrada con un valor máximo de 352,50 MWh, atribuible a una falla en la L/T Mulaló - Vicentina 138 kV.

22 Informe Anual 2015

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

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

Porc

enta

je d

e cu

mpl

imie

nto

CPS1 (%) CPS2 (%) DISTURBIOS (%)

Figura 1.47 Carga máxima desconectada (MW)

0,00

70,00

140,00

210,00

280,00

Chon

gón

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Elen

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8 kV

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69 k

V

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230

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0 kV

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230

kV -

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Mon

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38 k

V

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a13

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69 k

V

Polic

entr

o -

Auto

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TQ

Pom

asqu

i - V

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138

kV

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kV

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9 kV

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sa -

Toto

ras

230

Sant

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min

go -

Auto

tran

sfor

mad

or A

TR

Sant

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min

go -

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eral

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138

kV

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min

go 1

38 k

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Barr

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0 kV

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arra

1

Sant

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min

go69

kV

(MW

)

0,00

200,00

400,00

600,00

Chon

gón

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nta

Elen

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8 kV

Dos

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69 k

V

Mac

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30 k

V

Mac

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69

kV

Mila

gro

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kV

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V

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30 k

V

Mol

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230

kV -

Bar

ra 1

Mon

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isti

- Sa

nGr

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Mul

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8 kV

Nuev

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69 k

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Pom

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138

kV

Pom

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9 kV

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Tot

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230

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mad

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TR

Sant

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138

kV

Sant

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38 k

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Barr

a Pr

inci

pal

Sant

o Do

min

go23

0 kV

- B

arra

1

Sant

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min

go 6

9 kV

MW

h

Figura 1.48 Energía No Suministrada (MWh)

1.6.3. DESEMPEÑO DEL CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN, AGCPara evaluar el desempeño del funcionamiento del AGC se han utilizado los criterios del Consejo Norteamericano de Confiabilidad Eléctrica, NERC6.

En la Tabla 1.16 y en la Figura 1.49 se muestra el cumplimiento de los criterios NERC para la evaluación del desempeño del AGC.

Tabla 1.16 Cumplimiento de los criterios NERC (%)

Figura 1.49 Cumplimiento de los criterios NERC (%)

6 Criterio CPS1: Es una medición estadística de la variabilidad del Error de Control de Área, ACE, y su relación con la desviación de frecuencia. De acuerdo al NERC, el índice tiene un cumplimiento adecuado cuando su valor es mayor o igual al 100%.

Criterio CPS2: Es una medición estadística encaminada a garantizar que la magnitud del ACE no supere los límites establecidos. De acuerdo al NERC, el índice tiene un cumplimiento adecuado cuando su valor es mayor o igual al 90%.

Criterio Durante Disturbios: Establece los límites para la recuperación del sistema ante una contingencia; el cumplimiento con este índice requiere que en 15 minutos luego de ocurrida la contingencia, el valor del ACE retorne a cero o por lo menos al valor del ACE pre-contingencia.

MES CPS1 (%) CPS2 (%) DISTURBIOS (%)Ene. 192,45 99,34 100,00

Feb. 184,19 97,66 100,00

Mar. 188,01 98,38 100,00

Abr. 191,12 97,63 100,00

May. 199,90 95,90 94,64

Jun. 158,50 95,60 95,16

Jul. 199,50 92,00 100,00

Ago. 199,90 82,20 95,16

Sep. 199,70 98,80 100,00

Oct. 199,80 99,10 75,00

Nov. 199,90 99,10 100,00

Dic. 199,80 97,80 100,00



Desvío positivo 5,21% 5,57% 5,45% 5,57% 5,65% 5,65% 5,98% 6,30% 5,00% 5,11% 5,00% 5,81% Desvío negativo -4,00% -4,13% -3,91% -4,67% -5,19% -4,42% -6,19% -3,92% -3,80% -3,98% -5,22% -6,74%

-7,00%

-3,00%

1,00%

5,00%

Desv

ío (%

) 1.6.4. MÁXIMA VARIACIÓN DE VOLTAJE EN 230 kVSe entiende por máxima variación de voltaje en 230 kV al máximo de las diferencias entre el voltaje real y el valor del rango establecido en la normativa (-5% +7%).

En el nivel de 230 kV, el máximo desvío positivo mensual fue del 6,3% que se registró en el mes de agosto; el máximo desvío mensual negativo fue de -6,74% y se registró en el mes de diciembre (Figura 1.50).

Figura 1.50 Máxima variación de voltaje a nivel de 230 kV (%)

CAPÍTULO Ifoafu dsfsjh ladsj aksldlkjdas kldajs dh-jas ddashd sadjhjkdhsaj kdashd jkashd

jkasdh ljksadh asjlkdh asljk

CAPÍTULO IITRANSACCIONES

COMERCIALES


2. TRANSACCIONES COMERCIALES

2.1. MONTOS TOTALESDurante el año 2015, el monto total de transacciones mediante Contratos Regulados fue de 827,76 millones de dólares, correspondientes a 19 724,99 GWh.

En lo referente a otras transacciones, el 2015 registra una facturación de 320,61 millones de dólares, que tienen relación con las Transacciones Internacionales de Electricidad, la generación no convencional, el IVA de combustibles, los servicios complementarios, la producción de los grupos no escindidos de las empresas distribuidoras, que se liquidan con costos fijos y variables regulados y la tarifa de transmisión.

La operación del sector eléctrico en el año 2015 representó 1 148,37 millones de dólares. El promedio mensual de las transacciones fue de 95,70 millones de dólares; el volumen máximo se realizó en diciembre, por un valor de 120,48 millones de dólares y el mínimo en junio, por un valor de 81,33 millones de dólares.

En la Figura 2.1 se muestra las transacciones comerciales mensuales totales.

Figura 2.1 Transacciones comerciales mensuales totales (Millones USD)

Del total de transacciones durante el año, el 72,08% correspondió a Contratos Regulados y el 27,92% a otras transacciones. En la Figura 2.2 se observa la composición porcentual de las transacciones.

Figura 2.2 Composición porcentual de las transacciones (%)

2.2. CONTRATOS

2.2.1. VALORES TOTALESEn el año 2015, el monto total de los Contratos Regulados fue de 827,76 millones de dólares. El promedio mensual de las transacciones fue de 68,98 millones de dólares. El volumen máximo se realizó en diciembre por un valor de 88,02 millones de dólares y el mínimo en julio por un valor de 58,75 millones de dólares.

En la Figura 2.3 se presenta el monto total de las transacciones mensuales en GWh y en millones de dólares.

0,00

30,00

60,00

90,00

120,00

MILLONES DE DÓLARES

CONTRATOS 68,72 63,15 73,87 62,80 60,93 58,7562,53 64,05 70,79 74,90 79,26 88,02OTRAS TRANSACCIONES 28,81 23,71 33,04 22,90 22,82 22,9318,80 26,53 30,64 27,90 30,09 32,45


TOTAL TRANSACCIONES 97,53 86,86 106,91 85,70 83,75 81,6881,33 90,57 101,42 102,80 109,35 120,48

CONTRATOS72,08%

OTRAS TRANSACCIONES27,92%


Figura 2.3 Monto total de transacciones mensuales en GWh y en millones USD

En la Figura 4.13 del capítulo cuarto se presentan las transacciones de energía en contratos durante el período 2000 – 2015 y las transacciones económicas en contratos, en el mismo período.

2.2.2. CONTRATOS REGULADOSEn la Tabla 2.1 y Tabla 2.2 se detallan los pagos que realizan las empresas distribuidores mediante los Contratos Regulados y los ingresos que perciben las empresas generadoras con esta modalidad de contratos. La información presentada sobre facturación, corresponde a lo vendido en Contratos Regulados y cuyos pagos es responsabilidad de las empresas distribuidoras y Consumos Propios (Demanda); por esta razón no se considera la facturación por RPF en la información a la que se hace referencia.

Tabla 2.1 Pagos por energía comprada en Contratos Regulados (Millones UDS)

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

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

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE

1,99 1,82 2,10 1,80 1,74 1,82 1,73 1,93 2,12 2,23 2,35 2,55 24,17

E. E. AZOGUES 0,36 0,32 0,39 0,27 0,31 0,33 0,32 0,35 0,37 0,40 0,38 0,34 4,16

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO BOLÍVAR

0,27 0,25 0,28 0,24 0,23 0,24 0,23 0,26 0,28 0,30 0,32 0,35 3,24

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI 1,36 1,45 1,70 1,42 1,38 1,41 1,39 1,17 1,29 1,78 1,84 1,97 18,15

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS

1,76 1,59 1,81 1,60 1,55 1,60 1,53 1,82 1,84 1,96 2,07 2,35 21,50

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO LOS RÍOS

1,33 1,21 1,42 1,26 1,27 1,26 1,15 1,25 1,53 1,64 1,63 1,85 16,79

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ

5,75 5,26 6,13 5,35 5,13 5,23 4,88 5,31 5,81 6,11 6,53 7,43 68,92

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO

2,07 1,92 2,27 1,93 1,93 1,95 1,80 2,05 2,25 2,34 2,48 2,58 25,56

E. E. QUITO 13,22 11,96 13,92 11,89 11,34 12,00 11,40 12,70 14,14 14,79 15,49 15,87 158,72

E. E. REGIONAL CENTRO SUR 3,37 3,10 3,65 3,06 2,98 3,07 2,93 3,22 3,59 3,78 3,93 4,21 40,89

E. E. REGIONAL SUR 1,09 0,99 1,15 0,98 0,96 1,00 0,95 1,08 1,18 1,23 1,31 1,43 13,34

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO

3,38 3,16 3,72 3,15 3,10 3,13 2,91 3,06 3,42 3,61 3,88 4,52 41,05

E. E. RIOBAMBA 1,18 1,04 1,19 1,04 1,02 1,04 0,99 1,12 1,22 1,29 1,33 1,46 13,95

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA

2,19 2,18 2,43 2,03 1,84 1,85 1,72 1,94 2,03 2,29 2,35 2,76 25,60

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTO DOMINGO

1,77 1,63 1,89 1,59 1,57 1,64 1,56 1,77 1,92 1,99 2,10 2,34 21,78

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL

18,38 16,95 19,97 16,91 16,46 16,65 15,32 16,23 17,92 18,75 20,24 23,40 217,19

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS-LOS RÍOS

6,41 5,75 6,89 5,77 5,67 5,80 5,53 6,04 6,76 7,14 7,64 8,90 78,30

E. E. REGIONAL NORTE 1,79 1,61 1,85 1,58 1,55 1,60 1,54 1,74 1,92 2,02 2,14 2,33 21,67

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS

1,04 0,96 1,10 0,93 0,88 0,91 0,85 1,01 1,20 1,25 1,27 1,36 12,78

TOTAL 68,72 63,15 73,87 62,80 60,93 62,53 58,75 64,05 70,79 74,90 79,26 88,02 827,76

58,00

50,00

66,00

74,00

82,00

90,00

1.320,00

1.200,00

1.440,00

1.560,00

1.680,00

1.800,00

MILLONES USD

MILLONES USD 68,72 63,15 73,87 62,80 60,93 58,7562,53 64,05 70,79 74,90 79,26 88,02Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

GWh / día

GWh

1.603,18 1.510,32 1.610,30 1.637,52 1.780,27 1.733,621.734,79 1.592,95 1.583,05 1.676,66 1.590,37 1.671,96


Tabla 2.2 Ingresos por energía vendida en Contratos Regulados (Millones USD)

EMPRESAS GENERADORAS


CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN

2,38 2,40 2,40 2,40 2,45 2,41 2,40 2,52 2,40 2,41 2,34 2,36 28,86

ELECAUSTRO 0,96 0,93 0,97 0,92 0,88 0,85 0,88 0,96 0,90 0,92 0,91 0,89 10,96

ELECTROQUIL 1,95 2,95 3,44 1,95 2,43 2,25 1,99 1,60 4,58 4,90 6,18 9,15 43,37

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO

TERMOPICHINCHA 10,54 9,08 10,57 11,08 8,84 9,25 8,45 9,25 12,48 10,99 11,09 12,92 124,55

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE

4,52 4,56 4,38 4,77 5,00 4,91 5,06 4,44 4,59 4,46 4,30 4,20 55,20


ELECTROGUAYAS 18,71 16,45 19,18 14,56 14,62 14,99 12,66 16,03 16,69 19,91 20,82 21,31 205,93


TERMOESMERALDAS 10,78 10,39 11,26 10,82 11,18 10,66 11,09 12,40 9,57 10,08 10,20 12,53 130,96

INTERVISA TRADE 1,50 1,72 4,07 1,90 1,09 2,44 1,11 1,45 3,11 4,01 5,39 6,09 33,88

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN

2,22 2,19 2,17 2,33 2,23 2,26 2,26 2,26 2,18 2,25 2,25 2,32 26,93

EPMAPS 0,08 0,08 0,08 0,08 0,09 0,10 0,09 0,09 0,08 0,07 0,07 0,07 0,98

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOGAS

MACHALA 6,84 5,65 6,53 5,38 6,19 6,80 6,96 7,01 6,58 6,80 6,43 5,01 76,17

ECOLUZ 0,16 0,17 0,16 0,18 0,22 0,21 0,27 0,25 0,18 0,14 0,11 0,13 2,19

HIDROABANICO 0,24 0,12 0,10 0,16 0,14 0,12 0,17 0,17 0,20 0,18 0,17 0,32 2,08

LAFARGE 0,06 0,10 0,13 0,08 0,04 0,06 0,05 0,04 0,03 0,04 0,02 0,03 0,67

HIDALGO E HIDALGO 0,41 0,48 0,51 0,43 0,52 0,52 0,50 0,36 0,26 0,24 0,20 0,41 4,85

ENERMAX 0,30 0,24 0,25 0,27 0,27 0,25 0,30 0,15 0,06 0,03 0,02 0,25 2,41

TERMOGUAYAS 5,68 4,77 6,51 4,67 3,60 3,57 3,58 3,24 5,62 5,99 6,39 6,78 60,41

GENEROCA 1,12 0,90 1,14 0,81 0,72 0,56 0,56 0,50 0,93 1,12 1,33 1,38 11,08

PERÚ 0,26 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,97 0,00 0,00 0,69 1,51 3,43

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO ENERNORTE

0,00 0,00 0,00 0,02 0,38 0,32 0,35 0,35 0,35 0,36 0,36 0,36 2,85

TOTAL 68,72 63,15 73,87 62,80 60,93 62,53 58,75 64,05 70,79 74,90 79,26 88,02 827,76

Nota: Los ingresos no consideran la devolución del IVA de combustible.


De igual forma, en la Tabla 2.3 y Tabla 2.4 se indica la compra de energía de las empresas distribuidoras y la energía vendida por las empresas de generación en los Contratos Regulados.

Tabla 2.3 Energía comprada mediante Contratos Regulados (GWh)

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS



46,39 43,52 45,89 46,94 50,54 50,38 50,76 47,78 47,36 49,93 47,17 48,47 575,13

E. E. AZOGUES 8,48 7,71 8,48 7,14 9,14 9,31 9,59 8,68 8,30 9,02 7,60 6,48 99,94


6,29 5,91 6,15 6,23 6,79 6,53 6,70 6,41 6,30 6,69 6,35 6,73 77,09



41,06 38,20 39,68 41,74 45,56 44,41 45,20 45,54 41,17 43,87 41,47 44,61 512,50


30,90 28,89 30,88 32,78 37,11 34,85 33,95 31,13 33,88 36,60 32,67 35,26 398,88


133,77 125,86 133,81 139,76 150,22 145,49 144,32 132,21 129,90 136,73 130,77 141,01 1 643,86


48,17 46,09 49,42 50,59 56,68 54,16 53,43 50,92 50,36 52,24 49,62 48,84 610,53

E. E. QUITO 308,42 285,59 303,58 309,13 329,85 331,75 335,17 315,20 316,42 331,77 311,71 302,01 3 780,60


E. E. REGIONAL SUR 25,30 23,70 25,11 25,39 28,10 27,65 28,09 26,73 26,32 27,48 26,27 27,29 317,42


78,89 75,76 80,98 82,22 90,92 87,09 86,15 76,20 76,32 80,63 77,63 85,74 978,54

E. E. RIOBAMBA 27,62 25,09 26,08 27,17 29,85 28,99 29,36 27,96 27,35 28,87 26,60 27,72 332,66


51,00 52,27 53,02 53,14 54,13 51,54 50,82 48,24 45,12 51,17 46,91 52,28 609,64


41,35 38,89 41,24 41,42 46,02 45,61 46,01 43,99 42,99 44,59 42,10 44,53 518,73


429,13 404,68 434,72 440,58 480,42 461,54 451,58 403,64 401,99 420,19 406,55 444,88 5 179,89


149,67 137,69 150,11 150,56 166,27 161,30 163,80 150,93 150,54 159,67 153,10 168,87 1 862,52



24,25 23,01 23,99 24,23 25,77 25,32 25,17 25,16 26,79 27,90 25,42 25,83 302,84

TOTAL 1 603,18 1 510,32 1 610,30 1 637,52 1 780,27 1 734,79 1 733,62 1 592,95 1 583,05 1 676,66 1 590,37 1 671,96 19 724,99


EMPRESAS GENERADORAS



HIDROAGOYÁN 238,84 239,49 242,87 235,18 260,49 238,99 234,11 291,09 233,16 236,93 201,05 214,40 2 866,60

ELECAUSTRO 21,47 21,99 24,02 25,60 23,50 22,40 26,95 24,39 19,49 21,01 18,30 12,97 262,09

ELECTROQUIL 10,87 23,34 28,65 9,30 15,01 11,89 8,57 3,50 39,25 44,17 62,60 101,18 358,34


TERMOPICHINCHA 101,51 86,58 113,16 79,95 73,07 75,74 61,65 76,66 86,53 101,18 97,61 130,79 1 084,44

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE

539,70 559,54 471,74 667,63 783,01 737,24 808,92 502,84 577,17 513,04 432,07 378,38 6 971,29


ELECTROGUAYAS 235,90 187,69 239,22 157,97 154,52 148,54 111,98 185,61 195,81 254,02 258,22 254,39 2 383,88


TERMOESMERALDAS 137,24 137,40 159,73 149,05 157,33 144,16 156,82 180,89 103,13 114,77 112,40 158,88 1 711,79

INTERVISA TRADE 5,31 7,65 40,61 11,99 1,62 20,00 1,91 6,25 28,86 42,11 60,31 69,06 295,68


HIDRONACIÓN 71,27 57,86 50,49 108,90 91,76 106,12 80,74 86,15 66,70 106,94 94,52 104,49 1 025,97

EPMAPS 8,86 6,80 8,31 7,93 9,36 12,71 11,96 12,62 9,73 4,85 4,87 5,21 103,20

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOGAS

MACHALA 134,88 102,49 127,60 96,97 116,53 137,19 141,65 141,72 129,45 135,81 125,43 86,19 1 475,91

ECOLUZ 3,24 3,45 3,29 3,63 4,53 4,41 5,67 5,22 3,72 2,71 2,03 2,43 44,32

HIDROABANICO 5,09 2,45 2,20 3,43 3,07 2,47 3,57 3,53 4,20 3,82 3,53 6,85 44,21

LAFARGE 1,09 1,85 2,48 1,47 0,87 1,14 0,94 0,77 0,53 0,85 0,34 0,68 13,01

HIDALGO E HIDALGO 7,77 9,09 9,84 8,01 10,08 10,05 9,63 6,62 4,55 4,18 3,19 7,65 90,66

ENERMAX 6,33 5,21 5,31 5,78 5,75 5,33 6,40 3,24 1,29 0,74 0,52 5,38 51,30

TERMOGUAYAS 59,27 48,52 68,98 47,58 35,71 34,80 35,13 30,81 58,65 62,69 68,16 72,63 622,91

GENEROCA 11,47 8,90 11,80 7,93 6,83 5,15 5,09 4,49 9,58 11,74 13,93 14,38 111,28

PERÚ 3,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,37 0,00 0,00 12,62 27,51 54,57

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO ENERNORTE

0,00 0,00 0,00 9,22 27,23 16,47 21,93 15,17 11,24 15,11 18,66 18,51 153,53

TOTAL 1 603,18 1 510,32 1 610,30 1 637,52 1 780,27 1 734,79 1 733,62 1 592,95 1 583,05 1 676,66 1 590,37 1 671,96 19 724,99

Tabla 2.4 Energía vendida mediante Contratos Regulados (GWh)


2.2.3. CONTRATO CON EL PERÚDurante el año 2015 se registraron importaciones de electricidad desde Perú en apego al contrato suscrito entre CELEC EP con la Empresa ENERSUR S.A., del vecino país. Estas transacciones se desarrollaron empleando la línea de interconexión entre Machala en Ecuador y Zorritos en Perú. Para el tratamiento técnico y comercial de estas transacciones se aplicó el “PROCEDIMIENTO TÉCNICO Y COMERCIAL PARA LAS TRANSACCIONES DE ELECTRICIDAD ENTRE ECUADOR Y PERÚ”, que fuese desarrollado por CENACE y aprobado por la ARCONEL en su oportunidad.

En la Tabla 2.5 Transacciones con el Perú (GWh, Millones USD y ctvs.USD) se muestran los resultados de la importación en energía y millones de dólares, así como el precio medio de estas transacciones.

Tabla 2.5 Transacciones con el Perú (GWh, Millones USD y ctvs.USD)

Importación PERÚ

Energía (GWh)

Liquidación (Millones USD)

Precio medio ctvs.USD/kWh

Ene. 3,07 0,20 6,63

Ago. 11,37 0,97 8,56

Nov. 12,62 0,69 5,44

Dic. 27,51 1,51 5,48

TOTAL 54,57 3,37 6,18

2.2.4. ESTRUCTURA DE TIPO DE CONTRATOSLos contratos son de naturaleza financiera y no afectan al despacho económico. Se pueden comprometer los siguientes rubros: Costo Fijo, Costo Variable, Costo Variable Adicional y Potencia Remunerada7.

Los Contratos Regulados son suscritos por todas las empresas distribuidoras con las siguientes modalidades:

TIPO RUBROS COMPROMETIDOS SUSCRIPTORES

1 Costo Fijo + Costo Variable

Generadores Estatales

Generadores Privados

Autoproductores Públicos

2 Costo Variable Autoproductores Privados

3 Potencia Remunerable + Costo Variable + Costo Variable Adicional

Generadores Privados

Adicionalmente, y por fuera del esquema de contratación regulada, están los contratos de libre acuerdo que pueden suscribir los generadores privados o los autoproductores privados con los grandes consumidores.

En la Tabla 2.6 se indica la energía por tipo de contrato y en la Figura 2.4 se muestra la participación que tiene cada tipo de contrato en el total de la energía.

7 RUBROS A COMPROMETER EN CONTRATOS REGULADOS

COSTO FIJO: Se reconoce una anualidad que cubre los costos fijos (que no dependen de la producción). Esta anualidad la distribuye CENACE mensualmente como parte del proceso de liquidación.

COSTO VARIABLE: Corresponde al Costo Variable de Producción, CVP, declarado mensualmente por los Generadores con apego a la Regulación No. CONELEC – 003/03.

COSTO VARIABLE ADICIONAL: Es un valor propuesto por los Generadores Privados en el proceso de negociación, que es liquidado de acuerdo con la producción de energía eléctrica medida. El CONELEC puede establecer valores referenciales, los mismos que serán informados a los entes responsables de la negociación de los Contratos Regulados.

POTENCIA REMUNERADA: Corresponde a la Potencia Remunerable Puesta a Disposición de cada unidad o planta de generación, que es calculada conforme lo establecido en la Regulación No. CONELEC - 003/04 “Cálculo de la Potencia Remunerable Puesta a Disposición”.


Tabla 2.6 Energía por tipo de Contratos Regulados (GWh)

TIPO DE CONTRATO


Contrato Tipo 1 1 508,93 1 430,85 1 506,40 1 559,69 1 713,42 1 671,43 1 667,19 1 538,27 1 500,53 1 589,93 1 498,66 1 561,97 18 747,28

Contrato Tipo 2 14,47 11,63 11,88 12,87 12,71 12,89 14,99 11,19 8,35 6,97 5,68 14,38 138,01

Contrato Tipo 3 79,78 67,84 92,03 64,96 54,13 50,47 51,44 43,49 74,17 79,75 86,03 95,61 839,70

Total 1 603,18 1 510,32 1 610,30 1 637,52 1 780,27 1 734,79 1 733,62 1 592,95 1 583,05 1 676,66 1 590,37 1 671,96 19 724,99

TIPO DE CONTRATO


Contrato Tipo 1 60,75 56,38 65,07 56,21 55,40 57,23 53,31 59,33 63,51 67,15 71,02 78,72 744,08

Contrato Tipo 2 0,69 0,55 0,57 0,61 0,60 0,61 0,71 0,53 0,39 0,33 0,27 0,68 6,54

Contrato Tipo 3 7,29 6,21 8,23 5,98 4,92 4,68 4,73 4,18 6,89 7,42 7,97 8,63 77,14

Total 68,72 63,15 73,87 62,80 60,93 62,53 58,75 64,05 70,79 74,90 79,26 88,02 827,76

Figura 2.4 Participación energética por tipo de contratos (%)

En la Tabla 2.7 se presenta la liquidación por tipo de contrato y en la Figura 2.5 la participación que tiene cada tipo de contrato en el total de la liquidación del año.

Tabla 2.7 Liquidación de Contratos Regulados (Millones USD)

Figura 2.5 Participación en la liquidación por tipo de contratos (%)

2.3. OTRAS TRANSACCIONESDurante el año 2015, el volumen total de otras transacciones fue de 320,61 millones de dólares. El promedio mensual de estas transacciones corresponde a 26,72 millones de dólares. El volumen máximo se realizó en marzo por un valor de 33,04 millones de dólares y el mínimo en junio, que alcanzó los 18,80 millones de dólares.

En la Figura 2.6 se presentan los valores mensuales de otras transacciones en GWh (desde el punto de vista de la generación) y en millones de dólares.

Figura 2.6 Montos mensuales por otras transacciones (Millones USD y GWh)

CONTRATO TIPO 20,79%



CONTRATO TIPO 20,70% CONTRATO TIPO 3

4,26%


15,00

21,00

27,00

33,00

39,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

MILLONES USD

MILLONES USD 28,81 23,71 33,04 22,90 22,82 22,9318,80 26,53 30,64 27,90 30,09 32,45GWh / día

GWh

264,88 217,38 315,82 220,27 196,14 208,32157,07 249,66 264,11 243,33 263,72 270,79



En la Tabla 2.8 y Tabla 2.9 se detalla la distribución mensual que existe dentro de otras transacciones, en energía y los montos en millones de dólares, respectivamente.

Tabla 2.8 Distribución energética de otras transacciones (GWh)

Tabla 2.9 Distribución de la liquidación de otras transacciones (Millones USD)

OTRAS TRANSACCIONES


TIE 84,28 54,37 127,71 46,47 26,92 12,01 22,27 38,43 32,72 1,64 3,87 6,56 457,24

Generación no convencional

50,51 52,52 56,69 56,42 54,32 49,58 88,97 100,47 107,95 109,98 104,73 115,31 947,46

Generación no escindida

102,95 80,48 97,97 86,08 82,69 65,52 68,80 83,51 96,46 104,00 128,62 123,49 1 120,58

Generación Autoproductores (neta)

60,31 48,43 53,63 52,11 54,28 55,67 97,30 110,18 118,23 117,05 108,25 111,32 986,76

Excedente de Autoproductores

33,17 18,43 20,18 20,80 22,07 25,71 69,02 82,94 91,25 89,33 81,77 85,89 640,56

Consumos propios de Autoproductores

28,43 30,51 34,44 31,86 33,13 34,28 30,23 29,04 28,28 29,54 32,81 31,23 373,78

Déficit Autoproductores -1,29 -0,51 -0,99 -0,55 -0,92 -4,32 -1,32 -1,00 -0,46 -1,02 -1,33 -0,61 -14,31

Déficit contratos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TOTAL 264,88 217,38 315,82 220,27 196,14 157,07 208,32 249,66 264,11 243,33 263,72 270,79 2 871,49

OTRAS TRANSACCIONES


TIE 8,75 4,84 12,49 4,08 3,73 1,28 2,30 3,96 4,53 0,53 1,86 1,27 49,61

Generación no convencional

4,70 4,44 4,72 4,83 4,81 4,41 7,70 8,96 9,16 9,61 8,88 9,64 81,85

IVA de combustibles 2,83 2,49 3,43 2,23 2,35 2,47 2,11 2,48 3,05 3,62 4,13 4,86 36,04

Servicios complementarios

-3,26 -2,92 -2,83 -0,19 -0,28 -0,55 -0,45 -1,32 -0,23 -96,06 -103,22 -113,58 -324,88

Generación no escindida

6,03 5,22 5,64 5,02 5,19 4,25 4,36 5,44 7,26 7,40 9,09 9,77 74,68

Tarifa de transmisión 6,96 6,89 6,93 6,93 7,02 6,93 6,92 6,73 6,87 6,98 7,08 7,12 83,37

TOTAL 26,00 20,96 30,39 22,90 22,82 18,80 22,93 26,24 30,64 -67,92 -72,18 -80,90 0,68


En la Tabla 2.10 constan los pagos de las empresas distribuidoras y exportaciones que incluyen: generación no convencional, IVA de combustibles, TIE, tarifa fija, pérdidas, reactivos y reconciliaciones.

Tabla 2.10 Pagos por generación no convencional, IVA de combustibles, TIE, tarifa fija, pérdidas, reactivos y reconciliaciones (Millones USD)

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


0,67 0,55 0,80 0,54 0,52 0,44 0,56 0,65 0,71 0,62 0,64 0,66 7,36

E. E. AZOGUES 0,12 0,09 0,14 0,08 0,09 0,08 0,10 0,11 0,12 0,11 0,10 0,09 1,23


0,09 0,08 0,11 0,07 0,07 0,06 0,08 0,09 0,10 0,09 0,09 0,10 1,04



0,58 0,47 0,67 0,46 0,44 0,37 0,47 0,60 0,60 0,52 0,54 0,58 6,29


0,44 0,36 0,53 0,36 0,36 0,30 0,36 0,41 0,52 0,45 0,43 0,47 4,99


1,84 1,51 2,24 1,47 1,40 1,17 1,47 1,71 1,89 1,61 1,68 1,80 19,78


0,67 0,55 0,83 0,54 0,53 0,44 0,55 0,66 0,73 0,62 0,65 0,65 7,44

E. E. QUITO 4,57 3,54 5,24 3,46 3,30 2,80 3,59 4,18 4,63 4,01 4,11 4,02 47,46


E. E. REGIONAL SUR 0,37 0,30 0,44 0,29 0,29 0,24 0,31 0,36 0,40 0,34 0,35 0,37 4,06


1,09 0,91 1,37 0,88 0,86 0,70 0,89 0,99 1,13 0,96 1,00 1,09 11,86

E. E. RIOBAMBA 0,40 0,32 0,46 0,31 0,30 0,26 0,32 0,38 0,42 0,36 0,36 0,38 4,28


0,70 0,64 0,88 0,56 0,50 0,42 0,52 0,62 0,67 0,61 0,60 0,68 7,40


0,58 0,48 0,70 0,45 0,45 0,38 0,48 0,58 0,63 0,54 0,55 0,58 6,40


6,01 4,88 7,38 4,76 4,60 3,75 4,70 5,29 5,81 5,07 5,35 5,76 63,37


2,05 1,66 2,50 1,58 1,55 1,29 1,68 1,94 2,20 1,88 1,96 2,16 22,45



0,35 0,29 0,42 0,27 0,26 0,22 0,27 0,34 0,40 0,34 0,34 0,34 3,85

EXPORTACIONES COLOMBIA 0,06 0,00 0,00 0,00 0,42 0,21 0,39 0,13 0,14 0,31 0,14 0,81 2,61

TOTAL 22,78 18,48 27,40 17,88 17,63 14,54 18,57 21,08 23,38 20,50 21,00 22,68 245,94

2.4. PRECIOS MEDIOSEn el año 2015, el precio mensual medio para los Contratos Regulados fue de 4,21 ctvs.USD/kWh y de 11,48 ctvs.USD/kWh para otras transacciones. El mayor precio medio en Contratos Regulados fue de 5,26 ctvs.USD/kWh, en el mes de diciembre y, el mínimo de 3,39 ctvs.USD/kWh, en el mes de julio; en cuanto a otras transacciones, el mayor precio medio fue de 18,41ctvs.USD/kWh, en el mes de junio y, el mínimo de 8,60 ctvs.USD/kWh, en el mes de agosto.

En la Figura 2.7 se presentan los precios medios mensuales en Contratos Regulados, y en otras transacciones, en ctvs.USD/kWh.


Figura 2.7 Precios medios mensuales totales (ctvs.USD/kWh)

2.4.1. COSTO HORARIOEl promedio del costo horario diario en el período enero - diciembre fue de 5,77 ctvs.USD/kWh. En la Figura 2.8 se muestra la evolución de los costos marginales mensuales promedio.

Los costos horarios en la barra de referencia sancionados durante este año presentan variaciones entre valores máximos diarios de 8,33 ctvs.USD/kWh (diciembre) y valores mínimos diarios de 3,11 ctvs.USD/kWh (julio).

0,00

4,00

8,00

12,00

16,00

20,00

ctvs

. USD

/KW

h

Otras transaccionesContratos ReguladosPrecio Medio Total

Precio Medio Total (OT)


11,48

11,84

4,29

4,21

12,46

11,84

4,18

4,21

10,16

11,84

4,59

4,21

10,27

11,84

3,84

4,21

16,82

11,84

3,42

4,21

18,41

11,84

3,60

4,21

13,56

11,84

3,39

4,21

9,39

11,84

4,02

4,21

10,75

11,84

4,47

4,21

9,54

11,84

4,47

4,21

9,55

11,84

4,98

4,21

9,74

11,84

5,26

4,21

0,00

3,00

6,00

9,00

ctvs

. USD

/KW

h

COSTO MARGINAL 6,19 5,54 6,65 4,77 4,48 4,04 3,11 4,43 6,49 7,00 8,22 8,33


2,00

3,50

5,00

6,50

9,50

8,00

11,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

MIL

LONE

S US

D

MILLONES USD 4,70 4,44 4,72 4,83 4,81 4,41 7,70 8,96 9,16 9,61 8,88 9,64GWh 50,51 52,52 56,69 56,42 54,32 49,58 88,34 99,73 107,11 109,17 99,74 110,11


GWh

Figura 2.8 Costos horarios mensuales promedio de la energía en la barra de referencia (ctvs.USD/kWh)

En la Tabla 4.8 y Figura 4.14 del capítulo quinto se muestran los costos marginales mensuales promedio en el período comprendido entre los años 1999 y 2015.

2.5. GENERACIÓN NO CONVENCIONAL

2.5.1. MONTOSDurante el año 2015, el volumen total transado en generación no convencional fue de 81,85 millones de dólares, correspondiente a 934,25 GWh. El promedio mensual de transacciones fue de 6,82 millones de dólares. El volumen máximo se realizó en diciembre por un valor de 9,64 millones de dólares y, el mínimo, en junio que alcanzó los 4,41 millones de dólares.

En la Figura 2.9 se observa los valores mensuales por generación no convencional en GWh y en millones de dólares, y en la Tabla 2.11 se muestran los precios medios para la generación no convencional.

Figura 2.9 Montos mensuales por generación no convencional (Millones USD)


Tabla 2.11 Precios medios para la generación no convencional (ctvs.USD/kWh)

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

ALTGENOTEC 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

BRINEFORCORP 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03


GENSUR 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13 9,13


HIDROLITORAL0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ECOELECTRIC 9,53 0,00 0,00 0,00 0,00 8,61 9,52 9,49 9,48 9,53 9,49 9,54 9,50

COAZUCAR (ECUDOS)

9,71 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,75 9,72 9,69 9,66 9,68 9,70 9,69

ELECAUSTRO 6,95 6,93 6,93 6,93 6,94 6,94 6,93 6,94 6,95 6,95 6,96 6,95 6,94

ELECTRISOL 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

E. E. REGIONAL NORTE

7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,16 7,17 7,17 7,17 7,17

ENERSOL 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

EPFOTOVOLTAICA 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

EPMAPS 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17

GENRENOTEC 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

GONZAENERGY 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

GRANSOLAR 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

HIDROIMBABURA 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 7,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,17


HIDRONACIÓN6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21 6,21

LOJAENERGY 40,03 0,00 0,00 40,03 98,96 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 45,29

VALSOLAR 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

RENOVALOJA 40,03 0,00 0,00 40,03 89,14 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 44,58

SABIANGO 40,03 0,00 0,00 40,03 118,60 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 42,58

SAN CARLOS 9,58 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,59 9,57 9,58 9,57 9,58 9,59 9,58

SAN PEDRO 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SANERSOL 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SANSAU 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SARACAYSOL 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SOLCHACRAS 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SOLHUAQUI 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SOLSANTONIO 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SOLSANTROS 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

SURENERGY 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

WILDTECSA 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03 40,03

HIDROSANBARTOLO (EXCEDENTES)

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,19 6,17 5,33 6,31 6,20 6,16 6,03

TOTAL 9,30 8,46 8,33 8,57 8,85 8,89 8,71 8,98 8,55 8,81 8,90 8,76 8,76


GWh Importación ExportaciónEne. 84,28 0,09

Feb. 54,37 0,03

Mar. 127,71 0,02

Abr. 46,47 0,04

May. 26,92 8,99

Jun. 12,01 6,49

Jul. 22,27 13,43

Ago. 38,43 4,97

Sep. 32,72 3,56

Oct. 1,64 2,64

Nov. 3,87 0,84

Dic. 6,56 4,09

TOTAL 457,24 45,19

En las Figura 4.15 del capítulo cuarto constan: la energía y las transacciones económicas para la generación no convencional entre los años 2004 - 2015.

2.6. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD, TIE

2.6.1. MONTOSEn el año 2015, la energía transada en las TIE fue de 457,24 GWh para las importaciones, mientras que para las exportaciones fue de 45,19 GWh, como se muestra en la Tabla 2.12.

Tabla 2.12 Energía transada en las TIE (GWh)

El monto total de ingresos por exportación de energía para el 2015 fue de 2,55 millones de dólares. El mes con mayores ingresos fue diciembre en el cual se recibieron 0,81 millones de dólares y el menor en el mes de marzo, en el que se recibieron 0,0013 millones de dólares (Figura 2.10).

Figura 2.10 Ingresos por exportación de energía (Millones USD)

El monto total de egresos por importación de energía para el 2015 fue de 47,96 millones de dólares. El mes con mayores egresos fue marzo en el que se pagaron 12,49 millones de dólares y el menor, octubre, con 0,53 millones de dólares (Figura 2.11).

Figura 2.11 Egresos por importación de energía (Millones USD).

En la Tabla 4.9 y en la Figura 4.16 del capítulo cuarto se presenta la importación de energía, detallada, para los años 2003 - 2015. Para el caso de las exportaciones, éstas se indican en la Tabla 4.10 y Figura 4.18, para el mismo periodo.

2.6.2. PRECIO MEDIO MENSUALEn la Tabla 2.13 se muestran los precios medios mensuales en las Transacciones Internacionales de Electricidad tanto para las importaciones como para las exportaciones. El promedio de los precios

0,00

0,20

0,40

0,60

0,18

MIL

LONE

S US

D

INGRESOS POR EXPORTACIÓN


0,005 0,001 0,001 0,002 0,420 0,207 0,387 0,130 0,136 0,308 0,140 0,813

0,00

4,00

8,00

12,00

16,00

MIL

LONE

S US

D

EGRESOS POR EXPORTACIÓN


8,47 4,84 12,49 4,08 3,73 1,28 2,30 3,27 4,53 0,53 1,18 1,27


medios mensuales en las importaciones fue de 14,74 ctvs.USD/kWh; el mayor valor se obtuvo en el mes de octubre: 32,39 ctvs.USD/kWh y el menor, en el mes de agosto: 8,50 ctvs.USD/kWh. En las exportaciones el promedio de los precios medios mensuales fue de 7,15 ctvs.USD/kWh; el mes con el máximo valor fue diciembre: 19,90 ctvs.USD/kWh y agosto el mes con el menor valor: 2,62 ctvs.USD/kWh.

Tabla 2.13 Precios medios mensuales TIE (ctvs.USD/kWh)

ctvs.USD/kWh Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Importación 10,05 8,89 9,78 8,78 13,86 10,64 10,32 8,50 13,84 32,39 30,43 19,41

Exportación 5,67 4,53 6,06 4,06 4,67 3,19 2,88 2,62 3,83 11,67 16,66 19,90

2.6.3. RENTAS DE CONGESTIÓNPor las importaciones de energía del Ecuador se generaron 0,066 millones de dólares de rentas de congestión, de las cuales se asignaron 0,033 millones de dólares a Ecuador, quedando a favor de Colombia 0,033 millones de dólares, el detalle se aprecia en la Tabla 2.14.

Tabla 2.14 Rentas de congestión por importación de electricidad (Millones USD)

El registro histórico de las rentas de congestión para exportación e importación en los años 2003 – 2015 consta en las Figura 4.17 y Figura 4.19 del capítulo cuarto.

2.7. TARIFAS, PRECIOS Y COSTOS

2.7.1. PRECIO UNITARIO DE POTENCIALa ARCONEL ha mantenido el precio unitario de potencia en un valor constante de 5,7 dólares por kW mes, durante todo el año 2015.

2.7.2. TARIFA FIJA DE TRANSMISIÓNLa tarifa fija de transmisión tuvo un valor constante en el año 2015, de 1,95 dólares por kW mes de demanda máxima.

2.7.3. PRECIOS PROMEDIOS PONDERADOS DE COMBUSTIBLESLos precios promedio de los diferentes tipos de combustible para el año fueron: fuel oíl más residuo 0,548352 dólares/galón, diesel 0,918718 dólares/galón, nafta 0,747929 dólares/galón y gas natural 3,127617 dólares/1000 pies3. La Tabla 2.15 presenta los precios promedios mensuales ponderados de los combustibles.

Millón USD

Rentas de congestión totales generadas por la importación de Ecuador

Rentas de congestión reconocidas a Ecuador por sus importaciones

desde Colombia

Rentas de congestión a favor de Colombia

por importaciones de Ecuador

Ene. 0,003453 0,001727 0,001727

Feb. 0,000748 0,000374 0,000374

Mar. 0,001042 0,000521 0,000521

Abr. 0,006985 0,003492 0,003492

May. 0,000507 0,000253 0,000253

Jun. 0,000533 0,000266 0,000266

Jul. 0,005782 0,002891 0,002891

Ago. 0,043892 0,021946 0,021946

Sep. 0,002564 0,001282 0,001282

Oct. 0,000000 0,000000 0,000000

Nov. 0,000000 0,000000 0,000000

Dic. 0,000000 0,000000 0,000000


En la Tabla 4.11 del capítulo cuarto se presentan los precios anuales de combustibles para el período 2000 - 2015.

Tabla 2.15 Precios promedios ponderados de combustibles (USD/galón y USD/1000 pies3)

(*) Fuente de Información CELEC EP Unidad de Negocio Termogas Machala.

(**) Fuente de información EP PETROECUADOR.

(***) Del 1 de mayo al 17 de junio se aplicó valores de la nafta según Decreto 862.

(~) Precios de residuo: Shushufindi, viscosidad 7400 Segundos Redwood y Esmeraldas, viscosidad 4500 Segundos Redwood.

2.7.4. COSTO DE ARRANQUE Y PARADALos valores constan en la Tabla 2.16.

Tabla 2.16 Costo de arranque y parada de unidades turbovapor (USD)

PARTICIPANTE DEL SECTOR ELÉCTRICO

CENTRALINVERSIÓN

ACTUALIZADA (USD)

Costo arranque - parada (USD)

48h < t < 360h 360h < t < 720h > 720 h


TERMOESMERALDASESMERALDAS 110 778 500,00 14 774,94 16 621,81 18 468,68


ELECTROGUAYAS

GONZALO ZEVALLOS

(TV2)25 626 739,00 3 417,93 3 845,18 4 272,42


ELECTROGUAYAS

GONZALO ZEVALLOS

(TV3)24 963 434,00 3 329,47 3 745,65 4 161,83


ELECTROGUAYASTRINITARIA 84 972 964,00 11 333,16 12 749,81 14 166,45


(GENERACIÓN)

ANÍBAL SANTOS

31 841 580,08 3 628,65 4 082,23 4 535,81

2.7.5. COSTOS VARIABLES DE LA PRODUCCIÓN DE REACTIVOSEn la Tabla 2.17 se muestran los costos variables de la producción de reactivos de los compensadores sincrónicos.

MESDIESEL**

(USD/galón)FUEL OIL** (USD/galón)

RESIDUO ESMERALDAS **

(USD/galón)

RESIDUO SHUSHUFINDI~

(USD/galón)

NAFTA *** (USD/galón)

GAS NATURAL * (USD/1000 pies3)

Ene. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Feb. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Mar. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Abr. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

May. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Jun. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Jul. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Ago. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Sep. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Oct. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Nov. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617

Dic. 0,918718 0,548352 0,445802 0,392396 0,747929 3,127617


Tabla 2.17 Costos variables de la producción de reactivos en los compensadores sincrónicos (ctvs.USD/kVARh)

2.7.6. COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓNLos valores promedio para estos costos varían desde 3,52 ctvs.USD/kWh para la unidad TG02 de la central Machala Gas 2, a 14,28 ctvs.USD/kWh para la central Isla Puná. En el capítulo tercero, Figura 3.2, se presentan los costos variables de producción ordenados de mayor a menor y en la Tabla 3.6 se muestran de forma detallada los costos promedio variables de producción.

2.8. DEUDAS Y ACREENCIASLa información presentada corresponde a los reportes realizados por los administradores en los Comités Técnicos de cada empresa eléctrica de distribución, conforme consta de las Tabla 2.18 y 2.19.

Tabla 2.18 Detalle de la deuda por Distribuidora período enero – diciembre 2015 (Millones USD)

*Información presentada por las empresas de distribución al comité técnico de supervisión y control.

*Saldos previos a pagos con saldos a favor y compensaciones

MESGONZALO ZEVALLOS

TG4

SANTA ROSA U1

SANTA ROSA U2

SANTA ROSA U3

Ene. 2,0632 2,3478 2,3378 0,0000

Feb. 1,8605 2,2567 2,2470 0,0000

Mar. 1,6454 2,3971 2,4045 0,0000

Abr. 1,7601 2,1642 2,1605 0,0000

May. 1,7884 2,1109 2,1429 0,0000

Jun. 1,7094 2,0311 2,0703 0,0000

Jul. 1,4703 1,9348 1,9559 0,0000

Ago. 1,6477 2,0926 2,1323 0,0000

Sep. 1,9644 2,3304 2,3076 0,0000

Oct. 2,1282 2,4039 2,5700 2,2869

Nov. 2,2181 2,5406 2,7732 2,3966

Dic. 2,2122 2,4942 2,7234 2,4400

DISTRIBUIDORAS FACTURADO PAGO SALDO

CORPORACIÓN NACIONAL DE

ELECTRICIDAD - CNEL721.519.636,75 690.751.360,55 30.768.276,21

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO

NORTE33.130.168,05 29.994.004,29 3.136.163,76

E. E. AZOGUES 5.672.207,11 4.349.212,45 1.322.994,66

E. E. REGIONAL CENTRO SUR

56.253.975,72 53.736.668,69 2.517.307,03

E.E. PROVINCIAL COTOPAXI

24.931.763,47 22.457.233,62 2.474.529,84

E.E. QUITO 217.554.784,30 212.193.160,70 5.361.623,61

E. E. REGIONAL NORTE

29.694.041,26 25.760.684,71 3.933.356,54

E. E. REGIONAL SUR 18.220.612,26 15.718.094,24 2.502.518,02

E. E. RIOBAMBA 19.147.595,38 17.127.254,46 2.020.340,92

TOTAL 1.126.124.784,30 1.072.087.673,72 54.037.110,58


Tabla 2.19 Estado de cuenta por prelaciones, periodo enero - diciembre 2015 (Millones USD)

*Información presentada por las empresas de distribución al comité técnico de supervisión y control.

*Saldos previos a pagos con saldos a favor y compensaciones

2.9. BALANCE COMERCIALEn la Figura 2.12 se detalla el balance comercial. Éste se calcula considerando los valores netos totales liquidados a los diferentes actores del sector eléctrico ecuatoriano por CENACE y no representan los valores realmente recaudados.

Figura 2.12 Balance comercial (Millones de USD)

Generadores Estatales Contratos Regulados

Generadores Privados Contratos Regulados

Generadores Estatales Mercado de Corto Plazo

Generadores Privados Mercado de Corto Plazo

Generadores No Escindidos Estatales (CF + CV)

Trasmisor Tarifa Fija

TIE

Demanda Contratos Regulados

Demanda Mercado de Corto Plazo

Demanda por Tarifa de Transmisión

Demanda Generación No Escindida

Demanda pro TIE

666,83

160,93

65,58

49,02

74,68

83,37

47,96

827,76

114,60

83,37

74,68

47,96

MERCADO1148,37

(MILLONES DE DÓLARES)

INGRESOS1 148,37

EGRESOS1 148,37

PRELACIONES FACTURADO PAGO SALDO%

COBRO

1-TRASMISIÓN 78.085.498,47 78.085.498,45 0,02 100%

2A-IMPORTACIÓN DE ENERGÍA

39.935.383,60 39.935.383,60 - 100%

2B1-GENERACIÓN NO CONVENCIONAL CON PARTICIPACIÓN

EN DEMANDA MÁXIMA

57.767.925,82 57.767.925,83 -0,01 100%

2B2-GENERACIÓN NO CONVENCIONAL SIN PARTICIPACIÓN

EN DEMANDA MÁXIMA

23.163.694,08 23.157.194,10 6.499,97 100%

2C1-GENERACIÓN PRIVADA EP

PETROECUADOR 68.963.255,78 68.963.255,79 -0,01 100%

2C2-GENERACIÓN PRIVADA RESTO

COSTOS VARIABLES 63.671.643,95 63.671.643,94 0,01 100%

2C3-COSTOS FIJOS GENERACIÓN

PRIVADA 35.843.412,59 35.843.412,57 0,01 100%

2D - COSTOS FIJOS GENERACIÓN

ESTATAL 360.380.507,36 360.376.014,53 4.492,83 100%

2E - COSTOS VARIABLES

GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

ESTATAL

24.994.298,37 24.920.064,21 74.234,16 100%

2F1 TERMICA ESTATAL EP

PETROECUADOR 269.731.087,39 244.233.405,80 25.497.681,60 91%

2F2 - RESTO COSTOS VARIABLES TERMOELÉCTRICA

ESTATAL

103.484.991,14 75.056.860,91 28.428.130,23 73%

3- MERCADO OCASIONAL

103.085,75 77.013,98 26.071,77 75%

TOTAL 1.126.124.784,30 1.072.087.673,72 54.037.110,58 95%

1.6.1. ENERGÍA NO SUMINISTRADA POR CAUSAS NO …

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