4.10.3. PRECIOS PROMEDIOS PONDERADOS DE COMBUSTIBLES

90 Informe Anual 2015

4.10.3. PRECIOS PROMEDIOS PONDERADOS DE COMBUSTIBLES

Tabla 4.11 Precios anuales de combustibles (USD/galón y USD/1000pies3)

AÑODIESEL

(USD/galón)FUEL OIL

(USD/galón)NAFTA

(USD/galónGAS NATURAL

(USD/1000 pies3)

RESIDUO ESMERALDAS (USD/galón)

RESIDUO SHUSHUFINDI (USD/galón)

2000 1,0239780 0,5843089

2001 0,7529086 0,4717214 0,4215549

2002 0,6780181 0,5045722 0,6908561 2,6092768

2003 0,9612877 0,7119200 0,8846714 4,1523833 0,4655520 0,3462560

2004 1,3416927 0,6162484 1,0895644 3,5741500 0,4757186 0,2874739

2005 1,3717203 0,7541586 1,0774883 4,3966454 0,4915525 0,3421087

2006 0,9187181 0,7082880 0,7479293 4,1231121 0,4196858 0,3923961

2007 0,9187181 0,7082880 0,7479293 4,1119145 0,4196858 0.411193

2008 0,9187181 0,5376000 0,7479293 4,1044494 0,4458022 0,3923961

2009 0,9187181 0,5376000 0,7479293 4,1559179 0,4458022 0,3923961

2010 0,9187181 0,5376000 0,7479293 4,1085213 0,4458022 0,3923961

2011 0,9187181 0,5376000 0,7479293 4,2720720 0,4458022 0,3923961

2012 0,9187181 0,5376000 0,7479293 3,1270316 0,4458022 0,3923961

2013 0,9187181 0,5483520 0,7479293 3,1368210 0,4458022 0,3923961

2014 0,9187181 0,5483520 0,7479293 3,1276170 0,4458022 0,3923961

2015 0,9187181 0,5483520 0,7479293 3,1276168 0,4458022 0,3923961

(*) Valores establecidos para empresas estatales según Decreto 1131.

93Informe Anual 2015

CAPÍTULO VRESULTADOS DE LA GESTIÓN

INSTITUCIONAL DEL OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CENACE


5. RESULTADOS DE LA GESTIÓN INSTITUCIONAL DEL OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CENACE

5.1 GESTIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL

5.1.1. INCREMENTO DE LA OFERTA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ELÉCTRICAESTUDIO DE GENERACIÓN DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA DE POTENCIA ENTRE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE ECUADOR Y PERÚ, DICIEMBRE 2015 – DICIEMBRE 2016

Antecedentes: En el cuarto trimestre de 2015, el CENACE participó en el Estudio de Interconexión Ecuador – Perú en 230 kV, como parte del grupo de trabajo técnico binacional designado para tal fin.

Beneficios: Aprovechamiento de los recursos hidroenergéticos disponibles en cada país para la importación y exportación de energía eléctrica.

Resultados:

• Determinación de los flujos máximos de trasferencia entre Ecuador y Perú, en ambos sentidos.

• Determinación de la generación de seguridad que hace factible la transferencia de potencia entre Ecuador y Perú.

• Definición de las condiciones bajo las cuales son posibles las maniobras de transferencia y retorno de la carga de Ecuador a Perú, y viceversa.

• Definición de los esquemas de protección entre áreas que permitan una operación segura.

• Reducción de costos de operación mediante la utilización eficiente de los recursos de generación.

ESTUDIO DE GENERACIÓN DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA DE POTENCIA ENTRE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE ECUADOR Y COLOMBIA, DICIEMBRE 2015 – DICIEMBRE 2016

Antecedentes: En el cuarto trimestre de 2015, el CENACE participó en el Estudio de Interconexión Ecuador – Colombia en 230 kV, como parte del grupo de trabajo técnico binacional designado para tal fin.

Beneficios: Aprovechamiento de los recursos hidroenergéticos disponibles en cada país para importación y exportación de energía eléctrica.

Resultados:

• Determinación de los flujos máximos de trasferencia entre Ecuador y Colombia en ambos sentidos, considerando la operación interconectada entre los dos países.

• Determinación de la generación de seguridad que hace factible la transferencia de potencia entre Ecuador y Colombia.

• Definición de los esquemas de protección entre áreas que permitan una operación segura, considerando una operación interconectada entre Ecuador y Colombia.

• Reducción de costos de operación mediante la utilización eficiente de los recursos de generación de ambos países.

5.1.2. INCREMENTO DE LA CAPACIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓNAntecedentes: Durante el año 2015, el CENACE realizó los análisis de seguridad, confiabilidad y la coordinación para la incorporación de las nuevas obras de transmisión al sistema, así como la incorporación en sus procesos, lo que se refleja en la mejora de calidad y continuidad del servicio al usuario final. Dentro de éstas, las más relevantes son las siguientes:

• S/E Nueva Babahoyo: segundo autotransformador ATQ 60 MVA, bahía CNEL 2 69 kV.

• S/E Pomasqui: autotransformador ATT 230/138 kV, 300 MVA.

• S/E Manta: autotransformador ATQ 138/69 kV, 33 MVA, OSAKA.


• S/E Gualaceo: subestación y transformador 138/22 MVA.

• S/E Limón: subestación y transformador TRE 138/13.8 kV.

• S/E Méndez: subestación y transformador TRE 138/13.8 kV.

• S/E Macas: transformador TRQ 138/69 kV.

• S/E Baños: patio de 138 kV.

• S/E Chone: nuevo autotransformador ATQ 138/69 kV, 100 MVA.

• S/E Loja 138/69 kV: segundo autotransformador móvil AMQ 138/69 kV.

• S/E Esmeraldas: nuevas bahías L1 y L2 de 69 kV.

• S/E El Inga: autotransformador ATT 230/138 kV, 300 MVA.

• S/E Quinindé: autotransformador ATQ 138/69 kV, 66.7 MVA.

• L/T Pomasqui-El Inga-Santa Rosa 230 kV.

• L/T Milagro-Esclusas 230 kV.

Beneficios: Mejora en la calidad, confiabilidad y continuidad del servicio al usuario final.

Resultados: Los análisis y la coordinación para la incorporación de nuevos elementos de transmisión le proporcionan al SNI:

• Mayor seguridad durante el proceso de energización del nuevo equipamiento, mediante la aplicación de las políticas operativas generadas en este proceso.

• Conocimiento claro de la afectación en la operación del sistema eléctrico con la incorporación de nuevos elementos.

• La incorporación de las obras de expansión del sistema de transmisión, determinadas de acuerdo a requerimientos de la demanda e ingreso de proyectos de generación, le da mayor seguridad y confiabilidad al SNI.

5.1.3. INCREMENTO DE LA CAPACIDAD DEL SISTEMA DE GENERACIÓNAntecedentes: El Operador CENACE realizó los análisis de seguridad, confiabilidad y la coordinación para la energización de la central hidroeléctrica Manduriacu de 65 MW y de su sistema de transmisión asociado, realizada el mes de abril de 2015; y para el ingreso de la central hidroeléctrica San Bartolo de 49.9 MW, conectada hacia la S/E Méndez 138 kV.

Beneficios: Mejora en la calidad, confiabilidad y continuidad del servicio al usuario final.Resultados: Mayor seguridad y economía de la operación del sistema eléctrico con el Incremento de la oferta de generación en el SNI.

5.1.4. GESTIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ANTE LA SALIDA DE SERVICIO PROGRAMADA DE LAS FASES AB Y C DE LA CENTRAL PAUTE (1100 MW)Antecedentes: Con el fin de viabilizar la ejecución de las obras civiles finales de interconexión de la central hidroeléctrica Sopladora (487 MW), se programó y coordinó la operación del SNI con la salida de servicio de las unidades de la central Paute, siendo el periodo de mayor impacto desde el 6 al 11 de agosto de 2015, con una indisponibilidad total de 1100 MW de generación. Considerando que actualmente la central hidroeléctrica Paute es la de mayor capacidad en el Ecuador y la responsable del control automático de frecuencia e intercambio por el enlace a nivel de 230 kV entre Colombia y Ecuador, está parada programada constituyó un hito importante en la planificación de la operación del Sistema Nacional Interconectado.

Beneficios: Operación del sistema con el Control Automático de Generación, AGC implementado en las unidades de las centrales de Pucará, Mazar y Marcel Laniado, que permite disponer de una alternativa al AGC que cumple la central Paute y garantizar el abastecimiento de la demanda del sistema nacional interconectado con energía renovable, sustentable y económica de manera segura.


Resultados:

• Una operación exitosa del Sistema Nacional Interconectado sin la central Paute, manteniendo la calidad, seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico ecuatoriano.

• Operación del sistema eléctrico ecuatoriano con la asignación de control de frecuencia e intercambio – AGC a varias centrales de generación al mismo tiempo.

• Facilitar el ingreso de obras para el incremento de la oferta de generación hidráulica en el SNI.

5.1.5. ESTUDIOS DE CONEXIÓN Y ENERGIZACIÓN DE CENTRAL COCA CODO SINCLAIRAntecedentes: CENACE, CELEC EP Unidad de Negocio Transelectric Y CELEC EP Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair realizaron los estudios eléctricos de conexión del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair al Sistema Nacional Interconectado, así como el Estudio de Energización y Sincronización del Sistema de la línea El Inga – San Rafael – Coca Codo Sinclair de 500 kV y de la Central Coca Codo Sinclair con el Sistema Nacional Interconectado.

Beneficios: Garantizar la seguridad del abastecimiento de la demanda de energía con energía renovable, sustentable y económica.

Resultados: Determinar las acciones operativas para la energización y operación de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair de 1500 MW.

5.1.6. ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SALIDA DE LAS CENTRALES AGOYÁN Y SAN FRANCISCO POR LAVADO DE EMBALSE EN LA CENTRAL AGOYÁNAntecedentes: Las centrales hidroeléctricas Agoyán y San Francisco aportan al SNI una potencia efectiva de 156 y 212 MW, respectivamente; y, dado que operan en cascada, su salida a lavados de embalse por acumulación de sedimentos que arrastra el río Pastaza, reducen las reservas de potencia y de energía y encarecen el despacho económico de la generación.

Considerando el impacto que significa para el sistema eléctrico, la indisponibilidad de 368 MW, se analizaron alternativas que sean económicamente viables y que permitan reducir el número de lavados de embalse en la central Agoyán para evacuar los sedimentos acumulados.

Beneficios: Se determinó el costo operativo que representa para el sistema eléctrico ecuatoriano, la salida de las centrales Agoyán y San Francisco por el lavado del embalse Agoyán, considerando varios escenarios hidrológicos en la cuenca del Río Pastaza, para un horizonte de análisis de los años 2015 – 2016.

Resultados: Se identificaron las franjas de caudales que reflejan la condición operativa de las centrales Agoyán y San Francisco del Sistema Nacional Interconectado y el número de lavados promedio; además de la valoración del costo que representa para el SNI, los lavados de embalse de la central hidroeléctrica Agoyán, cambia de manera importante con el ingreso de los nuevos proyectos hidroeléctricos Sopladora y Coca Codo Sinclair a partir de 2016, y con tendencia a la baja, dado que operativamente se puede reemplazar el recurso hidroeléctrico por otro de similares características en el despacho, sin que haya una afectación importante a mediano y largo plazo.

5.1.7. ESTUDIO DE PLANES DE CONTINGENCIAS EN EL SISTEMA ECUATORIANO ANTE LA INDISPONIBILIDAD DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS OCASIONADA POR DESASTRES NATURALESAntecedentes: El CENACE, en cumplimiento al rol de administrar de manera eficaz y eficiente el funcionamiento del Sistema Nacional Interconectado, en condiciones de seguridad y calidad, realizó una evaluación detallada considerando la salida de servicio de centrales de generación y subestaciones eléctricas del sistema ecuatoriano, vulnerables, de acuerdo a información proporcionada por la Secretaría Nacional de Gestión de Riesgos, a desastres naturales como inundaciones o deslizamientos de tierra, con el fin de determinar el impacto que se ocasionarían por estas indisponibilidades, tanto en el momento de su ocurrencia, como en el mediano plazo.


Beneficios: Determinar el impacto en la operación y seguridad del suministro eléctrico del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano, SNI, producido por la indisponibilidad de las instalaciones de generación y transmisión de energía eléctrica, contenidas en el “Informe Técnico en base al análisis de los modelos matemáticos sobre la estabilidad de la infraestructura eléctrica”, ante la ocurrencia de desastres naturales, con el propósito de definir acciones remediales y de mitigación.

Resultados: Se identificaron las condiciones de operación del Sistema Nacional Interconectado ecuatoriano ante las diferentes eventualidades que ocurran como resultado de desastres naturales, concluyéndose que ante estos eventos es posible abastecer la demanda de energía eléctrica.

5.2. INCREMENTAR EL USO EFICIENTE DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

5.2.1. CAPACITACIÓN EN ENERGÍAS NO CONVENCIONALESAntecedentes: La capacitación fue realizada y enfocada con una metodología teórico – práctico, con el objetivo que el personal técnico de CENACE pueda realizar de forma autónoma el análisis técnico de la inmersión de generación no convencional en el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador, y fue impartida por especialistas del Centro de Investigación de Recursos y Consumos Energéticos - CIRCE (España) en el mes de marzo de 2015.

Por otro lado como parte de la ejecución del Proyecto “Operación del Sistema Nacional Interconectado con Energías Renovables No Convencionales”, el 13 de mayo de 2014 se llevó a cabo una reunión de trabajo entre colaboradores de CENACE y representantes de la empresa RENAC (Renewables Academy) de Alemania, en la que RENAC presentó a CENACE, como institución perteneciente al sector eléctrico ecuatoriano, los cursos de entrenamiento que ofertan y los requerimientos específicos que necesitan los posibles participantes para acceder a las Becas otorgadas por el German Federal Ministry for the Environment, Natural Conservation, Building and Nuclear Safety (BMUB) a través de la German International Climate Initiative (IKI), dentro del proyecto “CapREG-Capacity Building on Renewable Energy and Grid Integration”. Varios profesionales de CENACE se hicieron acreedores a becas para participar en seminarios de temas directamente relacionados con la operación de Energías Renovables no convencionales impartidos tanto en Ecuador como en Alemania.

Beneficios: Procurar el aprovechamiento de los recursos de energía limpia, con el menor impacto a la operación del Sistema Nacional Interconectado.

Resultados: Reforzar las habilidades y capacidades relacionadas con la operación y el aprovechamiento de energías renovables.

5.2.2. CAPACITACIÓN EN ENERGÍAS ALTERNATIVAS Antecedentes: Como parte de la ejecución del Proyecto “Operación del Sistema Nacional Interconectado con Energías Renovables No Convencionales”, el 13 de mayo de 2014 se llevó a cabo una reunión de trabajo entre colaboradores de CENACE y representantes de la empresa RENAC (Renewables Academy) de Alemania.

En esta reunión RENAC realizó a CENACE, como institución perteneciente al sector eléctrico ecuatoriano, la presentación de los cursos de entrenamiento que ofertan y los requerimientos específicos que necesitan los posibles participantes para acceder a las Becas otorgadas por el German Federal Ministry for the Environment, Natural Conservation, Building and Nuclear Safety (BMUB) a través de la German International Climate Initiative (IKI), dentro del proyecto “CapREG-Capacity Building on Renewable Energy and Grid Integration”.

Beneficios: Varios profesionales de CENACE se hicieron acreedores a becas para participar en seminarios de temas directamente relacionados con la operación de Energías Renovables no convencionales impartidos tanto en Ecuador como en Alemania.

Resultados: Se consolidaron habilidades relacionadas con energías renovables solar fotovoltaica y eólica combinando los conocimientos teóricos con visitas en sitio; se identificaron muevas


perspectivas acerca de la operación de sistemas energéticos renovables que podrían ser adaptados a CENACE; y los conocimientos adquiridos constituyen un referente para contribuir con la realización del Proyecto: “Operación del Sistema Nacional Interconectado con Energías Renovables No Convencionales”.

5.2.3. SEMINARIO INTERNACIONAL EXPERIENCIAS Y DESAFÍOS DEL PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS EN LATINOAMÉRICA- SIPLAN CIER 2015Antecedentes: El 28 de abril de 2015, se desarrolló en la ciudad de Lima el Seminario Internacional sobre “Experiencias y Desafíos del Planeamiento de Sistemas Eléctricos en Latinoamérica”, evento organizado por la Comisión de Integración Energética Regional y que contó con la participación del Operador Nacional de Electricidad – CENACE, como expositor del tema “Experiencias y Desafíos de la Planeación de la Operación Energética en Ecuador”, así como en el Taller sobre “Planificación de la Expansión”.

Beneficios: Analizar y discutir entre las entidades de gobierno y empresas de la región Latinoamericana, la forma de estructurar una actividad técnica sistemática de la planificación de sistemas eléctricos de potencia.

Resultados: Intercambio de información y experiencias, en la función estratégica de la planeación de los sistemas energéticos incluyendo una visión regional.

5.2.4. SEGUNDA RONDA DE DIÁLOGOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA AGENDA NACIONAL DE ENERGÍA DE ECUADOR - ANEAntecedentes: El 29 de abril de 2015, el Operador Nacional de Electricidad – CENACE, participó en la Segunda Ronda de Diálogos para la construcción de la Agenda Nacional de Energía, ANE, proyecto emblemático del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, MICSE.

Beneficios: Aportar con criterios técnicos que permitan definir los componentes claves para la diversificación de la matriz energética.

Resultados: Definir y fortalecer la política pública energética a mediano y largo plazo a nivel nacional y que contemplará un conjunto de objetivos, estrategias y metas para continuar el cambio de la matriz energética del Ecuador.

5.2.5. AUDITORIA DE PROTECCIONES DEL SNTAntecedentes: En atención a Disposición Ministerial 23091, CENACE coordinó la ejecución de la auditoría de las protecciones del Sistema Nacional de Transmisión con una empresa consultora desde septiembre de 2014 a junio de 2015, la cual contempló 7 tareas y un curso de entrenamiento:

1. Diagnóstico del estado actual de los sistemas de protección implementados en el SNT.

2. Definición de estándares técnicos sobre los cuales se deben gestionar los sistemas de protección en el sistema eléctrico ecuatoriano.

3. Determinación del estado óptimo de los sistemas de protección del SNT.

4. Propuesta de un sistema de gestión de protecciones y mapa de ruta para su implementación.

5. Elaboración de un Plan de mantenimiento de los equipos.

6. Elaboración de un Plan de renovación de los equipos.

7. Determinación de las metas cualitativas y cuantitativas anuales que se deberán alcanzar en cuanto al estado de los sistemas de protección.

8. Curso de entrenamiento en temas relacionados con el objeto de los Servicios de Consultoría y experiencias en otros países.

Beneficios: Mejorar la seguridad de la operación del Sistema Nacional Interconectado.

Resultados: Lineamientos y requerimientos para la implementación de un sistema de gestión de protecciones, que permitan mejorar la seguridad y confiablidad del Sistema Nacional Interconectado.


5.2.6. ESTUDIOS DE MINIMIZACIÓN DE GENERACIÓN TÉRMICA Y DETERMINACIÓN DE REQUERIMIENTOS DE COMPENSACIÓN CAPACITIVAAntecedentes: El Grupo de trabajo CENACE - CELEC EP TRANSELECTRIC realizó los análisis eléctricos para la minimización de la generación térmica en las zonas de Pascuales, Trinitaria, Salitral y Portoviejo, determinando los requerimientos mínimos de compensación capacitiva a corto plazo (2017), definiendo la ubicación más conveniente de compensadores sincrónicos.

Beneficios: Procurar el mayor aprovechamiento de la generación hidroeléctrica de los nuevos proyectos de generación que se encuentran en proceso de incorporación al Sistema Nacional Interconectado.

Resultados: Definición de los requerimientos de compensación capacitiva y su ubicación, para minimizar la operación de generación térmica en el Sistema Nacional Interconectado, aprovechando los recursos hidráulicos del país.

5.2.7. ESTUDIOS DE REQUERIMIENTOS DE COMPENSACIÓN CAPACITIVAAntecedentes: El Grupo de trabajo CENACE y CELEC EP Unidad de Negocio Transelectric realizó los estudios para determinar los requerimientos de compensación capacitiva a corto plazo (2017) y definir la ubicación más conveniente de compensadores sincrónicos, con el fin de mejorar la calidad de servicio y minimizar la generación térmica.

Beneficios: Garantizar la seguridad y calidad de la operación del Sistema Nacional Interconectado, minimizando la generación térmica.

Resultados: Incremento del despacho de generación hidroeléctrica en el Sistema Nacional Interconectado.

5.3. INCREMENTAR LA EFICIENCIA DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

5.3.1. PARTICIPACIÓN DEL CENACE EN EL COMITÉ NACIONAL DE PROTECCIONESAntecedentes: El Comité Nacional de Protecciones, CNP, se conformó como una iniciativa del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, MEER, en el mes de abril del 2014, con profesionales especialistas representantes de varias instituciones: Agencia de Regulación y Control de Electricidad, ARCONEL, CENACE, CELEC EP Unidad de Negocio Transelectric, CNEL EP, E. E. Quito, CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil y E. E. Regional Centro Sur.

La finalidad de esta constitución es definir políticas en cuanto a coordinación de protecciones en los sistemas de las empresas de distribución y, dar apoyo a estas empresas en la revisión, coordinación e implementación de los sistemas de protecciones.

Beneficios: Entre los principales beneficios se puede mencionar:

• Impulsar la gestión de los sistemas de protecciones en las empresas de distribución, tanto en las redes de subtransmisión (alta tensión) como de distribución (media tensión).

• Impulsar la conformación de las Unidades de Protecciones en las empresas de distribución, con profesionales dedicados a la gestión de protecciones.

• Impulsar el cumplimiento de los planes de mantenimiento, especialmente de líneas de subtransmisión y de distribución, que redunden en una disminución de los eventos de falla presentados en estos sistemas.

Resultados: Con respecto a años anteriores, en general para el año 2105, se ha evidenciado una disminución en el número de desconexiones en los sistemas de las distribuidoras de CNEL EP y por otra parte se registra una notable mejora de los índices de calidad de servicio en estas Unidades de Negocio.

Mediante las visitas en campo de la delegación del Comité Nacional de Protecciones se ha creado consciencia de la necesidad de contar con un grupo de profesionales el cual debería estar dedicado a la gestión de protecciones, de forma de minimizar las operaciones incorrectas en estos sistemas y minimizar entonces, la energía no suministrada a los usuarios finales.


Existen mejoras en los cumplimientos de los planes de mantenimiento, especialmente en líneas de subtransmisión y de distribución.

Tabla 5.1 Planes de mantenimiento en las líneas de subtransmisión y de distribución

DISTRIBUIDORA 2011 2012 2013 2014 2015*

BOLÍVAR 52,53 21,7 25,52 8,41 5,47

EL ORO 34,58 28,86 26,39 37,17 15,81

ESMERALDAS 29,11 35,75 33,92 20,51 19,24

GUAYAQUIL 4,42 6,91 4,67 6,4 3,83

GUAYAS LOS RÍOS 22,42 25,31 25,21 21,06 13,5

LOS RÍOS 65,66 64,37 44,84 40,98 16,08

MANABÍ 46,44 44,53 32,84 26,79 11,96

MILAGRO 39 31,48 29,93 22,8 12,39

SANTA ELENA 32,36 28,74 24,75 23,86 10,7

SANTO DOMINGO 17,52 15,73 26,16 15,78 8,04

SUCUMBÍOS 86,17 68,86 54,39 44,69 9,03

AMBATO 9,21 13,79 11,92 6,04 3,36

AZOGUES 7,34 13,3 10,79 10,77 7,04

CENTRO SUR 8,09 8,12 5,65 7,98 5,54

COTOPAXI 5,47 11,45 7,94 8,88 5,51

GALÁPAGOS 17,65 24,65 15,29 14,23 8,8

NORTE 20,63 13,54 16,93 16,69 7,56

QUITO 11,91 5,87 5,41 5,4 2,26

RIOBAMBA 18,38 19,21 18,76 10 7,6

R. SUR 7,6 9,13 9,63 10,68 6,79

NIVEL NACIONAL 17,35 15,23 14,34 13,17 6,75

CNEL EP 38,02 33,95 30,81 24,51 9,13

EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE FMiK (Tiempo total de interrupción por kVA nominal instalado)(Fuente ARCONEL)

DISTRIBUIDORA 2011 2012 2013 2014 2015*

BOLÍVAR 75,29 32,58 29,7 7,96 10,17

EL ORO 35,04 17,61 23,34 34,83 14,68

ESMERALDAS 57,37 47,47 56,41 26,48 25,52

GUAYAQUIL 2,6 4,94 2,96 3,5 1,91

GUAYAS LOS RÍOS 24,2 22,97 24,95 21,38 8,58

LOS RÍOS 41,7 63,58 51,31 38,43 18,93

MANABÍ 51,05 63,38 45,96 29,48 11,37

MILAGRO 63,25 48,62 43,09 30,83 14,87

SANTA ELENA 39,1 40,47 31,75 28,83 6,47

SANTO DOMINGO 33,61 18,49 30,16 20,64 7,6

SUCUMBÍOS 122,81 8,56 55,11 41,56 12,67

AMBATO 10,95 8,71 11,06 3,49 2,75

AZOGUES 11,31 12,16 11,93 14,04 9,42

CENTRO SUR 14,61 17,25 10,04 11,33 8,46

COTOPAXI 13,33 11,91 7,99 11,71 5,3

GALÁPAGOS 30,01 28,87 22,92 37,59 14,48

NORTE 40,35 18,02 15,19 15,71 11,8

QUITO 8,92 6,1 6,03 4,5 1,81

RIOBAMBA 52,45 34,05 32,53 22,8 16,2

R. SUR 10,42 15,87 19,55 21,54 11,59

NIVEL NACIONAL 20,59 17,4 16,88 13,64 6,68

CNEL EP 46,2 39,94 37,47 26,07 8,05

EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE TTiK (Tiempo total de interrupción por kVA nominal instalado(Fuente ARCONEL)

5.4. INCREMENTAR LA CALIDAD Y SEGURIDAD DEL SERVICIO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

5.4.1. IMPLEMENTACIÓN DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN SISTÉMICA PARA EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - SPSAntecedentes: Con el objetivo de mejorar el servicio de energía eléctrica al país, en el año 2013 inició el proceso de diseño del sistema SPS, que considera la activación de una serie de acciones de mitigación, tanto en demanda como generación, para evitar el colapso del Sistema Nacional Interconectado cuando se ha producido una contingencia doble en el sistema de transmisión de 230 000 voltios; en el año 2014 se realizó la fase de implementación y pruebas de manera exitosa, y para marzo del 2015 inició la operación comercial del sistema SPS.

Beneficios: A continuación se listan una serie de beneficios que brinda el sistema SPS al servicio de energía eléctrica del país:

• Se mitiga el riesgo de la ocurrencia de un colapso total en el sistema eléctrico del país, considerando fallas dobles en el sistema nacional de transmisión de 230 000 voltios.

• Se minimiza drásticamente la energía no suministrada y los costos ocasionados cuando las fallas referidas ocurren.

• La condición del sistema post-falla es prácticamente conocida lo cual facilita la ejecución del proceso de restablecimiento del sistema

• Se potencia el despacho de generación, que sin la consideración del sistema SPS, consideraría varias restricciones, por seguridad del servicio.

Resultados: En el tiempo que ha estado operativo el Sistema de Protección Sistémica del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano, se han registrado tres contingencias dobles en el Sistema Nacional de Transmisión de 230 000 voltios, ante las cuales el sistema SPS ha operado exitosamente, generando ahorro en los costos de energía no suministrada y minimización de la magnitud de la energía no suministrada producida.

4.10.3. PRECIOS PROMEDIOS PONDERADOS DE COMBUSTIBLES

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