8. plan de expansión de distribución

PLAN DE EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN

Capítulo 8

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Plan Maestro de Electri cación del Ecuador 2009 - 2020330

8. PLAN DE EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN

La distribución y comercialización de energía eléctrica, ha sufrido un continuo deterioro por la falta de inversión en nueva infraestructura, y una grave crisis nanciera que tiene sus orígenes en: la de ciente administración, la aplicación de tarifas que no cubren los costos de generación, transmisión y distribución, así como una evidente conducta de no pago y uso arbitrario e ilegal de la energía por parte de sectores ubicados principalmente en las áreas de concesión de la costa, los cuales no necesariamente corresponden a los estratos de más bajos consumos.

La crisis de la distribución y comercialización de energía eléctrica, afecta al sector eléctrico en su conjunto, pues no permite el ujo normal de recursos hacia la transmisión y generación, lo cual impide que se puedan cumplir con los planes de expansión de la transmisión y constituye una señal negativa para las nuevas inversiones que se requieren en generación, que por tales causas no se han alcanzado los niveles que requiere el país.

Existen sin embargo distribuidoras que han mejorado paulatinamente sus niveles de e ciencia y han demostrado que con su gestión, es posible superar situaciones de crisis a través de conductas empresariales adecuadas, optimizando el uso de los recursos humanos y nancieros, generando una capacidad técnica sólida y comprometida con los intereses de la empresa y de la sociedad.

Las distribuidoras que presentan preocupantes índices de gestión, son aquellas que han sufrido condiciones adversas por cuanto los intereses particulares de tipo político, sectorial o individual, han estado por encima de los objetivos institucionales y de compromiso con la sociedad, aspectos que resultan fundamentales en empresas destinadas al servicio público.

El Plan Maestro de Electri cación, parte de un diagnóstico objetivo que está fundamentado en las realidades que se transparentan a través de las cifras y la estadística, y establece los lineamientos que deben seguirse y plasmarse en acciones concretas para superar esta difícil situación.

En la versión del Plan Maestro de Electri cación 2007-2016 se estableció que el rol del Fondo de Solidaridad como principal accionista de la casi totalidad de empresas distribuidoras, resulta fundamental para la consecución de los objetivos que se establecen en ese Plan, concluyéndose que es necesario dar un giro radical en su participación en los niveles más altos de dirección de las empresas, de acuerdo con la responsabilidad que tiene como representante del Estado, a n de que se sintonice con la política trazada por el Gobierno Nacional.

En este sentido, con la participación del mencionado organismo y de los principales entes del sector eléctrico ecuatoriano se logró obtener de la Asamblea Constituyente la aprobación del Mandato Constituyente No. 15, el 23 de julio de 2008, el cual establece importantes soluciones para la prestación del servicio público de energía eléctrica bajo principios de e ciencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, continuidad y calidad, velando que sus tarifas sean equitativas.

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Para el cumplimiento de estos nes, ese Mandato establece que es indispensable emprender una reforma de la estructura operativa del sector eléctrico, de manera que el Estado refuerce su capacidad regulatoria y sus atribuciones respecto de este servicio.

8.1 SITUACIÓN ACTUAL

De acuerdo con lo que establece la Ley de Régimen del Sector Eléctrico – LRSE, la Distribución y Comercialización de la energía eléctrica en todo el país, hasta el mes de diciembre de 2008, se llevó a cabo a través 19 empresas eléctricas distribuidoras, y la entidad denominada CATEG, que tuvo un área geográ ca de concesión especí ca (ciudad de Guayaquil).El Fondo de Solidaridad, principal accionista de las empresas distribuidoras, ha dado cumplimiento a lo que establece la Tercera Disposición Transitoria del Mandato Constituyente No. 15, que dice: “Para la gestión empresarial de las empresas eléctricas y de telecomunicaciones en las que el Fondo de Solidaridad es accionista mayoritario, esa Institución podrá ejecutar los actos societarios que sean necesarios para la reestructuración de dichas empresas, para lo cual entre otras actuaciones podrá reformar estatutos sociales, fusionar, conformar nuevas sociedades, resolver la disolución de compañías, sin que para este efecto, sean aplicables limitaciones de segmentación de actividades o de participación en los mercados, por lo que el Superintendente de Compañías, dispondrá sin más trámite la aprobación e inscripción de los respectivos actos societarios. Se excluye de esta medida, en virtud de sus indicadores de gestión, hasta que se expida en nuevo marco normativo del sector eléctrico y de empresas públicas, las siguientes empresas: Empresa Eléctrica Quito S.A., Empresa Eléctrica Centro Sur, Empresa Eléctrica Regional del Sur, Empresa Eléctrica Azogues, Empresa Eléctrica Regional del Norte, Empresa Eléctrica Ambato, Empresa Eléctrica Cotopaxi, Empresa Eléctrica Riobamba”.

En efecto, el 16 de enero del 2009 se inscribió en el Registro Mercantil de Guayaquil la escritura de constitución de CNEL, Corporación Nacional de Electricidad S.A., acto con el cual se disolvieron por fusión las siguientes empresas de distribución:

1) EMPRESA ELÉCTRICA ESMERALDAS S.A., EMELESA2) EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL MANABI S.A., EMELNAMABI3) EMPRESA ELÉCTRICA SANTO DOMINGO S.A., EMELSAD4) EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL GUAYAS –LOS RIOS S.A. EMELGUR5) EMPRESA ELÉCTRICA LOS RIOS C.A.6) EMPRESA ELÉCTRICA MILAGRO C.A., EEMCA7) EMPRESA ELÉCTRICA PENÍNSULA DE SANTA ELENA S.A., EMEPE8) EMPRESA ELÉCTRICA EL ORO S.A., EMELORO9) EMPRESA ELÉCTRICA BOLIVAR S.A., EMELBO10) EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL SUCUMBIOS S.A.

El Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), en cumplimiento de sus atribuciones y obligaciones, autorizó la cesión de derechos y obligaciones a favor de la CNEL el 10 de marzo de 2009, para operar en el sector eléctrico nacional como empresa distribuidora de electricidad. Con el objeto de tener una administración descentralizada CNEL ha creado las siguientes Gerencias Regionales:

1) CNEL-Esmeraldas

2) CNEL-Manabí

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3) CNEL-Santo Domingo4) CNEL-Guayas – Los Ríos5) CNEL-Los Ríos6) CNEL-Milagro7) CNEL-Santa Elena8) CNEL-El Oro9) CNEL-Bolívar10) CNEL-Sucumbíos

La Corporación nace con un capital social de USD 108 millones y activos por USD 1.100 millones.

El resto de las distribuidoras mantienen su denominación anterior.

Las distribuidoras constituidas como sociedades anónimas y las que se fusionaron en enero del 2009, tienen como accionista principal al Fondo de Solidaridad, además de Municipios y Consejos Provinciales.

En cuanto a la situación actual del servicio de distribución y comercialización de la electricidad en la ciudad de Guayaquil, a través del Decreto Ejecutivo No. 1786 del 18 de junio del 2009 se convirtió a la Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil (CATEG), en la Unidad de Generación, Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica de Guayaquil – Eléctrica de Guayaquil-, Organismo de la Función Ejecutiva del Estado que conforma la administración pública central; actúa de modo desconcentrado, por lo que su gestión administrativa y nanciera es propia; y, funciona adscrita al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER).

Las distribuidoras tienen la responsabilidad de asegurar la disponibilidad de energía para satisfacer la demanda de sus abonados, por lo que la Ley Reformatoria de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, publicada en el R.O. No. 364 de 26 de septiembre de 2006, a través de la Disposición Transitoria Tercera, estableció la obligatoriedad que tienen estas empresas de comprar a través de contratos a plazo, la energía para cubrir por lo menos el 70% de su demanda anual, a n de que se alcancen mejores condiciones económicas, minimizando la compra de energía a través del Mercado Ocasional, en el que se presenta una alta volatilidad de precios.

Las distribuidoras deben presentar en forma anual al CONELEC para revisión y aprobación el programa de obras de expansión de sus sistemas de distribución, a partir de la publicación del Mandato Constituyente No. 15, Art. 1, que en su párrafo nal menciona: “Los recursos que se requieran para cubrir las inversiones en generación, transmisión y distribución, serán cubiertos por el Estado, constarán obligatoriamente en su Presupuesto General y deberán ser transferidos mensualmente al Fondo de Solidaridad y se considerarán aportes de capital de dicha institución.”.

Adicionalmente, en cumplimiento del párrafo primero del Art. 1 del Mandato Constituyente No. 15 y de los contratos de concesión, las distribuidoras presentan anualmente sus estudios para determinar sus costos de la operación y mantenimiento, para que el CONELEC los apruebe y determine el respectivo componente, que forma parte de la tarifa a los consumidores nales de energía eléctrica.

De igual manera, las distribuidoras deben presentar anualmente al CONELEC sus planes de expansión, para que una vez revisados y ajustados, puedan ser incorporados al Plan

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Maestro de Electri cación, y que a través de su ejecución les permita cumplir con los requerimientos de calidad mínimos establecidos en la normativa vigente.

8.1.1 Áreas de Concesión

El CONELEC mantiene suscritos Contratos de Concesión con nueve empresas eléctricas de distribución; y, a partir del 10 de marzo de 2009, la CNEL obtuvo la cesión de derechos y obligaciones para operar en el sector eléctrico nacional como empresa distribuidora de electricidad. La CNEL, agrupa a las 10 Gerencias Regionales indicadas en el punto anterior. Aún no se suscribe un Contrato de Concesión con la entidad que será responsable de la distribución de energía eléctrica en la ciudad de Guayaquil, actividad que a la presente fecha está a cargo de la Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil, CATEG.

En los contratos de concesión suscritos con las empresas eléctricas distribuidoras que se señalan a continuación, se encuentran de nidas las áreas de concesión correspondientes, que sumada el área de concesión de Guayaquil y de la CNEL, cubren todo el territorio nacional (ver grá co del Anexo 2.3, Capitulo 2).

1. Empresa Eléctrica Ambato, Regional Centro Norte S.A.2. Empresa Eléctrica Azogues C.A.3. Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.4. Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A.5. Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A.6. Empresa Eléctrica Regional Norte S.A.7. Empresa Eléctrica Quito S.A.8. Empresa Eléctrica Riobamba S.A.9. Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

Las áreas de concesión de las distribuidoras no tienen una relación directa con los límites establecidos para provincias, cantones y parroquias, en la división política del país. Estas fueron de nidas tomando en consideración aspectos técnicos como la extensión y la cobertura de redes existentes a la fecha en la que se suscribieron los contratos de concesión, y en ciertos casos, por la posibilidad real de que determinada zona geográ ca pueda acceder en el corto plazo a la prestación del servicio, a través de una empresa eléctrica en particular.

Sin embargo de lo señalado anteriormente, las áreas de concesión que se encuentran de nidas en los respectivos contratos de concesión, son susceptibles de modi cación, si de por medio existe un acuerdo entre las empresas involucradas, y la aprobación de los niveles directivos a quienes corresponde adoptar este tipo de decisiones.

A lo largo del territorio nacional, y en particular en las provincias orientales existen sistemas menores no incorporados al sistema nacional, que están dentro del área de concesión de ciertas distribuidoras, y que en la mayoría de los casos, por sus condiciones geográ cas, aún mantienen pendiente su incorporación11.

11 Las distribuidoras que operan sistemas no incorporados son: El Oro en el Archipiélago de Jambelí, Guayas - Los Ríos en la Isla Puná, Quito en Oyacachi, Cotopaxi en El Estado, Catazacón y Angamarca; Norte en Buenos Aires y La Plata, Centro Sur en Santiago; y, Esmeraldas en la zona noroccidental.

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Las áreas de concesión tal cual han sido de nidas y permanecen vigentes en la actualidad, han producido grandes diferencias entre unas distribuidoras y otras, en cuanto al tamaño y tipo de población a ser atendida, densidad, extensión y otros factores, que sumados a los aspectos administrativos y de gestión, generan graves asimetrías entre ellas, que di cultan y en la práctica hacen casi imposible la aplicación de medidas únicas para la solución de sus problemas.

Por lo señalado, a pesar de la fusión de diez distribuidoras en CNEL, aún resulta de trascendental importancia prestar atención a la estructura de la distribución y a la de nición de las áreas de concesión, si se desea romper con esas asimetrías y alcanzar un equilibrio entre las distribuidoras a nivel nacional. Este tema será tratado con el debido detalle, en el apartado correspondiente a la regionalización de la distribución.

8.1.2 Administración de las Distribuidoras

Como lo han señalado continuamente diversos organismos, desde los años ochenta y con más énfasis en los años noventa, la intervención político-partidista en las distribuidoras se ha constituido en el problema más grave para la buena gestión administrativo- nanciera de las mismas. Se podría a rmar como lo señalan esos organismos, que este problema se encuentra en el corazón de los males de las distribuidoras.

En buena medida, los problemas que han generado los bajos niveles de e ciencia en la mayoría de las distribuidoras, tiene su origen en la forma en que se han designado sus autoridades y cuerpos directivos, convirtiendo a las mismas en objeto de negociación política y de coyuntura, sin atender en muchos casos a conceptos básicos de selección como son los antecedentes académicos, profesionales y éticos de las personas que han estado al frente de las distribuidoras.

Procesos de adquisición de equipos y materiales dirigidos en bene cio de grupos relacionados con la gestión gerencial, expansiones plani cadas no precisamente en acuerdo con lo que aconseja el buen sentido profesional y técnico; falta de profesionales en ingeniería eléctrica con buena experiencia para las áreas técnicas; exceso de personal en las áreas administrativas que no constituye una auténtica necesidad de la mano de obra en las distribuidoras, decisiones políticas que sustituyen a orientaciones técnicas, son algunos de los síntomas de la más grave enfermedad que aqueja a la mayoría de las distribuidoras y que no les permite manejarse con e cacia económica.

Por otra parte, las de ciencias de algunas distribuidoras tienen una repercusión directa en la economía del sector eléctrico en su conjunto, dado el rol fundamental que juegan en el manejo de los recursos nancieros, ya que por una parte constituyen el punto de ingreso de los recursos económicos hacia el sector eléctrico, y por otra, constituyen el medio para canalizar dichos recursos hacia la generación y transmisión.

Sin embargo a nivel de las distribuidoras se observan fallas en ambas funciones:

• Fallas en la gestión de facturación y recaudación: puesto que con ciertas excepciones, las empresas facturan una proporción de la energía que continúa fuera de márgenes aceptables con relación a la energía que adquieren (80,4 % en el año 2008), y recuperan una proporción igualmente baja de la energía facturada (93,5 % incluyendo la recuperación de cartera);

• Fallas en los pagos a otros agentes: ya que ha sido necesario instituir deicomisos para manejar los recursos que perciben los distribuidores con el objeto de asegurar

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que las fallas de facturación y cobro tengan un menor impacto en la sostenibilidad de la transmisión y la generación, direccionando un ujo de recursos a través de una asignación que está en función de las prioridades establecidas por las autoridades del sector.

8.1.3 Pérdidas de Energía y Recaudación

La grave situación por la que atraviesan las empresas de distribución, se ve re ejada en los datos estadísticos que constan en el Capítulo 2 del presente Plan. De acuerdo con esta información, a diciembre de 2008 las pérdidas totales de energía han alcanzado el 19,6% a nivel nacional, de los cuales el 9,3% corresponde a pérdidas técnicas y el 10,3% a pérdidas no técnicas.

La evolución a partir del año 1999 muestra que las pérdidas totales de energía a nivel nacional evolucionaron en forma creciente hasta alcanzar el 22,7% en el 2004. Sin embargo, a partir del año 2005 y sobre todo en los dos últimos períodos anuales el porcentaje de pérdidas totales de energía se han reducido hasta el valor indicado en el párrafo anterior. Si bien esta tendencia demuestra importantes logros en términos generales, subsisten distribuidoras que mantienen muy altos valores de pérdidas de energía, lo que re eja un pobre resultado de su gestión.

Del análisis a nivel individual de cada una de las distribuidoras, partiendo de su información estadística que se muestra en la Tabla 8.1, se concluye que en el caso de Azogues, Quito, Galápagos, Centro Sur y Ambato han tenido, en ese orden, los mayores porcentajes de reducción promedio anual, a partir de 1999.

Existen otros casos, como el de las distribuidoras: Esmeraldas, Manabí, Sucumbíos y Guayas-Los Ríos que por el contrario, han tenido los mayores incrementos de sus pérdidas de energía en el mismo período, lo cual demuestra un deterioro progresivo de la gestión comercial, llegando en ocasiones a límites insostenibles.

Tabla 8.1 PORCENTAJE ANUAL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE LAS DISTRIBUIDORAS

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Con relación a la recaudación, que es otro de los graves problemas que aquejan a la distribución, se debe señalar que a pesar de las múltiples instrucciones impartidas para su mejoramiento, a diciembre de 2008 varias empresas distribuidoras presentan un índice que está por debajo del 90% y en algunos casos han caído a niveles inferiores al 70%, como es el caso de Esmeraldas y Bolívar, como se muestra en la Tabla 8.2.

Tabla 8.2FACTURACIÓN Y RECAUDACIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS

AÑO 2008

Esta de ciencia en la gestión de cobro conlleva a un incremento de la cartera de las distribuidoras que en los últimos años se ha tornado incobrable al punto que, como en el caso de la CATEG, se ha tenido que adoptar medidas para castigar la cartera y evitar distorsiones en los estados nancieros.

El cambio que deben ejercer los niveles superiores de control de la gestión de las empresas distribuidoras, debe ser e caz e inmediato en relación a una mejora sustancial de la gestión de facturación y recaudación, a n de evitar problemas como el acontecido con la CATEG, que podría expandirse a otras empresas distribuidoras especialmente de la región costa.

8.1.4 Tarifas de distribución

El tema que más cambios ha experimentado en el área de distribución eléctrica durante el año 2008, es el referente a las tarifas eléctricas.

El primer párrafo del Artículo 1 del Mandato Constituyente No. 15 indica que: “El Consejo Nacional de Electricidad -CONELEC-, en un plazo máximo de treinta (30) días, aprobará

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los nuevos pliegos tarifarios para establecer la tarifa única que deben aplicar las empresas eléctricas de distribución, para cada tipo de consumo de energía eléctrica, para lo cual queda facultado, sin limitación alguna, a establecer los nuevos parámetros regulatorios especí cos que se requieran, incluyendo el ajuste automático de los contratos de compra venta de energía vigentes.”

Para cumplir con esta disposición legal y otras relacionadas, el CONELEC ha tomado las siguientes acciones:

• Mediante Resolución 107/08 del 12 de agosto del 2008, aprobó para el período entre el 13 de agosto del 2008 y el 31 de diciembre del 2009, el nuevo pliego tarifario y los cargos tarifarios únicos para todo el país, excepto para las distribuidoras Empresa Eléctrica Quito y CATEG porque tienen cargos tarifarios menores a los uni cados.

• El Directorio del CONELEC mediante Resolución No. 115/08, de 2 de octubre de 2008, aprueba para el período entre agosto y diciembre de 2008, el estudio de costos y precios medios para las distribuidoras sujetas a regulación, con un promedio nacional de 8,30 ¢USD/kWh.

• El Directorio del CONELEC mediante Resolución No. 020/09, de 12 de febrero de 2009, aprueba la nueva tarifa con promedio nacional de 8,243 ¢USD/kWh para el período enero- diciembre de 2009.

De acuerdo al estudio de costos y precios medios, aprobado en febrero de 2009, el costo incluye los 0,0459 USD/kWh por precio referencial de generación, 0,00471 USD/kWh de peaje por la transmisión y 0,03172 USD/kWh por costos de distribución, en promedio.

Algunas distribuidoras, en cumplimiento a los cargos tarifarios, deben facturar a un precio más bajo que los resultados del estudio de costos, esta diferencia sumada a los valores que corresponden por la aplicación de la tarifa de la dignidad, provoca un dé cit en el sector distribución.

Para compensar este dé cit, el Artículo 2 del mismo Mandato 15, dispone que: ”El Ministerio de Finanzas, cubrirá mensualmente las diferencias entre los costos de generación, distribución, transmisión y la tarifa única jada para el consumidor nal determinada por el CONELEC; para tal efecto, el Ministerio de Finanzas deberá realizar todos los ajustes presupuestarios pertinentes que permitan cumplir con este Mandato”.

8.1.5 Costo del servicio de distribución

Los costos asociados al servicio de distribución de energía eléctrica, son determinados sobre la base del costo propio de la actividad de distribución de cada una de las empresas distribuidoras, el mismo que es revisado y aprobado por el CONELEC, para lo cual considera el criterio de empresa e ciente, sobre la base de procedimientos internacionalmente aceptados, que tengan características de operación similares a las de la concesionaria de distribución de la cual se trate.

La componente más importante en los costos de distribución es el costo de operación, mantenimiento y administración que, de acuerdo con los datos del último Estudio Tarifario aprobado por el CONELEC en febrero de 2009, el monto total reportado por las empresas distribuidoras asciende al valor de 306,5 millones de dólares, mientras que el valor, en

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condiciones de e ciencia, determinado por el CONELEC, alcanza el valor de 255,6 millones de dólares, siendo éste último el aprobado por este Consejo.

Esto signi ca que, si las empresas distribuidoras mejoran su gestión y operan sus sistemas en condiciones de e ciencia alcanzando el nivel de costos aprobados, podrían reducir sus costos del servicio de distribución de energía eléctrica.

Es importante mencionar, que luego de la expedición del Mandato Constituyente No. 15, dentro de los costos del servicio de distribución y transmisión, no se considera la componente de inversión, pues este rubro, según dispone el citado Mandato, será cubierto a través del Presupuesto General del Estado, lo que implica una reducción de los costos del servicio de distribución re ejándose directamente en una disminución del dé cit tarifario que se debe reconocer a las empresas distribuidoras.

8.1.6 La distribución en el área de Guayaquil

Con relación a la dotación del servicio de energía eléctrica en el área de concesión de Guayaquil, se debe indicar que en marzo del 2000, el CONELEC declaró terminada en forma de nitiva la operación que venía desarrollando la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., y para garantizar la continuidad en el servicio, designó un Administrador Temporal.

El modelo aplicado desde inicios del siglo XX hasta el año 2000 con la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., incentivaba la sobre inversión que no necesariamente estaba re ejada en las instalaciones de distribución, en desmedro de los índices de pérdidas y de recaudación. Estos efectos perversos conocidos bajo la denominación Averch-Jhonson, hicieron que este tipo de contrato-concesión ya no sea utilizado en EE. UU. después de la Segunda Guerra Mundial, pero lamentablemente en el Ecuador se aplicó durante buena parte del siglo XX.

Posteriormente, dando cumplimiento a lo establecido en la LRSE, el CONELEC convocó a una licitación pública internacional para seleccionar a un nuevo concesionario que prestaría el servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica en el área que estuvo asignada a la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., proceso que fue declarado desierto en mayo de 2002.

En el año 2003, el CONELEC encargó la administración de los servicios de distribución y de generación a la “Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil” -CATEG, servicios que se prestan con los bienes que fueron de propiedad de la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. y la empresa Electroecuador Inc.

La crisis de la distribución de Guayaquil, se mani esta principalmente en el aspecto nanciero, que repercute en la parte técnica, debido a que sus instalaciones están alcanzando niveles de saturación, especialmente en las subestaciones de distribución, segmento en el que se evidencia la falta de inversión en los últimos años.

Sin embargo, los altos niveles de pérdidas de energía que presentaba la CATEG han reducido de manera importante durante los dos últimos años, de un 25,1% en el 2006 a 22,1% en el 2008.

Los problemas particulares que ha soportado esta área de concesión, han incidido de manera importante en sus índices de gestión, situación que es relevante dado el peso relativo que tiene frente a la demanda nacional, la cual se muestra en el cuadro siguiente:

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Tabla 8.3CIFRAS DE LA CATEG-D A DICIEMBRE DE 2008

Por tal razón el Gobierno Nacional ha prestado especial atención a esta problemática y ha buscado mecanismos jurídicos que permitan dar solución a los problemas más gravitantes.

Es así como mediante Decreto Ejecutivo No. 453 publicado en el R.O. 126 de 13 de julio de 2007, se creó la Unidad de Energía Eléctrica de Guayaquil - UDELEG, como parte de la Administración Pública Central, con sede en Guayaquil y con gestión administrativa y nanciera propia y adscrita al Ministerio de Energía y Minas. Posteriormente, y como parte del Decreto Ejecutivo No. 475, se determina que esa unidad estará adscrita al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

Entre las principales funciones y facultades, la UDELEG deberá:

• Determinar, valorar y zanjar los derechos y obligaciones derivadas de: la operación y de la terminación de la operación del servicio público de distribución y comercialización de la energía eléctrica que prestaba la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., de la concesión y de la terminación de la concesión de la actividad de generación de energía eléctrica que correspondía a Electroecuador Inc.;

• Actuar frente a las relaciones económicas derivadas de la prestación del servicio de fuerza eléctrica llevado a cabo por las Administraciones Temporales, entre ellas la CATEG;

El cumplimiento de estas obligaciones por parte de la UDELEG, permitirá identi car y llevar a la práctica las soluciones que resulten más viables y posibles de ejecutarse en el corto plazo, para dar n a los problemas que se vienen acumulando desde hace más de una década en la distribución en el área de concesión de Guayaquil.

Como parte del proceso que lleva adelante el Gobierno para asegurar el desarrollo del servicio público de electricidad en la ciudad de Guayaquil, como se indicó antes, mediante Decreto Ejecutivo Nº 1786 de 18 de junio del 2009, publicado en el Registro O cial Nº 625 de Jueves 2 de Julio siguiente, se convierte a la “CORPORACIÓN PARA

¹ Respecto de Energía disponible en los sistemas de distribución a nivel nacional 15.562,47 GWh² Energia recibida para entrega a los grandes consumidores que no son clientes de la distribuidoraA partir de Septiembre de 2008 se integra Holcim Gye.

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LA ADMINISTRACIÓN TEMPORAL ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL” – CATEG-, en la “UNIDAD DE GENERACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL” -ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL-, organismo de la Función Ejecutiva del Estado que conforma la Administración Pública Central; actúa de modo desconcentrado, por lo que su gestión administrativa y nanciera es propia; y, funciona adscrito al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

Las principales competencias de la Eléctrica de Guayaquil son las siguientes:

• Asumir la prestación de los servicios de generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica en el área de servicio que a la fecha ha venido atendiendo la CATEG.

• Recibir los bienes afectos a los servicios públicos de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en la ciudad de Guayaquil, que deben ser transferidos o revertidos al Estado por la terminación del contrato concesivo celebrado con Electroecuador Inc., y la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc.

• Ejercer la titularidad de parte contractual en los asuntos que estuvieren pendientes relacionados con tales bienes, en consideración a la actividad empresarial o administración activa que está llamada a desarrollar; sin perjuicio de las competencias atribuidas a la Unidad de Energía Eléctrica de Guayaquil - UDELEG.

• Ejercer derechos y cumplir obligaciones provenientes de relaciones jurídicas contraídas por la CATEG bajo el régimen del derecho privado desde el inicio de sus operaciones hasta la fecha de suscripción del presente decreto.

En cuanto a los problemas de infraestructura eléctrica en el área de concesión de este servicio en la ciudad de Guayaquil se han identi cado varios aspectos críticos que se resumen a continuación.

• Alto riesgo en la operación del sistema en esta zona, debido a la gran concentración de carga en la subestación Salitral.

• Próxima saturación del transformador 138/69 kV, 133 MVA, de la subestación Trinitaria, poniendo en riesgo el abastecimiento de la demanda en la zona sur de Guayaquil.

• Bajos voltajes de operación, que obligan a la entrada de generación forzada no económica en horas de demanda media.

• Sobrecarga en los transformadores de 69 kV de las subestaciones Flor de Bastión, Guayacanes y de los Guasmos.

• Bajos niveles de voltaje a nivel de 69 kV en las subestaciones de Esmeraldas, Guasmo 1, Padre Canals y Puerto Liza.

• Bajo factor de potencia de carga en los alimentadores de las subestaciones Garay y Kennedy Norte.

• Saturación de las instalaciones a nivel de subtransmisión de la CATEG, que ha venido siendo manejado desde el año 2005 mediante transferencias de carga entre líneas y subestaciones, sin incrementar la capacidad del sistema.

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• La presencia de nuevas centrales de generación térmica en la zona, que ha desplazado parcialmente en el despacho económico a la generación de la CATEG, exigiendo aún más al sistema de subtransmisión.

Se han identi cado una buena parte de las soluciones para corregir las restricciones antes mencionadas, algunas de las cuales están en proceso de implementación. Se mencionan las siguientes:

• Construcción de la subestación Caraguay 138/69 kV, 225 MVA, para abastecer el crecimiento de la demanda de la zona sur de Guayaquil.

• Instalación de 60 y 24 MVAR en capacitares en barras de las subestaciones Pascuales 138 kV y Dos Cerritos 69 kV.

• Construcción del patio de 69 kV de la subestación Salitral con varias posiciones de alimentadores para la CATEG.

• Construcción de la línea de transmisión Trinitaria - Salitral a 138 kV, y normalización de la operación de los circuitos de las líneas de transmisión Pascuales - Salitral a 136 kV y Trinitaria - Pascuales a 230 kV.

• Instalación de un banco de transformadores de 100/133/167 MVA, de 230/69 kV, en la subestación Las Esclusas.

Si bien la construcción de la subestación Caraguay 138/69 kV constituye un aporte importante para manejar el crecimiento de la demanda en la zona sur de Guayaquil, de los análisis realizados se ve la necesidad de que la CATEG considere en sus estudios el uso de voltajes de 138 y/o 230 kV para su sistema de subtransmisión, acompañada de una recon guración integral de su sistema, que le permitan mejorar sus índices de con abilidad y calidad de servicio.

8.1.7 Empresa Eléctrica Sucumbíos

La Empresa Eléctrica Sucumbíos (desde enero 2009 CNEL-Sucumbíos), hasta enero del 2008 se mantenía con severas limitaciones por insu ciencia de la generación propia y de la interconexión al SNI, pero con la puesta en operación de la L/T Agoyán-Puyo-Tena-Coca a 138 kV y la S/E Coca de 138/69 kV, esta distribuidora comenzó a recibir energía eléctrica del SNI en mayor volumen, aunque persistiendo restricciones de abastecimiento, por lo cual el CONELEC aún lo considera, para efectos de despacho centralizado de generación, como agente no incorporado.

Con la construcción de las obras anteriormente indicadas, el sistema de distribución del nororiente puede recibir una potencia de hasta 22 MW, que sumados a los 11 MW que la distribuidora puso en operación en marzo de 2009 en la Central Jivino, en reposición a los grupos existentes en mal estado, puede satisfacer la demanda de todos sus clientes en mejores condiciones técnicas durante las 24 horas del día.

Como trabajo complementario, CELEC-TRANSELECTRIC tiene programado poner en operación la nueva S/E Baños del S.N.I. que secciona la L/T Agoyán – Totoras y la alimentación de nitiva al nororiente se realizará a través de la L/T Baños-Puyo-Tena-Coca, a 138 kV.

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Los esfuerzos realizados por el Gobierno Nacional para la entrega de energía en mejores condiciones al sistema de CNEL-Sucumbíos, tanto con la normalización de la operación de la línea de transmisión Baños-Puyo-Tena-Coca a 138 kV, cuanto la adquisición de 2 grupos nuevos de generación, permitirán reducir el reconocimiento al elevado costo de generación térmica.

Es importante señalar que la solución de nitiva para la dotación de energía a la región nor-oriental del país, se alcanzará con la construcción de una línea de transmisión a 230 kV entre la subestación Coca Codo Sinclair, que formará parte del proyecto hidroeléctrico del mismo nombre, y una nueva subestación 230/138/69 kV en Lago Agrio.

8.1.8 Distribución eléctrica en Manabí

El suministro de energía en la provincia de Manabí, a excepción del Cantón El Carmen, es atendido por la Empresa Eléctrica Manabí, hoy CNEL- Manabí. Esta distribuidora de acuerdo a las leyes y reglamentos vigentes, tiene la obligación de entregar energía eléctrica a sus clientes, en las mejores condiciones técnicas y con un adecuado grado de con abilidad.

El Sistema Eléctrico de CNEL-Manabí tiene de ciencias técnicas en todos los niveles de voltaje, y los problemas más críticos se deben a que el 60% de los transformadores de potencia de las subestaciones de subtransmisión se encuentran funcionando al límite de su capacidad nominal, cuyas consecuencias son bajos niveles de voltaje y riesgo de daño de estos equipos.

En cuanto a su gestión comercial, en la Tabla 8,1 se aprecia que las pérdidas en esta distribuidora son mayores al 40% en los tres últimos años. Estos problemas sumados a los de orden administrativo, técnico y nanciero han llevado a esta distribuidora al borde de la quiebra y condiciones de calidad de servicio fuera de márgenes técnicos aceptables.

El sistema eléctrico de Manabí tiene muchas de ciencias en todos los niveles de voltaje, de los problemas críticos se pueden identi car los siguientes:

• La topología es altamente radial y los centros de carga se localizan distantes con respecto al Sistema Nacional de Transmisión.

• Se presentan graves problemas en los niveles de voltaje, particularmente en el caso de las subestaciones: 24 de Mayo, Bellavista, Caza Lagarto, Cojines, Jama, Lodana, Manta 2, Montecristi y Portoviejo, con valores que están por debajo de los límites establecidos en la normativa vigente y trayendo como consecuencia el bajo factor de potencia.

• Falta de un adecuado sistema de protecciones en la subestación Jama 69/34.5 kV, lo cual afecta en la calidad del servicio a las ciudades de Jama, Pedernales y Cojimíes.

• Próxima saturación de la subestación Rocafuerte 69/13.8 kV.

• Indisponibilidad parcial de la Central Térmica Mira ores, que en la actualidad opera con uno de sus grupos, situación que no permite controlar los problemas de voltaje en la zona.

Para solucionar una parte estos inconvenientes, con fondos del Mandato 9 (Reducción de Pérdidas técnicas), esta distribuidora tiene programado construir 6 subestaciones de

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subtransmisión con una capacidad de transformación de 84 MVA; 187 km de L/ST a 69 kV, y diferentes obras de distribución con una inversión de USD 22’247.337.

A todas estas obras se debe añadir el plan de expansión de la empresa transmisora que consiste en la construcción de dos subestaciones de 230/138/69 kV, una en San Gregorio (Portoviejo) y otra en San Juan (Manta), a la fecha está en etapa de construcción la L/T Quevedo-Portoviejo a 230 kV y la S/E Montecristi de 138/69 kV; para el año 2010 se iniciará la construcción de la L/T a 230 kV entre San Gregorio y San Juan y la S/E San Juan con una inversión total de USD 47’525.000.

8.1.9 Distribución eléctrica en las Islas Galápagos

La Provincia de Galápagos está constituida por 19 islas, 42 islotes y varias rocas. Se encuentra ubicado sobre la plataforma submarina de Galápagos, en el Océano Pací co a 972 km. De las costas occidentales del Ecuador Continental y sobre el paralelo 0 grados; de este territorio insular existen únicamente cuatro islas habitadas, de las cuales la Empresa Eléctrica GALAPAGOS S.A. es la responsable de la generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica, siendo éstas: San Cristóbal, Santa Cruz, Isabela y Floreana.

En el archipiélago de Galápagos se está llevando a cabo una serie de proyectos de energía renovable encaminados a la eliminación del consumo de combustibles fósiles de las unidades térmicas, para la conservación de las Islas y la reducción de gases de efecto invernadero, nanciados por el Gobierno Nacional y diferentes organizaciones internacionales.

Proyecto eólico San Cristóbal

El proyecto eólico San Cristóbal, entró en operación transitorio a partir del 1 de octubre de 2007 y en régimen comercial desde el 1 de enero de 2008, existiendo dos etapas signi cativas en la producción de energía eólica que son: en la época de alto viento (octubre a diciembre) con una penetración 44% con respecto a la producción energética total de San Cristóbal; y para la etapa de bajo viento (enero - abril), la incidencia es del 15%.

El parque eólico se encuentra instalado en el cerro El Tropezón, comprende tres aerogeneradores de 800 kW con una potencia total instalada de 2.400 kW, misma que está interconectada a la Subestación Eléctrica de ELECGALÁPAGOS por medio de una línea de transmisión de 12 km.

Proyecto Eólico Baltra – Santa Cruz

El proyecto eólico Baltra – Santa Cruz, consiste en la construcción de un parque eólico cuya capacidad instalada sería de 3.200 kW, conformada por cuatro unidades de 800 kW aproximadamente, la misma que luego de estudios de factibilidad de nieron a la isla Baltra, como el sitio más conveniente para su implementación. Este proyecto está plani cado para satisfacer la demanda de las instalaciones militares y del aeropuerto de Baltra; y, de la Isla Santa Cruz, que es la de mayor demanda de energía eléctrica del Archipiélago.

Con la nalidad de efectuar la interconexión con la Subestación Eléctrica en Puerto Ayora, se tiene previsto la construcción de una línea de interconexión en 34,5 kV, la cual por las

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condiciones medio ambientales considera un tramo submarino, y tramos aéreos abierto y aéreo con cable trenzado (en aquellas zonas donde los cables y postes afectarían la avi-fauna y el paisaje). La distancia aproximada es de 40 km.

8.1.10 Conclusiones de la situación actual de la distribución

El análisis situacional realizado sobre la distribución eléctrica nacional demuestra que existe un cúmulo de de ciencias a ser superadas que devienen de muchos años de inadecuada gestión. Entre las más importantes se pueden enumerar las siguientes:

• Manejo administrativo- nanciero politizado, anacrónico y sin control adecuado;• Inadecuada plani cación en la gestión administrativa y planes de expansión; • Áreas de concesión asimétricas;• Altas pérdidas de energía eléctrica;• Inadecuados sistemas y procedimientos de facturación;• De ciente capacidad de recaudación;• Alta cartera vencida;• VAD muy elevado en varias de las distribuidoras;• Tarifas de citarias;• De ciente calidad del servicio;• Información poco con able y no actualizada;• Redes obsoletas y de cientes;• Tarifas que no cubren los costos;• Equipos de medición obsoletos y en malas condiciones;

Los problemas antes indicados y que aquejan a varias distribuidoras, ameritan un programa de rehabilitación que implique la adopción de medidas drásticas para enderezar una situación de deterioro en el que se encuentran muchas de ellas, que entre otros efectos, generan una carga económica y nanciera para el erario nacional, que se ve obligado a inyectar recursos en forma periódica para impedir su descalabro.

A continuación se plantean varias medidas que constituyen soluciones para los diferentes problemas que se han señalado, las cuales deberán ser implementadas por parte del Fondo de Solidaridad, o la entidad que se encargue del manejo de las distribuidoras, mediante instrucciones precisas a sus delegados en los organismos de dirección de las empresas y de acciones de seguimiento de la gestión empresarial. En este contexto, el CONELEC deberá realizar una acción de supervisión y control, en función de las facultades que le otorga la Ley.

8.2 ACCIONES NECESARIAS PARA MEJORAR LA SITUACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Como se ha señalado en líneas anteriores, la distribución es el segmento que más problemas presenta y más aún, es desde varios puntos de vista, el origen de la crisis del sector eléctrico, por lo que las alternativas que se plantean para la eliminación de los problemas detectados, o por lo menos su mitigación, deben abarcar aspectos relacionados con la estructura administrativa de las distribuidoras, la de nición de responsabilidades en todos los niveles de gestión así como la creación de incentivos

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contra resultados, la implementación de programas de recuperación de cartera y de reducción de pérdidas, la aplicación de tarifas que cubran los costos de generación, transmisión y distribución.

Identi cadas las causas principales que afectan a las distribuidoras que les ha llevado a varias de éstas a una situación crítica que en términos societarios podrían llevarlas a la quiebra y la consiguiente disolución, es importante que se adopten acciones para mejorar las condiciones de e ciencia y por ende la recuperación nanciera, que se traduzcan en la mejoría de los siguientes índices:

• Tasa de Cobrabilidad (Recaudación / Facturación);• Pérdidas técnicas y no técnicas;• Gastos operativos;• Índices de calidad del servicio y del producto.

Esto al margen de otros indicadores de gestión generalmente utilizados a nivel internacional y que no se incluyen en este planteamiento, bajo la consideración que su impacto se re eja fundamentalmente en el nivel de costos de administración y operación.

Las acciones y medidas que se proponen en el presente Plan, son aplicables a las actuales circunstancias o a cualquier otro modelo que se implemente y que tenga por objetivo la agrupación de las empresas, considerando que, según la Constitución vigente desde octubre de 2008, debe emitirse una Ley de Empresas Públicas.

8.2.1 Designación de cuerpos directivos y administrativos

Con algunas excepciones, las malas administraciones de las distribuidoras han sido las responsables directas de la situación en la que se encuentran, por tal razón se proponen las siguientes acciones:

• Cambiar de manera integral la dirección de las distribuidoras que no presentan índices de gestión aceptables, a través de una renovación de su administración y de los órganos de dirección, para lo cual deberán propiciarse procesos de selección públicos y transparentes. En virtud de este procedimiento, los nuevos responsables de la administración de estas empresas deberán ser profesionales capacitados, honestos, con experiencia, y que acrediten resultados exitosos en gestiones gerenciales previamente desempeñadas.

A través de este cambio se persigue la obtención sistemática, progresiva y continua de la e ciencia, basada en la implementación y puesta en práctica de herramientas modernas de gestión directiva, la de nición e implementación adecuada de procesos, y el mejor aprovechamiento del recurso humano a través del perfeccionamiento y capacitación permanentes.

Sin embargo, esta selección de directivos, no puede ni debe signi car un renunciamiento por parte del o los organismos que representan al Estado en las empresas, de establecer lineamientos, jar metas, ejercer el control y tomar medidas frente a posibles incumplimientos y desviaciones en la gestión.

• Los administradores de las empresas, deberán contar con el respaldo de los cuerpos directivos y el soporte de un grupo de especialistas de reconocida solvencia técnica y moral, con funciones de directores de área.

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8.2.2 Auditorías y programas de rehabilitación

Es imprescindible que las administraciones puedan establecer y de nir sus planes de acción, sobre la base de un conocimiento completo, serio, profesional y cabal de la situación de las empresas, en los diferentes ámbitos de acción, para lo cual se requiere:

• Seleccionar a una empresa auditora de prestigio, para que realice la auditoría externa de la empresa con el mandato especí co de determinar su real situación, con énfasis en los siguientes aspectos:

- Situación administrativa. Estructura organizativa (personal y funciones);

- Situación nanciera;

- Situación técnica operativa;

- Facturación/Recaudación;

- Cartera;

- Pérdidas no técnicas (comerciales)

- Contratos de adquisición de bienes y prestación de servicios;

- Manejo de inventarios;

- Patrimonio.

• Sobre la base de los resultados de la auditoría externa, los órganos directivos de las empresas, establecerán los aspectos concretos y metas de un programa que deberán cumplir las autoridades de manera obligatoria. El Presidente Ejecutivo o Gerente General y/o Gerente Regional de cada distribuidora se comprometerá por escrito a cumplir dicho programa en el que se señalarán adicionalmente los mecanismos de supervisión y control.

• Las distribuidoras deberán estructurar una Plani cación Estratégica, que incorpore la de nición de procesos y la implementación de sistemas de información gerencial y de toma de decisiones.

• La rma seleccionada para realizar la auditoría externa, tendrá a su cargo también la de nición de los per les de los Auditores Internos de las empresas.

8.2.3 Determinación de responsabilidades e incentivos

La grave situación de las distribuidoras, se debe también a la ausencia de condiciones apropiadas para incentivar a los ejecutivos, funcionarios, empleados y trabajadores, por el logro de metas o índices de gestión, así como tampoco han existido las sanciones al incumplimiento de metas comprometidas.

El cambio que se requiere en la distribución, debe involucrar el establecimiento y de nición de las responsabilidades en todos los niveles de las empresas, empezando por las Gerencias, mandos medios, estructuras técnicas y administrativas, así como los grupos operativos necesarios para viabilizar la implementación de los programas y planes de trabajo; además deben crearse los incentivos para el personal que intervenga directamente en su ejecución.

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La aplicación de incentivos y sanciones, obliga primero a la determinación de los índices de gestión administrativa de nidos para cada empresa y para cada grupo de empresas de una región. Estos índices deberán ser determinados una vez que se concluyan las auditorias señaladas en el numeral anterior, las que se convertirían en el punto de partida que toma en consideración la actual situación de cada empresa.

8.2.4 Fijación de tarifas

De acuerdo a lo que dispone el Mandato Constituyente No. 15 y según se establece en la regulación No. CONELEC 006/08, los cargos tarifarios aprobados por el CONELEC, deben cubrir los Precios Referenciales de Generación, los Costos del Sistema de Transmisión y los Costos del Sistema de Distribución. De esta manera las tarifas deben re ejar los costos reales del servicio, basados en parámetros internacionales de calidad y e ciencia.

Por diferentes razones, dirigidas fundamentalmente a bene ciar a los sectores sociales de menores recursos, no se ha aplicado en años anteriores la tarifa real de nida por el CONELEC, razón por la cual se ha generado un dé cit tarifario que ha afectado a las nanzas de las empresas distribuidoras.

El Gobierno Nacional ha dispuesto la aplicación de la Tarifa Dignidad mediante Decreto Ejecutivo No. 451-A, que fuera publicado en el Suplemento del Registro O cial No. 125 de 12 de julio de 2007, para aquellos consumidores de la Sierra que consumen hasta 110 KWh/mes y para los consumidores de la Costa que consumen hasta 130 KWh/mes; estos consumidores pagan un máximo de 4,0 ¢USD/KWh más un cargo tarifario de 0,70 ¢USD por comercialización.

El subsidio anterior no elimina el subsidio cruzado que determina el artículo 53 de la LRSE, que bene cia a los consumidores del sector residencial cuyo consumo mensual no supera el promedio residencial de la empresa eléctrica que les suministra el servicio, y que para cualquier caso, no podrá exceder del consumo residencial promedio a nivel nacional que se ubica en 130 kWh/mes.

Para reconocer el Dé cit Tarifario ocasionado en el período 1 de abril de 1999 hasta el 31 de diciembre de 2005, se expidió la Ley Reformatoria a la LRSE, publicada en el Registro O cial No. 364 de 26 de septiembre de 2006, estableciendo como límite del Dé cit Tarifario la cantidad de USD 950 millones. Los valores reconocidos por el Estado, y que se han de nido mediante un cruce de cuentas entre las distribuidoras, los generadores y el transmisor, debieron ser destinados para la ejecución de planes de recuperación y control de pérdidas, el cual fue consolidado en el Plan Nacional de Control y Reducción de Pérdidas.

Adicionalmente, mediante Decreto Ejecutivo No. 487 de 20 de julio de 2007, se reconoce para el período de 1 de enero al 31 de diciembre de 2007, un subsidio para la cobertura del dé cit tarifario de hasta USD 230 millones. El Decreto Ejecutivo 1405A de 12 de mayo de 2008 prevé la cobertura de este dé cit a partir de 1 de enero de 2008, en función del cálculo que realiza el CONELEC.

Aunque existen algunos aspectos que pudieran generar di cultades nancieras a las distribuidoras, varias han sido las acciones que el Gobierno Nacional ha implementado para compensar el Dé cit Tarifario originado justamente por decisiones del Ejecutivo.

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El sistema tarifario determinado en la LRSE, involucra un riesgo para las distribuidoras, al tener que asimilar las desviaciones del costo de la energía que están por encima del PRG que se reconoce vía tarifa. Con la aprobación de las Regulaciones No. CONELEC 006/08 y 013/08 este riesgo será manejado mediante el mercado de contratos.

El mercado de contratos debería proteger a las distribuidoras de uctuaciones de precios que no pueden trasladar a sus usuarios, re ejando un costo estabilizado de generación. Es imprescindible que se revierta la situación que muestra la estadística (41,6% Mercado Ocasional, 58,4% Mercado de Contratos en el año 2007), y que las empresas distribuidoras apuesten fundamentalmente a los contratos de compraventa de energía, dejando al mercado ocasional el cubrimiento de las desviaciones que se produzcan con respecto a las curvas de carga previstas.

Las Regulaciones No. CONELEC 006/08 y 013/08 de nen un mercado de contratos regulados, donde los generadores estatales deben vender toda su producción a todas las empresas de distribución en forma proporcional a su demanda. Los precios de estos contratos están regulados y son función de los costos jos y variables de cada generador.

Los generadores privados interesados en suscribir contratos con las distribuidoras, también se deben ajustar a la modalidad de contratación regulada y similarmente a los generadores estatales, deben contratar su producción con todas las empresas de distribución. La producción privada que no sea contratada se liquidará en el mercado de corto plazo.

Adicionalmente, por aplicación del Mandato Constituyente No. 15, los costos de expansión del sistema, en generación, transmisión y distribución, fueron eliminados del proceso de cálculo de tarifas. Estos costos serán reconocidos y deben constar en el Presupuesto General del Estado.

Al eliminarse de la tarifa los costos de inversión, el usuario nal solamente debe reconocer los costos jos y variables de las etapas del servicio, esto disminuye los costos nales del servicio de electricidad reduciendo así también el dé cit tarifario que tienen las empresas de distribución.

8.2.5 Política de subsidios

Los cambios al proceso de jación de tarifas planteados anteriormente, establecen una relación muy estrecha entre los precios de compra de las distribuidoras y su recuperación a través de las tarifas a consumidor nal. Resulta imprescindible llegar a un equilibrio en este sentido, dada la magnitud de la brecha nanciera que el sistema tarifario actual acarrea para las empresas de distribución y para el Estado, que es quien nalmente está reconociendo este diferencial.

Mientras se ejecutan los nuevos proyectos de generación que posibilitarán una reducción natural en los precios de la energía, y se implementan nuevos esquemas de compra de energía por parte de los distribuidores, que privilegien los contratos por sobre el mercado ocasional, es evidente que los costos de la energía se van a mantener en niveles elevados.

Frente a esta realidad, si la tarifa al consumidor nal se mantiene en los niveles actuales, se va a generar una nueva brecha nanciera, que deberá necesariamente ser cubierta con

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aportes del Estado, para lo cual corresponde de nir una política de subsidios que deberá considerar:

• Subsidio a los combustibles utilizados en generación eléctrica.

• Subsidio por el dé cit tarifario.

• Subsidio por la aplicación de la tarifa dignidad.

Por tal razón resulta necesario establecer un mecanismo idóneo que posibilite la transferencia oportuna de recursos del Estado por concepto del dé cit tarifario y tarifa dignidad, minimizando los efectos negativos en el ujo de caja de las empresas.

Para el efecto se plantea la constitución de un deicomiso mercantil o un encargo duciario que reemplazaría a aquellos deicomisos que se han implementado para asegurar la transferencia de recursos a los generadores y el transmisor, el cual operaría de la siguiente manera:

Los ingresos del deicomiso estarían constituidos por:

• La recaudación de las empresas distribuidoras;

• El subsidio que por dé cit tarifario entregará el Ministerio de Economía y Finanzas, de conformidad con los cálculos que realice el CONELEC, con base en información del CENACE y las distribuidoras.

A su vez el deicomiso distribuiría los recursos de la siguiente manera:

• A las distribuidoras, la parte que corresponde a su costo de distribución.

• A los generadores y al transmisor, las deudas vencidas por compra de energía y transporte.

• A los generadores, la importación y el transmisor, la parte que corresponde a la facturación actual, en el porcentaje que pueda ser cubierto con los recursos disponibles.

Para el pago a los generadores, a la importación de energía y al transmisor, se podrán establecer prioridades de acuerdo con las políticas y necesidades del sector.

8.2.6 Recuperación de cartera

La gestión de las distribuidoras en relación a la recaudación es preocupante, ya que los índices determinan que en varias de ellas, los montos más altos no necesariamente corresponden a los clientes de bajos consumos; se determinan casos de consumidores industriales y comerciales con facturas vencidas por más de 24 meses, así como clientes no regulados o Grandes Consumidores que tienen deudas por los Peajes de Distribución.

Las distribuidoras deben emprender acciones urgentes que no requieren de mecanismos complejos ni de recursos económicos importantes, sino la simple decisión de enfrentar la situación con acciones como las que se señalan a continuación:

• Identi car, cuanti car y clasi car toda la deuda y la cartera vencida, de acuerdo con su antigüedad.

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• Contratar servicios profesionales externos para la recuperación de la cartera vencida, reconociendo el pago de honorarios en función de la recuperación efectiva, aplicando factores de éxito diferenciados para remunerar la recuperación en función directa a la antigüedad de la deuda.

• Alcanzar acuerdos con las cámaras de la producción de cada zona para la recuperación de cartera y cobro de deudas que mantienen los clientes industriales y comerciales con las empresas eléctricas de distribución.

• Alcanzar acuerdos con el Ministerio de Finanzas, la Asociación de Municipalidades Ecuatorianas - AME, el Consorcio de Consejos Provinciales del Ecuador - CONCOPE, el Consejo Nacional de Juntas Parroquiales Rurales del Ecuador - CONAJUPARE, etc., para el caso de las deudas que mantienen entidades o ciales y los organismos seccionales.

• Mejorar los sistemas de catastro de clientes, facturación y recaudación, para lo cual se deben priorizar los convenios entre empresas distribuidoras, tendientes a conseguir que las empresas que han logrado un mayor desarrollo de sus sistemas y que se encuentren en mejores condiciones técnicas y operativas, presten los servicios y el asesoramiento a las demás empresas.

• Contratar a empresas especializadas en la prestación del servicio de comercialización, que pueden ser otras empresas distribuidoras que han demostrado e ciencia en esta gestión, en los casos en que no sea factible la inmediata adquisición, implementación o desarrollo de nuevos sistemas de gestión comercial.

Esta alternativa tendría mejores resultados si se aplican a grupos de empresas distribuidoras integradas de acuerdo con su condición y situación geográ ca. En estos contratos deberá precautelarse la seguridad y transferencia de la información, así como la transferencia de conocimientos y actualización del personal propio de la empresa.

• Concretar el reconocimiento del Dé cit Tarifario establecido en la Ley Reformatoria de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, para lo cual se deberán suscribir los correspondientes acuerdos con el CONELEC y CENACE, e implementar los deicomisos que se establecen en la Ley.

Tanto la suscripción de convenios con otras empresas distribuidoras, como la contratación de servicios externos de comercialización, constituyen medidas inmediatas tendientes a conseguir una rápida recuperación de recursos, más no medidas permanentes y por lo tanto no implican renunciamiento alguno por parte de las distribuidoras a desarrollar y/o fortalecer sus propios mecanismos y herramientas para una gestión autónoma.

8.3 PLAN NACIONAL DE CONTROL Y REDUCCIÓN DE

PÉRDIDAS

En complimiento a la disposición legal contenida en el literal b) de la Tercera Disposición Transitoria de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el CONELEC mediante resolución No. 260/06, aprobó y puso en vigencia el Plan Nacional de Control y Reducción de Pérdidas de Energía -PLANER. Este Plan tiene como meta principal alcanzar, para las

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pérdidas no técnicas, un límite del 2%, porcentaje máximo aceptable que deberá mantenerse en el tiempo.

Las distribuidoras en su totalidad han emprendido campañas de reducción de pérdidas, incurriendo en apreciables gastos, sin haber obtenido los resultados esperados en la mayoría de los casos, como lo demuestran los datos estadísticos reportados por éstas.

El cumplimiento de este Plan, permitirá reducir las pérdidas técnicas y no técnicas y obtener balances energéticos con ables, disponer de equipos y sistemas de medición más con ables, regularizar y normalizar los procesos de lectura y facturación, eliminar las conexiones fraudulentas o mal realizadas, eliminar y penalizar los hurtos, etc.

Con el propósito de disminuir en parte las pérdidas técnicas de energía en el sector eléctrico, el estado ecuatoriano mediante El Artículo Segundo de la Ley Reformatoria de la LRSE, establece mecanismos legales que contribuyen a la gestión que podrían emprender las empresas distribuidoras en este sentido, cuando determina que ”…las personas naturales o jurídicas que, con el propósito de obtener provecho para sí o para otro, utilizaren fraudulentamente cualquier método, dispositivo o mecanismo clandestino o no, para alterar los sistemas o aparatos de control, medida o registro de provisión de energía eléctrica; o efectuaren conexiones directas, destruyeren, perforaren o manipularen las instalaciones de acceso a los servicios públicos de energía eléctrica, en perjuicio de las empresas distribuidoras, serán sancionados con una multa equivalente al trescientos por ciento (300%) del valor de la refacturación del último mes de consumo, anterior a la determinación del ilícito, sin perjuicio de la obligación de efectuar los pagos cuando correspondiere….”

Para el efecto, las distribuidoras podrán contratar rmas especializadas, que tendrán a su cargo realizar una evaluación de la situación actual, una revisión y a namiento del Plan de Reducción de Pérdidas - PLANREP aprobado, y dar el seguimiento y asesorar a las empresas para cumplir los logros establecidos. La contratación debe comprometer un honorario variable en función de resultados obtenidos en la implementación del plan durante los dos primeros años.

Cada año el CONELEC está revisando los avances en la ejecución del PLANREP y sus logros, para sobre esta base recomendar a las empresas distribuidoras los ajustes que correspondan.

8.3.1 Avance en la ejecución de las obras contempladas en el PLANREP

Las distribuidoras han emprendido campañas de reducción de pérdidas y entre las principales se puede citar las siguientes:

8.3.1.1 Reducción de pérdidas técnicas de energía

El Fondo de Solidaridad, en cumplimiento a lo estipulado en el Artículo 1 del Mandato Constituyente No. 9, asignó recursos para construir obras de subtransmisión y distribución en 9 empresas distribuidoras, de las cuales 7 corresponden a la región litoral, 1 a la sierra y 1 al oriente, por un monto aproximado de USD 86’ 423.295.26.

Adicionalmente, en sesión de 30 de enero de 2009, el Directorio del Fondo de Solidaridad asignó a la Empresa Eléctrica Galápagos, la suma de USD 3’420.000, para la ejecución del

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proyecto de “Mejoramiento de los sistemas de almacenamiento de combustible, adquisición de tanqueros y remediación ambiental”.

Con este antecedente, la asignación por Mandato 9 asciende a USD 89’823.295, como se detalla en la Tabla 8.4.

Las obras a ejecutarse en cumplimiento a este mandato se detallan en Anexo 8.1. A la fecha este programa se encuentra en la etapa de adquisición de equipos y materiales, las distribuidoras han suscrito contratos para los estudios y diseños de las obras de subtransmisión, la construcción de las mismas dependerá de la disponibilidad de recursos económicos.

8.3.1.2 Reducción de pérdidas no técnicas

Por disposición del Fondo de Solidaridad, las distribuidoras, en el mes de julio de 2007, presentaron un paquete de proyectos para reducir las pérdidas no técnicas, las mismas que fueron nanciadas con cargo al 17 % de los recursos que conforman el Valor Agregado de Distribución -VAD- y su ejecución se inició en el mes de septiembre de 2007.

De los datos estadísticos indicados en la Tabla 8.1 se concluye que a diciembre del 2007 se obtuvo una reducción del 0,6 de pérdidas y a diciembre de 2008 se obtuvo una reducción del 1,6%.

Si bien se registra una reducción de las pérdidas a nivel nacional, la situación en la distribuidora Manabí, que tienen pérdidas superiores al 40 %; Esmeraldas, Sucumbíos y Guayas-Los Ríos, con pérdidas superiores al 30% y Milagro, Esmeraldas, Los Ríos, El Oro y CATEG-D con pérdidas superiores al 20%, son altamente preocupantes por lo que requieren un mayor control y supervisión en el campo administrativo y técnico.

Considerando que el CONELEC, en cumplimiento a las disposiciones legales del Mandato 15, puso en vigencia las nuevas tarifas de distribución eléctrica, las distribuidoras dispondrán de recursos económicos provenientes del Presupuesto General del Estado para sus programas de expansión incluidos los de reducción de pérdidas.

En términos generales se puede indicar que, a partir de la aprobación del PLANREP, las empresas de distribución cuentan con planes para la reducción de las pérdidas, debiendo

Tabla 8.4

ASIGNACIÓN POR MANDATO 9

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existir los recursos económicos generados fundamentalmente por el mejoramiento sustancial de su gestión administrativa, en los términos indicados en el numeral 8.2, para el cumplimiento de los proyectos previstos.

El CONELEC, en coordinación con las entidades de gobierno correspondientes, inició gestiones para reactivar el trámite iniciado en el año 2005, tendiente a lograr un préstamo de la CAF. Por lo anteriormente indicado y considerando que las pérdidas no técnicas afectan grandemente a las economías de las distribuidoras, es necesario seguir ejecutando las acciones que garanticen la consecución de las metas del PLANREP.

8.4 REGIONALIZACIÓN

Tal como se indicó en los inicios de este capítulo, la distribución de la energía eléctrica estaba a cargo de 20 empresas distribuidoras hasta el año 2008. El Fondo de Solidaridad en cumplimiento a la tercera disposición transitoria del Mandato Constituyente No. 15, a nes del 2008, creó la Corporación Nacional de Electricidad S.A. (CNEL) que agrupa a 8 distribuidoras de la costa, más una de la sierra y una del oriente, obtuvo la cesión de derechos y obligaciones para operar en el sector eléctrico nacional como empresa distribuidora de electricidad. Quedó con la misma estructura de funcionamiento la CATEG y las otras 9 distribuidoras de la sierra.

Con esta decisión, se ha concretado un importante logro para cambiar el esquema actual por otro que sea más adecuado para una prestación del servicio en mejores condiciones de e ciencia y calidad, pues las grandes asimetrías que muestran las estadísticas, pueden reducirse con una agrupación adecuada de empresas, tratando de adaptarse a la regionalización nacional que de na la SENPLADES posibilitando además importantes economías de escala.

La regionalización debe procurar que cada una de las regiones tenga condiciones adecuadas para su desenvolvimiento, a n de permitirles alcanzar un equilibrio entre los principales indicadores, con el objeto primordial de que los consumidores sean los directamente bene ciarios al obtener el servicio de energía eléctrica en las mejores condiciones de calidad y con abilidad.

Los parámetros que han sido determinados en cada región son:

• Costos del servicio (Activos, Anualidad, Costos de Operación y Mantenimiento)

• Disponibilidad y Pérdidas de energía (Técnicas, No Técnicas, No aceptadas)

• Áreas de Concesión, Densidad de Carga, Número de abonados, Número de trabajadores, Abonados por trabajador

• Costo de Comercialización

• Participación en porcentaje de la generación, transmisión y distribución

• Ingresos por la aplicación de Cargos Tarifarios vigentes

Varias han sido las alternativas planteadas para integrar a las distribuidoras en grupos regionales, que se conviertan en “holding” en el que la suma de fortalezas permitirá alcanzar economías de escala, aprovechamiento de recursos humanos, tecnológicos, equipos y materiales, para nalmente e cientar todo el espectro del servicio de

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distribución.

Es importante contar con la norma jurídica que permita alcanzar los postulados del Gobierno Nacional, a n de propender a un desarrollo equilibrado de empresas del sector público, en este caso las eléctricas, integradas en forma regional.

Con estos antecedentes, en la Tabla 8.5 se presentan las alternativas en las que se procuran en la mayoría de los casos establecer para cada región, distribuidoras que a la fecha presentan índices de gestión buenos, con otras que requieren del soporte de aquellas que ya han superado inconvenientes derivados de un desarrollo o crecimiento poco e ciente en los últimos años.

Tabla 8.5

ALTERNATIVAS DE REGIONALIZACIÓNALTERNATIVA 1

REGIÓN GRUPO DE EMPRESAS

CONELEC1_R1 Quito, Norte, Sucumbíos, Galápagos.

CONELEC1_R2 Ambato, Riobamba, Cotopaxi, Bolívar.

CONELEC1_R3 Centro Sur, Sur, Azogues, El Oro.

CONELEC1_R4 Santo Domingo, Esmeraldas, Manabí.

CONELEC1_R5 Santa Elena, EMELGUR, Los Ríos, Milagro, CATEG.

ALTERNATIVA 1-A


1 Quito, Norte, Sucumbíos.

2 Ambato, Riobamba, Cotopaxi, Bolívar.

3 Centro Sur, Sur, Azogues, El Oro.

4 Santo Domingo, Esmeraldas, Manabí.

5 Santa Elena, EMELGUR, Los Ríos, Milagro.

6 Galápagos.

7 CATEG.

ALTERNATIVA 2


1 Quito, Norte, Santo Domingo, Sucumbíos, Esmeraldas, Galápagos.

2 Ambato, Cotopaxi, Bolívar, Manabí, Los Ríos, Quevedo (EMELGUR).

3 Centro Sur, Sur, Riobamba, Azogues, El Oro, La Troncal (Milagro).

4 Santa Elena, EMELGUR (sin Quevedo), Milagro (sin La Troncal), CATEG.

ALTERNATIVA 2-A


CONELEC2_R1 Quito, Santo Domingo, Norte, Sucumbíos, Esmeraldas, Galápagos.

CONELEC2_R2 Ambato, Cotopaxi, Bolívar, Manabí, Los Ríos.

CONELEC2_R3 Centro Sur, Sur, Riobamba, Azogues, El Oro.

CONELEC2_R4 Santa Elena, EMELGUR, Milagro, CATEG.

ALTERNATIVA 3


CONELEC3_R1 Norte, Sucumbíos, Esmeraldas.

CONELEC3_R2 Quito, Santo Domingo, Manabí, Galápagos.

CONELEC3_R3 Ambato, Riobamba, Cotopaxi, Bolívar.

CONELEC3_R4 Centro Sur, Sur, Azogues, El Oro.

CONELEC3_R5 Santa Elena, EMELGUR, Milagro, Los Ríos, CATEG.

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Grá co 8.1

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Grá co 8.2

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Grá co 8.3

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8.5 PARTICIPACIÓN CIUDADANA

El Art. 85 de la nueva Constitución Política de la República del Ecuador, aprobada por el pueblo ecuatoriano en la consulta popular de 28 de septiembre de 2008, mismo que se re ere a las políticas públicas, servicios públicos y participación ciudadana, garantiza los derechos reconocidos en la constitución y la participación ciudadana en la formulación, ejecución, evaluación y control de las políticas y servicios públicos, con la participación de las personas comunidades, pueblos y nacionalidades.

El Art. 95 de la nueva constitución garantiza la participación ciudadana en forma directa en el desarrollo de cada uno de sus sectores, pues dice: ”Las ciudadanas y ciudadanos, en forma individual y colectiva, participarán de manera protagónica en la toma de decisiones, plani cación y gestión de los asuntos públicos, y en el control popular de las instituciones del Estado y de la sociedad, y de sus representantes, en un proceso permanente de construcción del poder ciudadano. La participación se orientará por los principios de igualdad, autonomía, deliberación pública, respeto a la diferencia, control popular, solidaridad e interculturalidad.

La participación de la ciudadanía en todos los asuntos de interés público es un derecho, que se ejercerá a través de los mecanismos de la democracia representativa, directa y comunitaria”.

En el caso de existir algún con icto entre la comunidad y los ejecutores de las obras de desarrollo, el Art. 99 de la constitución vigente, permite a la ciudadanía en forma individual o en representación de la colectividad, presentar ante la autoridad competente el reclamo respectivo.

8.6 PLANES DE EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Mediante Resolución No.138/08 de 27 de noviembre de 2008, el Directorio del CONELEC aprobó y puso en vigencia la Regulación No. CONELEC 013/08, identi cada como: “REGULACIÓN COMPLEMENTARIA No. 1 PARA LA APLICACIÓN DEL MANDATO CONSTITUYENTE No. 15”.

En el numeral 30 de la citada regulación se establece lo siguiente:

“ESTUDIOS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. La plani cación de la expansión de los sistemas de distribución para atender el crecimiento de la demanda, cumpliendo con los requerimientos de calidad de servicio, que se establezcan en la normativa aplicable, será realizada obligatoriamente por la empresa encargada de la prestación del servicio público de distribución y comercialización, con un horizonte de diez (10) años y una vez aprobada por el CONELEC, formará parte del Plan Maestro de Electri cación. El plan de expansión deberá ser remitido al CONELEC, con nes de aprobación, hasta el 31 de marzo de cada año.”

En consecuencia, las distribuidoras presentan anualmente al CONELEC Planes de Expansión decenales de sus sistemas, basados en diagnósticos y estudios técnicos de

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soporte, como los estudios de ujo de potencia y cortocircuitos; estos planes contemplan los requerimientos en líneas de subtransmisión, subestaciones de distribución, circuitos primarios, transformadores de distribución, alumbrado público y redes de alta y baja tensión, requeridos para satisfacer la demanda de energía eléctrica en su área de concesión.

La ejecución oportuna de los planes de expansión permitirá a las distribuidoras, que cumplan con el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad (RSSE), el mismo que en el Artículo 8 establece que las distribuidoras deberán proporcionar el servicio con los niveles de calidad acordes con lo exigido en la ley, reglamentos y regulaciones pertinentes, para lo cual adecuarán progresivamente sus instalaciones, organización, estructura y procedimientos técnicos y comerciales, a n de que puedan llegar, de acuerdo con las etapas de nidas, a los niveles de calidad en los siguientes aspectos principales:

a) Calidad del Producto:

• Nivel de voltaje

• Perturbaciones

• Factor de Potencia

b) Calidad del Servicio Técnico

• Frecuencia de interrupciones

• Duración de interrupciones

c) Calidad del Servicio Comercial

• Atención de solicitudes de servicio

• Atención y solución de reclamos

• Errores en medición y facturación

8.6.1 Planes de expansión presentados por las distribuidoras

En cumplimiento a los requerimientos del CONELEC y con el propósito de cumplir con las regulaciones derivadas del Mandato Constituyente 15, las distribuidoras remitieron los planes de expansión para el periodo 2009-2020. Luego del respectivo proceso de análisis, revisión y ajustes efectuados, se establecieron los proyectos que forman parte del plan de expansión de cada una de estas entidades, cuyo detalle consta en los siguientes anexos:

Anexo 8.2: En este anexo se presentan los proyectos de Líneas de Subtransmisión (LS). Las distribuidoras prevén construir 2.683 km de Líneas de Subtransmisión con una inversión total de USD 164 millones.

Anexo 8.3: Los proyectos de Subestaciones (SE) prevén incrementar 3.327 MVA en Subestaciones de Distribución con una inversión total de USD 266 millones en el periodo.

Anexo 8.4: Se presentan los montos globales por segmento del sistema de distribución que cada distribuidora ha previsto invertir anualmente.

El total de las inversiones para el período 2009-2020 para la globalidad de los sistemas de distribución asciende aproximadamente a USD 2.534 millones, aproximadamente, cuyo desglose por cada componente del sistema se indica a continuación.

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En el Grá co 8.4, se puede observar que el mayor porcentaje de inversión que prevén realizar las distribuidoras para el periodo 2009–2020, se relaciona con la expansión de redes de distribución (circuitos primarios, transformadores de distribución y redes secundarias), equivalente al 33% del total de la inversión; el 23% corresponde a inversiones generales (Comercialización, Administración General, Sistemas de Control y Otros), el 17% lo cubren los proyectos de subtransmisión (líneas de subtransmisión y subestaciones), el 15% corresponde a la inversión en medidores, el 8 % en acometidas, y el 4 % restante corresponde a la inversión en alumbrado público que consiste básicamente en ampliaciones del sistema , luminarias e cientes, cambio de luminarias de mercurio a sodio y mejoras de varias áreas urbanas y rurales.

En los Anexos 8.5, 8.6, 8.7, 8.8 y 8.9, se presentan las inversiones en dólares previstas por cada distribuidora, agrupadas según las etapas funcionales.

En el Anexo 8.10, se presenta el resumen de las inversiones requeridas por las distribuidoras para el periodo 2009-2020

En el Grá co y Tabla siguientes, se observa en forma porcentual y en recursos económicos, el total de las inversiones previstas por cada una de las empresas distribuidoras:

PORCENTAJE DE INVERSIONES PREVISTAS POR LAS DISTRIBUIDORAS SEGÚN ELEMENTOS DEL SISTEMA

Grá co 8.4

Tabla 8.6TOTAL DE INVERSIONES DE LAS DISTRIBUIDORAS

PERIODO 2009-2020

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El mayor porcentaje (25%) corresponde a las inversiones de expansión de la Empresa Eléctrica Quito y a la Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A., tiene el menor porcentaje de inversión (0,3%).

Las inversiones totales en el periodo 2009 - 2020 de cada distribuidora se presentan a continuación:

PORCENTAJE DE INVERSIÓN PREVISTA POR LAS DISTRIBUIDORASPERÍODO 2009-2020

Tabla 8.7 INVERSIONES PREVISTAS POR LAS DISTRIBUIDORAS

PERIODO 2009 – 2020

Grá co 8.5

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INVERSIONES PREVISTAS POR LAS DISTRIBUIDORAS (MUSD)PERIODO 2009 – 2020

El grado de desarrollo de la electri cación de las diferentes distribuidoras en su área de concesión, el nivel de cobertura, la cantidad y continuidad del servicio, la densidad de carga (grado de industrialización, de desarrollo urbanístico y de relación urbano rural), el estado de vida útil de las instalaciones, aspectos ambientales, entre otros factores, hace que sea muy difícil el establecer una comparación directa con respecto de las inversiones requeridas entre una distribuidora con otra. En todo caso, el índice de inversión por abonado podría dar una mejor idea al momento de evaluar y justi car las inversiones planteadas por las distribuidoras para la expansión de sus sistemas de distribución. En el Grá co 8.7 se indican los niveles de inversión por abonado.

INVERSIONES PREVISTAS POR ABONADO ACTUAL (USD/ABONADO)

Grá co 8.6

Grá co 8.7

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8.6.2 Resumen de los planes de expansión de las distribuidoras

8.6.2.1 E.E. AMBATO S.A.

El área de concesión de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A., EEASA, es de 40.805 km2. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.8:

La implementación de los proyectos de subtransmisión están relacionados con el reforzamiento del sistema eléctrico de la EEASA que permitirán abastecer la demanda total en el área de concesión y, además, mejorar la con abilidad y la calidad del servicio eléctrico a los usuarios.

Los proyectos que contemplan la rehabilitación de líneas son necesarios para mantener el sistema en buenas condiciones operativas, especí camente se trata de recon gurar CP en torno a las nuevas SE procurando estandarizar secciones de alimentadores principales como eventuales respaldos ante fallas en subestaciones adyacentes.

Las Acometidas y Medidores forman parte del programa de reducción de pérdidas no técnicas, utilizando cable concéntrico para acometidas y cajas antifraude. Simultáneamente se está realizando la migración hacia sistemas de medición electrónicos y analizando la conveniencia de los sistemas prepago.

En el Grá co 8.8, se observa el porcentaje de inversión previsto por esta distribuidora para el periodo 2009-2020, se distingue que el 22% del total está destinado a la implementación de proyectos de tipo Inversiones Generales (Sistema informático, atención al cliente, inmuebles, muebles, vehículos, herramientas, sistema SCADA, GIS, equipos de medición, entre otros). Los proyectos correspondientes a subtransmisión corresponden al 15% del total de la inversión durante el periodo plani cado con la implementación de proyectos tales como:

- Mantenimiento de líneas existentes,

Tabla 8.8 CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. AMBATO,

PERIODO 2009 – 2020

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- Construcción de líneas de subtransmisión (Puyo - Mushullacta, Napo - Ahuano, Montalvo - Quero, Pilahuín - Montalvo, Huachi - Batán, Píllaro - Los Andes, Batán - Loreto, entre otras).

- Construcción de subestaciones (Mushullacta, Quero, Batán, Pilahuín, Los Andes, entre otras).

La distribuidora destinará un 27% en redes de distribución teniendo como principales proyectos al mejoramiento de redes y proyectos de reducción de pérdidas técnicas.

El porcentaje restante de la inversión está destinada a nanciar proyectos acometidas (14%), medidores (14%) y alumbrado público (8%).

8.6.2.2 E.E. AZOGUES C.A.

El área de concesión de la Empresa Eléctrica Azogues C.A. es 1187 km2. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.9:

INVERSIONES PREVISTAS POR LAS DISTRIBUIDORAS (MUSD)PERIODO 2009 – 2020

Tabla 8.9 CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. AZOGUES,

PERIODO 2009 – 2020

Grá co 8.8

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La implementación de proyectos de subtransmisión se debe básicamente a mejorar la con abilidad en el sistema eléctrico, pues actualmente el abastecimiento energético depende de la única entrada a través de la S/E Cuenca, y por ende, depende de las restricciones del sistema nacional interconectado.

En el Grá co 8.9, se tiene la distribución porcentual de la inversión para el periodo 2009 - 2020 de esta distribuidora.

DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DE LAS INVERSIONES,PERIODO 2009-2020

Grá co 8.9

Los proyectos de redes secundarias se prevén implementar de tal manera que representan un 23% del total de las inversiones para el periodo 2009-2020, en subtransmisión un 24%, en alumbrado público, 3%; en acometidas y medidores 7% y 12% respectivamente.

8.6.2.3 E.E. CENTRO SUR S.A.

El área de concesión de la Empresa Eléctrica Centro Sur S.A., es 28.962 km2. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.10:

Tabla 8.10CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. CENTRO SUR

PERIODO 2009 – 2020

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El sistema de subtransmisión tiene como objetivos evacuar la potencia entregada por las empresas generadoras y el SNI, transportar y distribuir la energía hacia los centros de consumo, en las mejores condiciones de operación, seguridad y con abilidad.

El plan de expansión del sistema de subtransmisión, ha sido de nido en función de estudios similares anteriores y sobre los resultados de la evaluación técnica del sistema, en la cual se ha simulado la operación futura, considerando la carga total proyectada en el área de concesión de la CENTROSUR.

Los principales proyectos en subtransmisión tienen como objetivo asegurar que los parámetros de calidad del servicio estén dentro de los límites aceptables, por lo que, los mismos están enfocados a mejorar la capacidad disponible en las instalaciones, a reducir las pérdidas de energía y a mantener niveles de tensión adecuados en el sistema.

En el Grá co 8.10, se tiene la distribución porcentual de la inversión para el periodo 2009-2020 de esta distribuidora.

8.6.2.4 CNEL- REGIONAL BOLÍVAR

La CNEL-Bolívar actualmente tiene área de concesión de una extensión aproximada de 3.997 km2; posee un solo punto de recepción de energía proveniente del Sistema Nacional Interconectado desde la S/E Riobamba de Transelectric S. A. a través de una línea de S/T de 38,54 km de longitud. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.11:


Grá co 8.10

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Las redes de distribución se encuentran en mal estado: la postería existente tanto de media como de baja tensión necesita cambiarse, aquella que es de madera tratada y la de madera común ya han cumplido su vida útil, incluso la que es de hormigón que se encuentra instalada en las áreas urbanas presenta socavamiento en sus bases, es por esto que el plan de expansión de la distribuidora prioriza los proyectos que permitan mejorar las redes.

Los conductores de los alimentadores primarios y secundarios se encuentran trabajando al límite térmico y de conducción (las fallas ocurridas demuestran éstos fenómenos); hechos similares ocurren con los aisladores, elementos de protección y puestas a tierra.



Grá co 8.11

Tabla 8.11CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-BOLÍVAR,

PERIODO 2009 – 2020

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8.6.2.5 CNEL- REGIONAL EL ORO

Los requerimientos en líneas de subtransmisión, subestaciones de distribución, circuitos primarios, transformadores de distribución y redes de alta y baja tensión, de este plan, son requerimientos para satisfacer la demanda de energía eléctrica en su área de concesión (6.745 km2), la ampliación de la cobertura, proyección de la demanda de potencia y energía, mejora en la calidad de servicio. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.12:


Grá co 8.12

Tabla 8.12CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-EL ORO,

PERIODO 2009 – 2020


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8.6.2.6 CNEL- REGIONAL ESMERALDAS

La infraestructura del Sistema Eléctrico de CNEL REGIONAL ESMERALDAS está constituida por las etapas funcionales descritas en la Tabla 8.13:

La etapa funcional de Subtransmisión, constituida por las líneas y subestaciones de distribución permite llevar la electricidad desde las fuentes de generación, o desde la subestación de conexión con el S.N.I., hasta los alimentadores primarios de mediana tensión; opera en el nivel de voltaje nominal de alta tensión, de 69 kV.


Tabla 8.13CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-ESMERALDAS,

PERIODO 2009 – 2020


Grá co 8.13

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El principal objetivo de este Plan es atender el continuo crecimiento de la demanda y mejorar la calidad del servicio eléctrico.


8.6.2.7 CNEL- REGIONAL GUAYAS LOS RÍOS

Los proyectos que debe emprender la distribuidora, son muy necesarios y su implementación se hace precisa en el tiempo señalado, para así poder mantener al sistema eléctrico operativo y por ende ofrecer el adecuado servicio. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.14:


Grá co 8.14

Tabla 8.14CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-GUAYAS LOS RÍOS,

PERIODO 2009 – 2020

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8.6.2.8 CNEL- REGIONAL LOS RÍOS

Para dar un servicio e ciente a los abonados de CNEL LOS RIOS, se dispone de un sistema de potencia compuesto por los elementos resumidos en la Tabla 8.15:


8.6.2.9 CNEL- REGIONAL MANABÍ

El área de concesión de CNEL Regional Manabí del servicio eléctrico tiene una extensión de 16,800 km2 y está constituida por las etapas funcionales resumidas en la Tabla 8.16:

Tabla 8.15CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-LOS RÍOS,

PERIODO 2009 – 2020


Grá co 8.15

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8.6.2.10 CNEL- REGIONAL MILAGRO

El área de servicio de la Regional Milagro, perteneciente a la Corporación Nacional de Electricidad, CNEL, es de 5.557 km2, y sirve a 6 provincias. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.17:

Grá co 8.16

Tabla 8.16CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-MANABÍ,

PERIODO 2009 – 2020



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Por el alto índice de pérdidas de energía se está normalizando las redes de distribución en el sistema anti-fraude blindado, con normas realizadas en la distribuidora, en base a la experiencia y al desarrollo de los equipos que van evolucionando conforme se aumenta su uso y se encuentran mejoras a los modelos.



Tabla 8.17CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-MILAGRO,

PERIODO 2009 – 2020

8.6.2.11 CNEL- REGIONAL SANTA ELENA

Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.18:

Grá co 8.17

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Tabla 8.18CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-SANTA ELENA,

PERIODO 2009 – 2020


8.6.2.12 CNEL- REGIONAL SANTO DOMINGO

La prestación del servicio eléctrico que por sus propias características implica un constante desarrollo que marcha acorde con el crecimiento poblacional, obliga a la Corporación Nacional de Electricidad Regional Santo Domingo a ejecutar en forma constante obras encaminadas a la prestación de un mejor servicio eléctrico y a satisfacer las nuevas necesidades del mercado del área de concesión. Las características de la


Grá co 8.18

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Según la proyección anual de la compra de energía y del crecimiento de los usuarios, es necesario aumentar la capacidad de las subestaciones que forman parte del sistema de subtransmisión que permitan ofrecer un servicio eléctrico con able y de calidad a los usuarios.


infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.19:


Grá co 8.19

Tabla 8.19

CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-SANTO DOMINGO, PERIODO 2009 – 2020

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8.6.2.13 CNEL- REGIONAL SUCUMBÍOS

La distribuidora tiende a desarrollarse dentro de su ámbito de acción en procura de una e ciente labor dentro de la producción y distribución de energía eléctrica, procurando una e ciente atención al cliente. El objetivo primordial de esta distribuidora es la prestación de servicio público de energía eléctrica en su área de concesión, mediante la utilización de generación térmica e hidráulica, distribución y comercialización. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.20:

Grá co 8.20

Tabla 8.20

CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE CNEL-SUCUMBÍOS, PERIODO 2009 – 2020


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8.6.2.14 EMPRESA ELÉCTRICA COTOPAXI S.A.

El crecimiento de la demanda y potencia de energía conjuntamente con la necesidad de mantener o mejorar el voltaje a los usuarios y también con el objetivo de disminuir las pérdidas técnicas de energía, ameritan que en las instalaciones de la distribuidora se implementen proyectos que permitan mejorar considerablemente la con abilidad y calidad del servicio. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.21:


Grá co 8.21

Tabla 8.21CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. COTOPAXI,

PERIODO 2009 – 2020


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8.6.2.15 ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL

El área que actualmente es abastecida con energía eléctrica por la Eléctrica de Guayaquil (ex CATEG), cubre un total de 262 km2, extendiéndose hasta el km. 33 vía a la Costa, el km. 26 vía Daule y hasta el Estero Cobina por el sur. En el futuro la Empresa tendrá un área de 1,118 km2, lo que permitirá que el Sistema de Distribución de Guayaquil tenga un área total de concesión de 1,380 km2.

Como resultado de los estudios de expansión de largo plazo, las obras que forman parte del Plan de Expansión 2009 – 2020, para este sistema, son necesarias para salvaguardar la adecuada operación de los equipos existentes y poder satisfacer el incremento de la demanda en el período analizado. Adicionalmente, ciertas obras deberán efectuarse no para satisfacer el incremento de la demanda, sino para mejorar la operación y con abilidad del sistema.

Los plani cadores de este sistema consideran que es fundamental que para el éxito y la ejecución óptima de este Plan, se proceda, a inicio de cada año, a gestionar la adquisición de los equipos tanto de importación como de materiales de compra local, con cargo a las Partidas presupuestarias del Plan de Expansión de cada año.

Al ser un Plan de Expansión a largo plazo, este se sujetará a una revisión permanente, para realizar los ajustes correspondientes, en concordancia con el comportamiento del mercado Eléctrico. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.22:



Grá co 8.22

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8.6.2.16 EMPRESA ELÉCTRICA GALÁPAGOS S.A.

ELECGALAPAGOS S.A. teniendo un porcentaje de cobertura cercano al 100% ha proyectado el realizar extensiones de redes en los sectores que se irán poblando conforme los gobiernos seccionales loticen nuevas áreas y permitan un crecimiento del área urbana de las poblaciones. Adicionalmente a ello considerando los años de servicios que muchas de las redes cuentan, las mismas que se encuentran constituidas por postes de madera antiguos, se realizará el mejoramiento de estas redes con el cambio de postes y de conductor por uno de mejor calibre. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.23:


Tabla 8.22CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL,

PERIODO 2009 – 2020

Tabla 8.23CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. GALÁPAGOS,

PERIODO 2009 – 2020

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8.6.2.17 EMPRESA ELÉCTRICA NORTE S.A.

Cada subestación tiene un comportamiento diferente, de acuerdo a las características de carga que se encuentra sirviendo, tanto en crecimiento como en variación de carga, así por ejemplo: las SE Cayambe y La Esperanza que sirven a un sector eminentemente industrial en lácteos y ores tienen un comportamiento totalmente diferente a las subestaciones El Ángel y San Gabriel cuya carga atendida es netamente residencial. Del análisis del tipo de carga de las subestaciones y de su comportamiento histórico, se tiene que el crecimiento industrial en media tensión y del industrial con demanda se centraliza en las ciudades de Cayambe, Tabacundo, Otavalo e Ibarra, ciudades que se encuentran servidas por las subestaciones Cayambe, La Esperanza, Otavalo y las Subestaciones El Retorno, San Agustín. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.24:


Grá co 8.23

Tabla 8.24CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. NORTE,

PERIODO 2009 – 2020

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8.6.2.18 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

Del análisis de la situación existente, futura y de requerimientos de las subestaciones, complementados con los estudios técnicos pertinentes, se determinó la necesidad de sanear y rehabilitar algunas subestaciones y en otras, ampliar y construir nuevas subestaciones y líneas de subtransmisión a n de cubrir la demanda de energía y continuar garantizando el servicio en las mejores condiciones técnico-económicas, lo que evidentemente implica una serie de obras tanto en subestaciones, líneas y redes, que incluyen: movimientos de transformadores entre subestaciones, remodelación, ampliación y construcción de nuevas subestaciones, así como de líneas de subtransmisión asociadas.



Grá co 8.24

Tabla 8.25CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. QUITO,

PERIODO 2009 – 2020

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Grá co 8.25



8.6.2.19 EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A.

En lo relacionado con los niveles de tensión, actualmente en el sistema eléctrico se observa que los niveles se encuentran fuera de lo establecido en la regulación de calidad, para lo cual se ha previsto la expansión del sistema en subtransmisión. Las características de la infraestructura eléctrica plani cada por esta distribuidora en el periodo 2009-2020 se resumen en la Tabla 8.26:

Tabla 8.26CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. RIOBAMBA,

PERIODO 2009 – 2020

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8.6.2.20 EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.

La implementación del Plan de Inversiones para el período 2009-2020, que optimice los escasos recursos económicos existentes en el país para el desarrollo del sector eléctrico y al mismo tiempo permita mejorar la operación del Sistema Eléctrico de Potencia de la EERSSA, buscando mejorar la calidad del servicio eléctrico de distribución al consumidor nal a bajo costo, lo cual permitirá mejorar las condiciones de vida de la población y contribuirá a su desarrollo, contrarrestando los elevados niveles de migración existentes en la actualidad.



Grá co 8.26


Tabla 8.27CARACTERÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA DE E.E. SUR,

PERIODO 2009 – 2020

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Grá co 8.27


8.6.3 Principales Previsiones de las Distribuidoras

Los sistemas de distribución eléctrica son dinámicos, cambian y se expanden todos los días, dependiendo de los requerimientos de clientes actuales y nuevos, del crecimiento urbanístico, de la modi cación de las características de la carga, la inserción de cargas importantes comerciales o industriales, cambios operativos, etc.

En las estadísticas publicadas por el CONELEC, correspondientes al período 1990–2008, se puede apreciar que algunos sistemas de distribución han registrado altos crecimientos en la demanda de energía, demanda máxima de potencia y número de clientes; otras empresas han mostrado incrementos menores, pero en promedio, la demanda nacional medida en bornes de generación se ha incrementado en los últimos años entre 4% y 6% anual.

Las distribuidoras han presentado al CONELEC la información sobre la proyección de parámetros importantes como: Porcentaje de cobertura del servicio en Pérdidas de Energía, longitud en Líneas de Subtransmisión, longitud de Circuitos Primarios, longitud de Circuitos Secundarios, número y capacidad de las subestaciones de Distribución, Demanda Máxima (MW), Energía Disponible (MWh), Grandes Consumidores; información que se presenta en el Anexo 8.12.

Cada concesionaria de distribución debe planear, bajo su responsabilidad, según los crecimientos históricos y los previstos para los años venideros, la expansión, mejoramiento y modernización de sus sistemas físicos y administrativos, con el propósito de que sus subestaciones, líneas de subtransmisión, alimentadores primarios, transformadores de distribución, redes secundarias y sistemas de medición, satisfagan adecuadamente las demandas de potencia y energía de los clientes actuales y potenciales de toda su área geográ ca de concesión, con sujeción al Reglamento de Suministro.

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Es fundamental hacer notar que, especialmente en el área de concesión Guayaquil y en otras zonas con un gran número de barrios marginales, se han detectado importantes diferencias entre el número de clientes de las respectivas empresas eléctricas y el número de viviendas que declararon contar con electricidad en el último Censo Nacional. Eso demuestra que existen, lamentablemente, cantidades importantes de viviendas que hurtan energía.

En el año 2001 (que es el dato o cial del último Censo de Población y Vivienda), el porcentaje de viviendas que disponían de “servicio eléctrico” en condiciones de legalidad y atención, era menor al 89,7% resultante de dicho censo. De acuerdo al Plan del Gobierno Nacional, se de ne como meta, que para el año 2012 todas las viviendas del país tendrán el servicio de energía eléctrica, lo cual dependerá de las asignaciones presupuestarias.

La superación del diferendo con el Perú, ha permitido plani car la ejecución de proyectos en la zona de frontera. Adicionalmente, dadas las características de estas zonas tanto del Ecuador como del Perú, es importante continuar ejecutando interconexiones binacionales en media tensión, con acciones como las siguientes:

a) Extensiones desde las redes de distribución. Desde 1999 se han electri cado algunas comunidades rurales peruanas desde localidades ecuatorianas;

b) Enlaces entre alimentadores primarios de las empresas distribuidoras El Oro y Sur de Ecuador, con los de las empresas que atienden el norte peruano; también existe interconexiones regionales de los sistemas de subtransmisión de las mismas empresas.

c) De la misma manera que con el Perú, en el lado norte del país se continuará impulsando enlaces o interconexiones entre los sistemas de distribución y transmisión existentes en los sectores fronterizos de Ecuador y Colombia.

MEJORA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Grá co 8.28

CA

PÍT

ULO

8


ANEXOS DEL CAPÍTULO 8Anexo 8.1 1 de 4

EMPRESA PROYECTO TIPOCOSTO

USD

Subestación Cochapamba, 5 MVA SE 752.677

Línea Cochabamba - Caluma, 18.2 km LS 438.323

Línea Echeandía - Las Naves, 22 km LS 334.840

Cambio de conductor en alimentadores que están sobre cargados RS 186.340

Reemplazo del 60% de transf de distribución que están sobrecargados RS 167.450

Postes, conductores, accesorios y otros RS 183.289

Cambio de luminarias de Hg 175 W. por sodio 100 W AP 333.232

Total Bolívar 2.396.150

Subestación Santa Rosa, cambio de trafo, 10 MVA SE 336.366

Subestación Arenillas, cambio de trafo, 10 MVA SE 336.366

Subestación Huaquillas, cambio de trafo, 10 MVA SE 336.366

Línea Peana - La Avanzada, nueva, 500 mcm, 33 km LS 1.803.760

Línea Peaña - Machala, 138 kV, 800 mcm, 2c, 9 km LS 2.521.412

Balanceo de líneas y reubicación de trafos RS 54.093

Cambio fotoceldas RS 17.597

Instalacion 1000 luminarias AP 3.002.863

Capacitores, bancos 300 kVAR RS 86.471

Total El Oro 8.495.294

Subestación Viche, 10 MVA SE 728.203

Subestación Mompiche, 10 MVA SE 761.402

Subestación Las Golondrinas, 10 MVA SE 738.971

Subestación Quinindé, 69 kV SE 111.133

Subestación Muisne, 69 kV SE 128.614

Subestación Las Palmas, 69 kV SE 424.027

Línea Quinindé - Golondrinas, 500 MCM ACAR, 33 km LS 1.231.086

Línea Muisne - Mompiche, 500 MCM ACAR, 50 km LS 1.984.119

Línea Propicia - Santas Vainas, cambio de conductor 300 MCM ACAR, 6 km LS 135.831

Línea Winchele - Río Verde, cambio de conductor 300 MCM ACAR, 25 km LS 622.573

Cto. Golondrinas-Ronca Tigrillo, cambio 1f a 3f, 1/0 ACSR, 30 km RS 185.369

Cto. Maldonado-Timbiré, cambio 1f a 3f, 1/0 ACSR, 25 km RS 154.445

Cto. Mata de Plátano, cambio 1f a 3f, 2/0 ACSR, 15 km RS 119.694

Cto. Viche-Mirador, cambio 1f a 3f, 2/0 ACSR, 25 km RS 199.446

Cto. Chamanga, cambio 1f a 3f, 1/0 ACSR, 70 km RS 558.511

Reubicación de 260 trafos y balanceo RS 32.362

Capacitores RS 85.648

Transformadores de distribución RS 560.476

Cambio 2228 fotoceldas RS 39.012

Instalacion luminarias AP 845.963

Total Esmeraldas 9.646.884

Subestación El Rosario, 10 MVA SE 709.099

Subestación Entrerios, 16 MVA SE 793.988

Subestación Daule Norte, 16 MVA SE 793.988

Subestación Quevedo, 16 MVA SE 793.988

Subestación El Recreo, solo trafo, 16 MVA SE 353.220

Subestación Durán Sur, solo trafo, 16 MVA SE 353.220

Subestación Pedro Carbo, solo trafo, 16 MVA SE 353.220

Subestación El Codo, ampliación, 69 kV SE 114.180

Línea El Codo - El Rosario, 300 MCM ACAR, 7.5 km LS 422.480

Tap Quevedo nueva, 500 MCM ACAR, 1 km LS 69.750

Tap Entrerios, 500 MCM ACAR, 1 km LS 75.878

Línea Dos cerritos - T Salitre, 500 MCM ACAR, 19.2 km LS 1.180.003

T. Dos cerritos - Duran Norte, 500 MCM ACAR, 2.70 km LS 180.438

Línea Quevedo Norte - Valencia, 500 MCM ACAR, cambio de conductor, 19.2 km LS 283.469

CRONOGRAMA DE INVERSIONES REQUERIDAS POR LAS DISTRIBUIDORAS SEGÚN MANDATO 9

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayas-Los Ríos

CA

PÍT

ULO

8


Anexo 8.1 2 de 4


USD

Línea Quevedo Norte - Buena Fe, 500 MCM ACAR, cambio de conductor, 18 km LS 405.332

Cto. Primavera II - Duran Sur, Cambio conductor a 336,4 MCM ACSR, 3 km RS 53.438

Cto. Central Duran-Duran Sur, cambio conductor a 336,4 MCM ACS, 4 km RS 71.265

Cto. Tanasa-Duran Sur, cambio conductor a 336,4 MCM ACSR, 4 km RS 71.278

Cto. Industrias-Duran Sur,cambio conductor a 336,4 MCM ACSR, 6 km RS 106.842

Cto. Batan-Manglero, cambio conductor a 336,4 MCM ACSR, 5 km RS 89.053

Cto. River Park - Manglero, cambio conductor a 336,4 MCM ACSR, 7 km RS 124.718

Cto. Via Yaguachi- El Recreo, cambio conductor a 336,4 MCM ACSR, 5 km RS 89.053

Cto. Villa Club-Puente Pascuales, cambio conductor a 336,4 MCM ACSR, 4.6 km RS 92.044

Cto. Coop. 20 de febre.-I (Al Vía Buena Fe QS), cambio conductor RS 8.443

Cto. Coop. 20 de febre.-II (Al Vía Buena Fe QS), cambio conductor RS 9.686

Cto. El Rosario-Chonero (Al Pichincha, S/E El Empalme), cambio conductor RS 153.076

Cto. Venus del Rio Quevedo (Al Vía Buena Fe QS), Cambio conductor RS 15.155

Cto. La Esperanza-El Vergel (Al Valencia S/E Valencia), cambio conductor RS 293.424

Al. San José QS, cambio conductor a 4/0 MCM ACSR, 1.4 km RS 17.714

Cto. Balzar - Pucon, cambio conductor a 1/0 MCM ACSR, 56 km RS 714.096

Cto. Troncal - La Paz, cambio conductor a 4/0 MCM ACSR, 1.1 km RS 13.728

Cto. Perimetral -Nobol,cambio conductor a 4/0 MCM ACSR, 5 km RS 63.861

Al. Colimes,cambio conductor a 4/0 MCM ACSR, 7.5 km RS 95.637

Cto. Isidro Ayora-Las Mercedes, cambio conductor a 1/0 MCM ACSR, 11 km RS 210.229

Cto. La Toma-Las Lojasambio conductor a 1/0 MCM ACSR, 5 km RS 95.827

Materiales nuevos para proyectos complementarios RS 22.863

Transformadores de diferentes kVA 559.179

Traformadores de 25 kVA 818.860

Traformadores de 50 kVA 2.026.151

Capacitores, 240.486

Cambio 4537 fotoceldas 202.928

Luminarias, 18362 2.231.877

Balastros, 3530 621.027

Focos tubular, 19745 352.872

Total Guayas - Los Ríos 16.347.065

Subestación Baba, nueva, 10 MVA SE 762.967

Subestación La Ercilia, nueva, 10 MVA SE 762.967

Subestación Cedege, ampliación, 10 MVA SE 740.683

Ventanas, ampliación, 10 MVA SE 740.683

Ampliación, 69 kV SE 111.473

Subestación Terminal Terrestre, solo trafo, 16 MVA SE 779.554

Subestación Nelson Mera, 69 kV, ampliación SE 111.473

Línea Chorrera - Baba, 300 MCM ACAR, 18 km LS 779.930

Línea Ventanas - La Ercilla, 300 MCM ACAR, 22 km LS 942.389

Cto. Santa Martha - Palenque, cambio 1f a 3f. 4/0+2/0 RS 212.713

Cto. Baba - Paramez, cambio de 1f a 3f., 4/0+2/0 RS 93.429

Cto. Cuatro Varas - Martinica, cambio de 1f a 3f, 4/0 + 2/0 RS 92.422

Cto. Troncal a Guare - Progreso, cambio de 1f a 3f, 2/0 +1/0 RS 21.332

Cto. Paramez - Guare, cambio de 1f a 3f, 4/0 + 2/0 RS 139.455

Materiales para nuevos proyectos RS 64.207

Transformadores RS 509.637

Capacitores, bancos RS 60.681


Instalacion luminarias AP 254.486

Total Los Ríos 7.202.417

Subestación Manta 4, 16 MVA SE 778.486

Subestación Manta 1, 16 MVA SE 774.614


CNEL-Los Ríos

CNEL-Guayas-Los Ríos

CNEL-Manabí

CA

PÍT

ULO

8


Anexo 8.1 3 de 4


USD

Subestación Portoviejo 1, 16 MVA SE 774.614

Subestación Portoviejo 3, 16 MVA SE 774.614

Subestación Chone, 10 MVA SE 736.296

Subestación Crucita, 10 MVA SE 742.200

Línea Tosagua-Chone, nueva, 500 MCM ACAR LS 1.033.987

Línea Jama-Pedernales, nueva, 500 MCM ACAR LS 1.955.415

Línea Rocafuerte-Crucita, nueva, 500 MCM ACAR LS 815.376

Línea Portoviejo1-Manta1, cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 1.009.492

Línea Portoviejo1-Rio de Oro, cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 259.505

Línea Rio de Oro-Manta 3, cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 657.393

Línea 4 Esquinas-Lodana, cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 369.172

Línea Lodana-Sucre, cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 222.028

Línea Sucre-Naranjal, cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 207.699

Línea Naranjal-San Miguel, cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 233.551

Línea El Limón-Chone (Tosagua), cambio de conductor, 500 MCM ACAR LS 134.860

S/E Portoviejo 1 - Alim. 3, cambio de cond. 3/0 a 4/0, 5.5. km RS 99.675

S/E Portoviejo 1 - Alim. 5, cambio de cond. 3/0 a 4/0, 12.20 km RS 220.697





S/E Manta 1 - Alim. 2, cambio de cond. 3/0 a 4/0, 8.60 km RS 155.695



S/E Móvil - Alim. 11, cambio de cond. 3/0 a 4/0, 22.50 km RS 407.100



S/E Montecristi - Alim. 1, cambio de cond. 3/0 a 4/0, 25.50 km RS 461.390

S/E Montecristi - Alim. 2, cambio de cond. 3/0 a 4/0, 9.70 km RS 175.376

S/E Chone - Alim. 2, cambio de cond. 3/0 a 4/0, 26.20 km RS 473.935

Materiales para proyectos complementarios 17.003

Transformadores 25 kVA, 7.62 kV 1.453.254

Transformadores, 25 kVA, 19.9 kV 1.396.632

Capacitores desconectables 556.603

Cambio fotoceldas 890.308

Instalacion luminarias 2.213.061

Total Manabí 22.247.337

Subestación Central Diesel, 16 MVA, nueva SE 789.046

Subestación Milagro Sur, 16 MVA, nueva SE 789.046

Subestación Valdez SE 346.225

Línea Central Diesel-Milagro 1, 500 MCM, urbano, 1.5 km LS 99.800

Cto. Balao, cambio conductor, 300 mcm por 2/0, 5 km RS 58.576

Salida 5, Cambio conductor, 300 mcm por 2/0, 6 km RS 70.304

Cto. Simón Bolivar, ambio conductor, 300 mcm por 2/0, 6 km RS 70.075

Salida 3, cambio conductor, 300 mcm por 2/0, 10 km RS 116.775

Cto. El Triunfo 1, cambio conductor, 300 mcm por 2/0, 10 km RS 116.778

Cto. 8 de abril, cambio conductor, 300 mcm por 2/0, 15 km RS 175.128

Cto. El Triunfo 2, cambio conductor, 300 mcm por 2/0, 15 km RS 175.133

Cto. Yaguachi 2, línea nueva, 300 mcm, 5 km RS 41.365

Materiales para nuevos cambios de conductor. Por definir RS 221.839


Instalación luminarias AP 1.111.353

Total Milagro 4.543.726


CNEL-Milagro

CNEL-Manabí

CA

PÍT

ULO

8


Anexo 8.1 4 de 4


USD

Subestación Punta Blanca, 10 MVA SE 782.961

Subestación San Lorenzo, 10 MVA SE 782.961

Subestación Chiva Negra, 10 MVA SE 782.961

Subestación Capaes, 10 MVA SE 334.776

Subestación San Rosa, 10 MVA SE 334.776

Subestación Chipipe, 69 kV SE 334.776

Chiva Negra SE 157.728

Desvío Punta Blanca, 300 MCM ACAR, 3 km LS 214.709

Carolina-Santa Rosa, 500 MCM ACAR, 4.20 km LS 277.209

Libertad - Carolina, 500 MCM LS 216.964

Chiva Negra. Urbana costera, 500 MCM, 3.23 km LS 147.716

Santa Rosa-San Lorenzo, 2.57 km LS 215.749

Cto. S/E Punta Blanca-Punta Blanca, 4/0 ACAR, 3.5 km RS 154.144

Cto. S/E Punta Blanca-San Pablo 2, 4/0 ACAR RS 154.311

Cto. S/E Santa Rosa-Las Dunas 2 , 4/0 ACAR RS 49.186

Cto. S/E Chanduy-Chanduy, 4/0 ACAR RS 92.588

Cto. S/E Manglaralto-Manglaralto, 4/0 ACAR RS 154.662

Cto. S/E San Vicente-Mar Bravo , 4/0 ACAR RS 216.509

Cto. S/E Santa elena-Vía Guayaquil , 4/0 ACAR RS 216.497

Cto. S/E Carolina-Sector ciudad Mar Bravo, 4/0 ACAR RS 216.497

Cto. S/E Playas-Cdla Victoria 2 , 4/0 ACAR RS 154.651

Cto. S/E Posorja-Camposorja 2, 4/0 ACAR RS 154.651

Reemplso de preensamblado RS 271.628

Materiales para nuevos proyectos RS 17.916

Transformadores 25 KVA RS 929.149

Transformadores 37,50 KVA RS 356.528

Capacitores 300 KVAR, desc RS 116.683

Balastos RS 461.635

Luminarias, 100 W, sodio AP 679.552

Total Sta. Elena 8.980.070

Subestación Sacha, 10 MVA SE 739.264

Subestación Tarapoa, 10 MVA SE 712.098

Subestación C. Castellanos, YY delta terciario, 10 MVA SE 797.160

Subestación Lago Agrio SE 111.191

Subestación Shushufindi SE 111.191

Subestación Joya de los Sachas SE 115.076

Lago-C. Castellanos, 300 MCM ACAR, 5 km LS 227.307

Shushufinfi-Tarapoa, 300 MCM ACAR, 70 km LS 3.040.369

Alimentador Coca 1, 3x4/0 +1x2/0, 6.07 km RS 171.108

Alimentador Coca 2, 3x4/0 +1x2/0, 4.38 km RS 205.082

Alimentador Lago 1, 3x4/0 +1x2/0, 4.80 km RS 170.612

Alimentador Lago 2, 3x4/0 +1x2/0, 6.50 km RS 136.695

Material para proyectos complementarios RS 6.332

Capacitores, bancos 2x 300 y 6x600 kVAr RS 20.865

Total Sucumbíos 6.564.352

Mejoramiento sistemas de almacenamiento de combustible, adquisición de tanqueros y remediación ambiental 3.420.000

Total Galápagos 3.420.000

TOTAL 89.843.295

Galápagos


CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sucumbíos

CA

PÍT

ULO

8


Anexo 8.2 1 de 4

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoAmbato Línea Totoras - Montalvo x x x x x x x x x x x 188.697

Ambato Línea Montalvo - Huachi x x x x x x x x x x x 208.592

Ambato Línea Huachi - Atocha x x x x x x x x x x x 253.357

Ambato Línea Samanga - Ambato x x x x x x x x x x x 149.217

Ambato Línea Atocha - Samanga x x x x x x x x x x x 158.854

Ambato Línea Ambato - Oriente x x x x x x x x x x x 82.380

Ambato Línea Oriente - Totoras x x x x x x x x x x x 193.671

Ambato Línea Totoras - Pelileo x x x x x x x x x x x x 358.953

Ambato Línea Pelileo - Baños x x x x x x x x x x x 562.671

Ambato Línea Baños - San Francisco x x x x x x x x x x x 210.458

Ambato Línea Oriente - Loreto (derivación) x x x x x x x x x x x 57.200

Ambato Línea Samanga - Pillaro x x x x x x x x x x x 175.951

Ambato Línea Puyo (Transelectric) - Puyo x x x x x x x x x x x x 423.159

Ambato Línea Puyo - Mushullacta x x 745.360

Ambato Línea Tena - Ahuano x 1.302.000

Ambato Línea Montalvo - Quero x 252.000

Ambato Línea Montalvo - Pilahuin x 462.000

Ambato Línea Huachi - Batan x 84.000

Ambato Línea Píllaro - Los Andes x 403.200

Ambato Línea Los Andes - Pelileo x 504.000

Ambato Línea Batan - Loreto x 84.000

Ambato Línea Tena - Santa Clara x 756.000

Ambato Línea Puyo - Santa Clara x 857.738

Ambato Líneas existentes (Mantenimiento) x 300.000

Ambato LíneaPuyo - Mushullacta x 720.000

Ambato Rectificaciones x 1.424.000

Ambato Instalaciones Nuevas x 1.120.000

Azogues Líneas 69 Kv, entrada a S/E2 (proyectada) x x x 562.734

Azogues Líneas 69 Kv, L: S/E(SNI) - S/E2 x x x 951.276

Azogues Estudios diseños y Construcción de la Línea San Jacinto-S/E2 x 605.330

Azogues Estudios Diseño y Construcción de la línea Subestación Sinicay-Subestación Azogues 2 x 822.170

Azogues Estudios, Diseño y Construcción de variante. Línea Subestación Cuenca-SE Azogues 2 x 155.000

Centro Sur SE Cuenca Sinincay - SE 06 Verdillo - Evacuación de potencia desde la nueva subestación x 250.000

Centro Sur SE 06 Verdillo - SE 05 El Arenal - Cambio de conductor ACSR x x 260.000

Centro Sur SE 06 Verdillo - SE 04 P. Industrial - Cambio de conductor x x 150.000

Centro Sur Sistema de Protección diferencial para el anillo a 69 kV x 171.000

Centro Sur Manejo Ambiental en Líneas de Subtransmisión x x x x x x x x x x x x 120.000

Centro Sur Otras Mejoras en Líneas de subtransmisión x x x x x x x x x x x x 950.000

Centro Sur SE 07 Ricaurte - SE 04 P. Industrial - Cambio de conductor x 180.000

Centro Sur SE 03 Monay - SE 08 Turi - SE 04 El Arenal - Adecuaciones en subtransmisión x 63.302

Centro Sur SE 08 Turi - SE 14 Léntag - Construcción de línea de subrransmisión, 69 kV, ACSR 477 MCM x 727.951

Centro Sur SE 18 Cañar - SE Sinincay - Construcción de línea de subtransmisión, 69 kV, ACSR 477 MCM x 283.079

Centro Sur San Jose - Noncay / Gualaceo x 10.000

Centro Sur SE Sinincay-SE 6 69 kV 750 MCM ACAR 9 km x 250.000

Centro Sur SE 07 Ricaurte - SE 12 El Descanso, 477 MCM ACSR, 3.6 km - Cambio de conductor x x 20.000

Centro Sur SE 10 Saymirin- SE 06 Verdillo, 266.8 MCM ACSR, 9 km - Construcción de la línea x x 197.000

Centro Sur SE 08 Turi - SE 02 P. Centenario, 22 kV, 3.2 km, aérea/subterránea x x 145.600

Centro Sur SE 01 22 kV 266,8 MCM ACSR, 0,90 km aérea - Adecuaciones en los accesos x x 70.000

CNEL-Bolívar Línea S/T Guanujo-Echeandia x 656.450

CNEL-Bolívar Línea Echeandia - Caluma, Estudios y Construcción x x x 770.000

CNEL-Bolívar Línea Echeandia - Las Naves x x x 1.015.000

CNEL-Bolívar Diseño y construcción línea 138 kV Totoras-Guaranda x x x x 3.448.648

CNEL-Bolívar Estudios, Diseño y construcción línea 69 kV Sibimbe - Echeandia x x 1.184.153

CNEL-El Oro LINEA DE TRANSMISION A 138 KV DOBLE TERNA S/E LA PEAÑA - S/E LA AVANZADA x 4.305.556

CNEL-El Oro LINEA DE TRANSMISION A 138 KV DOBLE TERNA S/E LA PEAÑA - S/E MACHALA x 1.694.445

CNEL-El Oro MANTENIMIENTO DE LA LINEA S/T NARANJAL-BALAO x 20.000

CNEL-El Oro MANTENIMIENTO DE POSTES EN LAS LINEAS DE SUBTRANSMISION A 69 KV x x x x x x x x x x 300.000

CNEL-El Oro CAMBIO DE POSTES EN MAL ESTADO DE LAS L/S A 69 KV BARBONES-PAGUA x 40.000

CNEL-El Oro MANTENIMIENTO DE SERVIDUMBRE DE LAS LINEAS DE SUBTRANSMISION A 69 KV x x x x x x x x x x 300.000

CNEL-El Oro REUBICACIÓN DE L/S PAGUA-BALAO EN EL SITIO SAN CARLOS x 30.000

CNEL-El Oro REUBICACIÓN DE L/S 69 KV PAGUA-BALAO EN EL SITIO GALO ANSELMO x 40.000

CNEL-El Oro CONSTRUCCIÓN DE LA L/S A 69 KV S/E LA PRIMAVERA-LOS PINOS x x 430.000

CNEL-El Oro CONSTRUCCIÓN DE LA L/S A 69 KV S/E LA IBERIA-LA PRIMAVERA x 600.000

CNEL-El Oro CONSTRUCCIÓN DE LA L/S A 69 KV S/E EL CAMBIO - EL BOSQUE x 825.000

CNEL-El Oro CAMBIO DE POSTES EN MAL ESTADO DE LAS L/S A 69 KV MACHALA-LOS PINOS x 50.000

CNEL-El Oro MANTENIMIENTO DE BASES DE TORRES DE LINEAS DE SUBTRANSMISIÓN x 60.000

CNEL-El Oro DESBROCE DE FRANJA DE SERVIDUMBRE DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN x 80.000

INVERSIONES PREVISTAS POR LAS DISTRIBUIDORAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN

CA

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Anexo 8.2 2 de 4

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoCNEL-El Oro REUBICACION DE LA LINEA DE SUBTRANSMISION MACHALA-LOS PINOS x 60.000

CNEL-El Oro Licencias Ambientales x 150.000

CNEL-El Oro REUBICACION DE LA LINEA DE SUBTRANSMISION BARBONES-PAGUA x 1.000.000

CNEL-Esmeraldas L/S 69 KV. Qunindé-Las Golondrinas x x 1.238.500

CNEL-Esmeraldas L/S 69 KV. Muisne-Mompiche x x 1.597.500

CNEL-Esmeraldas L/S 69 KV. Nuevo Quinindé x 172.500

CNEL-Esmeraldas Cambio de Conductor L/S 69 KV Propicia- Santas Vainas x 232.000

CNEL-Esmeraldas Cambio de Conductor L/S 69 KV Winchele- Rioverde x 650.000

CNEL-Esmeraldas L/S y S/E de 69 KV. Vuelta Larga x x x x 1.253.000

CNEL-Esmeraldas L/S y S/E de 69 KV. Tonsupa x x x x 1.194.500

CNEL-Esmeraldas L/S y S/E 69 KV. Tonchigue x x x x 1.194.500

CNEL-Esmeraldas L/S San José-Nuevo Quinindé para anillar sistema Quinindé x x 735.950

CNEL-Esmeraldas L/S San José-Quinindé para anillar sistema Quinindé x x 735.950

CNEL-Esmeraldas Reubicación L/S Propicia-Santas Vainas x x 872.256

CNEL-Esmeraldas Reubicación L/S Winchele-Atacames tramo Atacames -Tonsupa x x 710.352

CNEL-Esmeraldas L/S Propicia-Las Palmas para anillar sistema Esmeraldas x x 1.100.708

CNEL-Esmeraldas L/S Interconexión CELEC-CNEL Esmeraldas x x 1.100.708

CNEL-Esmeraldas Central de Generación de 10 MW x x x x 1.350.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Valencia - La Maná x 922.254

CNEL-Guayas-Los Ríos Reubicación Perim. de Daule x 803.912

CNEL-Guayas-Los Ríos Desmontaje Perim. de Daule x 60.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Duran Sur - A. Gilbert x x 635.743

CNEL-Guayas-Los Ríos Tap Ciudad Celeste x x 497.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Aurora - Mocoli x 557.430

CNEL-Guayas-Los Ríos San Luis - Mocache x 1.367.275

CNEL-Guayas-Los Ríos Mi Comisariato - Duran Sur x 140.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Posorja - Punta Gruesa - Puná Nueva x 3.680.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Buena Fe - Zulema x 1.829.720

CNEL-Guayas-Los Ríos Tap La Joya x 104.892

CNEL-Guayas-Los Ríos Tap Vicolinci x x 107.446

CNEL-Guayas-Los Ríos Tap Duran Centro x x 757.430

CNEL-Guayas-Los Ríos Tap Laurel x x 382.972

CNEL-Guayas-Los Ríos Tap El Batan x x 109.783

CNEL-Guayas-Los Ríos Aurora - Tennis Club x 698.038

CNEL-Los Ríos S/E Vinces - Palenque x 741.050

CNEL-Los Ríos Cambio conductor linea Puebloviejo - Ventanas x 754.027

CNEL-Los Ríos S/E Ventanas - La Ercilia x 634.902

CNEL-Los Ríos S/E Nelson Mera - Baba x 519.466

CNEL-Los Ríos Posición 69 Kv S/E Nelson Mera x 251.611

CNEL-Los Ríos Posición 69 Kv S/E Ventanas x 251.611

CNEL-Los Ríos Readecuacion linea S/E San Juan - S/E Puebloviejo x 121.118

CNEL-Los Ríos Readecuacion linea S/E terminal terrestre - Cedege x 266.178

CNEL-Manabí Construcción Línea Manta4 - El Aromo x 1.200.000

CNEL-Manabí Construcción Línea San Placido-Pichincha km. 103 x 1.200.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Sesme-Flavio Alfaro x 1.200.000

CNEL-Manabí Reubicacion de las lineas a 69 kv. Que pasan por ciertos poblados x x 1.200.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Playa Prieta-San Plácido x 980.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Lodana-Bellavista x 870.000

CNEL-Manabí Construcción Línea de distribución en Manta x x x 700.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Rocafuerte-Charapoto x 700.000

CNEL-Manabí Construcción Línea San Vicente - Canoa x 464.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Portoviejo2-Portoviejo4 x 320.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Bahía 1 - Bahía 2 x 200.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Tosagua - La Estancilla x 200.000

CNEL-Manabí Construcción Línea Jipipjapa1-Jipijapa2 x 160.000

CNEL-Manabí Construcción TAP línea Chone-San Andrés x 20.000

CNEL-Milagro Subestación La Troncal Salida 1 x 200.000


CNEL-Milagro Línea La Troncal a Puerto Inca 22 Km x 1.350.000

CNEL-Milagro Línea La Troncal a El Triunfo (2da línea) x 950.000


CNEL-Santa Elena Línea San Vicente-Velasco Ibarra x 276.000

CNEL-Santa Elena Línea Cerecita-Sacachum x x 1.380.000

CNEL-Santa Elena Línea Chanduy-Pechiche x x 840.000

CNEL-Santa Elena Línea Santa Elena - Atahualpa x 600.000

CNEL-Santa Elena Linea Zona Franca - Elena x 1.500.000

CNEL-Santa Elena Linea Colonche - Secc Montenverde x 106.000


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Anexo 8.2 3 de 4

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoCNEL-Santa Elena Linea Secc Montenverde - Dvio Pta Blanca x 160.000

CNEL-Santa Elena Linea Secc Montenverde - Petrocomercial II x 190.000

CNEL-Santa Elena Linea Flopec - Petrocomercial II x 106.000

CNEL-Santa Elena Linea Alimport - Posorja x 320.000

CNEL-Santa Elena Línea Playas-Comisión de Transito x x 240.000

CNEL-Santa Elena Línea Lago Chongon - Bombeo Cedege x x 600.000

CNEL-Santa Elena Línea Lago Chongon - Cerecita x x 900.000

CNEL-Santa Elena Línea Playas-Chiva Negra x x 360.000

CNEL-Santa Elena Línea Daular - Cerecita x x 420.000

CNEL-Santa Elena Línea Sercoactiva - San Lorenzo x 180.000

CNEL-Santa Elena Líneas de distribución mejoras x x x x x x x x x x x 7.507.500

CNEL-Santa Elena Linea S/E Punta Blanca -S/E Punta Blanca (5 Km) x 150.632

CNEL-Santo Domingo Reubicacion y reacentado de postes de lineas de Subtransmision x x x x x x x x x x x 1.667.963

CNEL-Santo Domingo Construcción del cierrre del anillo - sector bypass Quevedo- Chone-Quinindé x x x x x x x x x x x 1.272.134

CNEL-Santo Domingo Construcción de nuevas líneas de subtransmisión x x x x x x x x x x x 441.830

CNEL-Santo Domingo Adq. De banco de capacitores para mejorar el factor de potencia x 24.000

CNEL-Sucumbíos Linea de Subtransmisión Lago Agrio- C. Castellanos x 100.000

CNEL-Sucumbíos Linea de Subtransmisión S/E Shushufindi-S/E Tarapoa x 806.400

CNEL-Sucumbíos Línea de Subtransmisión SE Lago 230/69 - SE PETROECUADOR x 1.200.000

CNEL-Sucumbíos Linea de Subtransmisión S/E Lago Agrio -S/E Lumbaqui x 3.200.000

CNEL-Sucumbíos Linea de Subtransmisión S/E Coca -S/E Loreto x 4.800.000

CNEL-Sucumbíos Linea de Subtransmisión S/E Coca -S/E Sacha x 64.000

CNEL-Sucumbíos Línea de Subtransmisión SE Lago Agrio 230/69 - SE Coca 69/13,8 kV x 5.120.000

Cotopaxi S/E Panzaleo - S/E Locoa 13 Km x x 360.000

Cotopaxi S/E San Rafael - SE Pujilí 10 Km x x 550.000

Cotopaxi S/E Tennis - S/E Saquisilí 8 Km x x 440.000

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Caraguay # 1 x 45.006



Eléctrica de Guayaquil Construcción de Interconexión L/T's Portete y Sur x 98.721

Eléctrica de Guayaquil Construcción Extensión LS/T Sur hasta nueva S/E Calicuchima x 46.664

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva S/E. Ceibos III x 48.753

Eléctrica de Guayaquil Construcción Extensión LS/T Caraguay 3 hasta S/E Astillero x 33.989

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva Subestación Piscina Olímpica x 69.996

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva Subestación Aeropuerto x 69.103

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Esclusas # 1 x 828.156

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Esclusas # 2 x 443.398

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva S/E. Puerto Lisa II x 43.647

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Orquídeas # 1 x 102.193

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Orquídeas # 2 x 1.017.567

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Extensión de L/T's Portete x 129.826

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva Subestación Cumbres 2 x 48.024

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva S/E. Guayacanes II x 41.459

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Extensión de L/T's Prosperina x 235.448

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva Subestación Portuaria 2 x 10.942

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva Subestación Gómez Lince x 91.144

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Orquídeas # 3 x 1.123.558

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Subterránea en Av. Benjamín Carrión x 1.532.061

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva S/E. Gómez Rendón x 30.795

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Caraguay No. 4 x 44.380

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Esclusas No. 3 x 664.140

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva Subestación 25 de Julio x 67.879

Eléctrica de Guayaquil Construcción de L/T´s Orquídeas No.4 x 265.997

Eléctrica de Guayaquil Construcción del Tap a la nueva Subestación San Felipe x 19.716

Norte Salida a El Chota desde transf 66 MVA 400 m x 100.000

Norte Cotacachi-Vacas Galindo 40 km 69 kv x x 2.303.308

Norte SE Chavezpamba TE-La Esperanza EMELNORTE 2 km x x 350.000

Norte Alpachaca-Ajaví 69 kV 1 km x 279.547

Norte Bellavista - Lafarge 20 km x 160.000

Norte Cotacachi - Otavalo 10 km. - 69 kV. x x 838.979

Norte El Retorno - Ajaví 8,5 km. - 69 kV. x x 519.183

Norte Tulcán T. - Sta. Barbara x x 1.946.936

Norte Derivación LST Otavalo - Bellavista (SE Atuntaqui) x x 280.000

Riobamba CONSTRUCCION LINEA DE SUBTRANSMISION PARA S/E RIOBAMBA x x 1.350.000

Quito (2010) L/T 138KV, 1C, S/E Recuper._EMAAP-Q - S/E 38 Tababela x 416.127

Quito (2010) L/T 138KV, 2C, S/E INGA_T - S/E Recuperadora _EMAAP-Q x 329.359

Quito (2010) L/T 138KV, 2C, DERIV. a S/E 26 ALANGASI x 10.821


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Anexo 8.2 4 de 4

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoQuito (2010) L/T 138KV, 2C, DERIV. a S/E 5 CHILIBULO x x 3.328.308

Quito (2011) L/T 138KV, 2C, DERIV. a S/E 14 ZÁMBIZA x x x 3.341.233

Quito (2011) L/T 138KV, 1C, S/E 14 Zámbiza a S/E 18 Cristianía x x 568.254

Quito (2012) L/T 138KV, 2C, DERIV. a S/E 35 CUMBAYÁ x x x 575.442

Quito (2012) L/T 138KV,1C, S/E Pomas._Trans - S/E 22 S.Antonio x x x 774.157

Quito (2013) L/T 138KV,1C, S/E 38 Tababela - S/E Quinche x x x 1.221.927

Quito (2013) L/T 138KV, 1C, S/E Inga_T - S/E Vicentina_T x x x 1.710.404

Quito (2015) L/T 138KV, 1C, S/E 14 Zámbiza - S/E Quinche x x x 1.466.165

Quito (2011) L/T 46KV, 1C, S/E S.ROSA - S/E SANGOLQUI x x 241.340

Quito (2013) L/T 46KV, 2C, DERIV. S/E 3-NUEVA. x x x 51.261

Quito (2010) L/T 69 kV, 1C, S/E Santa Domingo - S/E Los Bancos x 700.036

Quito L/T 46 KV. Varios trabajos. Anualmente periodo 2009 - 2020 x x x x x x x x x x x x 1.080.000

Sur L/S/T Sur-Zamora Huayco x 200.000

Sur L/S/T Loja - Catamayo - Catacocha - El Empalme x x x x 7.527.709

Sur L/S/T Carimanga Amaluza x x 1.421.706

Sur L/S/T Cumbaratza - Chorrillos - Central Carlos Mora - Yanacocha x x x 2.004.057

Sur L/S/T Zamora Huayco - Yanacocha - San Cayetano x 320.000

Sur L/S/T Pindal - Zapotillo x 1.373.150

Sur L/S/T Yanacocha - Norte x 340.000

Sur L/S/T El Pangui - Gualaquiza x x 957.804

Sur L/S/T Obrapía - Norte x 220.000

Sur L/S/T Amaluza - Palanda x 927.804

Sur L/S/T Carimanga Amaluza x 1.147.167

Sur L/S/T Cumbaratza Chorrillos x 1.391.706

Sur L/S/T San Cayetano - Yanacocha - Chorrillos x 742.243


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Anexo 8.3 1 de 5

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoAmbato S/E Oriente x x x x x x x x x x x x 734.546

Ambato S/E Nueva Loreto x x x x x x x x x x x x 373.825

Ambato S/E Pelileo x x x x x x x x x x x x 427.863

Ambato S/E Baños x x x x x x x x x x x x 362.756

Ambato S/E Puyo x x x x x x x x x x x x 582.586

Ambato S/E Montalvo x x x x x x x x x x x x 438.789

Ambato S/E Huachi x x x x x x x x x x x 655.954

Ambato S/E Atocha x x x x x x x x x x x x 599.726

Ambato S/E Samanga x x x x x x x x x x x x 583.563

Ambato S/E LLigua x x x x x x x x x x x 218.322

Ambato S/E Loreto x x x x x x x x x x x 112.217

Ambato S/E Píllaro x x x x x x x x x x x 246.512

Ambato S/E San Francisco x x x x x x x x x x x 109.161

Ambato S/E Tena x x x x x x x x x x x x 344.674

Ambato S/E Quero x x 670.500

Ambato S/E Batan x 577.500

Ambato S/E Pilahuín x 550.000

Ambato S/E Los Andes x 550.000

Ambato S/E Santa Clara x 550.000

Ambato S/E Ahuano x 550.000

Azogues 2- S/E Subtransmisión x 256.738

Azogues Subestación Azogues 2, 69/22 kV, 16/20 MVA x 1.000.000

Centro Sur S/E 01 - L. Cordero - Cambio de interruptores por celdas Metal Enclosed x x 525.400

Centro Sur S/E 01 - L. Cordero - Repotenciación de la SE con unidad de transformación adicional x x 840.000

Centro Sur S/E 02 - P. Centenario - Repotenciación de la SE con unidad de transformación adicional x 540.000

Centro Sur S/E 03 - Monay - Ampliación del patio de 69/22 kV. Mejora de sitemas de protección x 804.000

Centro Sur S/E 06 - Verdillo - Construcción de la subestación, 24/32 MVA x x 2.537.895

Centro Sur S/E 08 - Turi - Construcción de la subestación, 24/32 MVA x 490.951

Centro Sur S/E 14 - Léntag - Ampliación de capacidad mediante una posición de transformación adicional x x 690.000

Centro Sur S/E 15 - Gualaceo - Mejoras en la subestación; Adecuación del patio de alta tensión, 138/22 kV x x 1.600.000

Centro Sur S/E 18 - Cañar - Ampliación de capacidad mediante una posición de transformación adicional x x 890.000

Centro Sur S/E 21 - Macas - Proyecto para incrementar la capacidad de la subestación x 359.050

Centro Sur Manejo ambiental en subestaciones de distribución x x x x x x x x x x x 290.000

Centro Sur Otras actividades en subestaciones - Mejora de los sitemas de protección x x x x x x x x x x x 1.860.000

Centro Sur S/E 07 - Ricaurte - Repotenciación de la SE con unidad adicional de 10/12,5MVA x 440.000

CNEL-Bolívar Adquisición, montaje y puesta en servicio transformador Guaranda 10 MVA x x 438.438

CNEL-Bolívar Rehabilitación Subestación Caluma x x 240.000

CNEL-Bolívar Construcción obra civil y estructura de soporte S/E Las Naves x 250.000

CNEL-Bolívar Adquisición, montaje y puesta en servicio subestación 138/69 kV Guaranda x x x 2.000.000

CNEL-Bolívar compra e instalación Transformador Cochabamba de 10 a 12 MVA x 100.000

CNEL-Bolívar Mantenimiento de subestaciones Cochabamba, Sicoto, Guanujo, Guaranda x 100.000

CNEL-Bolívar Rehabilitación subestación de Caluma x 60.000

CNEL-El Oro ADQUISICIÓN DE EQUIPOS PARARRAYOS PARA POSICIONES DE LÍNEA DE 69 KV x x x x x x x 295.000

CNEL-El Oro ADQUISICIÓN DE INTERRUPTORES EN GAS PARA 69 KV x x x x 720.000

CNEL-El Oro EQUIPOS PARA MEJORAMIENTO DEL FACTOR DE POTENCIA EN EL SISTEMA x x x x x x 180.000

CNEL-El Oro CAMBIO DE ACEITE DIELÉCTRICO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA x x x x x x x 250.000

CNEL-El Oro ADQUISICION DE ACEITE DIELECTRICO PARA TRANSFORMADORES x x x x x x x x x x x 540.000

CNEL-El Oro ESTUDIOS PARA DIAGNÓSTICO DE ACEITE DIELÉCTRICO DE TRANSFORMADORES x x x x x x x x x x x 278.000

CNEL-El Oro MANTENIMIENTO DE EQUIPOS Y ACCESORIOS DE SUBESTACIONES x x x x x x x x x x x 550.000

CNEL-El Oro CLIMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES x x x x x x 90.000

CNEL-El Oro CERRAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO x x x x x x x x x x x 440.000

CNEL-El Oro TAPAS PARA TRINCHERAS DE SUBESTACIONES x x x 54.000

CNEL-El Oro CONSTRUCCIÓN DE POSICIÓN DE LÍNEA DE 69 KV EN LA SUBESTACIÓN LA AVANZADA x 364.000

CNEL-El Oro CONSTRUCCIÓN DE POSICIÓN DE LÍNEA DE 69 KV EN LA SUBESTACIÓN MACHALA x 364.000

CNEL-El Oro AMPLIACIÓN DE PATIO DE 69 KV EN LA SUBESTACIÓN LOS PINOS x 280.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACION DE LA SUBESTACION LA PEAÑA x 832.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACION DE LA SUBESTACION LA PAGUA x 60.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACION DE LA SUBESTACION LA BARBONES x 60.000

CNEL-El Oro CONSTRUCCION DE LA SUBESTACION EL BOSQUE x 2.500.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACION DE LA SUBESTACION PORTOVELO x 70.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACION DE LA SUBESTACION MACHALA CENTRO x 60.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACION DE LA SUBESTACION LOS PINOS x 1.140.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACION DE LA SUBESTACION EL CAMBIO x 60.000

CNEL-El Oro ADQUISICIÓN DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN PARA SUBESTACIONES x 100.000

INVERSIONES PREVISTAS POR LAS DISTRIBUIDORAS SUBESTACIONES DE SUBTRANSMISIÓN

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Anexo 8.3 2 de 5

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoCNEL-El Oro ADQUISICIÓN DE RECONECTADORES DE 13.8 KV x 90.000

CNEL-El Oro ADQUISICIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA 13.8 KV Y 69 KV x 60.000

CNEL-El Oro EQUIPOS DE MEDICIÓN PARA SUBESTACIONES Y LINEAS DE SUBTRANSMISIÓN x 70.000

CNEL-El Oro ADQUISICIÓN DE BANCOS DE BATERÍAS PARA SUBESTACIONES x 40.000

CNEL-El Oro INTERRUPTORES DE 69 KV EN SUBESTACIONES x 40.000

CNEL-El Oro REPOTENCIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN ARENILLAS x 40.000

CNEL-Esmeraldas S/E 69 KV.10/12.5 MVA San Lorenzo x x 1.880.000

CNEL-Esmeraldas S/E 69 KV. 10/12.5 MVA Las Golondrinas x x 1.980.000

CNEL-Esmeraldas S/E 69 kV. 12/16 MVA Petroecuador-Cupa x x 1.883.000

CNEL-Esmeraldas Condensadores tipo estación x 1.044.346

CNEL-Esmeraldas EQUIPOS DE PROTECCION Y SECCIONAMIENTO LAS PALMAS x 2.000.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Posición en Duran Sur x x 600.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Posición en Aurora x 950.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Posición En Valencia x 482.332

CNEL-Guayas-Los Ríos Posición en Buena Fe x 390.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Posición en Quevedo Nueva x 390.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Posición en Duran Centro x 390.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Ciudad Celeste (La Puntilla) x x 695.102

CNEL-Guayas-Los Ríos A. Gilbert (Durán) x x 1.650.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Cambio de Trafo en Balzar x 925.929

CNEL-Guayas-Los Ríos Desmontaje de Trafo en Balzar x 88.241

CNEL-Guayas-Los Ríos Cambio de Trafo en Samborondon x 520.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Mocoli x x 1.836.649

CNEL-Guayas-Los Ríos Mocache x 695.102

CNEL-Guayas-Los Ríos Cambio de Trafo en Tennis Club x 950.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Zulema x 849.971

CNEL-Guayas-Los Ríos La Joya x 1.135.367

CNEL-Guayas-Los Ríos Vicolinci x 950.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Duran Centro x 1.327.569

CNEL-Guayas-Los Ríos Laurel x 896.235

CNEL-Guayas-Los Ríos Isidro Ayora x 795.102

CNEL-Guayas-Los Ríos El Batan x x 1.210.151

CNEL-Guayas-Los Ríos Aurora x 950.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Cambio de Trafo en J.B.Aguirre x 520.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Cambio de Trafo en Villa Club x 520.000

CNEL-Guayas-Los Ríos Cambio de Trafo en Buena Fe x 45.929

CNEL-Guayas-Los Ríos El Vergel x 849.971

CNEL-Guayas-Los Ríos Automatización SCADA 2010-2011 x x 2.592.658

CNEL-Los Ríos SE Ventanas x 381.446

CNEL-Los Ríos SE Terminal Terrestre x 775.221

CNEL-Los Ríos SE Cedege x 681.446

CNEL-Los Ríos SE La Ercilia x 384.625

CNEL-Los Ríos SE Baba x 384.625

CNEL-Los Ríos SE Palenque x 384.625

CNEL-Los Ríos SE Puebloviejo x 128.063

CNEL-Los Ríos SE Centro Industrial x 135.105

CNEL-Manabí Construcción S/E Pedernales x 1.070.000

CNEL-Manabí Ampliación S/E Calceta 16/20 MVA x 897.640

CNEL-Manabí Construcción S/E Bahía 2 x 1.097.640

CNEL-Manabí Construcción S/E El Aromo x 1.097.640

CNEL-Manabí Construcción S/E Portoviejo 4 x 1.097.640

CNEL-Manabí Montaje Ampliación S/E Montecristi x 1.097.640

CNEL-Manabí Construcción S/E Flavio Alfaro x 886.160

CNEL-Manabí Construcción S/E Jipijapa 2 x 886.160

CNEL-Manabí Construcción S/E km. 103 x 886.160

CNEL-Manabí Ampliación S/E Colimes 2x 5 MVA x 660.000

CNEL-Manabí Construcción S/E Bellavista x 660.000

CNEL-Manabí Construcción S/E Canoa x 660.000

CNEL-Manabí Construcción S/E Charapoto x 660.000

CNEL-Manabí Construcción S/E La Estancilla x 660.000

CNEL-Manabí Construcción S/E San Andrés x 660.000

CNEL-Manabí Construcción S/E San Plácido x 660.000

CNEL-Manabí Montaje Ampliación S/E Lodana 2x5MVA x 660.000

CNEL-Manabí Montaje Ampliación S/E Machalillla 2x5MVA x 660.000


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Anexo 8.3 3 de 5

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoCNEL-Manabí Montaje Ampliación S/E Rocafuerte 2x5MVA x 660.000

CNEL-Manabí Montaje Ampliación S/E Puerto Cayo x 382.500

CNEL-Milagro Entrada en operación de S/E Roberto Astudillo AT x 50.000

CNEL-Milagro Entrada en operación de S/E Roberto Astudillo BT x 120.000

CNEL-Milagro Compra de transformador 12/16 Mva S/E Montero x 330.000

CNEL-Milagro Mejoras en bahía de 13,8 S/E Montero x 60.000

CNEL-Milagro Reconectadores S/E Montero x 80.000

CNEL-Milagro Compra transformador 12/16 Mva S/E Naranjal x 330.000

CNEL-Milagro Compra Transformador 12/16 Mva Pto. Inca x 330.000

CNEL-Milagro Mejoras en bahía de 13,8 S/E Pto. Inca x x 891.836

CNEL-Milagro Reconectadores S/E Pto. Inca x 60.000

CNEL-Milagro Compra Transformador 12/16 Mva La Troncal x 330.000

CNEL-Milagro Mejoras en bahía de 13,8 S/E La Troncal x 60.000

CNEL-Milagro Reconectadores S/E La Troncal x 80.000

CNEL-Milagro Alimentadora nueva en La Troncal x 120.000

CNEL-Milagro Instalación de medición entre Regional Guayas Los Ríos x 50.000

CNEL-Milagro Barraje en S/E Montero, protección y breaker 69 Kv x 80.000

CNEL-Milagro Punto de interconexión en Pto Inca x 110.000

CNEL-Milagro Punto de interconexión en El Triunfo 2 x 110.000

CNEL-Milagro Obras civiles S/E Lorenzo de Garaycoa x x 116.000

CNEL-Milagro barraje en alta y baja tensión S/E L. de Garaycoa x 110.000

CNEL-Milagro Movimiento de Transformador Naranjal L. de Garaycoa x 50.000

CNEL-Milagro Salidas de alimentadoras S/E L. Garaycoa x 110.000

CNEL-Milagro Compra de transformador La Troncal 18/24 Mva x 360.000

CNEL-Milagro Movimiento de Transformador La Troncal a Yaguachi x 50.000

CNEL-Milagro Salidas de alimentadoras S/E Yaguachi x 60.000

CNEL-Milagro Trabajos varios en S/E de 69 Kv x x x x x x x x 90.000

CNEL-Milagro Trabajos varios en S/E de 69 Kv x x x x x x x x x x x 657.164

CNEL-Santa Elena S/E San Lorenzo del Mate (Reubica T S/E Chipipe) x 229.750

CNEL-Santa Elena S/E Daular (Reubica T S/E Santa Rosa) x x 750.000

CNEL-Santa Elena Sercoactiva x x 1.000.000

CNEL-Santa Elena Flopec x x 1.000.000

CNEL-Santa Elena Petrocomercial II x x 1.000.000

CNEL-Santa Elena Alimport x x x 1.800.000

CNEL-Santa Elena Zona Franca x x x 1.800.000

CNEL-Santa Elena S/E Chiva negra -- Nueva x x 2.434.753

CNEL-Santa Elena S/E Bombeo Cedege x x 2.434.753

CNEL-Santa Elena S/E Comisión de Transito -- Nueva x x 2.100.000

CNEL-Santa Elena Posiciones 69 Kv (1+1+2+4+2+3+2+3+1+2) x x x x x 2.410.000

CNEL-Santa Elena Posiciones 69 Kv (3+2+2+3) x x x 900.000

CNEL-Santo Domingo Equipamiento de las Subestaciones x x x x x x x x x x x 5.820.936

CNEL-Santo Domingo Reconectadores de 7,6 kV - 333 kVA x x x x x x x x x x x 997.644

CNEL-Santo Domingo Banco de baterias x x x x x x x x x x x 914.919

CNEL-Santo Domingo Banco de capacitores x x x x x x x x x x x 1.021.007

CNEL-Santo Domingo Equipos y repuestos para SE mantenimiento preventivo y correctivo x x x x x x x x x x x 2.444.756

CNEL-Santo Domingo Otros equipamientos x x x x x x x x x x x 1.622.378

CNEL-Santo Domingo Adquisicion Transformador 12MVA S/E La Concordia x x x x x x x x x x x 2.841.024

CNEL-Santo Domingo Adquisicion Transformador 16MVA S/E Quito x x x x x x x x x x x 3.680.957

CNEL-Santo Domingo Subestaciones nuevas x x x x x x x x x x x 3.998.182

CNEL-Santo Domingo Instalación de Protección diferencial en la S/E Concordia x 100.000

CNEL-Sucumbíos S/E en la Central Celso Castellanos x 482.000

CNEL-Sucumbíos S/E Lago Agrio: Bahía para llegada de línea desde SE Celso Castellanos x 100.000

CNEL-Sucumbíos S/E Tarapoa x 200.000

CNEL-Sucumbíos S/E Tarapoa: Bahía para llegada de línea desde SE Shushufindi x 200.000

CNEL-Sucumbíos S/E Celso Castellanos: Bahía para llegada desde SE Lago Agrio 230/69 kV x 820.000

CNEL-Sucumbíos S/E Petroecuador: Bahía para llegada desde SE Lago Agrio 230/138 kV x 750.000

CNEL-Sucumbíos S/E Lumbaqui x 930.000

CNEL-Sucumbíos S/E Lumbaqui: Bahía para llegada de línea desde SE Lago Agrio x 820.000

CNEL-Sucumbíos S/E Loreto x 1.030.000

CNEL-Sucumbíos S/E Loreto: Bahía para llegada de línea desde SE Coca x 120.000

CNEL-Sucumbíos S/E Coca: Bahía para llegada desde SE Lago Agrio 230/69 kV x 120.000

CNEL-Sucumbíos S/E Shushufindi: Bahía para llegada desde Central Tèrmica Shishufindi 126 MW x 120.000

CNEL-Sucumbíos Repotenciación trafo S/E Celso Castellanos x 960.000

CNEL-Sucumbíos Repotenciación trafo S/E Lago Agrio x 960.000


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Anexo 8.3 4 de 5

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoCNEL-Sucumbíos Repotenciación trafo S/E Shushufindi x 960.000

CNEL-Sucumbíos Remodelaciòn sistema de protecciones en Subestaciones x x 390.000

CNEL-Sucumbíos Remodelaciòn fisica y equipos de control S/E x x 206.641

Cotopaxi S/E Pujilí 69/13,8 KV 5 MVA x x x 595.000

Cotopaxi S/E Locoa 69/13,8 KV 10 MVA x x x x 880.000

Cotopaxi S/E Saquisilíí 69/13,8 KV 5 MVA x x x 550.000

Cotopaxi Readecuación de S/E existentes y otros x x x x x x x x x x x 5.100.600

Cotopaxi Readecuaciones civiles en las S/E x 120.000

Cotopaxi Accesorios eléctricos y varios de Subestaciones x 90.000

Cotopaxi Sistema SCADA Automatizar Subestaciones x 160.000

Cotopaxi Instalación Interruptor 69 KV Subestación Salcedo x 160.000

Cotopaxi Switchgear 13,8 KV 2.500 Amp.y obra civil S/E San Rafael x 160.000

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Patio de Maniobras América x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Ayacucho II 18/24 MVA. x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Ceibos III 18/24 MVA. x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Lotes con Servicio 18/24 MVA. x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Aereopuerto 18/24 MVA. x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Olímpica x 871.801

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E Guasmo III, 18/24 MVA x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Parque California 18/24 MVA x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Alborada II 18/24 MVA x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Puerto Lisa II x 1.028.706

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Cumbres II 24 MVA. x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Guayacanes II 16 MVA. x 871.801

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Belo Horizonte a 18/24 MVA x 805.112

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Puerto Lisa II 18/24 MVA x 805.112

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Puerto Santa Ana 12/16 MVA x 390.002

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Gómez Lince x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Portuaria II x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Guayacanes II a 18/24 MVA x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E Aeropuerto II 16 MVA x 484.706

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E Lotes con Servicio No. 2, 16 MVA x 436.314

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Olímpica 18/24 MVA x 805.112

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva S/E. Gómez Rendón x 1.261.186

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Bien Público 18/24 MVA. x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva Subestación 25 de Julio 16 MVA x 528.706

Eléctrica de Guayaquil Construccion de Nueva Subestación Vergeles No. II 16 MVA x 684.706

Eléctrica de Guayaquil Incremento de capacidad Aeropuerto No. II a 24 MVA x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Incremento de Capacidad S/E. Padre Canals II 18/24 MVA x 1.005.112

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva Subestación Atarazana No. II x 728.706

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva Subestación Olímpica No. II x 1.117.186

Eléctrica de Guayaquil Construcción de Nueva Subestación San Felipe x 728.706

Norte Alpachaca 10MVA 69/13.8 kV x x 1.800.000

Norte El Chota, posición a La Carolina x 120.000

Norte Ampliación de La Esperanza de EMELNORTE x 130.000

Norte Ajaví 10MVA 69/13.8 kV x x 1.400.000

Norte Vacas Galindo 5 MVA 69/13.8 kV x x 560.000

Norte Alpachaca 10MVA 69/34.5 kV x x 1.800.000

Norte El Rosal 5 MVA 69/34,5 kV x 350.016

Norte Otavalo, 2 posiciones de línea, 69 kV x 130.000

Norte Atuntaqui 10 MVA 69/13.8 kV x x 2.032.665

Norte Sta Barbara 5 MVA 69/13,8 kV. x x 1.854.648

Norte Transformador de reserva sobre plataforma 10MVA 69/13.8 kV x 800.000

Norte Bancos de capacitores 600 kVAR: Otavalo (1), La esperanza (1), x 45.000

Norte Banco de capacitores 600 kVAR: La Esperanza (1) x 18.000

Norte Banco de capacitores 400 kVAR: San Gabriel (1) x 18.000

Norte Banco de capacitores 600 kVAR: La Carolina (1) x 18.000

Norte Banco de capacitores 600 kVAR: Ajaví (1) x 36.000

Norte S/E TULCAN Disyuntor en gas SF6 para 69 KV con TCs, TPS, medición y protección x 90.000

Norte S/E ATUNTAQUI Disyuntor de 34,5 KV en SF6 con protecciones y medición x 60.000

Quito (2010) S/E SECCION-INGA_T - (5 posiciones 138KV) x 1.333.526

Quito (2011) S/E MOVIL - 138/46/23 KV x x 1.435.859

Quito (2012) S/E SECCION-POMAS.TRANSEL - (1 Posición 138KV) x x x 279.740

Quito (2009) S/E 23 CONOCOTO - 1 trafo 33MVA y 4 Posic.138KV x 885.442


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Anexo 8.3 5 de 5

DISTRIBUIDORA PROYECTO 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 USD períodoQuito (2010) S/E 26 ALANGASI - 1 trafo 33MVA y 4 Posic. 138KV x 385.150

Quito (2010) S/E 38 TABABELA - 1 trafo 33 MVA y 1 Posic. 138KV x 252.043

Quito (2010) S/E 5 CHILIBULO - 1 trafo 33MVA y 4 Posic. 138KV x 319.081

Quito (2010) S/E 57 POMASQUI - 2 Posic. 138KV. x 718.184

Quito (2010) S/E 59 E.ESPEJO - 2 Posic. 138KV x 718.184

Quito (2011) S/E 14 ZAMBIZA - 1 trafo 33MVA y 4 Posic.138KV x x 2.074.924

Quito (2011) S/E 18 CRISTIANIA - 3 Posic. 138KV. x x 899.981

Quito (2012) S/E 35 CUMBAYA - 1 trafo 33 MVA y 4 Posic.138KV x x x 2.963.576

Quito (2012) S/E 22 S.ANTONIO - 1 trafo 33 MVA y 1 Posic. 138KV x x x 2.388.974

Quito (2013) S/E EL QUINCHE - 1 trafo 33 MVA y 1 Posic. 138 kV x x x 2.388.974

Quito (2013) S/E 23 CONOCOTO - 2do. trafo 33 MVA x x x 1.672.359

Quito (2013) S/E 35 CUMBAYÁ - 2do. trafo 33 MVA x x x 1.672.359

Quito (2013) S/E 38 TABABELA - 3 Posic.138KV x x 899.981

Quito (2013) S/E 34 MACHACHI - 1 trafo 33MVA y 2 Posic.138KV x x x 2.533.795

Quito (2014) S/E 19 Cotocollao-Nueva - 1 trafo 33 MVA y 2 Posic. 138kV. x x x 2.533.795

Quito (2015) S/E 26 ALANGASI - 2do. trafo 33 MVA y 1 jgo celdas 23kV x x x 1.665.069

Quito (2015) S/E EL QUINCHE - 1 Posic. 138 kV. x x 477.348

Quito (2016) S/E 38 TABABELA - 2do. trafo 33 MVA x x x 2.533.795

Quito (2015) S/E 14 ZAMBIZA - 1 Posic.138KV x x 477.348

Quito (2016) S/E 14 ZÁMBIZA - 2do. trafo 33 MVA y 1 jgo celdas 23kV x x x 1.665.069

Quito (2017) S/E VICENTINA - 1 trafo 33 MVA y 1 Posic. 138 kV. x x x 2.188.974

Quito (2019) S/E 19 Cotocollao-Nueva - 2do trafo 33 MVA y 1 Posic. 138kV x x x 2.096.084

Quito (2009) S/E 21 EPICLACHIMA - 1 trafo 33MVA y 2 posic.23KV x 1.125.396

Quito (2011) S/E 55 SANGOLQUI - (3 Posic. 46 KV) x x 771.736

Quito (2011) S/E 19 COTOCOLLAO - 1 trafo 33MVA reemplazo y 1 jgo. celdas aisladas 23KV x x 533.932

Quito (2011) S/E 37 Sta. ROSA - 2do.trafo 33MVA,1 posic.46KV y 1 jgo. Celdas 23KV x x 1.627.938

Quito (2010) S/E 11 B.Quevedo, 1 trafo 20MVA reemplazo y 1 Posic. 46 kV. x 566.201

Quito (2011) S/E 2 Luluncoto, 1 trafo 15/20MVA, reemplazo, 1 juego cabinas metalclad 6.3 kV. x x 1.218.593

Quito (2013) S/E 15 El Bosque, 2do. trafo 20MVA, 1 posic.46KV y 1 jgo.cabinas 6.3kV x x x 1.241.079

Quito (2013) S/E No. 4, 2do trafo 20MVA y 1 juego cabinas metalclad 6.3kV x x x 1.238.368

Quito (2013) S/E 53 P.Guerrero , 2do trafo 20 MVA, 1 juego cabinas metalclad 6.3kV x x x 1.238.368

Quito (2013) S/E 3 Magdalena, 1 trafo 20 MVA (reubicación S/E) y 2 disy.46kV x x x 2.203.071

Quito (2015) S/E 8 La Marín, 1 trafo 20MVA (reemplazo) y 1 jgo. cabinas 6.3 kV x x x 623.368

Quito (2016) S/E 24 CAROLINA , 2do. trafo 20MVA y 2 Interr. 46 kV x x x 1.208.879

Quito (2016) S/E 32 Diez Nueva 2do trafo 20MVA y 1 juego cabinas metalclad 6.3 kV. x x x 1.238.368

Quito (2010) S/E 28 Iñaquito, 2do trafo 20MVA, 1 posic.46kV y jgo.cabinas 6.3kV x 848.907

Quito (2020) S/E 13 G.Centeno, 2do trafo 20MVA, 1 posic.46kV y 1 jgo.cabinas 6.3kV x x x 1.141.079

Quito (2010) S/E Los Bancos, 1 trafo 10 MVA, 69/13.2 kV. x 889.831

Quito (2013) S/E C.H. Baeza, 1 trafo 20MVA, 13.8/23 kV. x x x 1.157.992

Quito VARIAS S/E, cabinas, relés, disy. 46, 23 kV, TC, TP, ETC. Plazo 2008-2020 x x x x x x x x x x x 2.364.558

Riobamba Construcción subestación en Riobamba x x 1.562.670

Riobamba Reposición equipos, relés, seccionadores x x x x x x x x x x x 4.972.376

Sur SISTEMA SCADA x x 5.000.000

Sur Ampliación SE Loja (Transelectric) x x 800.667

Sur S/E El Empalme x x 1.044.000

Sur S/E Yanacocha (Seccionamiento) x 360.500

Sur Ampliación SE Norte x 105.000

Sur Anillo Ciudad de Loja x x x 750.000

Sur Subestación Sozoranga x 325.000

Sur Anillo Catacocha Carimanga Macará x 748.810

Sur S/E Chorrillos x 325.000

Sur Ampliación S/E Cariamanga x 105.000

Sur S/E Amaluza x 325.000

Sur Ampliación S/E Cumbaratza x 105.000

Sur Ampliación S/E Pindal x 105.000

Sur S/E Zapotillo x 325.000

Sur S/E Yantzaza x 325.000

Sur S/E Gualaquiza x 521.417

Sur Ampliación S/E Palanda x 105.000

Sur Ampliación S/E Amaluza x 105.000


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Anexo 8.4 1 de 3

DISTRIBUIDORA TIPO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020LS 3.620.257 1.152.000 134.000 1.602.000 762.000 453.200 384.000 804.000 806.000 50.000 1.870.000 400.000

SE 790.000 917.500 963.375 930.169 950.427 971.699 469.033 492.485 517.109 1.067.965 570.113 598.619

CP 1.476.141 821.195 848.459 876.679 905.890 936.129 967.433 999.839 1.033.390 1.068.125 1.104.089 1.141.325

TD 442.842 821.195 848.459 876.679 905.890 936.129 967.433 999.839 1.033.390 1.068.125 1.104.089 1.141.325

RS 590.457 1.094.927 1.131.278 1.168.905 1.207.854 1.248.172 1.289.910 1.333.119 1.377.853 1.424.167 1.472.118 1.521.767

AP 448.400 874.290 906.655 940.236 975.080 1.011.234 1.048.749 1.087.677 1.128.072 1.169.988 1.213.485 1.258.623

AC 1.077.043 1.526.065 1.563.719 1.602.494 1.642.425 1.683.545 1.725.890 1.769.498 1.814.406 1.860.653 1.908.279 1.957.326

ME 1.076.520 1.514.864 1.456.483 1.514.742 1.575.332 1.638.345 1.703.879 1.772.034 1.842.915 1.916.632 1.993.297 2.073.029

IG 2.528.816 2.490.940 2.517.428 2.544.295 2.571.546 2.599.188 2.627.228 2.655.671 2.684.524 2.713.795 2.743.491 2.773.618

12.050.477 11.212.976 10.369.855 12.056.198 11.496.443 11.477.641 11.183.555 11.914.163 12.237.659 12.339.450 13.978.961 12.865.633LS 594.058 707.734 155.000 122.714 598.058 918.946 0 0 0 0 0 0

SE 1.000.000 256.738 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CP 288.379 878.881 365.391 108.900 32.115 33.768 75.569 36.241 33.632 35.568 36.188 38.065

TD 115.788 335.902 97.577 92.756 117.588 111.504 124.739 109.908 141.697 135.505 140.501 134.815

RS 469.001 1.435.979 150.425 188.653 192.811 199.169 242.734 213.026 216.530 224.406 231.184 239.095

AP 51.109 236.611 29.621 29.621 29.621 29.621 29.621 29.621 29.621 29.621 29.621 29.542

AC 93.624 233.712 82.073 84.531 87.342 89.814 92.725 95.557 98.482 101.502 104.616 107.738

ME 162.348 378.351 132.865 136.845 141.396 145.397 150.110 154.694 159.431 164.319 169.360 174.413

IG 179.032 335.612 293.532 373.532 103.532 48.532 85.532 73.532 78.532 103.532 103.532 103.532

2.953.339 4.799.520 1.306.484 1.137.552 1.302.462 1.576.752 801.030 712.579 757.925 794.453 815.002 827.201LS 1.129.200 1.118.732 160.000 160.000 160.000 160.000 160.000 160.000 160.000 160.000 160.000 160.000

SE 2.454.500 1.752.796 1.050.000 170.000 570.000 1.670.000 1.970.000 670.000 1.050.000 170.000 170.000 170.000

CP 4.677.630 3.262.318 3.431.766 3.607.143 3.736.798 3.869.693 4.005.911 4.145.535 4.288.649 4.435.341 4.585.700 4.739.818

TD 1.023.778 714.013 751.099 789.484 817.861 846.947 876.761 907.320 938.643 970.749 1.003.657 1.037.389

RS 4.011.281 2.797.587 2.942.896 3.093.290 3.204.475 3.318.439 3.435.252 3.554.985 3.677.712 3.803.507 3.932.447 4.064.611

AP 1.938.304 1.705.223 944.068 977.111 1.001.538 1.026.577 1.052.241 1.078.547 1.105.511 1.133.149 1.161.477 1.190.514

AC 1.060.086 1.097.189 1.135.591 1.175.337 1.204.720 1.234.838 1.265.709 1.297.352 1.329.786 1.363.030 1.397.106 1.432.034

ME 1.492.506 2.320.243 1.548.952 878.665 900.632 923.148 946.226 969.882 994.129 1.018.982 1.044.457 1.070.568

IG 5.546.063 6.534.903 6.386.355 3.562.591 3.560.305 3.826.306 4.132.640 3.762.421 5.875.484 5.949.087 4.013.206 4.531.141

23.333.348 21.303.006 18.350.726 14.413.621 15.156.328 16.875.948 17.844.741 16.546.042 19.419.914 19.003.845 17.468.051 18.396.075LS 800.000 825.602 0 544.865 817.297 2.179.459 1.907.027 0 0 0 0 0

SE 0 338.438 650.000 0 220.000 1.100.000 880.000 0 0 0 0 0

CP 560.000 901.090 1.057.473 789.635 612.553 483.450 438.450 378.450 348.450 333.450 288.450 288.450

TD 310.000 702.640 859.023 591.185 414.103 285.000 240.000 180.000 150.000 135.000 90.000 90.000

RS 970.000 936.854 1.145.364 788.247 552.137 380.000 320.000 240.000 200.000 180.000 120.000 120.000

AP 961.000

AC 110.000 252.583 258.812 265.352 162.485 155.960 149.762 143.874 138.281 132.966 127.918 123.122

ME 235.000 171.756 175.992 180.440 110.490 106.053 101.838 97.834 94.031 90.417 86.984 83.723

IG 102.000 1.889.500 1.348.488 806.000 346.000 346.000 346.000 921.000 301.000 301.000 292.500 292.500

4.048.000 6.018.462 5.495.152 3.965.724 3.235.063 5.035.923 4.383.078 1.961.159 1.231.761 1.172.834 1.005.853 997.795LS 2.440.000 6.105.001 900.000 60.000 60.000 60.000 60.000 60.000 60.000 60.000 60.000 60.000

SE 893.000 1.186.000 3.675.000 258.000 1.530.000 275.000 190.000 420.000 370.000 420.000 180.000 230.000

CP 4.718.261 1.178.761 1.009.843 1.005.800 971.692 946.126 1.036.908 1.088.046 1.013.547 1.062.418 1.397.814 1.416.300

TD 618.979 1.051.552 1.071.383 1.091.611 1.112.243 1.133.288 1.154.754 1.176.649 1.198.982 1.221.761 1.244.996 1.268.696

RS 682.906 1.693.122 1.602.176 1.406.813 1.407.842 1.353.548 1.354.619 1.355.711 1.356.825 1.357.962 1.359.121 1.360.304

AP 1.046.500 1.095.325 1.146.591 1.196.921 1.250.117 1.306.305 1.365.619 1.428.198 1.494.192 1.563.756 1.637.055

AC 2.012.636 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ME 7.027.026 4.385.866 3.467.327 4.467.477 4.111.432 3.717.087 3.960.222 4.378.453 3.274.286 4.501.755 4.125.304 3.946.791

IG 2.599.192 5.854.679 4.614.273 3.408.934 1.735.308 2.336.812 2.258.677 1.728.686 2.599.525 1.749.291 1.773.504 1.930.527

20.992.000 22.501.480 17.435.327 12.845.225 12.125.437 11.071.977 11.321.485 11.573.164 11.301.363 11.867.379 11.704.495 11.849.673LS 920.000 1.590.500 2.906.156 2.110.000 2.470.000 71.060 240.708 1.830.000 1.200.000 800.000 0 0

SE 2.175.598 2.175.000 2.040.000 0 113.748 100.000 1.791.500 391.500 0 0 0 0

CP 0 996.304 4.255.750 3.736.550 3.596.350 2.552.150 388.135 388.133 388.133 388.133 388.133 388.133

TD 132.040 239.143 317.463 317.463 317.463 387.113 121.594 121.594 69.651 157.266 157.266 157.266

RS 0 2.737.200 237.206 237.206 237.206 330.073 92.867 92.867 92.867 92.867 92.867 92.867

AP 105.906 1.032.896 85.000 85.000 85.000 85.000 85.000 85.000 85.000 85.000 85.000 85.000

AC 440.000

ME 0 2.347.163 1.721.987 1.078.003 1.092.500 1.138.750 785.000 631.250 527.500 423.750 350.000 320.000

IG 360.000 830.060 1.286.000 1.266.000 796.000 566.000 811.000 386.000 536.000 366.000 531.000 676.000

4.133.544 11.948.266 12.849.562 8.830.221 8.708.267 5.230.147 4.315.804 3.926.344 2.899.151 2.313.016 1.604.266 1.719.266LS 2.379.401 6.724.390 2.074.435 27.446 1.393.332 54.892 0 0 0 0 0 0

SE 4.138.335 6.900.634 3.870.717 950.000 4.695.177 1.255.545 645.929 749.971 0 0 0 0

CP 1.490.639 4.314.359 2.539.735 658.791 904.863 552.695 512.329 432.945 454.592 477.322 501.188 526.248

TD 1.291.669 1.796.495 1.821.736 556.571 584.399 613.619 644.300 676.515 710.341 745.858 783.151 822.308

RS 1.855.977 3.515.424 2.949.771 350.300 367.815 386.206 405.516 425.792 434.308 456.023 478.824 502.766

AP 88.520 92.946 97.594 102.473 107.597 112.977 118.626 124.557 130.785 137.324 144.190 151.400

AC 1.413.921 1.446.652 1.258.985 757.820 795.711 835.497 877.272 921.135 967.192 1.015.552 1.066.329 1.119.646

ME 3.989.464 4.048.241 4.195.325 1.360.842 1.428.884 1.500.328 1.575.344 1.654.112 1.736.817 1.823.658 1.914.841 2.010.583

IG 5.309.074 1.159.274 1.194.052 1.229.874 1.266.770 1.304.773 1.343.916 1.384.234 1.425.761 1.468.534 1.512.590 1.557.967

21.957.000 29.998.415 20.002.350 5.994.117 11.544.548 6.616.531 6.123.232 6.369.261 5.859.796 6.124.271 6.401.114 6.690.918LS 1.747.645 1.792.318 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SE 684.625 1.114.405 728.063 728.063

CP 0 258.423 418.787 468.778 460.571 664.574 509.982 362.578 247.750 260.806 274.035 287.957

Centro Sur

Total Centro SurCNEL-Bolívar

Total CNEL-BolívarCNEL-El Oro

Total CNEL-El OroCNEL-Esmeraldas

Total CNEL-EsmeraldasCNEL-Guayas Los Ríos

Total CNEL-Guayas Los Ríos

CNEL-Los Ríos

Total Azogues

Ambato

Total AmbatoAzogues

CRONOGRAMA DE INVERSIONES REQUERIDAS POR LAS DISTRIBUIDORAS SEGÚN ELEMENTOS DEL SISTEMA

CA

PÍT

ULO

8


Anexo 8.4 2 de 3

DISTRIBUIDORA TIPO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020TD 0 1.007.450 967.450 420.750 84.150 84.150 84.150 84.150 84.150 84.150 84.150 84.150

RS 0 1.324.667 1.083.869 1.230.017 1.596.998 319.584 344.785 363.214 382.627 403.077 424.621 447.316

AP 0 756.792 150.000 86.250 90.390 94.990 99.820 104.650 109.940 115.460 121.210 127.420

AC 406.365 490.387 516.651 544.219 573.326 603.999 425.250 285.316 300.599 316.641 333.524 351.381

ME 406.365 525.415 553.554 583.091 614.278 647.142 455.625 305.696 322.071 339.259 357.347 376.480

IG 0 1.780.000 863.321 420.000 340.000 320.000 700.000 200.000 120.000 200.000 120.000 640.000

3.245.000 9.049.857 4.553.632 3.753.104 3.759.713 2.734.439 3.347.675 1.705.603 1.567.136 2.447.457 1.714.888 2.314.705LS 594.000 840.000 0 620.000 2.080.000 760.000 1.400.000 600.000 320.000 200.000 600.000 1.400.000

SE 3.470.000 1.360.000 797.640 560.000 1.776.160 3.931.440 797.640 172.500 1.357.640 560.000 560.000 656.160

CP 3.068.154 1.305.000 975.000 1.155.000 1.680.000 2.070.000 1.320.000 1.205.000 1.485.000 1.485.000 1.485.000 1.905.000

TD 860.472 646.000 646.000 646.000 646.000 646.000 646.000 646.000 646.000 646.000 646.000 646.000

RS 2.483.916 2.425.000 2.470.000 2.470.000 3.030.000 3.030.000 3.030.000 3.030.000 3.870.000 3.870.000 3.870.000 3.870.000

AP 236.000 452.400 452.400 452.400 452.400 452.400 452.400 452.400 452.400 452.400 452.400 452.400

AC 354.141 359.306 374.099 389.506 405.553 422.266 439.675 457.808 476.696 496.371 516.867 538.218

ME 4.646.317 1.071.013 1.177.669 1.200.225 1.543.717 1.568.185 1.593.670 1.780.216 1.807.868 1.996.672 2.026.677 2.057.935

IG 2.420.000 4.025.000 3.644.000 2.548.000 2.564.000 2.872.000 1.998.000 1.940.000 1.998.000 2.848.000 2.048.000 1.998.000

18.133.000 12.483.719 10.536.808 10.041.131 14.177.829 15.752.291 11.677.385 10.283.924 12.413.604 12.554.443 12.204.944 13.523.713LS 0 0 0 1.750.000 1.150.000 0 0 0 0 0 0 0

SE 735.000 2.310.000 90.000 180.000 180.000 60.000 65.000 65.000 405.000 65.000 575.000 65.000

CP 207.050 3.141.900 2.937.384 2.975.160 1.604.424 1.882.320 846.888 886.992 1.307.136 944.808 1.120.104 1.040.220

TD 386.000 2.901.900 2.937.384 2.975.160 1.604.424 1.642.320 846.888 886.992 947.136 944.808 1.000.104 1.040.220

RS 1.066.560 3.869.200 3.916.512 3.966.880 2.139.232 2.189.760 1.129.184 1.182.656 1.262.848 1.259.744 1.333.472 1.386.960

AP 28.800 293.760 299.520 305.640 87.120 93.240 85.320 91.800 101.520 101.160 110.160 116.640

AC 1.651.242 1.002.820 1.034.996 1.069.810 611.233 647.063 488.418 526.176 582.712 579.768 628.793 666.652

ME 530.926 863.800 890.745 919.900 535.870 565.875 410.680 442.300 489.645 487.180 528.235 559.940

IG 1.485.753 3.302.500 5.435.400 4.885.232 900.509 1.001.244 1.532.452 929.145 946.339 1.039.050 992.291 1.421.080

6.091.331 17.685.880 17.541.941 19.027.782 8.812.812 8.081.822 5.404.830 5.011.061 6.042.336 5.421.518 6.288.159 6.296.712LS 975.632 3.835.500 1.882.500 1.822.500 1.672.500 1.552.500 682.500 682.500 682.500 682.500 682.500 682.500

SE 4.169.750 4.015.000 2.845.000 2.947.376 2.394.753 1.487.376 0 0 0 0 0 0

CP 828.750 780.000 780.000 780.000 260.000 520.000 260.000 260.000 260.000 260.000 260.000 260.000

TD 800.000 732.000 732.000 732.000 732.000 732.000 732.000 732.000 732.000 732.000 732.000 732.000

RS 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690 1.470.690

AP 212.203 275.864 275.864 275.864 275.864 275.864 275.864 275.864 275.864 275.864 275.864 275.864

AC 501.998 39.161 37.456 36.548 36.000 35.641 35.381 35.190 35.046 34.929 34.848 34.782

ME 852.275 831.781 795.554 776.270 764.639 757.009 751.476 747.420 744.360 741.884 740.172 738.771

IG 774.701 2.538.000 2.063.000 1.993.000 2.073.000 2.093.000 2.073.000 2.073.000 2.093.000 2.093.000 2.928.000 2.928.000

10.586.000 14.517.996 10.882.063 10.834.248 9.679.446 8.924.080 6.280.911 6.276.664 6.293.460 6.290.867 7.124.074 7.122.608LS 160.000 248.473 255.833 263.752 272.273 281.442 291.307 301.922 313.344 325.634 338.859 353.088

SE 1.280.000 1.360.232 1.463.429 1.574.649 1.694.323 1.823.091 1.961.646 2.110.731 2.271.147 2.443.754 2.629.479 2.829.320

CP 439.000 661.238 711.233 765.287 823.449 886.031 953.369 1.025.825 1.103.788 1.187.676 1.277.940 1.375.063

TD 226.000 661.238 711.233 765.287 823.449 886.031 953.369 1.025.825 1.103.788 1.187.676 1.277.940 1.375.063

RS 340.000 881.650 948.311 1.020.383 1.097.932 1.181.375 1.271.159 1.367.767 1.471.718 1.583.568 1.703.919 1.833.417

AP 876.000 538.000 578.888 622.883 670.223 721.160 775.968 834.941 898.397 966.675 1.040.142 1.119.193

AC 767.300 523.582 563.374 606.190 652.261 701.832 755.172 812.565 874.320 940.768 1.012.266 1.089.199

ME 494.300 610.845 657.269 707.222 760.971 818.805 881.034 947.992 1.020.040 1.097.563 1.180.977 1.270.732

IG 1.927.400 2.661.808 2.864.813 3.082.095 3.315.814 3.568.220 3.839.657 4.131.571 4.445.518 4.783.174 5.146.339 5.537.953

6.510.000 8.147.065 8.754.384 9.407.749 10.110.694 10.867.987 11.682.682 12.559.141 13.502.060 14.516.489 15.607.862 16.783.027LS 0 906.400 0 0 1.200.000 3.200.000 4.800.000 64.000 0 0 5.120.000 0

SE 4.660.641 577.000 41.000 0 390.000 550.000 550.000 0 0 1.520.000 880.000 0

CP 49.210 121.200 72.000 0 0 15.000 89.000 40.000 24.000 36.000 0 0

TD 48.372

RS 82.109

AP 42.000 460.000 443.670 393.300 379.960 349.600 311.880 275.540 257.600 258.520 222.410 212.520

AC 51.997 548.050 597.375 651.138 709.741 773.617 843.243 919.135 1.001.857 1.092.024 1.190.306 1.297.434

ME 51.997 1.085.410 1.042.554 1.253.972 1.334.948 1.327.843 1.727.463 1.499.208 1.299.651 1.362.549 1.432.636 1.489.777

IG 806.675 130.000 90.000 50.500 50.000 0 0 0 60.000 0 0 60.000

5.793.000 3.828.060 2.286.599 2.348.910 4.064.648 6.216.060 8.321.586 2.797.883 2.643.108 4.269.093 8.845.352 3.059.730LS 584.000 250.000 180.000 80.000 90.000 166.000 0 0 0 0 0 0

SE 920.600 828.000 840.000 962.000 925.000 470.000 400.000 400.000 400.000 550.000 560.000 560.000

CP 1.440.000 1.486.000 1.805.200 1.706.200 1.647.400 1.688.400 1.808.000 1.934.600 1.919.000 1.894.200 2.027.200 2.024.400

TD 790.000 398.000 329.600 375.600 511.200 514.200 590.000 598.800 602.000 631.600 643.600 627.200

RS 1.042.000 796.000 659.200 751.200 1.022.400 1.028.400 1.180.000 1.197.600 1.204.000 1.263.200 1.287.200 1.254.400

AP 40.000 145.000 90.000 140.000 95.000 100.000 100.000 110.000 100.000 120.000 120.000 115.000

AC 711.700 494.000 420.000 460.000 500.000 555.000 600.000 615.000 710.000 595.000 600.000 630.000

ME 537.500 200.000 230.000 220.000 200.000 345.000 300.000 290.000 345.000 300.000 300.000 270.000

IG 608.200 883.000 902.000 898.000 687.000 958.000 967.000 939.000 945.000 918.000 934.000 1.083.000

6.674.000 5.480.000 5.456.000 5.593.000 5.678.000 5.825.000 5.945.000 6.085.000 6.225.000 6.272.000 6.472.000 6.564.000LS 712.061 259.100 8.753 63.088 0 975.202 1.259.070 337.535 2.593.558 30.795 776.399 275.713

SE 4.102.608 1.261.186 2.066.298 4.604.397 805.112 528.706 3.382.213 3.327.484 1.574.524 2.066.298 2.523.636 2.174.598

CP 1.961.087 1.749.888 2.066.313 867.020 302.889 621.142 1.558.028 651.413 836.166 1.260.620 1.244.155 3.640.859

TD 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050 946.050

RS 458.175

AP 10.000

Total CNEL-Sta. ElenaCNEL-Sto. Domingo

Total CNEL-Sto. DomingoCNEL-Sucumbíos

Total CNEL-SucumbíosCotopaxi

Total Cotopaxi

Eléctrica de Guayaquil

CNEL-Manabí

Total CNEL-ManabíCNEL-Milagro

Total CNEL-MilagroCNEL-Sta. Elena

Total CNEL-Los Ríos

CNEL-Los Ríos


CA

PÍT

ULO

8


Anexo 8.4 3 de 3

DISTRIBUIDORA TIPO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020AC 713.076 668.618 668.618 668.618 668.618 668.618 668.618 668.618 668.618 668.618 668.618 668.618

ME 2.183.354 24.361.997 2.183.354 2.183.354 2.183.354 2.183.354 2.183.354 2.183.354 2.183.354 2.183.354 2.183.354 2.183.354

IG 15.589 19.212.794 3.595.671 3.937.391 3.656.389 6.872.386 4.501.959 4.980.038 5.498.484 6.060.139 6.668.027 7.325.367

11.102.000 48.459.633 11.535.058 13.269.918 8.562.413 12.795.458 14.499.292 13.094.492 14.300.754 13.215.874 15.010.239 17.214.559LS

SE

CP 0 0 2.000.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TD

RS

AP

AC 13.242 13.242 13.939 13.939 14.985 14.985 15.682 15.682 15.682 16.727 16.727

ME 32.000 12.415 12.415 13.068 13.068 14.048 14.048 14.702 14.702 14.702 15.682 15.682

IG 215.000 4.110.000 525.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000

247.000 4.135.657 2.550.657 52.007 52.007 54.033 54.033 55.383 55.383 55.383 57.409 57.409LS 750.000 100.000 1.364.913 2.639.215 1.923.825 0 0 0 0 0 0 0

SE 1.354.000 2.713.000 3.813.464 2.935.866 392.000 0 0 0 0 0 18.000 36.000

CP 929.924 402.825 412.896 423.218 433.798 151.829 155.625 159.516 163.504 167.591 171.781 176.076

TD 474.233 527.670 540.862 554.383 568.243 255.709 262.102 268.655 275.371 282.255 289.312 296.544

RS 688.288 496.305 508.713 521.430 534.466 240.510 246.523 252.686 259.003 265.478 272.115 278.918

AP 143.323 215.250 220.631 226.147 231.801 239.914 245.912 252.059 258.361 264.820 271.440 278.226

AC 547.074 516.600 529.515 542.753 556.322 570.230 584.485 599.098 614.075 629.427 645.163 661.292

ME 723.801 774.900 794.273 814.129 834.483 855.345 876.728 898.646 921.113 944.140 967.744 991.938

IG 2.830.357 3.018.636 3.102.503 3.188.718 1.814.146 1.859.500 1.905.987 1.953.637 2.002.478 2.052.540 2.103.853 2.156.450

8.441.000 8.765.186 11.287.768 11.845.859 7.289.084 4.173.036 4.277.362 4.384.296 4.493.904 4.606.251 4.739.408 4.875.443LS 6.690.000 2.051.753 1.372.894 2.133.059 1.552.114 800.570 764.444 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000

SE 1.125.396 9.923.291 7.168.689 9.088.401 12.219.041 2.905.790 4.660.608 4.941.105 1.008.443 2.480.949 2.076.660 1.098.907

CP 740.586 6.452.808 6.795.910 7.157.255 7.537.814 7.938.607 8.360.710 8.805.257 9.273.441 9.766.519 10.285.815 10.832.722

TD 750.317 3.910.793 4.118.733 4.337.730 4.568.372 4.811.277 5.067.097 5.336.519 5.620.267 5.919.103 6.233.827 6.565.286

RS 441.304 3.389.354 3.569.569 3.759.366 3.959.256 4.169.773 4.391.484 4.624.984 4.870.898 5.129.889 5.402.650 5.689.914

AP 2.176.719 1.727.267 1.819.107 1.915.831 2.017.698 2.124.981 2.237.968 2.356.963 2.482.285 2.614.270 2.753.274 2.899.668

AC 6.811.519 4.412.252 4.646.856 4.893.934 5.154.149 5.428.201 5.716.823 6.020.792 6.340.924 6.678.077 7.033.157 7.407.117

ME 11.037.667 7.198.938 7.581.713 7.984.840 8.409.402 8.856.538 9.327.449 9.823.398 10.345.718 10.895.810 11.475.151 12.085.296

IG 8.036.492 21.614.748 15.858.069 11.103.694 11.151.744 11.202.349 11.255.645 11.311.775 11.370.889 11.433.146 11.498.714 11.567.768

37.810.000 60.681.204 52.931.541 52.374.111 56.569.589 48.238.085 51.782.228 53.310.793 51.402.866 55.007.763 56.849.247 58.236.677LS 1.200.000 0 0 0 50.000 100.000 0 0 0 0 0 0

SE 412.670 350.000 367.500 385.875 980.169 1.000.427 446.699 469.033 492.485 517.109 542.965 570.113

CP 508.168 993.022 882.000 926.100 972.405 1.021.025 1.072.077 1.125.680 1.181.964 1.241.063 1.303.116 1.368.271

TD 890.312 831.600 873.180 916.839 962.681 1.010.815 1.061.356 1.114.424 1.170.145 1.228.652 1.290.085 1.354.589

RS 564.660

AP 457.621

AC 664.594

ME 664.594 540.000 567.000 595.350 625.118 656.373 689.192 723.652 759.834 797.826 837.717 879.603

IG 1.560.380 870.000 651.000 683.550 717.728 1.057.490 1.110.365 1.165.883 872.402 916.022 961.823 1.417.138

6.922.999 3.584.622 3.340.680 3.507.714 4.308.100 4.846.131 4.379.688 4.598.672 4.476.831 4.700.672 4.935.706 5.589.715LS 3.571.116 2.519.510 2.350.961 1.373.150 0 4.154.510 220.000 0 3.456.294 927.804 0 0

SE 1.526.417 1.898.810 1.355.000 730.000 625.000 1.195.500 250.000 875.000 250.000 860.667 1.914.000 0

CP 6.715.790 990.528 986.540 828.403 715.821 745.924 731.258 376.919 370.529 221.618 232.699 244.334

TD 1.194.762 990.528 986.540 828.403 715.821 745.924 731.258 376.919 370.529 221.618 232.699 244.334

RS 1.546.515 1.320.704 1.315.387 1.104.538 954.428 994.565 975.011 502.559 494.039 295.491 310.266 325.779

AP 308.400 1.000.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AC 444.771 1.031.006 1.056.781 1.083.201 583.244 1.195.651 1.219.564 1.243.955 1.268.834 1.219.564 1.243.955 1.268.834

ME 657.021

IG 2.734.198 1.903.143 1.941.206 1.980.030 2.019.631 2.060.023 2.101.224 2.143.248 2.186.113 2.229.836 2.274.432 2.319.921

18.698.991 11.654.229 9.992.415 7.927.726 5.613.944 11.092.097 6.228.314 5.518.602 8.396.339 5.976.598 6.208.051 4.403.202LS 28.867.371 31.027.014 13.745.445 15.371.789 16.251.399 15.887.781 12.169.055 4.929.957 9.681.696 3.326.733 9.697.758 3.421.300

SE 35.893.140 41.238.028 33.097.112 26.276.733 30.460.910 19.324.575 19.188.332 15.084.810 9.696.348 13.449.805 13.199.854 8.988.716

CP 30.098.769 30.695.739 34.351.679 28.835.919 27.198.831 27.578.863 25.089.671 24.302.971 25.732.671 26.526.259 27.983.406 31.693.242

TD 11.301.615 19.214.169 19.555.772 17.813.952 16.431.935 16.588.076 16.049.850 16.188.159 16.740.139 17.258.175 17.899.425 18.563.235

RS 18.763.838 30.184.662 26.101.367 23.527.918 22.975.540 21.840.265 21.179.734 21.207.657 22.641.919 23.080.071 23.761.496 24.458.804

AP 8.124.305 10.852.799 7.488.343 7.699.347 7.696.212 7.967.674 8.225.674 8.525.239 8.843.553 9.218.443 9.564.430 9.949.066

AC 19.833.087 14.655.227 14.758.141 14.845.390 14.357.069 15.616.756 15.902.972 16.426.750 17.237.508 17.740.572 18.528.473 19.370.119

ME 36.800.981 53.242.998 29.185.032 26.868.433 27.180.510 27.764.623 28.433.339 29.314.844 28.882.463 31.100.451 31.729.936 32.598.614

IG 40.038.923 85.144.597 59.176.112 47.986.436 39.694.422 44.916.826 43.615.283 42.703.841 46.064.051 47.249.145 46.670.302 50.344.962

229.722.030 316.255.233 237.459.003 209.225.917 202.246.828 197.485.439 189.853.909 178.684.227 185.520.349 188.949.654 199.035.080 199.388.060

Sur

Total SurTOTAL

Total General

Total NorteQuito

Total QuitoRiobamba

Total Riobamba

Norte

Total Eléctrica de GuayaquilGalápagos

Total Galápagos



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8


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Ambato

Azogues

Centro Sur

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayas Los Ríos

CNEL-Los Ríos

CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta.Elena

CNEL-Sto.Domingo

CNEL-Sucumbíos

Cotopaxi


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Anex

o 8.

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Ambato

Azogues

Centro Sur

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas


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CNEL-Manabí

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Anex

o 8.7

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Ambato

Azogues

Centro Sur

CNEL-Bolívar

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CNEL-Esmeraldas


CNEL-Los Ríos

CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

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Anex

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00

Ambato

Azogues

Centro Sur

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas


CNEL-Los Ríos

CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto. Domingo

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Cotopaxi


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Ambato

Azogues

Centro Sur

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas


CNEL-Los Ríos

CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto. Domingo

CNEL-Sucumbíos

Cotopaxi


Galápagos

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08

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3

En

erg

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8


Anex

o 8.

122

de

2

DIST

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1920

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mid

ore

s#

11

11

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nd

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mid

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12

23

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n G

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MW

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1

En

erg

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isp

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ible

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n G

C's

MW

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22

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erg

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57

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72

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0

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2

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8

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Guayaquil Nocturno

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