Catalogo Generación Eléctrica Ecuador 1a Parte Sep 05

CATÁLOGO RESUMEN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL ECUADOR

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CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC- es una persona jurídica de derecho público con patrimonio propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa, con la función de ser el Organismo Regulador del Sector Eléctrico Ecuatoriano, y se encarga de las tareas de regulación, planificación, supervisión, control, otorgamiento de concesiones y aprobación de tarifas.

Edificio Sede del CONELEC en Quito

Dirección: Av. Naciones Unidas E7-71 y Av. de los Shyris. Quito – Ecuador Teléfonos: (5932) 2268741 (5932) 2268742/43/44; Fax: (5932) 2268737.

Sitio web: www.conelec.gov.ec. E-mail: [email protected].


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Este documento presenta la información resumida del estado actual de la generación eléctrica en el Ecuador, de la generación futura con los proyectos con contrato o certificado de concesión o permiso con CONELEC; y, el catálogo de proyectos disponibles para su desarrollo. El documento aborda los siguientes temas: • Centrales de generación existentes: se presentan datos de potencia instalada, a través

de cuadros y mapas de ubicación de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de las empresas generadoras, de las empresas distribuidoras y de las empresas autoproductoras, así también, de los sistemas fotovoltaicos instalados en el Ecuador, dentro del Programa de Electrificación Rural descentralizada del Ministerio de Energía y Minas.

• Proyectos de generación y autogeneración futura con contrato o certificado de concesión

o permiso otorgado por el CONELEC: se muestran mapas de ubicación y cuadros con características técnicas de los proyectos hidroeléctricos, termoeléctricos y de generación renovable no convencional futura con contrato o certificado de concesión o permiso con CONELEC, así como el trámite resumido para obtener el permiso o concesión de un proyecto de generación.

• Catálogo de proyectos de generación, disponibles para su desarrollo: se incluyen mapas

y cuadros con información técnica de proyectos hidroeléctricos. Se han incluido básicamente los proyectos estudiados por el ex INECEL; los incluidos en el Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos de la Provincia de Pichincha (Gob. de la Provincia de Pichincha, 2003); y, nuevos proyectos hidroeléctricos estudiados por el CONELEC, proyectos geotérmicos, así como de las principales zonas geotermales, con interés para la generación eléctrica. Por facilidad en la presentación gráfica, se ha dividido el catálogo de proyectos hidroeléctricos en cuatro grandes grupos: a) proyectos con potencia instalable mayor a 100 MW; b) potencia instalable entre 10 y 100 MW; c) potencia instalable entre 1 y 10 MW; y, d) potencia instalable menor a 1 MW. En la segunda parte del documento se incluyen resúmenes de varios proyectos seleccionados.

• Información complementaria que, por su interés, se ha incorporado en este documento: mapas y cuadros de las Áreas de Concesión de la Distribución; del Sistema Nacional de Generación, Transmisión y Redes Primarias de Distribución; y de los Sistemas Hidrográficos del Ecuador, Cuencas y Subcuencas; las últimas con información proporcionada por el Consejo Nacional de Recursos Hídricos.

Ing. Javier Astudillo F. DIRECTOR EJECUTIVO


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ÍNDICE GENERAL

PRIMERA PARTE

1. INTRODUCCIÓN A LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL ECUADOR..................................9

1.1 OBJETO DEL DOCUMENTO................................................................................ 9 1.2 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE EL ECUADOR..................................................10 1.3 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE LA GENERACIÓN EN EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO ................................................................................................11

1.3.1 Breve Historia de la Generación Eléctrica en el Ecuador ................................. 11 1.3.2 La Ley de Régimen del Sector Eléctrico de 1996............................................. 12 1.3.3 Empresas de Generación, Transmisión y Distribución ..................................... 13 1.3.4 El Centro Nacional de Control de Energía –CENACE- ...................................... 15 1.3.5 El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ............................................................. 15 1.3.6 Precio de la Energía en el MEM ........................................................................ 16 1.3.7 Remuneración por Potencia ............................................................................. 17 1.3.8 Los Fideicomisos ............................................................................................... 17 1.3.9 Las Tarifas ........................................................................................................ 20 1.3.10 Demanda Eléctrica............................................................................................ 20

1.4 MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ................................................................23

2. GENERACIÓN ELÉCTRICA EXISTENTE.........................................................................29

2.1 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................29 2.2 CENTRALES DE GENERACIÓN EXISTENTES .......................................................30 2.3 CUADROS Y MAPAS TEMÁTICOS.......................................................................31

3. PROYECTOS DE GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN FUTURA CON CONTRATO O

CERTIFICADO DE CONCESIÓN O PERMISO ............................................................58

3.1 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................58 3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS PROYECTOS DE GENERACIÓN FUTURA ........................59 3.3 CUADROS Y MAPAS TEMÁTICOS.......................................................................59

4. CATÁLOGO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN, DISPONIBLES PARA SU DESARROLLO ...68

4.1 CATÁLOGO DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS ...............................................68 4.2 PROYECTOS GEOTÉRMICOS Y DE OTRAS FUENTES RENOVABLES......................70 4.3 CUADROS Y MAPAS TEMÁTICOS.......................................................................70

5. TRÁMITE PARA EL OTORGAMIENTO DE CONCESIONES Y............................................95 PERMISOS PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA Y REQUISITOS AMBIENTALES .......................95

5.1 EL REGLAMENTO DE CONCESIONES, PERMISOS Y LICENCIAS ...........................95 5.2 LAS CONCESIONES ..........................................................................................95


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5.2.1 Requisitos para obtener una Concesión........................................................... 95 5.2.2 Garantías para el Contrato de Concesión......................................................... 96

5.3 LOS PERMISOS...............................................................................................97

5.3.1 Garantías para el Contrato de Permiso ............................................................ 97 5.3.2 Otros requisitos para el Contrato de Permiso .................................................. 97

5.4 TRÁMITES PARA GENERADORES CON POTENCIA MENOR A 1 MW......................98 5.5 REQUISITOS AMBIENTALES .............................................................................98

6. INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA...........................................................................101

6.1 ÁREAS DE CONCESIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN.................................................101 6.2 SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN..........101 6.3 SISTEMAS HIDROGRÁFICOS DEL ECUADOR....................................................101

7. NOMENCLATURA UTILIZADA ...............................................................................112 8. FUENTES BIBLIOGRÁFICAS Y SITIOS WEB CONSULTADOS ...................................113

SEGUNDA PARTE

DESCRIPCIÓN DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS SELECCIONADOS (ORDENADOS DE MAYOR A MENOR POTENCIA)

PROYECTO VERDEYACU CHICO (1 139,70 MW) 118

PROYECTO NAIZA (986,43 MW) 121 PROYECTO GUALAQUIZA (800 MW) 124 PROYECTO CATACHI (728 MW) 127 PROYECTO SAN ANTONIO (714 MW) 130 PROYECTO SAN MIGUEL (704,14 MW) 133 PROYECTO COCA-CODO-SINCLAIR 1RA ETAPA (432 MW) 136 PROYECTO COCA-CODO-SINCLAIR 2RA ETAPA (427 MW) 138 PROYECTO MINAS (337 MW) 141 PROYECTO CARDENILLO (327 MW) 144 PROYECTO SOPLADORA (312 MW) 147 PROYECTO CEDROYACU (272,37 MW) 150 PROYECTO VILLADORA (270 MW) 153 PROYECTO RETORNO (265,20 MW) 156 PROYECTO LLIGUA - MUYO (183 MW) 159 PROYECTO MANDARIACU GRANDE (176 MW) 162 PROYECTO CHESPI (167 MW) 165 PROYECTO MARCABELI (161 MW) 168 PROYECTO TORTUGA (160,8 MW) 171


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PROYECTO PALMA REAL (152 MW) 174 PROYECTO CALDERÓN (147 MW) 177 PROYECTO LLURIMAGUAS (120 MW) 180 PROYECTO NEGRO (91,1 MW) 183 PROYECTO SAN PEDRO (86,2 MW) 186 PROYECTO CHOTA (75,28 MW) 189 PROYECTO CHONTAL (72 MW) 192 PROYECTO SOÑADEROS (65,45 MW) 195 PROYECTO LELIA (64,2 MW) 198 PROYECTO CHIRAPI (53,5 MW) 201 PROYECTO CUBI (53 MW) 204 PROYECTO TISAY (50 MW) 207 PROYECTO ANGAMARCA-SINDE (50 MW) 210 PROYECTO APROVECHAMIENTO SIZAPLAYA (47,4 MW) 213 PROYECTO CUYES (47,22 MW) 215 PROYECTO PARAMBAS (40,4 MW) 218 PROYECTO LA UNIÓN (39,8 MW) 220 PROYECTO PILATON-SANTA ANA (36,04 MW) 223 PROYECTO APAQUI (36 MW) 226 PROYECTO RÍO PUNIYACU (35 MW) 229 PROYECTO ALLURIQUIN (34,1 MW) 232 PROYECTO RÍO NEGRO (34 MW) 235 PROYECTO APROVECHAMIENTO LOS BANCOS (31,3 MW) 238 PROYECTO COSANGA (23,6 MW) 240 PROYECTO RÍO AGUA CLARA (20 MW) 242 PROYECTO PAMPLONA (19,7 MW) 245 PROYECTO CINTO (18,7 MW) 248 PROYECTO RÍO LUIS (15,50 MW) 251 PROYECTO ATENAS (14,4 MW) 254 PROYECTO CALUMA BAJO (12 MW) 257 PROYECTO BELLAVISTA (11,7 MW) 260 PROYECTO RÍO BRAVO GRANDE (10 MW) 263 PROYECTO TANDAPI (8,5 MW) 266 PROYECTO BALSAPAMBA (8,20 MW) 269 PROYECTO TULIPE (7,7 MW) 272 PROYECTO RÍO LACHAS (6 MW) 275 PROYECTO NANEGAL (5,7 MW) 278 PROYECTO TANDAYAPA (5 MW) 281 PROYECTO NANEGALITO (3,1 MW) 284 PROYECTO MONTE NUEVO (2,7 MW) 287 PROYECTO RÍO TULULBÍ (1,60 MW) 290 PROYECTO VICTORIA (0,65 MW) 293


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1. INTRODUCCIÓN A LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL

ECUADOR 1.1 OBJETO DEL DOCUMENTO El propósito de este documento es el de presentar a potenciales inversionistas, así como a organismos nacionales e internacionales, una visión resumida del estado actual de la generación eléctrica en el país, de los proyectos de generación futuros con contratos o certificados de concesión o permiso otorgados por el CONELEC; y, del catálogo de proyectos de generación hidroeléctrica y geotérmica, disponibles para que pueden ser desarrollados en la República del Ecuador, en el corto y mediano plazo, así como informar sobre los procedimientos a seguir para invertir en este tipo de proyectos.

El Ecuador es un país que cuenta con un potencial hidroeléctrico y geotérmico muy importante que se espera sea aprovechado por inversionistas y operadores para la ejecución de proyectos de generación que son necesarios para satisfacer la demanda nacional.

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) que rige desde 1996, creó el Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, como organismo regulador, controlador y planificador del Sector Eléctrico Ecuatoriano, que además tiene la facultad de otorgar concesiones para las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. El CONELEC promueve la libre competencia en los mercados de producción de la electricidad, y los generadores desarrollan independientemente su actividad en base a reglas muy claras contenidas en la ley y sus normas complementarias. Mayor información sobre el Sector Eléctrico Ecuatoriano, sobre las leyes, normas y reglamentos, proyectos, tarifas, así como información de interés puede encontrarse en el portal institucional:

www.conelec.gov.ec

Foto 1.1 – Construcción del Proyecto Hidroeléctrico San Francisco (212 MW) en la provincia de Tungurahua.


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1.2 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE EL ECUADOR La República del Ecuador se encuentra ubicada en América del Sur, limita al norte con Colombia; al Sur y al Este con Perú; y, al Oeste con el Océano Pacífico. La capital del Ecuador es Quito y la ciudad más poblada Guayaquil. Posee un área de 256 370 km2 y una población de 12 156 608 habitantes (INEC, Censo de 2001). La unidad monetaria desde el año 2000 es el Dólar de los Estados Unidos de América. La tasa de inflación para el período mayo 2004 – mayo 2005 es de 1,60%. Desde 1979 goza de un sistema democrático, bajo un régimen republicano presidencialista y un sistema legislativo unicameral. El Presidente de la República, desde el 20 de abril de 2005, es el Dr. Alfredo Palacio González. El principal accidente geográfico de Sudamérica, “La Cordillera de Los Andes”, recorre el país de norte a sur y lo divide en tres regiones: Costa, Sierra y Amazonía, que son únicas por sus características geográficas, su clima y su cultura. La Costa está constituida de tierras bajas, húmedas y exuberantes. Se caracteriza por la gran cantidad de deltas, canales y terrenos anegadizos formados por numerosos ríos que nacen en las estribaciones andinas y desembocan en el Océano Pacífico. La Sierra, también llamada Callejón Interandino, está limitada por los ramales montañosos de la Cordillera de Los Andes. El Oriente o Amazonía se extiende desde los declives de la Cordillera y se caracteriza por la exuberante vegetación y riqueza hidrológica. La Región Insular o Islas Galápagos, situada aproximadamente a 1000 km (620 millas) al oeste de la línea costera, también es parte del territorio ecuatoriano, por su invalorable riqueza natural ha sido declarada Patrimonio de la Humanidad. Cuadro No. 1.1 - Datos generales e indicadores económicos del Ecuador

(Fuente: INEC, CONELEC, Banco Central del Ecuador)

ÍTEM VALOR Área 256 370 km2 Población (Censo de 2001) 12 156 608 habitantes Moneda Dólar de los E.U.A. Número de provincias 22 Habitantes con electricidad (Censo de 2001) 89,7% Habitantes con electricidad en centros urbanos (Censo de 2001)

93,3%

Habitantes con electricidad en zonas rurales (Censo de 2001)

79,1%

Cobertura nacional estimada del servicio eléctrico (Plan de Electrificación 2004-2013)

87%

Producto Interno Bruto (PIB) del 2003 USD 17 780 143 000 Tasa de inflación, período mayo 2004 – mayo 2005

1,60 %

Tasa de interés activa (a junio 2005) 8,99% Tasa de interés pasiva (a junio 2005) 3,80% Deuda como porcentaje del PIB (a junio de 2005)

34,20%

Tasa de desempleo (a marzo 2005) 11,1% Riesgo país (9 junio 2005) 842 Índice Down Jones (6 junio 2005) 10 503

Según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos INEC (Censo 2001), la población está distribuida de la siguiente manera: el 49,8% vive en la Región Costa; el 44,9% vive en la Región Sierra; el 4,5% vive en la Región Amazónica; y, el 0,8% vive en la Región Insular y


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en las zonas no delimitadas. De los 12,2 millones de habitantes, aproximadamente el 87% tiene acceso a la energía eléctrica.

Fotos 1.2- Paisajes representativos del Ecuador. Costa: Balneario de Salinas; Región Amazónica: Cascada de San Rafael; Sierra: El Chimborazo; Archipiélago de Colón o Islas Galápagos.

1.3 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE LA GENERACIÓN EN EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO

1.3.1 Breve Historia de la Generación Eléctrica en el Ecuador La generación de energía eléctrica en el Ecuador se inicia en 1897, cuando se formó en Loja la empresa “Luz y Fuerza”, la misma que adquirió dos turbinas de 12 kW cada una, las que se instalaron al pie de una caída del río Malacatos. La ciudad de Quito dispuso de alumbrado público desde 1911. En Cuenca se instaló en 1914 una planta de 37,5 kW que se amplió en 1922 hasta 102 kW. En 1926 el Gobierno del Ecuador contrató por 60 años a la firma americana Foreign Power Co. para el suministro de electricidad a Guayaquil; y, similares proyectos entraron a operar en Quito, Riobamba y otras ciudades. Alrededor del año 1940 se adjudicó a las municipalidades la responsabilidad del servicio eléctrico. Se instalaron masivamente pequeñas centrales hidroeléctricas, contándose hasta 1961 con una potencia total de dichas plantas de aproximadamente 120 MW. Mediante Decreto Ley de Emergencia No. 24 del 23 de mayo de 1961 se creó el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) asignándole la responsabilidad de integrar el sistema eléctrico nacional y de elaborar un Plan Nacional de Electrificación que satisfaga las necesidades de energía eléctrica en concordancia con el Plan de Desarrollo Económico y


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Social del Ecuador. Durante 38 años de vida, el INECEL desarrolló las grandes centrales de generación, el sistema nacional de transmisión y obras de distribución, pues según la Ley Básica de Electrificación vigente desde 1961, tenía bajo su responsabilidad todas las actividades inherentes al sector eléctrico, esto es: planificación, construcción, operación, regulación, aprobación de tarifas; y, era el accionista mayoritario en casi todas la empresas eléctricas que realizaban la distribución de electricidad en el país. Las obras de electrificación ejecutadas por el INECEL a lo largo y ancho del territorio nacional, dejaron un balance positivo en el desarrollo de proyectos que permitieron el aprovechamiento de los recursos renovables y no renovables para la generación de energía eléctrica y el progreso del país. El INECEL concluyó su vida jurídica el 31 de marzo de 1999. Mediante Decreto Ejecutivo No. 773 del 14 de abril de 1999, se encargó al Ministerio de Energía y Minas, llevar adelante el proceso de cierre contable, presupuestario, financiero y técnico del INECEL, posterior a marzo de 1999, a través de la Unidad de Liquidación del INECEL.

Foto 1.3 - Casa de máquinas y sala de control de la central hidroeléctrica Paute Molino (potencia instalada: 1 075 000 kW). Fuente: Hidropaute S.A.

1.3.2 La Ley de Régimen del Sector Eléctrico de 1996 El 10 de octubre de 1996, en el Suplemento al Registro Oficial No. 43, se publica la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), como respuesta a la necesidad de reformular el grado de participación estatal en este sector y, se plantea como objetivo, proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad, para garantizar su desarrollo económico y social, dentro de un marco de competitividad en el mercado de producción de electricidad, para lo cual se promueven las inversiones de riesgo por parte del sector privado. Lo que estará orientado a brindar un óptimo servicio a los consumidores y a precautelar sus derechos, partiendo de un serio compromiso de preservación del medio ambiente.


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Foto 1.4 - Presa Daule Peripa y Central Hidroeléctrica M. Laniado (potencia: 213 000 kW, volumen del embalse: 6 000 000 000 m3). Fuente: Hidronación S.A.

La LRSE creó El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC-, como persona jurídica de derecho público, con patrimonio propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa. Comenzó a organizarse a partir del 20 de noviembre de 1997, una vez promulgado el Reglamento General Sustitutivo de la LRSE. El CONELEC se constituye como un ente regulador, normativo y controlador, a través del cual el Estado puede delegar las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, a empresas concesionarias. Además, el CONELEC se encarga de elaborar el Plan de Electrificación del Ecuador, disponible en el sitio web antes indicado.

1.3.3 Empresas de Generación, Transmisión y Distribución

En virtud del Art. 26 de la LRSE y por resolución del COMOSEL (Consejo de Modernización del Sector Eléctrico, adscrito al CONAM, Consejo Nacional de Modernización), las instalaciones de generación y las de transmisión que eran de propiedad del Estado, por intermedio del INECEL, fueron transferidas a favor del Fondo de Solidaridad, constituyéndose seis empresas de generación y una de transmisión, que se conformaron como sociedades anónimas e iniciaron su operación el 1 de abril de 1999: • Empresa Eléctrica de Transmisión: TRANSELECTRIC S.A. • Empresas Eléctricas de Generación: HIDROPAUTE S.A.; HIDROAGOYÁN S.A.;

HIDROPUCARÁ S.A.; TERMOESMERALDAS S.A.; TERMOPICHINCHA S.A.; y, ELECTROGUAYAS S.A.

A inicios del año 2001, Hidroagoyán S.A. absorbió a Hidropucará S.A. A más de éstas, existen otras empresas generadoras, algunas de las cuales son completamente privadas. Según la misma Ley, las empresas de distribución continuarán operando bajo su actual régimen jurídico hasta que negocien con el CONELEC sus concesiones de conformidad con las disposiciones de la LRSE.


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Las empresas generadoras, la transmisora y las distribuidoras, que tienen participación accionaria del Fondo de Solidaridad, tendrán a futuro participación del sector privado (algunas distribuidoras ya tienen) pues hasta el 51% de las acciones podrán ser transferidas a operadores calificados, que administrarán las empresas. Hasta el 10% de dichas acciones se pondrán a disposición de los trabajadores y ex-trabajadores del sector eléctrico. La transmisión y distribución de energía eléctrica constituyen monopolios naturales sometidos a regulación de precios, mientras que la generación se desarrolla en un ambiente de libre competencia.

Foto 1.5 – Presa de la Central Hidroeléctrica Sibimbe (Potencia: 15 200 kW), propiedad de la Empresa Hidalgo & Hidalgo S.A.

Las empresas eléctricas de distribución, a junio de 2005, son las siguientes:

1. Empresa Eléctrica Ambato, Regional Centro Norte S.A. 2. Empresa Eléctrica Azogues C.A. 3. Empresa Eléctrica de Bolívar C.A. 4. Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A. 5. Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A. 6. Empresa Eléctrica Regional El Oro S.A. 7. Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil (CATEG-D) 8. Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A. 9. Empresa Eléctrica Regional Guayas – Los Ríos S.A. 10. Empresa Eléctrica Esmeraldas S.A. 11. Empresa Eléctrica Los Ríos C.A. 12. Empresa Eléctrica Regional Manabí S.A. 13. Empresa Eléctrica Milagro C.A. 14. Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. 15. Empresa Eléctrica Quito S.A.


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16. Empresa Eléctrica Riobamba S.A. 17. Empresa Eléctrica Península de Santa Elena C.A. 18. Empresa Eléctrica Santo Domingo S.A. 19. Empresa Eléctrica Regional Sucumbíos S.A. 20. Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

1.3.4 El Centro Nacional de Control de Energía –CENACE-

La Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, se constituyó como corporación civil de derecho privado, contando como sus miembros a todas las empresas de generación, transmisión, distribución y grandes consumidores. Inició su funcionamiento, en la nueva condición, a partir del 1 de febrero de 1999. Se encarga del manejo técnico y económico de la energía en bloque, garantizando en todo momento una operación adecuada que redunde en beneficio del usuario final.

Es responsable de la administración de las transacciones técnicas y financieras del Mercado Eléctrico Mayorista, debiendo resguardar las condiciones de seguridad de la operación del Sistema Nacional Interconectado, responsabilizándose por el abastecimiento de energía al mercado, al mínimo costo posible, preservando la eficiencia global del sector y creando condiciones de mercado para la comercialización de energía eléctrica por parte de las empresas generadoras, sin ninguna discriminación entre ellas, y facilitando el acceso al sistema de transmisión. El sitio web del CENACE es www.cenace.org.ec 1.3.5 El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) El Mercado Eléctrico Mayorista está constituido por los generadores, los distribuidores y los grandes consumidores incorporados al Sistema Nacional Interconectado S.N.I. y es el punto de encuentro entre la oferta y la demanda.

Las transacciones que pueden celebrarse en el MEM son:

– Transacciones en el Mercado Ocasional (Mercado Spot). – Contratos a Plazo de libre acuerdo entre las partes (Mercado de Contratos).

El MEM abarca todas las transacciones de suministro eléctrico que se celebran entre generadores y distribuidores, entre generadores y grandes consumidores e incluye también las transacciones de importación y exportación (Ver esquema adjunto).

• Los Generadores (G) suministran energía a distribuidores o grandes consumidores

a través de contratos o a través del MEM. • Los Distribuidores (D) operan redes localizadas en forma monopólica, excepto con

los grandes consumidores. • Los Grandes Consumidores (GC) pueden comprar energía de generadores o del

MEM. • El Transmisor (T) se constituye en el vínculo entre los Agentes del MEM. No

interviene en las transacciones de compra-venta de Energía. • El administrador del MEM y operador independiente del sistema es la Corporación

CENACE.


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G G GG

T

D D D D

C Gc Gc Gc Gc

Fig. 1.2 - Esquema de funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista

En las páginas siguientes se presentan los organigramas del Sector Energético Ecuatoriano y del Consejo Nacional de Electricidad (Fig. 1.3 y 1.4).

1.3.6 Precio de la Energía en el MEM A) En el mercado ocasional

El CENACE establece en forma horaria el precio de mercado, que es igual al costo marginal de la energía que resulta de un despacho económico de la oferta de generación. El precio de la energía se la define en una barra de referencia que se denomina “barra de mercado”. El valor de la energía, con la que se remunera a los generadores y que deben cancelar los distribuidores, varía en función del tiempo y de su participación en las pérdidas del sistema, que se cuantifica a través de los “factores de nodo”. Cada barra del sistema tiene su factor de nodo asociado que lo calcula el CENACE.

Factor de nodo es un factor que penaliza el costo de llevar o traer la energía de un generador o de una carga a o desde la barra de mercado. Las barras exportadoras (generadoras) tienen factores menores que 1, mientras que las importadoras tienen factores mayores a 1. La barra de mercado tiene un factor igual a 1. El precio que un distribuidor debe cancelar por la energía adquirida en el mercado ocasional se calcula multiplicando el precio de mercado por el factor de nodo del distribuidor. A su vez, el valor que un generador recibe por la energía entregada al MEM en el mercado ocasional, se calcula multiplicando el precio de mercado por su factor de nodo.

La diferencia entre los valores pagados por los distribuidores y los valores que reciben los generadores es el cargo variable que recibe el Transmisor. Para el despacho económico no se consideran los contratos a plazo. B) En el mercado de contratos a plazo Este mercado establece compromisos comerciales pero no necesariamente de producción o de consumo. Los contratos de compra-venta son acordados libremente entre generadores y distribuidores o entre generadores y grandes consumidores, y deben tener una duración


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mínima de un año. El precio de la energía es el precio pactado libremente a través de contratos, cuyo cumplimiento es verificado por el CENACE.

Los contratos deben considerar una curva de abastecimiento en términos horarios para días típicos. Los contratos son de tipo comercial pero que no afectan la operación física o en tiempo real del sistema. Si un generador no puede cumplir su contrato debe comprar energía en el MEM a costo marginal. Un distribuidor, en cierta hora, puede vender su excedente en el MEM a costo marginal, si su demanda es inferior a la contratada. Los generadores o distribuidores que no tienen contrato pueden vender o comprar en el mercado ocasional a costo marginal horario.

1.3.7 Remuneración por Potencia A más del costo variable horario, los generadores reciben una Remuneración por Potencia Puesta a Disposición. Con esto se busca que los generadores que aportan con potencia útil para cubrir la demanda máxima y la reserva técnica, tengan ingresos estables por potencia independiente de su despacho. Esta Remuneración se calcula en base a un Cargo de Potencia, que se define como el costo unitario mensual de capital más costos fijos de operación y mantenimiento de la unidad generadora más económica, para proveer potencia de punta o reserva de energía en año seco. El CONELEC ha determinado que dicha unidad corresponde a una turbina de gas de ciclo abierto y el Cargo por Potencia se ha calculado en USD 5,70 /kW –mes. El CENACE calcula la potencia a remunerar en forma anual. 1.3.8 Los Fideicomisos En vista de que las tarifas reales que pagan los clientes finales a las empresas distribuidoras son menores a la tarifa meta, se han establecido varios FIDEICOMISOS, a través de los cuales se realiza el pago a las empresas de distribución, transmisión y generación de energía, siguiendo un orden de prioridad de pagos preestablecido. o o o

Generador sinContrato

G1

Gn

Pc1

Pcn

Mercado Spot

Distribuidorsin

Contrato

Distribuidorcon

Contrato

GpPrecioMarginal

Precio contratado

Gran Consumidor

Generacióncontratada

Demandacontratada

Demandacontratada

Generacióncontratada

∆

Generación∆ ∆ Demanda

Generador conContrato

Generador conContrato

Precio contratado

∆ DemandaGeneración

Fig. 1.5 - Esquema de funcionamiento del precio de la energía en el MEM


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EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

PETROPRODUCCIÓN

PETROCOMERCIAL

DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

COORDINACIÓN

NIVEL REGULADORNIVEL REGULADO

DIRECTORIODIRECCIÓN EJECUTIVA

SUBSECRETARÍA DE ELECTRIFICACIÓN

DIRECCIÓN EJECUTIVA

DIRECCIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES Y EFICIENCIA

ENERGÉTICA

FIG. 1.3: ORGANIGRAMA DEL SECTOR ENERGÉTICO ECUATORIANO

SECTOR HIDROCARBURÍFERO SECTOR ELÉCTRICO

MANEJO TÉCNICO Y ECONÓMICO DEL

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

EMPRESAS DE GENERACIÓN

EMPRESA DE TRANSMISIÓN

CENTRO NACIONALDE CONTROL DE

ENERGÍA CENACE

DIRECTORIO

EMPRESA ESTATAL PETROECUADOR

SUBSECRETARÍA DE

HIDROCARBUROS

PETROINDUSTRIAL

DIRECCIONES DE: CONCESIONES, PLANIFICACIÓN, REGULACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL; Y,

TARIFAS

PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA

COORDINACIÓN

EMPRESAS PRIVADAS COMERCIALIZADORAS DE

DERIVADOS DE PETRÓLEO Y GLP

EMPRESAS PRIVADAS DE EXPLORACIÓN Y

EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO

GRANDES CONSUMIDORES

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS

CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD CONELEC


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FIG. 1.4: ORGANIGRAMA DEL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CONELEC -

Unidad de Asesores

Unidad de Relaciones Públicas

Secretaría General PROCURADURÍA

Jefatura Administrativa

UNIDAD DE GESTIÓN

AMBIENTAL

DIRECTORIOPRESIDENTE

Jefatura Financiera

DIRECCIÓN DE SUPERVISIÓN Y

CONTROL

DIRECCIÓN DE REGULACIÓN

DIRECCIÓN DE CONCESIONES

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN Y

POLÍTICAS

DIRECIÓN DE TARIFAS Y CARGOS

UNIDAD DE AUDITORÍA INTERNA

DIRECCIÓN EJECUTIVA


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En la página siguiente se presenta un cuadro con el funcionamiento del Fideicomiso, a junio de 2005 (Cuadro No. 1.4). 1.3.9 Las Tarifas Según los artículos 53 y 57 de la LRSE, se asigna al CONELEC la facultad de fijar y aprobar los pliegos tarifarios que deben regir para la facturación a los consumidores finales. Las tarifas incorporadas a estos pliegos tarifarios incluyen:

- Precios referenciales de generación, - Costos medios del sistema de transmisión; y, - El valor agregado de distribución (VAD).

La tarifa media a usuario final aprobada en octubre de 2003, ascendió a 9,16 US¢/kWh; mientras que la aprobada a marzo de 2004, fue de 8,69 US¢/kWh. La última tarifa aprobada por el CONELEC se desglosa de la siguiente manera (se indican los valores del precio referencial de generación –PRG- tanto de energía como de potencia):

Ítem Tarifa [US¢/kWh]

Generación PRG energía PRG potencia

3,09 1,08

4,17

Transmisión 0,71 Distribución 3,82

Total 8,69

Cuadro No. 1.2 - Composición de la tarifa media a consumidor final

1.3.10 Demanda Eléctrica Según el Plan de Electrificación del Ecuador, período 2004 – 2013, en la proyección de la demanda se mantienen tres escenarios de crecimiento: menor, medio y mayor, en función del crecimiento del producto interno bruto, y las metas del nivel de precios y cobertura del servicio eléctrico que se desean alcanzar. El escenario menor toma en cuenta un crecimiento económico pesimista del país, del orden de 3,3% del PIB como media anual; 4,2 % el crecimiento medio; y, 5,0% el crecimiento mayor. Se ha determinado que el crecimiento medio de la demanda para el período 2003 – 2013 es el siguiente:

CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA.- PERÍODO 2003 – 2013

DEMANDA DE ENERGÍA 4,0% 5,1% 6,0%

DEMANDA DE POTENCIA 3,7% 4,7% 5,5%

ESCENARIOS MENOR MEDIO MAYOR

Cuadro No. 1.3 - Crecimiento medio anual de la demanda eléctrica 2003 - 2013


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PRELACIÓN BENEFICIARIO PAGO CON CARGO A ASIGNACIÓN RECEPTOR ACLARACIONES

MENSUAL Ferum, Bomberos, Basura Devolución de los valores por recaudación de FERUM, bom beros , recolección de basura. Porcentaje de retención de im pues tos a la renta y al valor agregado y otros de terceros .

MENSUAL DISTRIBUIDORA Devolución de otros ingresos que no son por com pra-venta de energía de las Dis tribuidoras , debidam ente jus tificados y con la verificación del Com ite Técnico del Fideicom iso. No incluye el cargo de comercialización. Incluye excedentes de alum brado público liquidados jus tificadam ente.

1 DISTRIBUIDORA Facturación mes n-1 SEMANAL DISTRIBUIDORA

Pago del porcentaje del Valor Agregado de Dis tribución, VAD, que corresponde a la dis tribuidora según porcentaje que resulte de la aplicación de la resolución No. 231/04 del 28 de octubre de 2004 del CONELEC. Es tos pagos se deben realizar el prim er día laborable de cada sem ana. De ser necesaria alguna liquidación, es ta se realizará al fin de m es con la recaudación real total del m es N. El porcentaje del VAD que se paga es sobre la recaudación de la dis tribuidora por concepto de venta de energía, lo que incluye la recaudación por alum brado público. La fiduciaria debera retener el 10% del valor que corresponda por VAD para realizar pagos de la cartera vencida acum ulada de la dis tribuidora desde noviem bre del 2003, es te valor se pagará proporcionalm ente entre los acreedores , s iendo im putable a los convenios de pago que exis tan o a los que se es tablecieren en el futuro, se realizará una provis ion sem anal, y los pagos seran m ensuales . La fiduciaria retendra el pago de los gas tos de la adm inis tración y otros del fideicom iso.

2 TRANSELECTRIC Facturación mes n-1 MENSUAL TRANSELECTRIC

Se paga el porcentaje de la Tarifa de Transm is ión respecto a la tarifa al usuario final de la dis tribuidora. Es te porcentaje será el que resulte de aplicar la resolución No. 231/04 del 28 de octubre de 2004 del CONELEC, y se paga sobre la recaudación de la dis tribuidora por concepto de venta de energía, lo que incluye la recaudación por alum brado público.

3GENERADORAS E IMPORTACIÓN

MENSUAL GENERADORAS E IMPORTACIÓN

Esta prelación se paga con el saldo disponible de la recaudación por venta de energía de la dis tribuidora, incluida la recaudación por alum brado público, luego de pagar las prelaciones 0, 1, y 2.

3AIMPORTACIÓN DE ENERGÍA Liquidación semanal, mes n SEMANAL CENACE Se paga el 100% del valor calculado por el CENACE por la venta de energía a la Dis tribuidora en el Mercado Ocas ional en el m es N.

GENERACIÓN PRIVADA El CONELEC determ inará los generadores , con capital privado, que entran en es ta prelación.

ELECTROQUIL facturación mes n-1 MENSUAL ELECTROQUIL Se paga el 100% de lo facturado por ELECTROQUIL en el Mercado Ocas ional y en contratos en el m es N-1. El Fiduciario realizará la provis ión sem anal.

MACHALA POWER facturación mes n-1 MENSUAL MACHALA POWER Se paga el 100% de lo facturado por MACHALA POWER en el Mercado Ocas ional y en contratos en el mes N-1. El Fiduciario realizará la provis ión sem anal.

OTROS GENERADORES PRIVADOS facturación mes n-1 MENSUAL

OTROS GENERADORES PRIVADOS

Se paga el 100% de lo facturado en el m es N-1. El Fiduciario realizará la provis ión sem anal. El CONELEC determ inará los otros generadores que se incluyen en es ta prelación

3C GENERACIÓN HIDRAULICA DEL FONDO DE SOLIDARIDAD

Se reserva el 50% del saldo luego de pagar las prelaciones 0, 1, 2, 3A y 3B para realizar pagos a HidroPaute e Hidroagoyán

3C1 HIDROAGOYAN facturación mes n-1 MENSUAL HIDROAGOYAN Se paga el 100% de lo facturado a la Dis tribuidora.

3C2 HIDROPAUTE facturación mes n-1 MENSUAL HIDROPAUTESe paga a Hidropaute el saldo de la reserva realizada en la prelación 3C, luego de pagar a Hidroagoyan en la prelación 3C1. Máxim o has ta com pletar el total de la facturación del m es n - 1 de Hidropaute a la dis tribuidora.

OTRAS GENERADORAS Y COMBUSTIBLE

Se utiliza el saldo de la recaudación de la Dis tribuidora, luego de realizar los pagos en las prelaciones 0, 1, 2, 3A, 3B, y 3C. Los pagos en es ta prelación serán proporcionales a la factura del agente comparada con todas las facturas de es ta prelación. Si el saldo es m ayor que las facturas de es ta prelación se paga el 100 %. La fiduciaria retendrá y pagará los valores que adeudan generadores por com bustible a Hidropaute, según los com prom isos adquiridos .

PETROCOMERCIALfacturación mes n del

combustible PETROCOMERCIAL Se paga la proporción que corresponda según los calculos que entregue el CENACE.

TERMOESMERALDAS facturación mes n-1 MENSUAL TERMOESMERALDAS Se paga la proporción que corresponda de las facturas de contrato y del mercado ocas ional descontado los valores del com bustible de Petrocom ercial al generador, as ignado al Dis tribuidor.

ELECTROGUAYAS facturación mes n-1 MENSUAL ELECTROGUAYAS Se paga la proporción que corresponda de las facturas de contrato y del mercado ocas ional descontado la facturación por com bus tible de Petrocom ercial al generador, as ignado al Dis tribuidor.

TERMOPICHINCHA facturación mes n-1 MENSUAL TERMOPICHINCHASe paga la proporción que corresponda de las facturas de contrato y del mercado ocas ional descontado la facturación por com bus tible de Petrocom ercial al generador, as ignado al Dis tribuidor.

ELECAUSTRO facturación mes n-1 MENSUAL ELECAUSTROSe paga la proporción que corresponda de las facturas de contrato y del mercado ocas ional descontado la facturación por com bus tible de Petrocom ercial al generador, as ignado al Dis tribuidor.

OTRAS GENERADORAS facturación mes n-1 MENSUAL GENERADORASe paga la proporción que corresponda de las facturas de contrato y del mercado ocas ional descontado la facturación por com bus tible de Petrocom ercial al generador, as ignado al Dis tribuidor.

GENERACIÓN DEDISTRIBUIDORAS

facturación mes n-1 MENSUAL DISTRIBUIDORAS Se paga la proporción que corresponda de las facturas del m ercado ocas ional descontado la facturación por com bus tible de Petrocom ercial al generador, as ignado al Dis tribuidor.

SALDO DE HIDROPAUTE, TRANSELECTRIC, OTRAS GENERADORAS Y COMBUSTIBLE

Se utiliza el saldo de la recaudación de la Dis tribuidora, luego de realizar los pagos en las prelaciones 0, 1, 2, 3A, 3B, 3Cy 3D. Los pagos en es ta prelación serán proporcionales al saldo por pagar al agente com parada con todo el saldo por pagar a Hidropaute, Transelectric, otras Generadoras y Com bus tible de es ta prelación.

HIDROPAUTE facturación mes n-1 MENSUAL HIDROPAUTE Se paga la proporción que corresponda.

TRANSELECTRIC facturación mes n-1 MENSUAL TRANSELECTRIC Se paga la proporción que corresponda.

OTRAS GENERADORAS Y COMBUSTIBLE

facturación mes n-1 MENSUAL GENERADORAS Y COMBUSTIBLE Se paga la proporción que corresponda.

5 DISTRIBUIDORA, GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

MENSUAL DISTRIBUIDORA, DISTRIBUIDORA Y TRANSMISIÓN

El saldo disponible se reparte a la dis tribuidora, el porcentaje del VAD, has ta el m onto del valor agregado de dis tribución y calculado por el CONELEC en US Dólares ; y, a los generadores y la transm isora, en caso de exis tir deuda, en form a proporcional. El saldo luego de cum plir es ta prelación se devuelve a la Dis tribuidora.

( * ) El mes N de inicio de la implementación de las reformas es para la recaudación de la distribuidora del mes de

diciembre del 2004 y el pago del mes de noviembre, N-1, de las facturas de las generadoras y la transmisora. Fuente: CONELEC, Dirección de Supervisión y Control

CUADRO No. 1.4: PAGOS DE LA FACTURACIÓN DE LAS EMPRESAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DEL MES N - 1 EN LOS FIDEICOMISOS DE LAS DISTRIBUIDORAS CON LA RECAUDACIÓN DEL MES N (*)

0 DISTRIBUIDORA Facturación mes n-1

3B

3D

4


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A continuación se indican las curvas de carga del S.N.I. para un día laborable (miércoles) para uno semi-laborable (sábado) y para un día festivo (domingo). La potencia se expresa por unidad (p.u.) de la máxima del día laborable.

H O R AD ÍA

LAB O -R A B L E

D ÍA SÁ B A D O

D ÍA D O M IN -

G O1:00 0.55 0.56 0.572:00 0.53 0.54 0.543:00 0.52 0.53 0.524:00 0.52 0.52 0.515:00 0.53 0.53 0.506:00 0.60 0.55 0.517:00 0.61 0.52 0.468:00 0.63 0.55 0.479:00 0.69 0.59 0.49

10:00 0.72 0.62 0.5111:00 0.73 0.63 0.5212:00 0.73 0.63 0.5213:00 0.72 0.62 0.5214:00 0.73 0.61 0.5215:00 0.74 0.59 0.5116:00 0.73 0.59 0.5117:00 0.72 0.59 0.5218:00 0.75 0.63 0.5719:00 0.98 0.88 0.8420:00 1.00 0.92 0.8821:00 0.92 0.86 0.8222:00 0.81 0.77 0.7223:00 0.69 0.67 0.6124:00 0 .60 0.60 0.54FC 0.70 0.69 0.65

C U R V A S D E C A R G A D IA R IA TÍP IC A S D E L S N I

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1:00

3:00

5:00

7:00

9:00

11:0

0

13:0

0

15:0

0

17:0

0

19:0

0

21:0

0

23:0

0

H ora

POTE

NC

IA (p

.u.)

DÍA LA B O R A B LES Á B A DODO M ING O

Fig. 1.7 - Curvas de carga diaria típicas del S.N.I.

La proyección de la demanda anual en bornes de generador es la siguiente:

PROYECCIÓN DE DEMANDA EN BORNES DE GENERADOR

DEMANDA DE POTENCIA (MW)

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh)

AÑO

MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR

2004 2 320 2 356 2 392 12 768 12 970 13 165 2005 2 386 2 481 2 549 13 179 13 728 14 111 2006 2 481 2 597 2 688 13 748 14 434 14 967 2007 2 574 2 714 2 832 14 310 15 153 15 850 2008 2 667 2 833 2 979 14 870 15 885 16 760 2009 2 761 2 954 3 130 15 435 16 628 17 695 2010 2 855 3 077 3 287 16 004 17 389 18 663 2011 2 951 3 204 3 449 16 576 18 173 19 681 2012 3 049 3 334 3 617 17 153 18 978 20 726 2013 3 150 3 468 3 792 17 739 19 809 21 815

Crec. 03-13 3,5% 4,5% 5,4% 3,7% 4,8% 5,8%


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1.4 MARCO REGULATORIO DEL SECTOR

El marco regulatorio del Sector Eléctrico en el Ecuador está dado por:

– La Ley de Régimen del Sector Eléctrico –LRSE- – Reglamentos emitidos por el Presidente de la República – Regulaciones emitidas por el CONELEC

La Base reglamentaria muy completa incluye:

– Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias – Reglamento de Tarifas – Reglamento de Suministro para el Servicio de Electricidad – Reglamento para el Funcionamiento del MEM – Reglamento de Despacho y Operación – Reglamento para Importación y Exportación de Energía – Reglamento de Libre Acceso a los Sistemas de Transmisión y Distribución – Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas – Reglamento Antimonopolio

Por su parte el CONELEC ha emitido regulaciones que establecen reglas claras para los agentes del mercado eléctrico, entre ellas:

– Definición de Grandes Consumidores – Sistemas de Medición Comercial para los Agentes del MEM – Criterios para Remunerar a Generadores Hidroeléctricos durante Pruebas y

Operación Experimental – Declaración de Costos Variables de Producción – Declaración de Costos de Arranque - Parada de Unidades Turbo - Vapor – Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM – Procedimientos del Mercado Eléctrico Mayorista – Procedimientos de Despacho y Operación – Administración Técnica y Operativa del Sistema de Transmisión – Cálculo de la Potencia Remunerable Puesta a Disposición – Restricciones e Inflexibilidades Operativas – Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución

Antimonopolio La nueva estructura del Sector Eléctrico implicó un cambio de situaciones monopólicas a un entorno de competencia:

– Generación: actividad en régimen de competencia. Ninguna generadora podrá poseer más del 25% de la capacidad instalada en el sistema. El Estado no garantiza producción, precio, ni mercado.

– Transmisión: actividad en régimen de exclusividad. Los socios que tengan el control de la transmisora no pueden ser socios mayoritarios o encargados de la operación de empresas de generación o distribución.

– Distribución: actividad en régimen de competencia comparativa. Cada empresa gozará de exclusividad en su respectiva área de concesión. No se


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permite que un mismo distribuidor opere las concesiones de Quito y Guayaquil.

Se permite la integración vertical de actividades siempre y cuando:

– Exista una separación jurídico-económica de los distintos negocios – Las transacciones de compra-venta de energía realizadas mediante contratos

a término entre las empresas integradas verticalmente sean inferiores al 25% de la demanda de energía anual de la empresa distribuidora.

El marco regulatorio completo está disponible en el portal institucional del CONELEC:

www.conelec.gov.ec

Se incluyen tres mapas, los primeros realizados por el Instituto Geográfico Militar:

• Mapa físico, escala 1: 4 000 000 • Mapa político, escala 1: 4 000 000 • Mapa del Sistema Nacional de Transmisión y Generación, a diciembre de 2004.


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MAPA NACIONAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN A DICIEMBRE 2004


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2. GENERACIÓN ELÉCTRICA EXISTENTE 2.1 INTRODUCCIÓN Según los datos recopilados por el CONELEC, basados en los datos enviados por las empresas generadoras, distribuidoras y autoproductoras, la potencia instalada en el Ecuador, incluida la capacidad de importación/exportación de energía con Colombia, a diciembre de 2004, fue de 3810 MW, de los cuales el 45,8 % correspondió a generación hidráulica, y el 46,6% a generación térmica; y, el 7,6% a importación desde Colombia. La energía bruta producida en el país e importada, en el año 2004, fue de 14 226 GWh, de los cuales el 52,1% correspondió a generación hidroeléctrica, el 36,4% a generación térmica; y, 11,5% a importación desde Colombia. En las siguientes páginas se pretende mostrar en forma resumida, a través de mapas temáticos y cuadros de características técnicas, las centrales de generación existentes: hidroeléctricas, térmicas y sistemas fotovoltaicos. La información presentada se ha basado en los datos estadísticos proporcionados por las empresas que poseen generación, recopilados por el CONELEC con información hasta diciembre de 2004 y en la información proporcionada por la Dirección de Energías Renovables y Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas.

Foto 2.1 - Central Térmica Aníbal Santos de CATEG-G (potencia nominal: 106 770 kW), ubicada en la provincia del Guayas.


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2.2 CENTRALES DE GENERACIÓN EXISTENTES Las centrales de generación existentes (139 centrales de generación + 619 sistemas fotovoltaicos) se han clasificado en tres grupos y sus correspondientes subgrupos:

• Centrales hidroeléctricas existentes: 51 centrales, 1746 MW de potencia nominal instalada, 1733 MW de potencia efectiva:

- Centrales hidroeléctricas de las empresas generadoras: 10 centrales, 1571 MW

de potencia nominal instalada. - Centrales hidroeléctricas de las empresas distribuidoras: 29 centrales, 145 MW. - Centrales hidroeléctricas de las empresas autoproductoras: 12 centrales; 31

MW.

• Centrales termoeléctricas existentes: 88 centrales, 1738 MW de potencia nominal instalada, 1570 MW de potencia efectiva:

- Centrales termoeléctricas de las empresas generadoras: 16 centrales, 1345 MW - Centrales termoeléctricas de las empresas distribuidoras: 52 centrales, 271 MW - Centrales termoeléctricas de las empresas autoproductoras: 20 centrales, 122,7

MW

• Sistemas fotovoltaicos instalados dentro del Programa de Electrificación Rural Descentralizada del Ministerio de Energía y Minas: 619 sistemas, 209,6 kW pico instalados.

Foto 2.2 - Embalse Amaluza y Presa Daniel Palacios, que alimenta a la Central Paute Molino (potencia: 1 075 000 KW, volumen de embalse: 120 000 000 m3).


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2.3 CUADROS Y MAPAS TEMÁTICOS

En las páginas siguientes se presentan en forma secuencial los siguientes cuadros y gráficos:

• Cuadro y gráfico de barras: “Capacidad Instalada de Centrales Eléctricas (MW)”. Se detalla en el período 1970 - 2004, la capacidad instalad en MW de las centrales de generación eléctrica, totalizadas según el tipo: hidráulica, térmica a vapor, térmica con gas; térmica con gas natural; térmica con motores de combustión interna (MCI); e, importación de Colombia.

• Cuadro y gráfico de barras: “Balance de la Energía Total Producida e Importada”. Se detalla en el período 1990 - 2004, la energía tanto en GWh, como su variación en porcentaje, producida en las diferentes centrales de generación, totalizadas según su tipo.

• Cuadro y gráfico de barras: “Potencia instalada y efectiva en centrales de generación en el año 2004”. Se totaliza por tipo de central, la potencia nominal y efectiva, tanto en MW como en porcentaje.

• Cuadro y gráfico de pasteles: “Potencia instalada total y efectiva por tipo de sistema en el año 2004”. Se totaliza por tipo de central, la potencia nominal y efectiva, tanto en MW como en porcentaje; según su incorporación o no al Sistema Nacional Interconectado S.N.I.

• Cuadro y gráfico de pasteles: “Potencia instalada y efectiva total por tipo de empresa en el año 2004”. Se totaliza por tipo de empresa: distribuidora, generadora, autoproductora e importación, los valores de potencia nominal y efectiva, tanto en MW como en porcentaje.

• Cuadros: “Potencia instalada, efectiva y número de centrales de generación en el año 2004”; “Potencia instalada, efectiva y número de centrales de generación, por tipo de sistema en el año 2004”; y, “Potencia instalada, efectiva y número de centrales de generación, por tipo de empresa en el año 2004”.

• Cuadro: “Potencia instalada, efectiva y número de centrales de generación por provincia a diciembre de 2004”.

• Cuadro: “Potencia instalada, efectiva y número de centrales de generación por empresa a diciembre de 2004”.

• Plano: “Centrales hidroeléctricas de las Empresas Generadoras a Diciembre de 2004”. Escala 1: 4 000 000.

• Plano: “Centrales hidroeléctricas de las Empresas Distribuidoras a Diciembre de 2004”. Escala 1: 4 000 000.

• Plano: “Centrales hidroeléctricas de las Empresas Autoproductoras a Diciembre de 2004”. Escala 1: 4 000 000.

• Cuadro: “Potencia instalada y efectiva de las centrales de generación hidráulica a diciembre de 2004”.

• Plano: “Centrales termoeléctricas de las Empresas Generadoras a Diciembre de 2004”. Escala 1: 4 000 000.

• Plano: “Centrales termoeléctricas de las Empresas Distribuidoras a Diciembre de 2004”. Escala 1: 4 000 000.

• Plano: “Centrales termoeléctricas de las Empresas Autoproductoras a Diciembre de 2004”. Escala 1: 4 000 000.

• Cuadro: “Potencia instalada y efectiva de las centrales de generación térmica a diciembre de 2004”.

• Plano: “Sistemas fotovoltaicos instalados, Programa de Electrificación Rural descentralizada del Ministerio de Energía y Minas”. Escala 1: 2 800 000.


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• Cuadro resumen de los “Sistemas fotovoltaicos instalados, Programa de Electrificación Rural descentralizada del Ministerio de Energía y Minas”, donde se detalla información sobre: provincia, cantón, parroquia, potencia total pico expresada en vatios de los sistemas fotovoltaicos.

Foto 2.3 - Presa de la Central Hidroeléctrica Agoyán (Potencia: 156 000 kW). Fuente: Hidroagoyán S.A.

Foto 2.4 – Sistema fotovoltaico instalado en Pompeya, límite provincial entre Sucumbíos y Orellana (Potencia: 200 W pico).


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Años Hidraúlica Térmica GasTérmica Gas

NaturalTérmica MCI Térmica Vapor Importación Total

2004 1 746 616 166 545 446 290 3 8102003 1 746 616 162 505 446 290 3 7652002 1 746 534 159 431 581 40 3 4912001 1 715 475 347 671 40 3 2482000 1 707 821 348 475 20 3 3711999 1 707 821 348 475 20 3 3711998 1 526 726 494 598 3 3441997 1 507 770 137 712 3 1261996 1 504 509 151 575 2 7391995 1 504 315 253 478 2 5501994 1 496 315 276 478 2 5651993 1 487 207 275 478 2 4471992 1 486 207 276 478 2 4471990 911 162 318 478 1 8691985 751 210 383 480 1 8241980 226 174 361 321 1 0821975 140 77 162 129 5081970 106 14 60 112 292

MCI=Motor de Combustión Interna

Capacidad Instalada en Centrales Eléctricas (MW)

CAPACIDAD INSTALADA EN CENTRALES ELECTRICAS (MW)

2 5502 739

3 1263 3443 3713 3713 248

3 4913 7653 810

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995

(MW

)

Hidraúlica Térmica Gas Térmica Gas Natural Térmica MCITérmica Vapor Importación Total


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(GWh) Var. (GWh) Var. (GWh) Var. (GWh) Var. (GWh) Var. (GWh) Var. (GWh) Var. (GWh) Var. (GWh) Var.2004 7 411,70 3,2% 2 310,62 -6,7% 671,62 38,6% 949,16 1,13% 1 241,75 166,7% 1 641,61 47% 14 226,46 12,32% 232,21 -16,5% 13 994,25 12,97%

2003 7 180,42 -4,6% 2 476,91 5,2% 484,57 -56,9% 938,58 150,9% 465,65 -8,7% 1 119,61 1889% 12 665,74 6,04% 278,10 -3,3% 12 387,64 6,27%

2002 7 524,26 6,4% 2 355,19 6,8% 1 123,72 -9,9% 374,11 510,29 -3,2% 56,30 153% 11 943,86 7,87% 287,56 8,6% 11 656,30 7,86%

2001 7 070,65 -7,1% 2 205,67 89,7% 1 246,56 -17,6% - 526,92 61,5% 22,23 11 072,03 4,33% 264,85 34,1% 10 807,18 3,77%

2000 7 611,23 6,1% 1 162,58 -50,1% 1 512,42 186,9% - 326,21 18,4% - -100% 10 612,44 2,72% 197,56 0,3% 10 414,88 2,76%

1999 7 176,73 10,3% 2 328,71 1,4% 527,16 -27,5% - 275,52 -79,8% 23,76 10 331,88 -5,13% 196,87 9,0% 10 135,01 -5,37%

1998 6 506,10 -0,4% 2 296,44 7,6% 727,11 19,8% - 1 360,71 25,2% - 10 890,35 5,10% 180,61 14,0% 10 709,75 4,96%

1997 6 534,18 3,0% 2 134,16 23,0% 606,86 -15,9% - 1 086,55 101,2% - 10 361,75 10,94% 158,48 13,8% 10 203,27 10,90%

1996 6 343,42 22,9% 1 734,50 -12,2% 722,01 -2,4% - 539,97 -2,4% - 9 339,90 10,81% 139,24 -4,7% 9 200,66 11,09%

1995 5 160,55 -21,4% 1 975,14 55,1% 739,61 305,8% - 553,30 348,8% - 8 428,60 3,49% 146,18 31,5% 8 282,42 3,11%

1994 6 565,28 13,0% 1 273,14 -5,4% 182,28 19,4% - 123,30 20,6% - 8 144,00 9,89% 111,19 0,3% 8 032,80 10,03%

1993 5 810,14 16,8% 1 346,33 -22,6% 152,62 -50,8% - 102,22 -40,8% - 7 411,30 2,99% 110,81 -17,2% 7 300,49 3,38%

1992 4 973,58 -2,0% 1 739,68 2,2% 310,07 293,6% - 172,69 47,7% - 7 196,03 3,18% 133,89 -2,8% 7 062,14 3,30%

1991 5 075,92 1,8% 1 702,85 42,9% 78,78 24,1% - 116,91 9,3% - 6 974,46 9,85% 137,75 28,2% 6 836,71 9,54%

1990 4 986,69 1 191,76 63,49 - 106,92 - 6 348,85 107,43 6 241,42

Autoconsumos Energía Neta

Balance de la Energía Total Producida e Importada

AñoHidraúlica Térmica Vapor Térmica Gas

Térmica Gas Natural

Térmica MCI Importación Total Bruta

BALANCE DE ENERGÍA TOTAL PRODUCIDA E IMPORTADA (GWh)

14 226

12 666 11 944

11 072 10 612 10 332 10 890 10 362

9 3408 429

-

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995

(GW

h)

Hidraúlica Térmica Vapor Térmica Gas Térmica Gas Natural Térmica MCI Importación Total Bruta


35

Tipo Central Nominal (MW) Nominal (%) Efectiva (MW) Efectiva (%)

Hidráulica 1 746,36 45,84% 1 732,69 48,53%Térmica Gas 615,84 16,17% 575,50 16,12%Térmica Gas Natural 166,02 4,36% 160,87 4,51%Térmica MCI 545,39 14,32% 419,56 11,75%Térmica Vapor 446,00 11,71% 442,00 12,38%Importación 290,00 7,61% 240,00 6,72%Total general 3 809,60 100,00% 3 570,62 100,00%

Se indica la información de las centrales de autoproducción respecto de las cuales se ha logrado conseguir información, pero se conoce que existen muchas mas unidades de generación particular, especialmente para emergencia, en compañías petroleras, mineras, fábricas, edificios, etc.

POTENCIA INSTALADA EN CENTRALES DE GENERACIÓN EN EL AÑO 2004

POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA

De acuerdo a la información proporcionada por la Empresa Eléctrica Manabí, en el 2004 se rehabilita una unidad de la Central Miraflores, con una potencia efectiva de 2 MW, pero quedan fuera de servicio 4 unidades de iguales características.

1 746

616

545446

290166

240

576442

420

161

1 733

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

Hidráulica Térmica Gas Térmica Gas Natural Térmica MCI Térmica Vapor Importación

Nominal (MW) Efectiva (MW)


36

Tipo Central Nominal (MW) Nominal (%) Efectiva (MW) Efectiva (%) Nominal (MW) Nominal (%) Efectiva

(MW) Efectiva (%)

Hidráulica 1 744,46 47,89% 1 731,41 50,46%

1,91 1,14% 1,28 0,92%

1 746,36 45,84%

1 732,69 48,53%

Térmica Gas 615,84 16,91% 575,50 16,77% - 0,00% - 0,00% 615,84 16,17% 575,50 16,12%

Térmica Gas Natural 140,00 3,84% 139,50 4,07% 26,02 15,60% 21,37 15,37% 166,02 4,36% 160,87 4,51%

Térmica MCI 406,50 11,16% 303,14 8,83% 138,89 83,26% 116,42 83,71% 545,39 14,32% 419,56 11,75%

Térmica Vapor 446,00 12,24% 442,00 12,88% - 0,00% - 0,00% 446,00 11,71% 442,00 12,38%

Importación 290,00 7,96% 240,00 6,99%

- 0,00% - 0,00%

290,00 7,61%

240,00 6,72%

Total general 3 642,79 100,00% 3 431,55 100,00% 166,81 100,00% 139,07 100,00% 3 809,60 100,00% 3 570,62 100,00%


POTENCIA INSTALADA TOTAL Y EFECTIVA POR TIPO DE SISTEMA EN EL AÑO 2004S.N.I. No Inc.

Total Nominal (MW)

Total Nominal (%)

Total Efectiva (MW)

Total Efectiva (%)

Potencia Instalada No Incorporada (MW)

Hidráulica0,92%

MCI83,71%

Gas Natural15,37%

Potencia Instalada SNI (MW)

Gas16,77%

Hidráulica50,46%

Gas Natural4,07%MCI

8,83%Vapor12,88%

Importación6,99%


37

Tipo de Empresa Tipo Central Nominal (MW) Nominal % Efectiva (MW) Efectiva %

Hidráulica 1570,592 41,23% 1560,737 43,71%Térmica Gas 615,835 16,17% 575,5 16,12%Térmica Gas Natural 140 3,67% 139,5 3,91%Térmica MCI 143,325 3,76% 136,1 3,81%Térmica Vapor 446 11,71% 442 12,38%

2915,752 76,54% 2853,837 79,93%Hidráulica 144,704 3,80% 141,98075 3,98%Térmica MCI 271,4334 7,12% 165,6935 4,64%

416,1374 10,92% 307,67425 8,62%Hidráulica 31,068 0,82% 29,972 0,84%Térmica Gas Natural 26,015 0,68% 21,37 0,60%Térmica MCI 130,631 3,43% 117,767 3,30%

187,714 4,93% 169,109 4,74%Importación Importación 290 7,61% 240 6,72%

290 7,61% 240 6,72%

3809,6034 100,00% 3570,62025 100,00%

POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA TOTAL POR TIPO DE EMPRESA EN EL AÑO 2004

Generadora

Total Generadora

Distribuidora

Total Distribuidora

Autoproductora

Total Autoproductora

Total Importación

Total general

El porcentaje de la tabla es referido a total nacional y el del gráfico al subtotal por tipo de empresaSe incluye la parte de la Empresa Ecoluz calificada como Generadora.

Generadora

Hidráulica54,69%

Gas20,17%

Gas Natural4,89%

MCI4,77%

Vapor15,49%

Distribuidora

Hidráulica46,15%

MCI53,85%

Autoproductora

MCI69,64%

Hidráulica17,72%Gas Natural

12,64%

POTENCIA EFECTIVA INSTALADA


38

Tipo Central Nominal (MW)

Efectiva (MW) (#) Nominal

(MW)Efectiva (MW) (#)

Hidráulica 1 744,46 1 731,41 41 1,91 1,28 10 1 746,36 1 732,69 51 Térmica Gas 615,84 575,50 6 - - - 615,84 575,50 6 Térmica Gas Natural 140,00 139,50 1 26,02 21,37 4 166,02 160,87 5 Térmica MCI 406,50 303,14 28 138,89 116,42 46 545,39 419,56 74 Térmica Vapor 446,00 442,00 4 - - - 446,00 442,00 4 Importación 290,00 240,00 2 - - - 290,00 240,00 2 Total general 3 642,79 3 431,55 82 166,81 139,07 60 3 809,60 3 570,62 142

Tipo Central Nominal (MW)


(MW)Efectiva (MW) (#) Nominal

(MW)Efectiva (MW) (#) Nominal

(MW)Efectiva (MW) (#)

Hidráulica 1 570,59 1 560,74 10 144,70 141,98 29 31,07 29,97 12 - - - 1 746,36 1 732,69 51 Térmica Gas 615,84 575,50 6 - - - - - - - - - 615,84 575,50 6 Térmica Gas Natural 140,00 139,50 1 - - - 26,02 21,37 4 - - - 166,02 160,87 5 Térmica MCI 143,33 136,10 5 271,43 165,69 52 130,63 117,77 17 - - - 545,39 419,56 74 Térmica Vapor 446,00 442,00 4 - - - - - - - - - 446,00 442,00 4 Importación - - - - - - - - - 290,00 240,00 2 290,00 240,00 2 Total general 2 915,75 2 853,84 26 416,14 307,67 81 187,71 169,11 33 290,00 240,00 2 3 809,60 3 570,62 142

Total Efectiva

(MW)Total (#)

POTENCIA INSTALADA, EFECTIVA Y NÚMERO DE CENTRALES DE GENERACIÓN, POR TIPO DE SISTEMA EN EL AÑO 2004

S.N.I. No Inc. Total Nominal

(MW)

Total Efectiva

(MW)Total (#)


MCI: Motor de Combustión Interna



POTENCIA INSTALADA, EFECTIVA Y NÚMERO DE CENTRALES DE GENERACIÓN, POR TIPO DE EMPRESA EN EL AÑO 2004

Generadora Distribuidora Autoproductora Importación Total Nominal

(MW)


39

Provincia Nominal (MW)


(MW)Efectiva

(MW) (#) Nominal (MW)


(MW)Efectiva



(MW)Efectiva

(MW) (#)

Azuay 1 114,1 1 113,4 6 - - - - - - - - - 30,8 26,4 2 - - - 1 144,9 1 139,8 8Bolívar 1,9 1,5 1 - - - - - - - - - 2,5 2,0 1 - - - 4,4 3,6 2Carchi 5,2 5,0 5 - - - - - - - - - 2,5 1,8 1 - - - 7,7 6,8 6Chimborazo 14,5 13,3 4 - - - - - - - - - 3,1 2,0 2 - - - 17,6 15,3 6Colombia - - - 290,0 240,0 2 - - - - - - - - - - - - 290,0 240,0 2Cotopaxi 12,2 11,9 5 - - - - - - - - - 3,8 3,4 1 - - - 15,9 15,3 6El Oro - - - - - - - - - 140,0 139,5 1 16,3 13,2 6 - - - 156,3 152,7 7Esmeraldas - - - - - - - - - - - - 11,8 9,9 6 132,5 131,0 1 144,3 140,9 7Galápagos - - - - - - - - - - - - 9,9 7,8 5 - - - 9,9 7,8 5Guayas 213,0 213,0 1 - - - 615,8 575,5 6 - - - 113,5 65,5 8 313,5 311,0 3 1 255,8 1 165,0 18Imbabura 9,3 9,1 5 - - - - - - - - - - - - - - - 9,3 9,1 5Loja - - - - - - - - - - - - 20,3 15,7 1 - - - 20,3 15,7 1Los Ríos - - - - - - - - - - - - 11,5 9,8 1 - - - 11,5 9,8 1Manabí - - - - - - - - - - - - 50,6 24,0 1 - - - 50,6 24,0 1Morona Santiago - - - - - - - - - - - - 5,0 2,9 2 - - - 5,0 2,9 2Napo 9,1 8,4 4 - - - - - - - - - 21,2 15,5 5 - - - 30,3 23,9 9Orellana - - - - - - - - - - - - 6,8 2,8 6 - - - 6,8 2,8 6Pastaza - - - - - - - - - - - - 21,2 19,6 1 - - - 21,2 19,6 1Pichincha 127,9 127,4 13 - - - - - - - - - 126,7 123,1 6 - - - 254,6 250,5 19Sucumbíos 0,4 0,2 1 - - - - - - 26,0 21,4 4 76,4 65,5 13 - - - 102,8 87,0 18Tungurahua 236,0 226,8 3 - - - - - - - - - 10,4 7,9 2 - - - 246,4 234,7 5Zamora Chinchipe 2,8 2,7 3 - - - - - - - - - 1,3 0,9 4 - - - 4,1 3,6 7 Total 1 746,4 1 732,7 51 290,0 240,0 2 615,8 575,5 6 166,0 160,9 5 545,4 419,6 74 446,0 442,0 4 3 809,6 3 570,6 142

Total Efectiva

(MW)

Total (#)


Únicamente por efectos estadísticos, se ha considerado a Colombia como una provincia más debido a la potencia de importación.

POTENCIA INSTALADA, EFECTIVA Y NÚMERO DE CENTRALES DE GENERACIÓN POR PROVINCIA A DICIEMBRE DE 2004Hidráulica Importación Térmica Gas Térmica Gas Natural Térmica MCI Térmica Vapor Total

Nominal (MW)


40

Tipo de Empresa Empresa Nominal

(MW)Efectiva



(MW)Efectiva



(MW)Efectiva


Efectiva (MW) (#)

CATEG-G - - - - - - 201,57 172,50 2 - - - - - - 34,50 33,00 1 236,07 205,50 3 Ecoluz 2,30 2,11 1 - - - - - - - - - - - - - - - 2,30 2,11 1 Elecaustro 38,99 38,43 4 - - - - - - - - - 30,83 26,40 2 - - - 69,82 64,83 6 Electroguayas - - - - - - 128,27 120,00 2 - - - - - - 279,00 278,00 2 407,27 398,00 4 Electroquil - - - - - - 181,00 181,00 1 - - - - - - - - - 181,00 181,00 1 EMAAP-Q 8,30 8,20 1 - - - - - - - - - - - - - - - 8,30 8,20 1 Hidroagoyán 233,00 224,00 2 - - - - - - - - - - - - - - - 233,00 224,00 2 Hidronación 213,00 213,00 1 - - - - - - - - - - - - - - - 213,00 213,00 1 Hidropaute 1 075,00 1 075,00 1 - - - - - - - - - - - - - - - 1 075,00 1 075,00 1 Intervisa Trade - - - - - - 105,00 102,00 1 - - - - - - - - - 105,00 102,00 1 Machala Power - - - - - - - - - 140,00 139,50 1 - - - - - - 140,00 139,50 1 Termoesmeraldas - - - - - - - - - - - - - - - 132,50 131,00 1 132,50 131,00 1 Termopichincha - - - - - - - - - - - - 82,50 82,20 2 - - - 82,50 82,20 2 Ulysseas Inc. - - - - - - - - - - - - 30,00 27,50 1 - - - 30,00 27,50 1

1 570,59 1 560,74 10 - - - 615,84 575,50 6 140,00 139,50 1 143,33 136,10 5 446,00 442,00 4 2 915,75 2 853,84 26 Ambato 3,00 2,80 1 - - - - - - - - - 13,06 7,93 3 - - - 16,06 10,73 4 Bolívar 1,90 1,53 1 - - - - - - - - - 2,54 2,03 1 - - - 4,44 3,56 2 Centro Sur - - - - - - - - - - - - 5,03 2,88 2 - - - 5,03 2,88 2 Cotopaxi 12,19 11,88 5 - - - - - - - - - - - - - - - 12,19 11,88 5 El Oro - - - - - - - - - - - - 16,29 13,18 6 - - - 16,29 13,18 6 Esmeraldas - - - - - - - - - - - - 10,04 8,18 5 - - - 10,04 8,18 5 Ex-Inecel 0,18 - 2 - - - - - - - - - 0,11 - 2 - - - 0,29 - 4 Galápagos - - - - - - - - - - - - 9,86 7,77 5 - - - 9,86 7,77 5 Guayas-Los Ríos - - - - - - - - - - - - 1,57 1,57 2 - - - 1,57 1,57 2 Los Ríos - - - - - - - - - - - - 11,46 9,78 1 - - - 11,46 9,78 1 Manabí - - - - - - - - - - - - 50,60 24,00 1 - - - 50,60 24,00 1 Milagro - - - - - - - - - - - - 15,00 - 1 - - - 15,00 - 1 Norte 12,75 12,63 6 - - - - - - - - - 2,50 1,80 1 - - - 15,25 14,43 7 Quito 96,98 96,95 6 - - - - - - - - - 43,39 40,30 2 - - - 140,37 137,25 8 Riobamba 14,54 13,30 4 - - - - - - - - - 3,06 2,00 2 - - - 17,60 15,30 6 Sta. Elena - - - - - - - - - - - - 31,94 8,40 3 - - - 31,94 8,40 3 Sucumbíos 0,40 0,20 1 - - - - - - - - - 33,46 19,30 11 - - - 33,86 19,50 12 Sur 2,77 2,69 3 - - - - - - - - - 21,52 16,58 4 - - - 24,29 19,27 7

144,70 141,98 29 - - - - - - - - - 271,43 165,69 52 - - - 416,14 307,67 81 Agip - - - - - - - - - - - - 30,20 27,38 2 - - - 30,20 27,38 2 Agua y Luz de Sillunchi 0,40 0,39 2 - - - - - - - - - - - - - - - 0,40 0,39 2 Ecoluz 6,63 6,20 1 - - - - - - - - - - - - - - - 6,63 6,20 1 Electroandina 0,90 0,79 2 - - - - - - - - - - - - - - - 0,90 0,79 2 EMAAP-Q 14,84 14,64 2 - - - - - - - - - - - - - - - 14,84 14,64 2 Famiproduct - - - - - - - - - - - - 3,75 3,40 1 - - - 3,75 3,40 1 Hidroimbabura 0,84 0,67 2 - - - - - - - - - - - - - - - 0,84 0,67 2 I.M.Mejía 2,80 2,80 1 - - - - - - - - - - - - - - - 2,80 2,80 1 La Internacional 3,00 2,83 1 - - - - - - - - - - - - - - - 3,00 2,83 1 Molinos La Unión 1,65 1,65 1 - - - - - - - - - - - - - - - 1,65 1,65 1 OCP - - - - - - - - - - - - 21,51 19,55 7 - - - 21,51 19,55 7 Petroproducción - - - - - - - - - 26,02 21,37 4 37,47 36,74 5 - - - 63,49 58,11 9 Repsol YPF - - - - - - - - - - - - 2,70 2,70 1 - - - 2,70 2,70 1 San Carlos - - - - - - - - - - - - 35,00 28,00 1 - - - 35,00 28,00 1

31,07 29,97 12 - - - - - - 26,02 21,37 4 130,63 117,77 17 - - - 187,71 169,11 33 Importación Colombia - - - 290,00 240,00 2 - - - - - - - - - - - - 290,00 240,00 2

- - - 290,00 240,00 2 - - - - - - - - - - - - 290,00 240,00 2 1 746,36 1 732,69 51 290,00 240,00 2 615,84 575,50 6 166,02 160,87 5 545,39 419,56 74 446,00 442,00 4 3 809,60 3 570,62 142

POTENCIA INSTALADA, EFECTIVA Y NÚMERO DE CENTRALES DE GENERACIÓN POR EMPRESA A DICIEMBRE DE 2004Hidráulica Importación Térmica Gas Térmica Gas Natural Térmica MCI Térmica Vapor Total

Nominal (MW)

Total Efectiva

(MW)

Total (#)

Generadora

Total Generadora

Distribuidora

Total Distribuidora

Autoproductora

Total Autoproductora

Total Importación Total


41


42


43


44

Tipo de Empresa Empresa Central Nominal (MW) Efectiva (MW)

Ecoluz Loreto 2,30 2,11 2,30 2,11

Coyoctor 0,36 - Saucay 24,00 24,00 Saymirín 14,43 14,43 Sumblid 0,20 -

38,99 38,43 EMAAP-Q El Carmen 8,30 8,20

8,30 8,20 Agoyán 160,00 156,00 Pucará 73,00 68,00

233,00 224,00 Hidronación M. Laniado 213,00 213,00

213,00 213,00 Hidropaute Paute Molino 1 075,00 1 075,00

1 075,00 1 075,00 1 570,59 1 560,74

Ambato Peninsula 3,00 2,80 3,00 2,80

Bolívar Chimbo 1,90 1,53 1,90 1,53

Angamarca 0,30 0,26 Catazacón 0,80 0,76 El Estado 1,70 1,66 Illuchi No.1 4,19 4,00 Illuchi No.2 5,20 5,20

12,19 11,88 Molleturo 0,12 - Sumaco/Archidona 0,06 -

0,18 - Ambi 8,00 8,00 Buenos Aires 0,08 0,06 La Plata 0,17 0,10 La Playa 1,32 1,32 San Gabriel 0,23 0,20 San Miguel de Car 2,95 2,95

12,75 12,63 Cumbayá 40,00 40,00 Guangopolo 20,92 20,92 Los Chillos 1,76 1,76 Nayón 29,70 29,70 Oyacachi 0,10 0,07 Pasochoa 4,50 4,50

96,98 96,95 Alao 10,40 10,00 Cordovez 0,70 - Nizag 0,31 0,30 Rio Blanco 3,13 3,00

14,54 13,30 Sucumbíos Lumbaqui 0,40 0,20

0,40 0,20 C. Mora (San Francisco) 2,40 2,40 Isimanchi 0,13 0,09 Valladolid 0,24 0,20

2,77 2,69 144,70 141,98

Total Sucumbíos

Sur

Total SurTotal Distribuidora

Quito

Total Quito

Riobamba

Total Riobamba

Total Generadora

Distribuidora

Total Ambato

Total Bolívar

Cotopaxi

Total Cotopaxi

Ex-Inecel

Total Ex-Inecel

Norte

Total Norte

POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA DE CENTRALES DE GENERACIÓN HIDRAÚLICA A DICIEMBRE DE 2004

Generadora

Total Ecoluz

Elecaustro

Total Elecaustro

Total EMAAP-Q

Hidroagoyán

Total Hidroagoyán

Total Hidronación

Total Hidropaute

1 de 2


45

Tipo de Empresa Empresa Central Nominal (MW) Efectiva (MW)

Sillunchi 1 0,10 0,09 Sillunchi 2 0,30 0,30

0,40 0,39 Ecoluz Papallacta 6,63 6,20

6,63 6,20 Espejo 0,50 0,39 Otavalo 2 0,40 0,40

0,90 0,79 Noroccidente 0,14 0,14 Recuperadora 14,70 14,50

14,84 14,64 Atuntaqui 0,40 0,32 Cotacachi 0,44 0,35

0,84 0,67 I.M.Mejía La Calera 2,80 2,80

2,80 2,80 La Internacional Vindobona 3,00 2,83

3,00 2,83 Molinos La Unión La Unión 1,65 1,65

1,65 1,65 31,07 29,97

1 746,36 1 732,69 Total Se indica la información de las centrales de autoproducción respecto de las cuales se ha logrado conseguir información, pero se conoce que existen muchas mas unidades de generación particular, especialmente para emergencia, en compañías petroleras, mineras, fábricas, edificios, etc.

Total I.M.Mejía

Total La Internacional

Total Molinos La UniónTotal Autoproductora

Autoproductora

Agua y Luz de Sillunchi

Total Agua y Luz de Sillunchi

Total Ecoluz

Hidroimbabura

Total Hidroimbabura

Electroandina

Total Electroandina

EMAAP-Q

Total EMAAP-Q

POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA DE CENTRALES DE GENERACIÓN HIDRAÚLICA A DICIEMBRE DE 2004

2 de 2


46


47


48


49

Tipo de Empresa Empresa Central Nominal (MW)

Efectiva (MW)

Nominal (MW)

Efectiva (MW)

Nominal (MW)

Efectiva (MW)


Álvaro Tinajero 94,80 81,50 - - - - - - 94,80 Anibal Santos (G) 106,77 91,00 - - - - - - 106,77 Anibal Santos (V) - - - - - - 34,50 33,00 34,50

201,57 172,50 - - - - 34,50 33,00 236,07 Monay - - - - 11,63 7,20 - - 11,63 El Descanso - - - - 19,20 19,20 - - 19,20

- - - - 30,83 26,40 - - 30,83 Gonzalo Zevallos (G) 26,27 24,00 - - - - - - 26,27 Gonzalo Zevallos (V) - - - - - - 146,00 146,00 146,00 Trinitaria - - - - - - 133,00 132,00 133,00 Pascuales (E. García) 102,00 96,00 - - - - - - 102,00

128,27 120,00 - - - - 279,00 278,00 407,27 Electroquil Electroquil 181,00 181,00 - - - - - - 181,00

181,00 181,00 - - - - - - 181,00 Intervisa Trade Victoria II 105,00 102,00 - - - - - - 105,00

105,00 102,00 - - - - - - 105,00 Machala Power Bajo Alto 1 - - 140,00 139,50 - - - - 140,00

- - 140,00 139,50 - - - - 140,00 Termoesmeraldas Termoesmeraldas - - - - - - 132,50 131,00 132,50

- - - - - - 132,50 131,00 132,50 Guangopolo - - - - 31,20 31,20 - - 31,20 Sta. Rosa - - - - 51,30 51,00 - - 51,30

- - - - 82,50 82,20 - - 82,50 Ulysseas Inc. Power Barge I - - - - 30,00 27,50 - - 30,00

- - - - 30,00 27,50 - - 30,00 615,84 575,50 140,00 139,50 143,33 136,10 446,00 442,00 1 345,16

Batán - - - - 5,42 4,33 - - 5,42 Lligua - - - - 5,00 3,60 - - 5,00 Tena - - - - 2,64 - - - 2,64

- - - - 13,06 7,93 - - 13,06 Bolívar Guaranda - - - - 2,54 2,03 - - 2,54

- - - - 2,54 2,03 - - 2,54 Macas - - - - 4,78 2,70 - - 4,78 Santiago - - - - 0,25 0,18 - - 0,25

- - - - 5,03 2,88 - - 5,03 Bellavista - - - - 0,11 0,06 - - 0,11 Costa Rica - - - - 0,05 0,04 - - 0,05 Jambelí - - - - 0,20 0,15 - - 0,20 Machala - - - - 5,00 4,00 - - 5,00 Pongalillo - - - - 0,04 0,03 - - 0,04 El Cambio (Colin Lockett) - - - - 10,90 8,90 - - 10,90

- - - - 16,29 13,18 - - 16,29

Total Generadora

Distribuidora

Ambato

Total Ambato

Total Bolívar

Centro Sur

Total Centro Sur

El Oro

Total El Oro

Total Termoesmeraldas

Termopichincha

Total Termopichincha

Total Ulysseas Inc.

Generadora

CATEG-G

Total CATEG-G

Elecaustro

Total Elecaustro

Electroguayas

Total Electroguayas

Total Electroquil

Total Intervisa Trade

Total Machala Power

POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA DE CENTRALES DE GENERACIÓN TÉRMICA A DICIEMBRE DE 2004Térmica Gas Térmica Gas Natural Térmica MCI Térmica Vapor Total

Nominal (MW)

1 de 3


50


Efectiva (MW)

Nominal (MW)

Efectiva (MW)

Nominal (MW)

Efectiva (MW)


Ancón de Sardinas - - - - 0,04 0,03 - - 0,04 La Propicia - - - - 8,83 7,20 - - 8,83 Palma Real - - - - 0,04 0,03 - - 0,04 Pampanal de Bolívar - - - - 0,04 0,03 - - 0,04 San Lorenzo - - - - 1,10 0,90 - - 1,10

- - - - 10,04 8,18 - - 10,04 Chontapunta - - - - 0,06 - - - 0,06 El Chorro - - - - 0,05 - - - 0,05

- - - - 0,11 - - - 0,11 Floreana - - - - 0,26 0,20 - - 0,26 Isabela - - - - 1,51 1,20 - - 1,51 San Cristóbal - - - - 3,25 2,60 - - 3,25 Santa Cruz - - - - 4,85 3,77 - - 4,85

- - - - 9,86 7,77 - - 9,86 Campo Alegre - - - - 0,10 0,10 - - 0,10 Puná Nueva - - - - 1,47 1,47 - - 1,47

- - - - 1,57 1,57 - - 1,57 Los Ríos Centro Industrial - - - - 11,46 9,78 - - 11,46

- - - - 11,46 9,78 - - 11,46 Manabí Miraflores - - - - 50,60 24,00 - - 50,60

- - - - 50,60 24,00 - - 50,60 Milagro Milagro - - - - 15,00 - - - 15,00

- - - - 15,00 - - - 15,00 Norte San Francisco - - - - 2,50 1,80 - - 2,50

- - - - 2,50 1,80 - - 2,50 G. Hernandez - - - - 34,32 32,40 - - 34,32 Luluncoto - - - - 9,07 7,90 - - 9,07

- - - - 43,39 40,30 - - 43,39 Alausi - - - - 0,56 - - - 0,56 Riobamba - - - - 2,50 2,00 - - 2,50

- - - - 3,06 2,00 - - 3,06 La Libertad - - - - 27,30 5,60 - - 27,30 Playas - - - - 1,80 0,80 - - 1,80 Posorja - - - - 2,84 2,00 - - 2,84

- - - - 31,94 8,40 - - 31,94

Distribuidora

Total Sta. Elena

Esmeraldas

Total Esmeraldas

Ex-Inecel

Total Quito

Riobamba

Total Riobamba

Sta. Elena

Total Manabí

Total Milagro

Total Norte

Quito

Total Ex-Inecel

Galápagos

Total Galápagos

Guayas-Los Ríos

Total Guayas-Los Ríos

Total Los Ríos


Nominal (MW)

2 de 3


51


Efectiva (MW)

Nominal (MW)

Efectiva (MW)

Nominal (MW)

Efectiva (MW)


Carmen de Putumayo - - - - 1,33 1,04 - - 1,33 Dayuma - - - - 0,19 0,17 - - 0,19 Jivino - - - - 15,00 10,00 - - 15,00 Loreto - - - - 0,52 0,49 - - 0,52 Nuevo Rocafuerte - - - - 0,25 0,18 - - 0,25 Palma Roja - - - - 0,22 0,16 - - 0,22 Payamino - - - - 5,38 1,60 - - 5,38 Taracoa - - - - 0,21 0,18 - - 0,21 Tiputini - - - - 0,21 0,15 - - 0,21 Sansahuari - - - - 0,15 0,13 - - 0,15 C. Castellanos - - - - 10,00 5,20 - - 10,00

- - - - 33,46 19,30 - - 33,46 Catamayo - - - - 20,26 15,70 - - 20,26 Chito - - - - 0,05 0,04 - - 0,05 San Andrés - - - - 0,05 0,04 - - 0,05 Zumba - - - - 1,16 0,81 - - 1,16

- - - - 21,52 16,58 - - 21,52 - - - - 271,43 165,69 - - 271,43

Agip Oil - Cpf - - - - 21,20 19,60 - - 21,20 Agip Oil - Sarayacu - - - - 9,00 7,78 - - 9,00

- - - - 30,20 27,38 - - 30,20 Famiproduct Lasso - - - - 3,75 3,40 - - 3,75

- - - - 3,75 3,40 - - 3,75 Amazonas - - - - 6,12 6,12 - - 6,12 Cayagama - - - - 3,37 3,37 - - 3,37 Sardinas - - - - 6,12 5,20 - - 6,12 Páramo - - - - 3,39 2,54 - - 3,39 Chiquilpe - - - - 0,45 0,26 - - 0,45 Puerto Quito - - - - 0,34 0,34 - - 0,34 Marine Terminal - - - - 1,73 1,73 - - 1,73

- - - - 21,51 19,55 - - 21,51 Sacha - - 4,00 3,35 - - - - 4,00 Shushufindi - - 12,75 10,80 - - - - 12,75 Sacha Norte 2 - - - - 6,79 6,54 - - 6,79 Secoya - - - - 6,56 6,40 - - 6,56 Shushufindi Norte - - - - 6,56 6,40 - - 6,56 Shushufindi Sur - - - - 6,56 6,40 - - 6,56 Lago Agrio - - 5,00 4,15 - - - - 5,00 Sucumbíos - - 4,27 3,07 - - - - 4,27 Secoya Wartsila - - - - 11,00 11,00 - - 11,00

- - 26,02 21,37 37,47 36,74 - - 63,49 Repsol YPF Repsol YPF - - - - 2,70 2,70 - - 2,70

- - - - 2,70 2,70 - - 2,70 San Carlos San Carlos - - - - 35,00 28,00 - - 35

- - - - 35,00 28,00 - - 35,00 - - 26,02 21,37 130,63 117,77 - - 156,65

615,84 575,50 166,02 160,87 545,39 419,56 446,00 442,00 1 773,24

Distribuidora


Total San CarlosTotal AutoproductoraTotal generalSe indica la información de las centrales de autoproducción respecto de las cuales se ha logrado conseguir información, pero se conoce que existen muchas mas unidades de generación particular, especialmente para emergencia, en compañías petroleras, mineras, etc

Total Distribuidora

Autoproductora

Agip

Total Agip

Total Famiproduct

OCP

Total OCP

Petroproducción

Total Petroproducción

Total Repsol YPF

Sucumbíos

Total Sucumbíos

Distribuidora Sur

Total Sur


Nominal (MW)

3 de 3


52


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RESUMEN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INSTALADOS EN EL ECUADOR PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DESCENTRALIZADA - M.E.y M.Fuente: Dirección de Energías Renovables y Eficiencia Energética - Min. de Energía y Minas. Abril 2003.Procesamiento: Dirección de Planificación, CONELEC (Ago 2003).Nota: se indica la potencia total pico en vatios de los sistemas fotovoltaicos

PROVINCIA CANTÓN PARROQUIA TotalAzuay Cuenca Molleturo 240,00

Pijilí 240,00 Total Azuay 480,00 Bolívar Guaranda Simiatug 160,00 Total Bolívar 160,00 Chimborazo Alao Alao 160,00

(en blanco) (en blanco) 160,00 Total Chimborazo 320,00 Cotopaxi Sigchos Santa Rosa 480,00 Total Cotopaxi 480,00 El Oro Machala Pto. Bolívar 480,00

Snta. Rosa Jambelí 240,00 Total El Oro 720,00 Galápagos San Cristóbal Pto. Baquerizo 3 315,00

Snta. Cruz Pto. Ayora 3 315,00 Total Galápagos 6 630,00 Guayas Empalme Empalme 80,00

Guayaquil Puná 240,00 Total Guayas 320,00 Imbabura Urcuquí Lita 720,00 Total Imbabura 720,00 Loja Calvas Cariamanga 300,00

Chile 1 200,00 Colaisaca 3 300,00 Sanguillin 300,00 Utuana 1 200,00

Celica Celica 300,00 Loja Chuquiribamba 320,00 Macara Eloy Alfaro 600,00

Larama 300,00 Olmedo Olmedo 300,00 Pindal Pindal 300,00 Puyango Alamor 300,00

Eloy Alfaro 300,00 Zapotillo Cazaderos 300,00

Garzareal 300,00 Paletillas 300,00

Total Loja 9 920,00 Los Ríos Buena Fé Buena Fé 80,00

Valencia Valencia 80,00 Total Los Ríos 160,00


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PROVINCIA CANTÓN PARROQUIA Total

Morona Santiago Gualaquiza Amazonas 1 200,00 Bermejos 300,00 Bomboiza 2 700,00 Gualaquiza 300,00 Nueva Tarqui 300,00

Huasaga (en blanco) 240,00 Limón Indanza Chiviaza 300,00

Limon 300,00 S M Conchay 600,00 S.C. Limon 900,00

Logroño Yaupi 1 620,00 Morona S. J. Morona 900,00

S.J. Morona 900,00 San Jose De Morona 900,00

S. J. Bosco Limon 900,00 San Jacinto 300,00

Santiago Copal 300,00 Patuca 900,00 Santiago 1 200,00

Taisha Huasaga 11 640,00 Macuma 3 300,00 Taisha 8 700,00 Tutinentsa 9 600,00 (en blanco) 480,00

Taisha- Central Taisha 300,00 (en blanco) S. José de Morona 720,00

Total Morona Santiago 49 800,00 Napo Archidona Archidona 300,00

Cotundo 1 500,00 Misahualli 300,00 San Pablo De Ushpayacu 2 100,00

Arosemena Tola (en blanco) 480,00 Tena Ahuano 5 400,00

Chonta Punta 14 400,00 Misahualli 600,00 (en blanco) 480,00

Total Napo 25 560,00 Orellana Aguarico Augusto Rivadeneira 2 400,00

Nuevo Rocafuerte 3 000,00 Sta. María De Huiririma 3 000,00 Tiputini 3 000,00 Yasuní 600,00

Fco. De Orellana Dayuma 1 500,00 Inés Arango 900,00 La Belleza 600,00 Orellana 1 200,00 Pompeya 300,00 Taracoa 1 200,00

Loreto Puerto Murialdo 1 200,00 S. Jose De Payamino 900,00

Total Orellana 19 800,00 Pastaza Arajuno Arajuno 2 900,00

Curaray 5 400,00 Rio Tigre 300,00

Pastaza Canelos 240,00 Curaray 720,00 El Triunfo 900,00 Montalvo 8 880,00 Rio Corrientes 1 800,00 Rio Tigre 3 300,00 Sarayacu 3 540,00 Simon Bolivar 8 700,00 Simón Bolívar 2 880,00

Total Pastaza 39 560,00

2 de 3


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PROVINCIA CANTÓN PARROQUIA TotalSucumbíos Cascales Cascales 120,00

El Dorado De Cascales 300,00 Sevilla 720,00 Sta. Rosa /Sucumbios 120,00

Cuyabeno Cuyabeno 600,00 Tarapoa 1 500,00

Gonzalo Pizarro Puerto Libre 300,00 Lago Agrio Dureno 600,00

El Eno 1 200,00 Nueva Loja 1 500,00

Lago Agrio Dureno 240,00 El Eno 240,00 Jambelí 120,00 Nueva Loja 120,00 Pacayacu 120,00 Snta. Cecilia 120,00

Putumayo Dureno 900,00 El Carmen De Putumayo 1 800,00 Palma Roja 8 100,00 Palmaroja 120,00 Pto. Rodriguez 300,00 Putumayo 300,00 Santa Elena 600,00

S.P. Cofanes Shushufindi 1 200,00 Shushufindi El Eno 900,00

Limoncocha 1 740,00 Pacayacu 300,00 Pañacocha 600,00 S.P. Cofanes 120,00 San Roque 1 920,00 Shushufindi 1 140,00

Total Sucumbíos 27 960,00 Zamora Chinchipe Cent.Del Condor Paquisha 300,00

Chinchipe Chito 2 400,00 El Chito 300,00 Pucapamba 300,00 Zumba 7 800,00

El Pangui El Pangui 300,00 Pachicutza 300,00

Nangaritza Guayziimi 600,00 Zurmi 4 260,00

Palanda El Porvenir 2 400,00 Palanda 300,00 S.Fco Vergel 300,00 S.Fco.Vergel 1 500,00 San Francisco De Vergel 300,00 Valladolid 600,00

Pangui Guisme 300,00 Yacuambi 28 De Mayo 300,00

28 De Mayo 300,00 La Paz 600,00 Tutupali 900,00

Yantzatza Los Encuentros 300,00 Yanzatza 300,00

Yanzatza Chicaña 300,00 Los Encuentros 300,00 Yanzatza 1 200,00

Yaquambi 28 De Mayo 300,00 Total Zamora Chinchipe 27 060,00 Total general 209 650,00

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3. PROYECTOS DE GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN FUTURA CON CONTRATO O CERTIFICADO DE CONCESIÓN O PERMISO

3.1 INTRODUCCIÓN

Como se indicó anteriormente, al CONELEC, como organismo regulador, controlador y planificador del Sector Eléctrico y, en representación del Estado Ecuatoriano, le corresponde la facultad de otorgar concesiones y permisos para las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Ningún otro organismo dentro del país posee tal atribución. La Dirección de Concesiones, hasta mayo de 2005, ha reportado que poseen contrato de concesión o permiso 17 proyectos que totalizan 1 023 MW de potencia a instalar, de los cuales 9 hidroeléctricos suman 502 MW, 3 termoeléctricos que totalizan 452 MW y 5 de generación renovable no convencional con 69 MW; así también, poseen certificado de concesión o permiso (trámite previo al contrato): 25 proyectos que totalizan 396 MW de potencia a instalar, de los cuales 16 hidroeléctricos que suman 297 MW, 2 termoeléctricos con 80 MW y 3 renovable no convencional con 19,4 MW; lo que da un gran total de 42 proyectos de generación futura con 1 419 MW de potencia a instalarse.

Foto 3.1 – Vista del sitio de implantación de la presa y proyecto hidroeléctrico Mazar (Potencia a instalar: 190 000 kW, Volumen del embalse: 400 000 000 m3).


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En las siguientes páginas se muestra en forma resumida, a través de mapas temáticos y cuadros de características técnicas, las centrales de generación que poseen contrato o certificado de concesión o permiso otorgado por el CONELEC. Los documentos presentados se basan en la información proporcionada por la Dirección de Concesiones del CONELEC, a mayo de 2005.

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS PROYECTOS DE GENERACIÓN FUTURA

Los proyectos de generación futura se han clasificado en dos grupos:

• Proyectos con contrato de concesión o permiso de generación: 17 proyectos, 1023 MW de potencia a instalarse.

• Proyectos con certificado de concesión o permiso: 25 proyectos, 396 MW.

Los proyectos incluyen generación hidroeléctrica, térmica; y, renovable no convencional, en las que se incorporan generación eólica, fotovoltaica, biomasa y biogás.

Foto 3.2 – Vista general de la casa de máquinas de la Central Hidroeléctrica Sibimbe, 100% privada, Empresa Hidalgo & Hidalgo S.A.

3.3 CUADROS Y MAPAS TEMÁTICOS

Se presentan los siguientes cuadros y gráficos:

• Plano: “Proyectos de generación con contrato de concesión o permiso con CONELEC a mayo de 2005”. Escala 1: 4 000 000.

• Plano: “Proyectos de generación con certificado de concesión o permiso de CONELEC a mayo de 2005”. Escala 1: 4 000 000.


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• Cuadros: “Proyectos hidroeléctricos con contrato de concesión o permiso otorgado por el CONELEC a mayo de 2005”, en el que se detallan los siguientes parámetros: nombre del proyecto, empresa, número de unidades x potencia (MW), potencia total (MW), energía media estimada (GWh/año), clase de turbina, río del que se captan las aguas, vertiente, ubicación, cantón, provincia; y, “Proyectos termoeléctricos con contrato de concesión o permiso otorgado por el CONELEC a mayo de 2005”. Se detallan los siguientes parámetros: nombre del proyecto, empresa, número de unidades x potencia (MW), potencia total (MW), energía media estimada (GWh/año), clase de turbina, combustible, ubicación, cantón y provincia.

• Cuadros: “Proyectos hidroeléctricos con certificado de concesión o permiso otorgado por el CONELEC a mayo de 2005”. Se detallan los siguientes parámetros: nombre del proyecto, empresa, número de unidades x potencia (MW), potencia total (MW), energía media estimada (GWh/año), clase de turbina, río del que se captan las aguas, vertiente, ubicación, cantón y provincia; y, “Proyectos termoeléctricos con certificado de concesión o permiso otorgado por el CONELEC a mayo de 2005”, en el que se detallan los siguientes parámetros: nombre del proyecto, empresa, número de unidades x potencia (MW), potencia total (MW), energía media estimada (GWh/año), clase de turbina, combustible, ubicación, cantón y provincia.

• “Proyectos de generación renovable no convencional con contrato de concesión o permiso otorgado por el CONELEC a mayo de 2005”, en el que se presentan los siguientes parámetros: nombre del proyecto, empresa, potencia total (MW), energía media estimada (GWh/año), clase de turbina, combustible, ubicación, cantón y provincia; y, “Proyectos de generación renovable no convencional con certificado de concesión o permiso otorgado por el CONELEC a mayo de 2005”, en el que se presentan los siguientes parámetros: nombre del proyecto, empresa, potencia total (MW), energía media estimada (GWh/año), clase de turbina, combustible, ubicación, cantón y provincia.

Foto 3.3 - Turbina y generador de la central hidroeléctrica Loreto, 100% privada, concluida en el año 2002, propiedad de Ecoluz S.A. (HCJB La Voz de los Andes).


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Foto 3.4 – Central termoeléctrica de Machala Power S.A., 100% privada, que utiliza gas natural del Golfo de Guayaquil. Potencia instalada actual: 130 000 kW; potencia total futura: 312 000 kW.


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PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS CON CONTRATO DE CONCESIÓN O PERMISOOTORGADO POR EL CONELEC A MAYO DE 2005Fuente: Dirección de Concesiones (Mayo 2005)Procesamiento: Dirección de Planificación (Junio 2005)

PROYECTO EMPRESA No. Unidades x Potencia (MW)

POTENCIA (MW)

ENERGÍAMEDIA

GWh/año

CLASE DE TURBINA

RIÓ VERTIENTE UBICACIÓN CANTÓN

San Francisco Hidropastaza 2x106 212 1 408 Francis Pastaza Amazonas San Francisco Baños

Mazar Hidropaute 2x95 190 871 Francis Paute Amazonas Guarumales Sevilla de Oro

Ocaña Elecaustro 2x13 26,0 192 Pelton Ocaña Pacífico La Troncal Cañar

Sibimbe Hidalgo & Hidalgo 2x9 18,0 65,0 Francis Sibimbe Pacífico EcheandíaEcheandía / Ventanas

Topo PEMAF 2x8.5 17,0 135,0 Pelton Topo Atlántico Topo Baños

Calope Enermax 2x7,5 15,0 81,7 Francis Calope Pacífico El Progreso La Maná

Abanico Hidroabanico 2x7,5 15,0 119,0 Pelton Abanico Atlántico La Angostura Macas

La Esperanza CRM 4X1,5 6,00 21,0 Kaplan Mineral PacíficoRepresa

La EsperanzaPortoviejo

Poza Honda CRM 2X1,5 3,00 10,0 Kaplan Carrizal PacíficoRepresa

Poza HondaPortoviejo

TOTALES 9 502 2 903

PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS CON CONTRATO DE CONCESIÓN OO PERMISO OTORGADO POR EL CONELEC A MAYO DE 2005Fuente: Dirección de Concesiones (Mayo 2005)Procesamiento: Dirección de Planificación (Junio 2005)


POTENCIA (MW)

ENERGÍAMEDIA

GWh/año

CLASE DE TURBINA

COMBUSTIBLE

UBICACIÓN CANTÓN PROVINCIA

Termoriente Termoriente 22x12 270 2010 MCI Residuo Shushufindi Shushufindi Sucumbíos

Machala Power II MachalaPower 1x95 turb. vapor 95,0 666Ciclo

combinadoGas Bajo Alto Machala El Oro

Machala Power III MachalaPower 1x65 turb. gas 87,0 610Ciclo

combinadoGas Bajo Alto Machala El Oro

TOTALES 3 452 3286

MCI = Motor de combustión interna


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PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS CON CERTIFICADO DE CONCESIÓN O PERMISO, OTORGADO POR EL CONELEC A MAYO DE 2005Fuente: Dirección de Concesiones (Mayo 2005)Procesamiento: Dirección de Planificación (Junio 2005)


POTENCIA (MW)

ENERGÍAMEDIA

GWh/año

CLASE DE TURBINA

RIÓ VERTIENTE UBICACIÓN

Abitagua Pemaf 1x78 78,0 547 Francis Pastaza Amazonas Mera

Baba Hidronación 2x22,5 45,0 154 Francis Baba Pacífico Corriente Larga

Quijos E.E.Quito 2x19,8 39,6 266 FrancisPapallacta

QuijosAmazonas Baeza

Cuyuja Concanal 2x10 20,0 140 Pelton Papallacta Amazonas Cuyuja

Sabanilla Hidrelgen 2x9,95 19,9 139 Francis Sabanilla Amazonas Zamora

Jondachi ERDESU 2X9,64 18,8 139 Francis Jondachi Atlántico Baeza-Tena

Sigchos Triolo 2x9 18,0 94 Pelton Toachi Pacífico Sigchos

Pilaló 3 Qualitec 2x5,5 11,0 70 Pelton Pilaló Pacífico El Progreso

Victoria-Quijos Hidrovictoria 2x5 10,0 64 Pelton Victoria Atlántico Cuyuja

Pilatón San Carlos Energy Power 2x4 8,0 66 Francis Pilatón Pacífico Tandapi

San José de MinasDR. JUAN CARLOS FREILE

1x5+1x2,5 7,5 61 Pelton Perlabí y Curí Pacífico San José de Minas

S.J. del Tambo HIDROTAMBO (CIE) 2x3,5 7,0 36 Francis Chima Pacífico S.J. Tambo

La Delicia Energy Power 2x2,9 5,8 48 Francis Alambi Pacífico Nanegalito

Guápulo Cenelpi 2x1.6 3,2 22 Francis Machángara Pacífico Guápulo

Chorrillos Mun. Zamora 1x3.17 3,2 21 Pelton Chorrillos Amazonas ChorrillosTumiguina-Papallacta.

Electrogen 1x1.15+1x0.64 1,8 13 Pelton y FrancisTumiguina yPapallacta

Amazonas Papallacta

TOTALES 16 297 1 879

PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS CON CERTIFICADO DE CONCESIÓN O PERMISO OTORGADO POR EL CONELEC A MAYO DE 2005Fuente: Dirección de Concesiones (Mayo 2005)Procesamiento: Dirección de Planificación (Junio 2005)


POTENCIA (MW)

ENERGÍAMEDIA

GWh/año

CLASE DE TURBINA

COMBUSTIBLE

UBICACIÓN CANTÓN

ULYSSEAS INC. Power Barge II 4X12,5 50,0 N/D MCI Fuel Oil No.4 Puerto Manta Manta

ULYSSEAS INC. Power Barge I 1x30 30,0 N/D Turb vapor Fuel Oil No.6Estero del

MuertoGuayaquil

TOTALES 2 80MCI = Motor de combustión interna


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PROYECTOS DE GENERACIÓN RENOVABLE NO CONVENCIONAL CON CONTRATO DE CONCESIÓN O PERMISO OTORGADO POR EL CONELEC A MAYO DE 2005Fuente: Dirección de Concesiones (Mayo 2005)Procesamiento: Dirección de Planificación (Junio 2005)

PROYECTO EMPRESA POTENCIA (MW)ENERGÍA

MEDIAGWh/año

TIPOCLASE DE TURBINA

COMBUSTIBLE UBICACIÓN CANTÓN PROVINCIA

San Carlos S.A.I. San Carlos 35,0 N/D Térmica Turb vaporbagazo

caña azúcarMarcelinoMaridueña

MarcelinoMaridueña

Guayas

Lucega La Troncal

Lucega 13,0 51 Térmica Turb vaporbagazo

caña azúcarIngenio La

TroncalLa Troncal Cañar

Salinas Electroviento 10,0 35 Eólica Tuirb.Eólica N.A. Valle de Salinas Ibarra Imbabura

4 Islas E.E. GALAPAGOS 5,7 N/DEólica +

FotovoltaicaN/D N.A. Varios Varios Galápagos

Ecoelectric Valdez

Ecoelectric 5,4 N/D Térmica Turb vaporbagazo

caña azúcarIngenio Valdez Milagro Guayas

TOTALES 5 69 86

PROYECTOS DE GENERACIÓN RENOVABLE NO CONVENCIONAL CON CERTIFICADODE CONCESIÓN O PERMISO OTORGADO POR EL CONELEC A MAYO DE 2005Fuente: Dirección de Concesiones (Mayo 2005)Procesamiento: Dirección de Planificación (Junio 2005)

PROYECTO EMPRESA POTENCIA (MW)ENERGÍA

MEDIAGWh/año

TIPOCLASE DE TURBINA

COMBUSTIBLE UBICACIÓN CANTÓN PROVINCIA

Vilonaco ENERLOJA 15,00 N/D Eólica Aerogenerador N/A Loja Loja Loja

Las Chinchas PROVIENTO 3,40 N/D Eólica Aerogenerador N/A Las Chinchas Catamayo Loja

Zámbiza Alquimiatec 1,00 6 Biogás MCI Biogas Zambiza Quito PichinchaTOTALES 3 19,4 6,1


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4. PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DISPONIBLES

PARA SU DESARROLLO

4.1 CATÁLOGO DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS El Ecuador posee una gran riqueza en lo que tiene que ver con sus recursos hídricos, dada por la existencia de un gran número de ríos que nacen en la Cordillera de los Andes y que desembocan en el Océano Pacífico o en ríos afluentes del Río Amazonas. Durante su existencia, el INECEL realizó un enorme trabajo en la identificación de proyectos hidroeléctricos, en la estimación del potencial hidroenergético de las principales cuencas hidrográficas del país, y en estudios de inventario, prefactibilidad, factibilidad y diseños de licitación de buena parte de los proyectos identificados, los mismos que se plasmaron en los catálogos de proyectos hidroeléctricos publicados en noviembre de 1997 (Ver numeral 8. Fuentes Bibliográficas).

Foto 4.2 - Río Jubones, cerca de Uzhcurrumi. Provincia de El Oro. En el presente documento se muestra en forma resumida, a través de mapas temáticos y cuadros de características técnicas, el catálogo de proyectos de generación disponibles para ser implementados. La información de base ha sido, en parte, tomada de los tres catálogos preparados por el INECEL con el apoyo de la Corporación Financiera Nacional, publicados en Noviembre de 1997: • Catálogo de proyectos hidroeléctricos para el corto, mediano y largo plazo. • Catálogo de proyectos hidroeléctricos de mediana capacidad (Potencia instalable entre

5 y 50 MW). • Catálogo de proyectos hidroeléctricos de pequeña capacidad (Potencia instalable entre

menor a 5 MW).


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De igual forma, se ha tomado información del “Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos de la Provincia de Pichincha”, publicado en el 2004 por el Gobierno de la Provincia de Pichincha; y, de estudios propios realizados por el CONELEC. La documentación de respaldo de una buena parte de los proyectos se encuentra en la Facultad de Geología, Minas y Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional en Quito, y está disponible para ser consultada por el público interesado; así mismo, en dicho centro de estudios, se puede solicitar copias de los documentos y de los planos que sean requeridos. En el presente documento se han incorporado características de 6 nuevos proyectos de generación eléctrica, resultado del “Estudio Hidroenergético Integral de la Cuenca de los ríos Santiago – Cayapas”, realizado en convenio entre el CONELEC y la Universidad de Cuenca, a través del PROMAS (Programa para el Manejo del Agua y del Suelo), estudio que se concluyó en septiembre de 2003. Los seis nuevos proyectos hidroeléctricos, a nivel de prefactibilidad básica, que se han incorporado al catálogo de proyectos son los siguientes:

• Proyecto Puniyacu, 35 MW • Proyecto Negro, 34 MW • Proyecto Agua Clara, 20 MW • Proyecto Bravo Grande, 10 MW • Proyecto Lachas, 6 MW • Proyecto Tululbi, 1,60 MW

Foto 4.2 - Río Santiago cerca de la población de Maldonado, Provincia de Esmeraldas.

Actualmente se encuentra en ejecución el “Estudio Hidroenergético Integral de la Cuenca del Río Mayo-Chinchipe”, ubicada en la provincia de Zamora Chinchipe. El catálogo de proyectos hidroeléctricos presentado incluye 224 proyectos hidroeléctricos que suman 11 777 MW, y se ha dividido en cuatro grandes grupos: • Potencia instalable mayor a 100 MW: 23 proyectos que suman 9 1718 MW. • Potencia instalable entre 10 y 100 MW: 75 proyectos, que suman 2 345 MW.


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• Potencia instalable entre 1 y 10 MW: 44 proyectos, que totalizan 237 MW. • Potencia instalable entre 0 y 1 MW: 82 proyectos que suman 24,3 MW.

En la segunda parte del Catálogo se presenta la descripción resumida y el plano de implantación de una serie de proyectos seleccionados. 4.2 PROYECTOS GEOTÉRMICOS Y DE OTRAS FUENTES RENOVABLES El Ecuador dispone de importantes fuentes energéticas, entre las cuales destacan el petróleo, el gas natural, la hidroelectricidad y la geotermia; de éstas, las tres últimas son consideradas ambientalmente sostenibles. En el Ecuador se ha demostrado ampliamente la viabilidad económica tanto del gas como de la hidroelectricidad. Considerando que los costos promedio de la generación geotérmica en otros países latinoamericanos (entre 3 y 7 centavos de dólar/kWh), es posible afirmar que, la geotermia podría ser competitiva también en el Ecuador. Las características geológicas del territorio ecuatoriano son muy favorables para la existencia de una importante anomalía regional del flujo de calor terrestre en el segmento septentrional de la Cadena Andina, lo que hace muy factible la existencia de reservorios geotérmicos. Entre 1978 y 1987, el INECEL desarrolló una serie de actividades de exploración de los recursos geotérmicos a lo largo del país. Una evaluación preliminar sobre el potencial geotérmico aprovechable para la generación eléctrica en el país revela que, en las zonas de Tufiño-Chiles Cerro Negro (binacional), Chachimbiro y Chalupas, se podrían desarrollar aproximadamente 534 MW. Se han generado una serie de estudios relacionados con la Geotermia en el Ecuador, los mismos que han sido organizados y se encuentran actualmente en la Escuela Politécnica del Ejército (ESPE). El CONELEC contrató en el 2001 al Ing. Eduardo Aguilera para realizar un estudio denominado “Síntesis y Actualización de los datos existentes sobre las áreas de Interés Geotérmico del Ecuador”. A continuación se presenta información relacionada con las principales zonas geotermales del Ecuador y proyectos geotérmicos identificados para la generación de energía eléctrica: 3 proyectos que suman 534 MW de potencia instalable y 17 zonas geotermales de interés. El CONELEC se encuentra empeñado también en la recopilación de datos y estudios para la evaluación de potenciales energéticos con fuentes de energía renovable no convencional. Se espera incorporar próximamente al Catálogo, mapas nacionales que contengan la evaluación preliminar de los recursos eólico, solar y de otras fuentes renovables no convencionales. 4.3 CUADROS Y MAPAS TEMÁTICOS Se presentan los siguientes cuadros y gráficos:

• Plano: “Proyectos hidroeléctricos, potencia instalable mayor a 100 MW”. Escala 1: 4 000 000.

• Cuadro: “Proyectos hidroeléctricos disponibles para su desarrollo, potencia instalable mayor a 100 MW”. Se tabulan los siguientes parámetros: nombre del proyecto hidroeléctrico, río del que se captan sus aguas, potencia instalable, nivel de estudio, sistema hidrográfico, vertiente, provincia, cantón, caudal de diseño, caída bruta, altura de la presa o azud, energías primaria, secundaria y media estimadas, costo unitario aproximado del proyecto, costo total aproximado del proyecto, factor de


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planta estimado, coordenadas geográfica y UTM, zona UTM y descripción de la coordenada.

• Plano: “Proyectos hidroeléctricos, potencia instalable entre 10 y 100 MW”. Escala 1: 2 800 000.

• Cuadro: “Proyectos hidroeléctricos disponibles para su desarrollo, potencia instalable entre 10 y 100 MW”. Se tabulan los parámetros indicados en el cuadro anterior.





• Plano: “Proyectos geotérmicos y principales zonas geotermales”. Escala 1: 4 000 000. • Cuadro: “Proyectos geotérmicos y principales zonas geotermales”. En una primera

parte se presentan las características de los proyectos con potencial geotérmico para generación eléctrica identificados: área, profundidad media del reservorio, espesor, temperaturas, fuentes termales, recurso geotérmico, reserva geotérmica, factor de conversión a electricidad, energía primaria, productividad específica y potencia instalable. En una segunda parte se detallan las zonas geotérmicas y sus características.

Foto 4.3 - Río Napo, cerca de Nuevo Rocafuerte. Provincia de Orellana.


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PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DISPONIBLES PARA SU DESARROLLO

POTENCIA INSTALABLE MAYOR A 100 MW

Fuentes: "Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos para el Corto, Mediano y Largo Plazo", INECEL - CFN, Noviembre 1997; Catálogo de Proyectos

Hidroeléctricos de la Provincia de Pichincha, GPP, 2003; Estudios y archivos del CONELEC.

Procesamiento: Dirección de Planificación del CONELEC (Julio 2005).

Nombre del proyecto

hidroeléctricoRío

Potencia a instalar (MW)

Nivel de estudio

Sistema hidrográfico

Vertiente Provincia CantónCaudal de

diseño (m3/s)

Caída bruta (m)

Altura de la presa o

azud (m)

Energía primaria estimada

(GWh/año)

Energía secundaria estimada

(GWh/año)

Energía media

estimada (GWh/año)

Verdeyacu Chico Verdeyacu 1 140 Inventario Napo Amazonas Napo Tena 289 503 204 4496 609 5105

Naiza Namangoza 986 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Limón Indanza 916 143 148 3107 1309 4416

Gualaquiza Zamora 800 Prefactibilidad Santiago Amazonas Morona Santiago Gualaquiza 541 190 167 4247 954 5201

Catachi Mulatos 728 Inventario Napo Amazonas Napo Tena 203,3 452,0 150,0 1803 1183 2986

San Antonio Zamora 714 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Limón Indanza 872,3 108,3 85,2 3672 484,0 4156

San Miguel Zamora 704 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Limón Indanza 835,4 104,1 112,0 3313,0 786,0 4099

Coca-Codo Sinclair Coca 432 Factibilidad Napo Amazonas Napo El Chaco 80,3 623,5 53,5 2978 49,0 3027

Coca-Codo Sinclair II Coca 427 Factibilidad Napo Amazonas Napo El Chaco 79,4 623,5 53,5 2931 61,0 2992

Minas Jubones 337 Factibilidad Jubones Pacífico El Oro Zaruma 59,0 757,5 135,0 1194,0 467,0 1661

Cardenillo Paute 327 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Santiago 100 400,0 15,0 2228,0 116,0 2344

Sopladora Paute 312 Factibilidad Santiago Amazonas Morona Santiago / Azuay Santiago / Sevilla de Oro 100 377,6 0,0 1934,1 482,8 2417

Cedroyacu Chalupas 272 Inventario Napo Amazonas Napo Tena 42,6 769,9 10,0 1585 202 1787

Villadora Guayllabamba 270 Factibilidad Esmeraldas Pacífico Imbabura / Pichincha Cotacachi / Quito 165,0 208,4 165,0 1 123,0 68,2 1191,2

El Retorno Zamora 265 Inventario Santiago Amazonas Zamora Chinchipe Zamora 49,5 649,0 150,0 867,6 488,3 1356

Toachi - Pilatón Pilatón - Toachi 190 Factibilidad Esmeraldas Pacífico Pichincha Santo Domingo 82,4 216,6 43,0 1026,3 287,9 1314

Lligua-Muyo Pastaza, Muyo 183 Prefactibilidad Pastaza Amazonas Tungurahua Baños 110 196,0 40,0 785,0 457,0 1242

Mandariacu Grande Guayllabamba 176 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 230 92,0 60,0 N/D N/D 771

Chespi Guayllabamba 167 Factibilidad Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 70,0 300,0 60,0 472,8 506,2 979

Marcabelí Puyango 161 Factibilidad Puyango Pacífico El Oro Marcabelí 70 352,0 170,0 898,6 11,5 910

Tortuga Guayllabamba 161 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Pedro V. Maldonado 260 84,0 70,0 n/d n/d 710

Palma Real Guayllabamba 152 Prefactibilidad Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 80 250,0 86,0 n/d n/d 883

Calderón Guayllabamba 147 Prefactibilidad Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 65 302,5 51,0 n/d n/d 781

Llurimaguas Guayllabamba 120 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Pedro V. Maldonado 280 55,0 70,0 n/d n/d 587

SUBTOTALES 23 9 171 38 661 8 522 50 915 1 de 2


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Nombre del proyecto

hidroeléctrico

Costo unitario

aproximado (USD/kW)

Costo Total aproximado

(Millones USD)

Factor de planta

aproximado

Coordenada geográfica (longitud)

Coordenada geográfica (latitud)

Coordenada UTM este

Coordenada UTM norte

Zona UTM

Descripción de la coordenada

Verdeyacu Chico 1 135 1 294 0,51 77o59' 42" W 0o59' 25" S 166 600 9 890 400 18 Presa, Río Verdeyacu

Naiza 776 765 0,51 78o 15' 08" W 2o 55' 11" S 805 500 9 676 900 17 Presa, Río Namangoza

Gualaquiza 1 115 892 0,74 78o 26' 05" W 3o 11' 12" S 785 100 9 647 400 17 Presa , Río Zamora

Catachi 1 012 736 0,47 78o 02' 17" W 1o 04' 19" S 829 700 9 881 350 17 Presa , Río Mulatos

San Antonio 1 089 778 0,66 79o 18' 42" W 3o 02' 30" S 798 850 9 663 400 17 Presa, Río Zamora

San Miguel 870 613 0,66 78o 23' 52" W 3o 07' 47" S 789 250 9 653 700 17 Presa, Río Zamora

Coca-Codo Sinclair 1 092 472 0,80 77o 40' 50" W 0o 11' 40" 201 600 9 978 500 18 Presa, Río Coca

Coca-Codo Sinclair II 645 275 0,80 77o 40' 50" W 0o 11' 40" 201 600 9 978 500 18 Presa, Río Coca

Minas 1 250 421 0,56 79o 23' 00" W 3o 20' 33" S 679 600 9 630 400 17 Presa, Río Jubones

Cardenillo 1 179 386 0,82 78o 26' 00" W 2o 35' 50" S 785 400 9 712 650 17 Captación, Río Paute

Sopladora 1 013 316 0,88 78o 27' 46" W 2o 35' 14" S 782 150 9 713 750 17 Casa de máquinas

Cedroyacu 1 111 303 0,75 78o 05' 52" W 0o 50' 51" S 823 050 9 906 200 17 Captación, Rïo Chalupas

Villadora 2 180 589 0,50 78o 40' 14" W 0o 12' 53" N 759 300 10 023 750 17 Presa , Río Guayllabamba

El Retorno 1 864 494 0,58 79o 02' 20" W 3o 56' 52" S 717 750 9 563 400 17 Presa , Río Zamora

Toachi - Pilatón 1 108 211 0,79 78o 54' 51" W 0o 21' 52" S 732 150 9 959 700 17Presa Palo Quemado, Río Toachi

Lligua-Muyo 1 149 210 0,77 78o 26' 33" W 1o 23' 41" S 784 600 9 845 700 17 Presa , Río Pastaza

Mandariacu Grande 1 438 253 0,50 78o 54' 36" W 0o 13' 01" N 732 600 10 024 000 17 Presa, Río Guayllabamba

Chespi 1 819 304 0,67 78o 28' 10" W 0o 08' 19" N 781 700 10 015 350 17 Presa , Río Guayllabamba

Marcabelí 3 251 523 0,65 79o 57' 35" W 3o 49' 44" S 615 500 9 576 700 17 Presa , Río Puyango

Tortuga 1 601 258 0,50 78o 57' 44" W 0o 13' 11" N 726 800 10 024 300 17 Presa, Río Guayllabamba

Palma Real 1 686 256 0,66 78o 32' 54" W 0o 09' 36" N 772 900 10 017 700 17 Presa, Río Guayllabamba

Calderón 1 654 243 0,61 78o 23' 20" W 0o 02' 04" S 790 600 9 996 200 17 Presa, Río Guayllabamba

Llurimaguas 2 349 282 0,56 79o 01' 56" W 0o 17' 48" N 719 000 10 032 800 17 Presa, Río Guayllabamba

SUBTOTALES 10 873 2 de 2


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77

PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DISPONIBLES PARA SU DESARROLLOPOTENCIA INSTALABLE ENTRE 10 Y 100 MWFuentes: "Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos para el Corto, Mediano y Largo Plazo", INECEL - CFN, Noviembre 1997; Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos de la Provincia de Pichincha, GPP, 2003; Estudios y archivos del CONELEC.Procesamiento: Dirección de Planificación del CONELEC (Julio 2005).

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoRío


Nivel de estudioSistema

HidrográficoVertiente Provincia Cantón

Caudal de diseño (m3/s)

Caída bruta (m)

Altura de la presa o azud

(m)


(GWh/año)

Negro Negro 91,10 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Santiago 41,3 278,7 15,0 549,5San Pedro Guayllabamba 86,20 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 35,6 303,0 n/a n/d

Chota Chota 75,30 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 41,4 245,0 20,0 296,5Chontal Guayllabamba 72,00 Factibilidad Esmeraldas Pacífico Imbabura / Pichincha Cotacachi / Quito 170,0 50,5 67,6 n/d

Soñaderos Zamora 65,50 Inventario Santiago Amazonas Zamora Chinchipe Zamora 54,0 162,0 50,0 361,9

Lelia Toachi 64,20 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Santo Domingo 63,6 137,0 35,0 n/dChirapi Guayllabamba 53,50 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 137,2 53,0 30,0 n/dCubí Guayllabamba 53,00 Prefactibilidad Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 65,0 113,0 n/a n/d

Angamarca-Sinde Angamarca-Sinde 50,00 Fact. Avanzada Guayas Pacífico Cotopaxi Pangua 19,5 312,4 9,5 160,0Jatunyacu Jatunyacu 50,00 Anteproyecto Napo Amazonas Napo Tena 208,0 29,2 34,5 196,2

Tisay Cañar y Tisay 50,00 Inventario Cañar Pacífico Cañar La Troncal 20,6 295,0 11,9 163,5Tigrillos Abanico 49,60 Prefactibilidad Santiago Amazonas Morona Santiago Sucúa 17,8 332,0 16,0 256,2

Mira 2 Mira 47,80 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 57,2 115,0 20,0 187,5Sizaplaya Quijos 47,40 Anteproyecto Napo Amazonas Napo Quijos 32,6 186,0 30,0 269,9

Cuyes Cuyes 47,20 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Gualaquiza 35,1 180,0 10,0 186,1

Mira 1 Mira 45,50 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 43,0 138,0 23,0 179,4

Santa Rosa Alambí 45,20 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 25,6 210,0 11,0 257,4

Vacas Galindo Intag 42,00 Prefactibilidad Esmeraldas Pacífico Imbabura Cotacachi 28,0 190,0 6,0 109,5Intag Cristopamba-Apuela 41,00 Inventario Esmeraldas Pacífico Imbabura Cotacachi 16,0 320,0 5,0 233,5

Parambas Mira 40,40 Inventario Mira Pacífico Imbabura Ibarra 52,1 94,7 15,0 137,7

La Barquilla Chingual 40,10 Inventario Napo Amazonas Sucumbíos Cascales 24,0 220,0 22,0 228,3

Guayabal Mira 39,80 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 42,0 135,0 30,0 157,7

La Unión Jubones 39,80 Inventario Jubones Pacífico El Oro Pasaje 29,5 186,5 25,0 226,6

Santa Ana Pilatón-Sta. Ana-Chictoa 36,00 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Mejía 16,7 278,7 4,4 205,0

Apaquí Apaquí 36,00 Fact. Avanzada Mira Pacífico Carchi Bolívar 8,0 539,4 4,3 160,8Puniyacu Puniyacu 35,00 Prefactibilidad Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 22,9 182,0 7,2 198,6

Calderón San Pedro 34,30 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 18,0 255,7 4,5 195,3

Sucúa Tutanangoza 34,30 Anteproyecto Santiago Amazonas Morona Santiago Sucúa 42,5 97,0 14,0 195,3

Alluriquín Toachi 34,10 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Pichincha Santo Domingo 38,7 133,7 7,7 194,2

Negro Negro 34,00 Prefactibilidad Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 22,6 179,0 7,6 178,8

Yacuchaqui Toachi 32,20 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 16,8 240,0 7,0 183,4Milpe Blanco 31,90 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Pichincha Los Bancos 27,8 155,7 5,7 172,6

Los Bancos Blanco 31,30 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Pichincha Los Bancos 23,6 180,0 5,6 178,6

Chingual Chingual 28,40 Inventario Napo Amazonas Sucumbíos Gonzalo Pizarro 21,8 175,0 22,0 161,7

Gualleturo Cañar 27,70 Inventario Cañar Pacífico Cañar Cañar 4,9 680,0 3,4 157,7

Udushapa I Udushapa 27,70 Inventario Jubones Pacífico Azuay Oña 11,3 310,0 20,0 157,7

Escudillas Escudillas 27,30 Inventario Mira Pacífico Imbabura Pimampiro 10,2 325,2 3,0 155,4

Sarapullo Sarapullo 27,00 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Mejía 12,0 280,0 5,0 153,7 1 de 4


78

Nombre del Proyecto

Hidroeléctrico


(GWh/año)

Energía media estimada

(GWh/año)

Costo unitario aproximado (USD/kW)


(Millones USD)

Factor de planta

aproximado



Coordenada UTM este


Zona UTMDescripción de la

coordenada

Negro 58,8 608 1 833 167 0,762 78o 25' 30" W 2o 44' 51" S 786 300 9 696 000 17 Captación, Río Negro

San Pedro n/d 515 1 759 152 0,682 78o 24' 43" W 0o 09' 23" S 788 100 9 982 700 17 Cámara Interconexión

Chota 151,6 448 1 263 95 0,679 78o 03' 18" W 0o 28' 39" N 827 850 10 052 850 17 Presa , Río Chota

Chontal n/d 444 2 019 145 0,704 78o 43' 25" W 0o 13' 37" N 753 400 10 025 100 17 Presa , Río Guayllabamba

Soñaderos 77,6 440 2 508 164,3 0,766 78o 59' 52" W 4o 02' 26" S 722 300 9 553 100 17 Presa , Río Zamora

Lelia n/d 437 2 224 143 0,777 79o 02' 16" W 0o 18' 11" S 718 400 9 966 500 17 Presa, Río Toachi

Chirapi n/d 319 2 910 155,7 0,681 78o 44' 35" W 0o 14' 23" N 751 200 10 026 500 17 Presa, Río Guayllabamba

Cubí n/d 282 2 079 110 0,607 78o 25' 02" W 0o 05' 03" N 787 500 10 009 300 17 Cámara Interconexión

Angamarca-Sinde 175,6 336 1 047 52,4 0,766 79o 07' 14" W 1o 08' 33" S 709 150 9 873 650 17 Captación, Río Angamarca

Jatunyacu 53,9 250 1 450 72,5 0,571 77o 56' 58" W 1o 04' 58" S 171 700 9 880 150 18 Captación, Río Jatunyacu

Tisay 169,0 333 1 948 97,4 0,759 79o 14' 19" W 2o 29' 58" S 695 850 9 723 600 17 Captación, Río Cañar

Tigrillos 57,4 314 1 286 63,8 0,722 78o 11' 59" W 2o 15' 40" S 811 500 9 749 750 17 Captación, Río Abanico

Mira 2 95,9 283 1 538 73,5 0,677 78o 12' 46" W 0o 43' 52"N 810 250 10 080 900 17 Presa , Río Mira

Sizaplaya 0,0 270 3 409 161,6 0,650 77o 57' 25" W 0o 26' 13" S 170 800 9 951 650 18 Presa , Río Quijos

Cuyes 91,0 277 1 244 59 0,670 78o 44' 21" W 3o 27' 30" S 751 200 9 617 450 17 Captación, Río Cuyes

Mira 1 91,7 271 1 428 65,0 0,680 78o 10' 48" W 0o 40' 17" N 813 900 10 074 300 17 Presa , Río Mira

Santa Rosa 0,0 257 1 973 89,2 0,650 78o 41' 36" W 0o 12' 17" N 756 750 10 022 650 17 Captación, Río Alambi

Vacas Galindo 132,1 242 1 316 55,3 0,657 78o 31' 51" W 0o 20' 29" N 774 850 10 037 750 17 Captación, Río Íntag

Intag 0,0 233 1 252 51,3 0,650 78o 31' 51" W 0o 25' 08" N 774 850 10 046 350 17 Captación, Río Cristopamba

Parambas 70,4 208 2 226 89,9 0,588 78o 21' 07" W 0o 49' 22" N 794 750 10 091 050 17 Captación, Río Mira

La Barquilla 0,0 228 2 149 86,2 0,650 77o 29' 00" W 0o 19' 25" N 223 550 10 035 800 18 Presa , Río Chingual

Guayabal 80,6 238 1 704 67,8 0,683 78o 07' 54" W 0o 36' 36" N 819 300 10 067 500 17 Presa , Río Mira

La Unión 0,0 227 2 346 93,4 0,650 79o 37' 58" W 3o 19' 21" S 651 900 9 632 650 17 Presa , Rïo Jubones

Santa Ana 0,0 205 1 373 49,4 0,650 78o 48' 02" W 0o 24' 26" S 744 800 9 954 950 17 Captación, Río Pilatón

Apaquí 104,4 265 1 428 51,4 0,841 77o 51' 30" W 0o 28' 55" N 181 800 10 053 350 18 Captación, Río Apaquí

Puniyacu 76,6 275 1 846 64,6 0,898 78o 34' 17" W 0o 40' 12" N 770 300 10 074 100 17 Captación Río Puniyacu

Calderón 0,0 195 2 039 69,9 0,650 78o 24' 25" W 0o 10' 00" S 788 650 9 981 550 17 Captación, Río San Pedro

Sucúa 0,0 195 1 533 52,6 0,650 78o 10' 19" W 2o 28' 21" S 814 550 9 726 350 17 Captación, Río Tutanangoza

Alluriquín 0,0 194 3 130 106,7 0,650 78o 58' 55" W 0o 18' 43" S 724 600 9 965 500 17 Captación, Río Toachi

Negro 85,8 265 1 884 64,1 0,888 78o 39' 40" W 0o 50' 39" N 760 300 10 093 400 17 Captación Río

Yacuchaqui 0,0 183 1 528 49,2 0,650 78o 55' 26" W 0o 35' 42" S 731 050 9 934 200 17 Captación, Río Toachi

Milpe 41,2 214 1 862 59,4 0,765 78o 49' 31" W 0o 00' 15" S 742 050 9 999 550 17 Captación, Río Blanco

Los Bancos 0,0 179 2 401 75 0,652 78o 53' 09" W 0o 01' 07" N 735 300 10 002 050 17 Captación, Río Blanco

Chingual 0,0 162 2 493 70,8 0,650 77o 31' 15" W 0o 23' 56" N 219 400 10 044 150 18 Presa , Río Chingual

Gualleturo 0,0 158 1 491 41,3 0,650 79o 04' 56" W 2o 29' 59" S 713 250 9 723 550 17 Captación Cañar, Río Cañar

Udushapa I 0,0 157,72 1 381 38,3 0,650 79o 06' 36" W 3o 28' 35" S 709 950 9 615 550 17 Presa , Rïo Udushapa

Escudillas 0,0 155 1 291 35,2 0,650 77o 52' 09" W 0o 23' 27" N 180 600 10 043 250 18 Captación, Río Escudillas

Sarapullo 0,0 154 1 405 37,9 0,650 78o 50' W 0o 27' 59" S 741 150 9 948 400 17 Captación, Río Sarapullo 2 de 4


79

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoRío





Caída bruta (m)

Altura de la presa o azud

(m)


(GWh/año)

Langoa Langoa 26,00 Prefactibilidad Napo Amazonas Napo Tena 8,3 393,0 10,0 86,5

Paquishapa Paquishapa 26,00 Inventario Jubones Pacífico Loja Saraguro 4,6 666,6 3,3 148,0

Victoria Pastaza 25,00 Prefactibilidad Pastaza Amazonas Tungurahua Baños 170,0 17,0 39,4 83,0

Las Juntas Toachi 24,70 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 12,3 269,0 4,0 140,64

Quijos-1 Quijos 24,20 Anteproyecto Napo Amazonas Napo Quijos 6,4 490,0 10,0 137,8

Due Due 23,90 Inventario Napo Amazonas Sucumbíos Gonzalo Pizarro 30,0 93,4 10,3 142,0

Chilma Chilma 23,70 Inventario Mira Pacífico Carchi Tulcán 13,0 230,0 40,0 103,8Cosanga Cosanga 23,60 Anteproyecto Napo Amazonas Napo Quijos 26,0 125,0 18,0 134,4

Udushapa II Udushapa 23,60 Inventario Jubones Pacífico Azuay Nabón 11,5 260,0 15,0 134,4

Isinliví Toachi 22,00 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 11 250,0 4,5 125,27

Caluma Alto La Playa-Escaleras 21,00 Prefactibilidad Guayas Pacífico Bolívar Caluma 10,5 234,5 2,9 82,4

Agua Clara Agua Clara 20,00 Prefactibilidad Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 12,6 189,0 7,3 107,8

Pamplona Intag 19,70 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Imbabura Cotacachi 16,4 164,6 4,6 112,17

El Angel El Angel 19,10 Inventario Mira Pacífico Carchi Bolívar 4,5 526,7 3,2 108,8

Misahuallí-2 Misahuallí 19,10 Anteproyecto Napo Amazonas Napo Archidona 22,3 120,0 13,0 108,8

Cinto Saloya / Cinto 18,70 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Los Bancos 18,9 132,0 ND nd

Echeandia Alto Limón-Chazo 18,00 Prefactibilidad Guayas Pacífico Bolívar Echeandia 10,8 202,1 3,1 75,6

Raura Cañar 15,80 Inventario Cañar Pacífico Cañar Cañar 4,1 460,0 3,1 90,0

Susudel León 15,80 Inventario Jubones Pacífico Azuay Nabón 5,2 372,8 3,5 90,0

Mindo Mindo 15,70 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Pichincha Los Bancos 24,1 85,4 5,4 89,4

Blanco Blanco 15,50 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 7,1 266,3 4,1 88,3

Bombuscara Bombuscara 15,50 Anteproyecto Santiago Amazonas Zamora Chinchipe Zamora 4,5 453,0 3,2 88,3

Río Luis Luis 15,50 Fact. Avanzada Puyango Pacífico El Oro Portovelo 6,1 301,0 10,0 43,9

Tambo Cañar 15,40 Inventario Cañar Pacífico Cañar Cañar 2,6 710,0 2,5 87,7

Guangaje Toachi 15,20 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 6,8 280,0 3,0 86,6

Shincata Shincata 14,90 Anteproyecto Jubones Pacífico Azuay Oña 5,4 365,0 25,0 84,8

Atenas Sarapullo 14,40 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Mejía 9,1 190,0 nd nd

Plata La Plata 14,20 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 4,2 405,6 3,1 80,9

Pangor I Pangor 14,00 Inventario Guayas Pacífico Chimborazo Colta 2,0 880,0 1,5 79,7

Puela-2 Puela 13,70 Anteproyecto Pastaza Amazonas Chimborazo Penipe 6,8 263,0 3,2 78,0

Chambo Cebadas 12,90 Inventario Pastaza Amazonas Chimborazo Riobamba 9,0 180,0 5,5 73,5

Caluma Bajo Pita 12,00 Fact. Avanzada Guayas Pacífico Bolívar Caluma 12,0 140,6 14,0 48,3

Bellavista Alambí 11,70 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 9,0 150,0 nd nd

Corazón Corazón 11,50 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Mejía 8,0 180,0 4,5 65,5

Sigsipamba Blanco 10,90 Inventario Mira Pacífico Imbabura Pimampiro 5,4 245,1 2,7 62,1

El Burro El Burro 10,60 Inventario Jubones Pacífico Azuay Girón 1,5 850,1 1,9 60,4

Bravo Grande Bravo Grande 10,00 Prefactibilidad Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 6,5 183,0 6,0 55,8

Cebadas Cebadas 10,00 Inventario Pastaza Amazonas Chimborazo Guamote 6,0 212,0 5,0 56,9SUBTOTALES 76 2377 10 047

3 de 4


80

Nombre del Proyecto

Hidroeléctrico


(GWh/año)


(GWh/año)



(Millones USD)

Factor de planta

aproximado



Coordenada UTM este


Zona UTMDescripción de la

coordenada

Langoa 72,9 159 1 446 37,6 0,700 78o 16' 01" W 0o 56' 02"S 804 200 9 896 650 17 Captación, Río Langoa

Paquishapa 0,0 148 1 563 40,6 0,650 79o 15' 00" W 3o 32' 15" S 694 400 9 608 800 17 Captación, Rïo Paquishapa

Victoria 25,0 108 1 400 35,0 0,493 78o 13' 31" W 1o 24' 35"S 808 800 9 844 000 17 Presa, Río Pastaza

Las Juntas 0 141 1 492 36,9 0,650 78o 55' 19" W 0o 30' 45" S 731 300 9 943 300 17 Captación, Río Toachi

Quijos-1 0 138 1 412 34,2 0,650 78o 03' 07" W 0o 29' 12" S 828 200 9 946 150 17 Captación, Río Quijos

Due 0,0 142 1 700 40,6 0,678 77o 29' 10" W 0o 02' 56" N 223 250 10 005 400 18 Captación, Río Due

Chilma 35,2 139 1 817 43,1 0,670 78o 02' 22" W 0o 52' 06" N 829 550 10 096 100 17 Presa , Río Chilma

Cosanga 0,0 134,4 2 112 49,8 0,650 77o 51' 56" W 0o 34' 06" S 181 000 9 937 100 18 Captación, Río Cosanga

Udushapa II 0,0 134 1 061 25,0 0,650 79o 06' 58" W 3o 25' 29" S 709 300 9 621 250 17 Captación, Rïo Udushapa

Isinliví 0 125,3 1 957 43,1 0,650 78o 53' 20" W 0o 45' 01" S 734 950 9 917 000 17 Captación, Río Toachi

Caluma Alto 27,9 110,3 2 591 54,4 0,600 79o 10' 31" W 1o 33' 14" S 703 000 9 828 150 17 Captación, Río La Playa

Agua Clara 45,4 153,23 2 071 41,4 0,875 78o 52' 37" W 0o 41' 40" N 736 300 10 076 800 17 Captación Río Agua Clara

Pamplona 0 112,17 2 131 42,0 0,650 78o 35' 02" W 0o 17' 05" N 768 950 10 031 500 17 Captación, Río Íntag

El Angel 0,0 108,8 1 878 35,9 0,650 77o 59' 56" W 0o 33' 22" N 166 150 10 061 850 18 Captación, Río El Angel

Misahuallí-2 0,0 108,8 1 776 33,9 0,650 77o 49' 17" W 0o 48' 04" S 185 950 9 911 350 18 Captación, Río Misahuallí

Cinto nd 92,6 1 615 30,2 0,565 78o 49' 42" W 0o 03' 25" S 741 700 9 993 700 17 Captación, Río Saloya

Echeandia Alto 24,5 100,1 3 178 57,2 0,635 79o 09' 04" W 1o 27' 54" S 705 700 9 838 000 17 Captación, Río Limón

Raura 0,0 90,0 1 674 26,4 0,650 79o 00' 45" W 2o 30' 10" S 721 000 9 723 200 17 Captación Cañar, Río Cañar

Susudel 0,0 89,97 1 693 26,7 0,650 79o 07' 39" W 3o 21' 46" S 708 050 9 628 100 17 Captación, Rïo León

Mindo 0,0 89,4 1 699 26,7 0,650 78o 48' 12" W 0o 01' 44" S 744 500 9 996 800 17 Captación, Río Mindo

Blanco 0,0 88,26 1 458 22,6 0,650 78o 12' 23" W 0o 47' 09" N 810 950 10 086 950 17 Captación, Río Blanco

Bombuscara 0,0 88,3 1 928 29,9 0,650 78o 59' 21" W 4o 08' 24" S 723 250 9 542 100 17 Captación, Río Bombuscara

Río Luis 53,3 97,2 1 769 27,4 0,716 79o 31' 01" W 3o 41' 50" S 664 700 9 591 200 17 Captación, Río Luis

Tambo 0,0 87,7 1 645 25,3 0,650 78o 56' 34" W 2o 31' 13" S 728 750 9 721 250 17 Captación Cañar, Río Cañar

Guangaje 0,0 86,55 1 761 26,8 0,650 78o 53' 49" W 0o 47' 07" S 734 050 9 913 150 17 Captación, Río Toachi

Shincata 0,0 85 1 943 29,0 0,650 79o 00' 27" W 3o 29' 31" S 721 350 9 613 800 17 Presa , Rïo Shincata

Atenas nd 85 1 271 18,3 0,675 78o 52' 24" W 0o 19' 48" S 736 700 9 963 500 17 Captación, Río Sarapullo

Plata 0,0 81 1 537 21,8 0,650 78o 09' 14" W 0o 43' 21" N 816 800 10 079 950 17 Captación, Río de La Plata

Pangor I 0,0 80 3 191 44,7 0,650 78o 52' 06" W 1o 48' 12" S 737 150 9 800 550 17 Captación, Río Pangor

Puela-2 0,0 78 1 388 19,0 0,650 78o 27' 24" W 1o 31' 46" S 783 050 9 830 750 17 Captación, Río Puela

Chambo 0,0 73 1 550 20,0 0,650 79o 39' 51" W 1o 52' 40" S 759 850 9 792 250 17 Captación, Río Cebadas

Caluma Bajo 15,3 64 3 122 37,5 0,605 79o 13' 29" W 1o 35' 36" S 697 500 9 823 800 17 Captación, Río Caluma

Bellavista nd 84 1 406 16,4 0,823 78o 41' 12" W 0o 12' 03" N 757 500 10 022 200 17 Captación, Río Alambi

Corazón 0,0 65 1 970 22,7 0,650 78o 45' 36" W 0o 26' 36" S 749 300 9 950 950 17 Captación, Río Corazón

Sigsipamba 0,0 62 1 428 15,6 0,650 77o 54' 50"W 0o 16' 03" N 175 600 10 029 600 18 Captación, Río Blanco

El Burro 0,0 60 1 871 19,8 0,650 79o 10' 04" W 3o 14' 12" S 703 600 9 642 050 17 Captación, Rïo El Burro

Bravo Grande 22,2 78 3 720 37,2 0,891 78o 54' 27" W 0o 35' 22" N 732 900 10 065 200 17 Captación Río Bravo Grande

Cebadas 0,0 57 2 063 20,6 0,650 78o 37,3' W 2o 01,9' S 765 150 9 776 900 17 Captación, Río CebadasSUBTOTALES 1 935 14 241 4 391

4 de 4


81


82

PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DISPONIBLES PARA SU DESARROLLO

POTENCIA INSTALABLE ENTRE 1 Y 10 MWFuentes: "Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos para el Corto, Mediano y Largo Plazo", INECEL - CFN, Noviembre 1997; Catálogo de Proyectos

Hidroeléctricos de la Provincia de Pichincha, GPP, 2003; Estudios y archivos del CONELEC.

Procesamiento: Dirección de Planificación del CONELEC (Julio 2005).

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoRío





Caída bruta (m)


azud (m)


(GWh/año)

Alambi Alambí 9,50 Anteproyecto Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 4,8 267,0 2,8 54,1

San Pedro II San Pedro 9,50 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 7,0 170,0 3,0 54,1

San Francisco II San Francisco 9,40 Inventario Jubones Pacífico Azuay Santa Isabel 2,3 505,7 2,3 53,5

Lucarquí Catamayo 8,80 Anteproyecto Catamayo Pacífico Loja Sozoranga 15,9 82,5 4,5 50,1

Tandapi Pilatón 8,50 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Mejía 6,7 168,7 ND ND

Echeandia bajo 2 Soloma 8,40 Prefactibilidad Guayas Pacífico Bolívar Echeandia 16,2 63,1 4,0 37,8

Uchucay Uchucay 8,40 Inventario Jubones Pacífico Loja Saraguro 2,2 465,3 2,2 47,8

Chanchán Chanchán 8,30 Inventario Guayas Pacífico Chimborazo Alausí 4,5 230,0 2,0 47,3

Balsapamba Cristal 8,20 Anteproyecto Guayas Pacífico Los Ríos Montalvo 3,1 326,0 4,5 46,7

Blanco Toachi 8,00 Inventario Guayas Pacífico Los Ríos Valencia 5,0 200,0 2,5 45,6

Chinchipe Palanda 8,00 Prefactibilidad Mayo - Chinchipe Amazonas Zamora Chinchipe Chinchipe 16,5 60,0 5,0 31,5

Mandur Mandur 7,80 Inventario Jubones Pacífico Azuay Nabón 1,5 624,0 1,9 44,4

Palmar San Miguel 7,80 Inventario Mira Pacífico Carchi Bolívar 3,9 244,1 2,0 44,4

Tulipe Tulipe 7,70 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 7,5 113,0 2,0 nd

Alausí Alausí-Guasuntos 7,50 Inventario Guayas Pacífico Chimborazo Chunchi 3,5 300,0 2,0 42,7

Rayo Cochapamba-Rayo 7,50 Inventario Guayas Pacífico Cotopaxi Sigchos 2 480,0 1,5 42,7

Casacay Casacay 6,10 Inventario Jubones Pacífico El Oro Pasaje 3,1 244,5 2,7 34,7

Lachas Lachas 6,00 Prefactibilidad Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 3,8 190,0 5,9 34,5

Tomebamba Tomebamba 6,00 Inventario Santiago Amazonas Azuay Cuenca 4 200,0 2,0 34,2

Vivar Vivar 5,90 Inventario Jubones Pacífico Azuay Pucará 2,0 365,0 2,2 33,6

Collay Collay 5,80 Inventario Santiago Amazonas Azuay Cuenca 4,8 200,0 2,0 33,0

1 de 4


83

Nombre del Proyecto

Hidroeléctrico


(GWh/año)


(GWh/año)



(Millones USD)

Factor de planta

aproximado



Coordenada UTM este


Zona UTM Descripción de la coordenada

Alambi 0,0 54,09 1 419 13,5 0,650 78° 40,5' W 0° 03,2' N 759 700 10 005 550 17 Captación, Río Alambi

San Pedro II 0,0 54,09 3 712 35,3 0,650 78° 32,5' W° 0° 28,2' S 774 550 9 948 350 17 Captación, Río San Pedro

San Francisco II 0,0 53,52 1 989 18,7 0,650 79° 26' W 3° 16' S 674 100 9 638 800 17 Captación, Rïo San Francisco

Lucarquí 0,0 50,11 3 230 28,4 0,650 79° 48,8' W 4° 07' S 633 200 9 544 850 17 Captación, Río Catamayo

Tandapi ND 62,5 1 247 10,6 0,839 78° 48,4' W 0° 23,6' S 744 000 9 556 500 17 Captación, Río Pilatón

Echeandia bajo 2 11,8 49,6 3 235 27,2 0,674 79° 14' W 1° 25,3' S 696 550 9 843 350 17 Captación, Río Soloma

Uchucay 0,0 47,83 2 459 20,7 0,650 79° 23,3' W 3° 25,8' S 679 600 9 622 200 17 Captación, Rïo Uchucay

Chanchán 0,0 47,26 2 342 19,4 0,650 78° 57' W 2° 16' S 728 000 9 749 300 17 Captación, Río Chanchán

Balsapamba 0,0 46,7 2 646 21,7 0,650 79° 12,3' W 1° 46,5' S 700 250 9 804 650 17 Captación, Río Cristal

Blanco 0,0 45,6 2 933 23,5 0,650 79° 07,5' W 0° 33' S 709 600 9 939 150 17 Captación, Río Toachi

Chinchipe 16,1 47,6 1 500 12,0 0,679 79° 06,3' W 4° 38,5' S 710 800 9 487 600 17 Captación, Río Palanda

Mandur 0,0 44,41 2 152 16,8 0,650 79° 13' W 3° 16,5' S 698 150 9 638 750 17 Captación, Rïo Mandur

Palmar 0,0 44,41 1 779 13,9 0,650 77° 50' W 0° 23,2' N 852 550 10 042 400 17 Captación, Río San Miguel

Tulipe nd 54,8 1 662 12,8 0,812 78o 41,4' W 0o 10,1' N 757 200 10 018 700 17 Captación, Río Tulipe

Alausí 0,0 42,71 4 009 30,1 0,650 78° 51,5' W 2° 12,5' S 739 150 9 756 650 17 Captación, Río Alausí

Rayo 0,0 42,71 5 702 42,8 0,650 79° 02,8' W 0° 32,5' S 718 900 9 941 000 17 Captación, Río Rayo

Casacay 0,0 34,7 2 762 16,8 0,650 79° 40,5' W 3° 23' S 648 150 9 625 950 17 Captación, Rïo Casacay

Lachas 12,9 47,5 2 843 17,1 0,903 78° 36' 40" W 0° 50' 4" N 765 900 10 092 300 17 Captación Río Lachas

Tomebamba 0,0 34,16 2 658 15,9 0,650 79° 05,7' W 2° 51' S 713 050 9 684 800 17 Captación, Río Tomebamba

Vivar 0,0 33,6 2 388 14,1 0,650 79° 35,7' W 3° 16' S 657 400 9 638 800 17 Captación, Rïo Vivar

Collay 0,0 33,0 3 352 19,4 0,650 78° 39' W 2° 48,5' S 761 250 9 690 250 17 Captación, Río Collay

2 de 4


84

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoRío





Caída bruta (m)


azud (m)


(GWh/año)

Nanegal Alambí 5,70 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 5,3 130,0 nd nd

Chuquiraguas Chuquiraguas 5,60 Inventario Guayas Pacífico Cotopaxi Pujilí 1,5 470,0 1,5 31,9

Oña Oña 5,30 Inventario Jubones Pacífico Azuay Oña 1,2 529,9 1,7 30,2

Chinambi Chinambi 5,20 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 4,1 155,2 3,2 29,6

Tandayapa Alambí 5,00 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 3,0 202,0 2,7 nd

Solanda Solanda 5,00 Inventario Catamayo Pacífico Loja Loja 6,3 100,0 10,0 19,6

Huarhuallá Huarhuallá 4,80 Inventario Pastaza Amazonas Chimborazo Riobamba 4,0 150,0 2,0 26,0

Pucayacu 1 Quindigua 4,80 Inventario Guayas Pacífico Cotopaxi Pujilí 3,6 170,0 2,0 25,9

Ambato Ambato 4,00 Inventario Pastaza Amazonas Tungurahua Ambato 2,0 260,0 1,8 21,8

Chillayacu Chillayacu 3,92 Inventario Jubones Pacífico El Oro Pasaje 2,0 240,0 2,2 21,0

Chimbo-Guaranda Chimbo-Guaranda 3,80 Inventario Guayas Pacífico Bolívar Guaranda 2,40 200,0 1,5 20,8

Tahuín Arenillas 3,50 Prefactibilidad Arenillas Pacífico El Oro Arenillas 10 47,5 50,0 13,6

La Concepción Santiaguillo 3,17 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 1,00 400,0 1,5 17,5

Nanegalito Alambí 3,10 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Quito 4,75 80,0 2,4 nd

Rircay Rircay 3,10 Inventario Jubones Pacífico Azuay Santa Isabel 1,7 230,0 4,0 17,0

Monte Nuevo Toachi Grande 2,70 Inventario Guayas Pacífico Pichincha Santo Domingo 2,6 140,0 2,2 nd

El Laurel La Plata 2,37 Inventario Mira Pacífico Carchi Tulcán 3,10 90,0 2,7 12,8

Ganancay Ganancay 2,29 Inventario Jubones Pacífico Loja Saraguro 1,3 217,6 1,8 12,4

Campo Bello Suquibí 1,70 Inventario Guayas Pacífico Bolívar Guaranda 2,8 80,0 2,5 9,2

Salunguire Salunguire 1,70 Inventario Guayas Pacífico Bolívar Chillanes 2,8 80,0 2,5 9,2

Mariano Acosta Chamachán 1,68 Inventario Mira Pacífico Imbabura Pimampiro 0,6 300,0 1,3 9,2

Tululbi Tululbi 1,60 Prefactibilidad Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 5,0 55,0 5,8 8,2

M.J. Calle Canal de riego 1,44 Inventario Cañar Pacífico Cañar La Troncal 10,0 18,0 ND 7,8

Río Luis-2 (2) Luis 1,13 Inventario Puyango Pacífico El Oro Portovelo 1,7 95,0 1,7 6,2

SUBTOTALES 45 246 1163

3 de 4


85

Nombre del Proyecto

Hidroeléctrico


(GWh/año)


(GWh/año)



(Millones USD)

Factor de planta

aproximado



Coordenada UTM este


Zona UTM Descripción de la coordenada

Nanegal nd 41,3 1 596 9,1 0,827 78o 39,4' W 0o 5,9' N 760 800 10 010 800 17 Captación, Río Alambi

Chuquiraguas 0,0 31,9 3 245 18,2 0,650 79° 03' W 1° 01' S 717 000 9 887 550 17 Captación, Río Chuquiraguas

Oña 0,0 30,18 3 659 19,4 0,650 79° 09,6' W 3° 27,8' S 705 550 9 616 450 17 Captación, Rïo Shincata

Chinambi 0,0 29,61 1 888 9,8 0,650 78° 18,8' W 0° 48,2' N 800 550 10 088 500 17 Captación, Río Chinambi

Tandayapa nd 27,6 1 580 7,9 0,630 78o 40,3' W 0o 0,8' N 759 200 10 001 400 17 Captación, Río Alambi

Solanda 10,0 29,6 2 379 11,9 0,676 79° 18,2' W 4° 13,8' S 688 700 9 533 700 17 Captación, Río Solanda

Huarhuallá 6,2 32,2 2 680 12,9 0,766 78° 34,4' 1° 52,5' S 770 000 9 792 550 17 Captación, Río Huarhuallá

Pucayacu 1 6,2 32,1 3 931 18,9 0,763 79° 6,1' 0° 43,2' S 711 250 9 920 350 17 Captación, Río Cristal - Amante

Ambato 5,2 27 2 454 9,8 0,771 78° 48,7' 1° 16,6' S 743 500 9 858 800 17 Captación, Río Ambato

Chillayacu 5,0 26 2 567 10,06 0,757 79° 33,2' 3° 21,3' S 660 750 9 629 050 17 Captación, Río Chillayacu

Chimbo-Guaranda 5,0 25,8 2 765 10,5 0,775 78° 58,7' 1° 33,3' S 724 950 9 828 000 17 Captación, Río Illangama

Tahuín 6,9 20,5 997 3,4 0,688 80° 0,1' 3° 37,7' S 610 900 9 598 900 17 Captación, Río Arenillas

La Concepción 4,2 21,7 3 065 9,72 0,781 78° 5,9' 0° 35,2' N 823 000 10 064 950 17 Captación, Río Santiaguillo

Nanegalito nd 22,4 1 581 4,9 0,825 78° 40,5' 0° 3,5' N 758 800 10 006 400 17 Captación, Río Alambi

Rircay 4,0 21 3 421 10,61 0,773 79° 12,2' 3° 13,9' S 699 650 9 642 600 17 Captación, Río Rircay

Monte Nuevo nd 19 1 293 3,49 0,803 79° 5,55' 0° 32,9' S 712 300 9 939 300 17 Captación, Río Toachi

El Laurel 3,1 15,9 3 112 7,38 0,766 78° 1,7' 0° 49' N 830 800 10 090 400 17 Captación, Río de la Plata

Ganancay 3,0 15,4 4 365 10,0 0,768 79° 27,8' 3° 21,1' S 670 750 9 629 400 17 Captación, Río Ganancay

Campo Bello 2,2 11,4 1 564 2,7 0,766 79° 11,6' 1° 15,9' S 701 050 9 860 100 17 Captación, Río Suiquibí

Salunguire 2,2 11,4 1 668 2,8 0,766 79° 8,5' 1° 58,1' S 706 700 9 782 300 17 Captación, Río Salunguire

Mariano Acosta 2,2 11,4 3 949 6,7 0,773 77° 58,6' 0° 18' N 168 600 10 033 200 18 Captación, Río Chamachán

Tululbi 3,1 11,2 8 934 14,3 0,801 78° 38' 05" W 1° 05' 38" N 763 250 10 121 000 17 Captación, Río Tululbi

M.J. Calle 1,9 9,7 2 331 3,4 0,769 79° 19' 2° 30,4' S 687 150 9 722 800 17 Captación, Río Cañar

Río Luis-2 (2) 1,5 7,7 3 685 4,2 0,778 79° 31,5' 3° 42,5' S 663 800 9 589 950 17 Captación, Río Luis

SUBTOTALES 113 1503 652

4 de 4


86


87

1 de 6

PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DISPONIBLES PARA SU DESARROLLOPOTENCIA INSTALABLE ENTRE 0 Y 1 MWFuentes: "Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos para el Corto, Mediano y Largo Plazo", INECEL - CFN, Noviembre 1997; Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos de la Provincia de Pichincha, GPP, 2003; Estudios y archivos del CONELEC.Procesamiento: Dirección de Planificación del CONELEC (Julio 2005).

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoRío





Huapamala Huapamala 0,986 Inventario Jubones Pacífico Loja Saraguro 0,32

Pindal Alamor 0,874 Inventario Catamayo-Chira Pacífico Loja Pindal 2,08

Yacuambi Cambana 0,873 Inventario Santiago Amazonas Zamora Chinchipe Yacuambi 2,86

Pablo Pablo 0,855 Inventario Mira Pacífico Carchi Tulcán 1,30

Santa Rita-2 Bogotá 0,809 Inventario Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 7,29

Pindo Grande Pindo Grande 0,760 Diseño definitivo Pastaza Amazonas Pastaza Mera 2,30

Victoria Blanco - Victoria 0,750 Inventario Guayas Pacífico Pichincha Santo Domingo 0,95

Balsas Moro-Moro 0,720 Inventario Puyango Pacífico El Oro Balsas 0,92

Tabla-Pata Toachi 0,714 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Pujilí 1,02

Cuyes (2) Cuyes 0,640 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Gualaquiza 0,37

La Carolina San Jerónimo 0,637 Inventario Mira Pacífico Imbabura Ibarra 0,65

Río Luis-1 (2) Luis 0,590 Inventario Puyango Pacífico El Oro Portovelo 1,70

Linares Sardinas Grande 0,567 Inventario Napo Amazonas Napo El Chaco 4,21

Sigchos (2) Toachi 0,560 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 2,00

Manú Manú 0,536 Inventario Jubones Pacífico Loja Saraguro 0,45

Quinde Quinde 0,536 Inventario Esmeraldas Pacífico Imbabura Otavalo 0,53

Ayapamba Calera 0,524 Inventario Puyango Pacífico El Oro Zaruma 2,00

Pano Pano 0,518 Inventario Napo Amazonas Napo Tena 1,85

San Vicente San Vicente 0,487 Inventario Cañar Pacífico Cañar Cañar 1,10

Gualel Gualel 0,441 Inventario Catamayo-Chira Pacífico Loja Loja 0,42

P.V. Maldonado Caoni 0,416 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Pedro V. Maldonado 1,50

Catamayo Catamayo 0,400 Inventario Catamayo-Chira Pacífico Loja Macará 6,50

Alamor Alamor 0,383 Inventario Catamayo-Chira Pacífico Loja Pindal 0,60

Las Juntas (2) Las Juntas 0,374 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 0,89


88

2 de 6

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoCaída bruta (m)

Altura de la presa o azud (m)



(Millones USD)



Huapamala 440,0 1,0 2 954 2,91 79° 25,9' 3° 31,8' S

Pindal 60,0 1,7 2 702 2,36 80° 7,8' 4° 6,2' S

Yacuambi 40,0 1,6 1 998 1,74 78° 54,2' 3° 37,8' S

Pablo 80,0 1,7 6 257 5,35 78° 9,8' 0° 54,2' N

Santa Rita-2 23,0 3,4 2 867 2,32 78° 41,8' 1° 5,2' N

Pindo Grande 48,0 2,2 1 392 1,06 78° 2' 1° 29,5' S

Victoria 120,0 1,2 2 062 1,55 79° 6,2' 0° 31,6' S

Balsas 100,0 1,1 2 802 2,02 79° 45,5' 3° 48,3' S

Tabla-Pata 100,0 2,6 2 332 1,67 78° 52,3' 0° 53,2' S

Cuyes (2) 238,0 1,1 3 163 2,02 78° 42,5' 3° 25,7' S

La Carolina 140,0 2,0 2 366 1,51 78° 15' 0° 42' N

Río Luis-1 (2) 45,0 1,7 3 361 1,98 79° 29,3' 3° 41,7' S

Linares 22,0 2,4 2 972 1,69 77° 49,7' 0° 23,2' S

Sigchos (2) 40,0 2,0 2 394 1,34 78° 52,1' 0° 42,7' S

Manú 170,0 1,2 4 025 2,16 79° 24,1' 3° 27,8' S

Quinde 135,0 1,4 2 263 1,21 78° 34,5' 0° 15,9' N

Ayapamba 60,0 1,8 2 809 1,47 79° 38,5' 3° 38,9' S

Pano 40,0 2,1 3 971 2,06 77° 53' 1° 1,7' S

San Vicente 60,0 1,4 3 064 1,49 79° 9,9' 2° 29,5' S

Gualel 150,0 1,1 2 525 1,11 79° 23,8' 3° 51' S

P.V. Maldonado 40,0 1,8 3 312 1,38 79° 3,3' 0° 4,5' N

Catamayo 11,0 2,8 5 469 2,19 80° 5' 4° 15,5' S

Alamor 93,0 1,2 3 731 1,43 80° 9,5' 4° 8,7' S

Las Juntas (2) 60,0 1,4 1 982 0,74 78° 57,2' 0° 26,9 S


89

3 de 6

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoRío





La Papaya (1) Canal de Riego 0,364 Inventario Jubones Pacífico Loja Saraguro 0,20

Yangana Yangana 0,357 Inventario Catamayo-Chira Pacífico Loja Loja 0,34

Facundo Vela Sinde 0,352 Inventario Guayas Pacífico Bolívar Guaranda 2,00

Santa Rosa Santa Rosa 0,308 Inventario Napo Amazonas Napo El Chaco 2,00

Rumipamba Pita 0,303 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Rumiñahui 1,96

Loreto (2) Suno 0,300 Prefactibilidad Napo Amazonas Orellana Loreto 2,30

Santiago Kushapucos 0,300 Diseño definitivo Santiago Amazonas Morona Santiago Santiago 1,00

Acho Bomboiza 0,294 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Limón Indanza 0,60

Cuellaje-2 San Joaquín 0,283 Inventario Esmeraldas Pacífico Imbabura Cotacachi 0,45

Chical Pablo - Blanco 0,257 Inventario Mira Pacífico Carchi Tulcán 0,60

Chilla Chillayacu 0,252 Inventario Jubones Pacífico El Oro Zaruma 0,30

Golondrinas Agua Clara 0,240 Factibilidad Esmeraldas Pacífico Esmeraldas Eloy Alfaro 1,30

Sn. Fco. Sigsipamba Blanco 0,238 Inventario Mira Pacífico Imbabura Pimampiro 0,85

El C. de Pijilí Pucul 0,235 Inventario Naranjal-Pagua Pacífico Azuay Santa Isabel 0,84

Untal Cumbe 0,226 Inventario Mira Pacífico Carchi Tulcán 0,30

Lita-Cristal Cristal 0,225 Inventario Mira Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 0,23

Taquil Limón 0,214 Inventario Catamayo-Chira Pacífico Loja Loja 0,17

Taisha Panki 0,200 Diseño definitivo Morona Amazonas Morona Santiago Morona 3,80

Jatuncama Jatuncama 0,196 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 0,70

Sabiango Sabiango 0,196 Inventario Catamayo-Chira Pacífico Loja Macará 0,35

Carlos Concha Huele 0,182 Inventario Esmeraldas Pacífico Esmeraldas Esmeraldas 1,30

Angochagua Tahuando 0,176 Inventario Mira Pacífico Imbabura Ibarra 0,63

Lita-Baboso Baboso 0,175 Inventario Mira Pacífico Carchi Tulcán 0,76

Ricaurte Tululví 0,168 Inventario Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 3,14

Chiguinda Vinoyacu 0,159 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Gualaquiza 0,43

Las Lajas Las Lajas 0,158 Inventario Zarumilla Pacífico El Oro Las Lajas 0,41

Chiriboga Saloya 0,152 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Los Bancos 0,20

Cañi Cañi 0,147 Inventario Guayas Pacífico Chimborazo Colta 0,60

Jimbillla Jimbillla 0,143 Inventario Santiago Amazonas Loja Loja 0,17

San Carlos de Limón Yacutaza 0,140 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago San Juan Bosco 1,00

Manga-Urcu Cazaderos 0,129 Inventario Puyango Pacífico Loja Zapotillo 0,23


90

4 de 6

Nombre del Proyecto





(Millones USD)



La Papaya (1) 260,0 1,0 1 323 0,48 79° 17,2' 3° 37,3' S

Yangana 150,0 1,1 2 808 1,00 79° 10,6' 4° 21,6' S

Facundo Vela 24,0 1,8 3 317 1,17 79° 3,7' 1° 13,1' S

Santa Rosa 22,0 2,4 1 748 0,54 77° 46,7' 0° 18,1' S

Rumipamba 20,0 2,0 3 320 1,01 78° 25,3' 0° 27,8' S

Loreto (2) 18,0 3,0 2 605 0,78 77° 19,7' 0° 39' S

Santiago 40,0 2,0 2 449 0,73 78° 2,1' 3° 0,8' S

Acho 70,0 1,2 3 015 0,89 78° 19,5' 2° 48,3' S

Cuellaje-2 90,0 1,0 2 627 0,74 78° 32,6' 0° 24,5' N

Chical 35,0 1,4 3 353 0,86 78° 11,3' 0° 55,7' N

Chilla 160,0 1,0 4 038 1,02 79° 33,4' 3° 24,1' S

Golondrinas 25,0 1,8 1 933 0,46 79° 11,7' 0° 21,3' N

Sn. Fco. Sigsipamba 40,0 1,8 2 795 0,67 77° 54,5' 0° 18,7' N

El C. de Pijilí 40,0 1,5 3 716 0,87 79° 30,2' 3° 2,2' S

Untal 139,8 1,0 2 244 0,51 78° 7,8' 0° 54,7' N

Lita-Cristal 140,0 1,0 2 960 0,67 78° 27' 0° 47,8' N

Taquil 180,0 1,0 2 500 0,54 79° 19,1' 3° 55,1' S

Taisha 7,0 4,0 3 626 0,73 77° 28,7' 2° 21' S

Jatuncama 40,0 1,2 5 228 1,02 78° 50,6' 0° 40,2' S

Sabiango 80,0 1,1 2 619 0,51 79° 49' 4° 22,7' S

Carlos Concha 20,0 2,8 3 971 0,72 79° 40,9' 0° 42,6' N

Angochagua 40,0 2,0 2 547 0,45 78° 4,9' 0° 14,3' N

Lita-Baboso 21,0 1,6 2 137 0,37 78° 26,7' 0° 51,7' N

Ricaurte 17,5 2,5 6 656 1,12 78° 43,5' 1° 10,3' N

Chiguinda 50,0 1,1 2 139 0,34 78° 42,5' 3° 18,3 S

Las Lajas 55,0 1,8 3 250 0,51 80° 1,7' 3° 46,6' S

Chiriboga 139,0 1,0 4 016 0,61 78° 43,4' 0° 15,1' S

Cañi 35,0 2,0 1 952 0,29 78° 59,8' 1° 46,2' S

Jimbillla 120,0 1,0 2 800 0,40 79° 10,9' 3° 50,1' S

San Carlos de Limón 20,0 1,1 3 041 0,43 78° 25,7' 3° 14,6' S

Manga-Urcu 80,0 1,0 2 586 0,33 80° 23,2' 4° 10,9' S


91

5 de 6

Nombre del Proyecto

HidroeléctricoRío





Pataquí Pataquí 0,127 Inventario Esmeraldas Pacífico Imbabura Otavalo 0,28

Chontapunta-1 Bueno 0,122 Inventario Napo Amazonas Napo Tena 0,70

Guallupe Guallupe 0,121 Inventario Mira Pacífico Imbabura Ibarra 0,30

Telembí Zapotillo 0,117 Inventario Cayapas Pacífico Esmeraldas Eloy Alfaro 1,14

Chontapunta-2 Humayacu 0,116 Inventario Napo Amazonas Napo Tena 1,20

Cochaloma Cumbijin 0,112 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Sigchos 0,40

Hualchán Blanco 0,112 Inventario Mira Pacífico Carchi Mira 0,80

5 de junio Huimbi 0,110 Inventario Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 2,29

La M. De Jondachi Urcusique 0,106 Inventario Napo Amazonas Napo Archidona 0,50

Chaucha Malacatos 0,100 Diseño Definitivo Naranjal-Pagua Pacífico Azuay Cuenca 0,13

Monjas Tabla Yacu 0,100 Inventario Guayas Pacífico Bolívar Guaranda 0,13

Sinaí Ambusha 0,100 Inventario Pastaza Amazonas Morona Santiago Morona 0,60

Sn. Pablo de Amalí Limón 0,100 Inventario Guayas Pacífico Bolívar Chillanes 0,13

Juan de Velasco Pangor 0,098 Inventario Guayas Pacífico Chimborazo Colta 0,20

Goaltal Blanco 0,094 Inventario Mira Pacífico Carchi Espejo 0,67

Urbina Cachabí 0,087 Inventario Cayapas Pacífico Esmeraldas San Lorenzo 1,29

Chaupi Blanco-San Pedro 0,084 Inventario Esmeraldas Pacífico Pichincha Mejía 0,35

Santa Rosa Wapula 0,076 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago Morona 0,93

La Bocana Piedras 0,067 Inventario Arenillas Pacífico El Oro Piñas 0,23

Díaz de Pineda Bombón 0,066 Inventario Napo Amazonas Napo El Chaco 0,40

Arajuno Arajuno 0,045 Inventario Napo Amazonas Napo Tena 0,71

Zumbagua-1 Zumbagua 0,044 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Pujilí 0,25

Zumbagua-2 Zumbagua 0,044 Inventario Esmeraldas Pacífico Cotopaxi Pujilí 0,25

La Victoria Las Lajas 0,035 Inventario Zarumilla Pacífico El Oro Las Lajas 0,27

Miguir Miguir 0,035 Inventario Cañar Pacífico Azuay Cuenca 0,10

Cusubamba Nagsiche 0,032 Inventario Pastaza Amazonas Cotopaxi Salcedo 0,30

Shuar Tiink Kapuis 0,020 Inventario Santiago Amazonas Morona Santiago San Juan Bosco 0,15SUBTOTALES 82 24,3


92

6 de 6

Nombre del Proyecto





(Millones USD)



Pataquí 65,0 2,0 2 823 0,36 78° 22,3' 0° 9,7' N

Chontapunta-1 25,0 1,4 3 507 0,43 77° 24,6' 0° 53,5' S

Guallupe 41,0 1,1 2 752 0,33 78° 15,7' 0° 43,4' N

Telembí 22,0 1,6 6 177 0,72 78° 53,1' 0° 47,2' N

Chontapunta-2 12,0 1,2 3 698 0,43 77° 18,9' 0° 54,7' S

Cochaloma 41,0 1,0 3 259 0,37 78° 52,5' 0° 44,8' S

Hualchán 21,0 1,0 2 799 0,31 78° 13,9' 0° 48,5' N

5 de junio 12,0 2,2 6 995 0,77 78° 46,7' 0° 58,3' N

La M. De Jondachi 21,0 1,4 2 971 0,31 77° 51,3' 0° 46,3' S

Chaucha 100,0 1,0 3 870 0,39 79° 24,2' 2° 53,2' S

Monjas 100,0 2,0 2 209 0,22 79° 6,1' 1° 33,3' S

Sinaí 25,0 1,2 2 936 0,29 78° 2,3' 2° 5,3' S

Sn. Pablo de Amalí 100,0 2,0 2 108 0,21 79° 8,2' 1° 56,5' S

Juan de Velasco 70,0 2,0 1 776 0,17 78° 52,7' 1° 48,7' S

Goaltal 20,0 1,2 2 884 0,27 78° 11,3' 0° 48,4' N

Urbina 12,0 1,7 4 533 0,39 78° 45,7' 1° 2,5' N

Chaupi 20,0 1,0 3 877 0,33 78° 38' 0° 36' S

Santa Rosa 13,5 1,5 4 681 0,36 78° 4' 2° 10,6' S

La Bocana 40,0 1,0 3 560 0,24 79° 54,2' 3° 41,5' S

Díaz de Pineda 16,0 1,2 3 357 0,22 77° 43,8' 0° 17,3' S

Arajuno 11,0 1,4 7 446 0,34 77° 42,8' 1° 14,3' S

Zumbagua-1 25,0 1,7 2 717 0,12 78° 52,8' 0° 57,9' S

Zumbagua-2 25,0 1,7 2 768 0,12 78° 52,2' 0° 58,9' S

La Victoria 20,0 1,1 3 261 0,11 80° 4,1' 3° 48,2' S

Miguir 50,0 1,5 2 950 0,10 79° 16,3' 2° 47,8' S

Cusubamba 15,0 1,0 2 662 0,09 78° 41,7' 1° 4,2' S

Shuar Tiink 20,0 1,0 3 439 0,07 78° 26,6' 3° 20' SSUBTOTALES 73,6


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PROYECTOS GEOTÉRMICOS Y PRINCIPALES ZONAS GEOTERMALESFuente: Estudios de INECEL/ OLADE/ CEPAL/ GTZ/ CONELEC/ Estudios de Manlio F. Coviello (2000) y E. Aguilera (2001)Procesamiento: Dirección de Planificación del CONELEC (Junio 2005)

PRINCIPALES PROYECTOS CON POTENCIAL GEOTÉRMICO PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA

ÁREA GEOTÉRMICA UNIDAD TUFIÑO CHACHIMBIRO CHALUPAS TOTAL

Superficie total (*1) km2 38,29 17,28 62,83 118,4

Área aprovechable km2 4,40 3,20 12,90 20,50

Profundidad media del reservorio m 1750 1750 1900

Espesor promedio m 500 500 400

Temperatura media anual oC 9,00 14,00 7,00

Fuentes termales principales (*2) oC 53,0 46,0 37,0

Temperatura máxima estimada (*3) oC 250 350 300

Temperatura media estimada (*3) oC 207 239 205

Recurso Geotérmico accesible J 1,09E+19 5,33E+18 1,40E+19 3,02E+19

Recurso geotérmico económico J 8,15E+17 3,99E+17 1,07E+18 2,28E+18

Reserva geotérmica J 1,34E+17 6,55E+16 1,55E+17 3,55E+17

Factor de conversión a electricidad % 0,240 0,250 0,240

Energía primaria kWh/año 8,93E+09 4,55E+08 1,03E+10 1,97E+10

Productividad específica kWh/km2 2,33E+08 2,63E+08 1,64E+08

POTENCIA INSTALABLE MW 139 113 282 534

Notas:*1

*2*3

PRINCIPALES ZONAS GEOTÉRMICAS DE INTERÉS ENERGÉTICO

ZONA GEOTÉRMICA PROVINCIATufiño CarchiChalpetán CarchiIguen CarchiChachimbiro ImbaburaCuicocha ImbaburaImbabura ImbaburaCayambe PichinchaMojanda PichinchaPululahua PichinchaValle de los Chillos PichinchaPapallacta NapoChalupas Napo/CotopaxiTungurahua TungurahuaChimborazo ChimborazoSalinas BolívarSan Vicente GuayasCuenca Azuay

Temperaturas estimadas a parir del modelo geotérmico

Referido únicamente al nivel del reservorio. Se excluyen las reservas del basamento, profundidad de 3000 mSe refiere a la mayor temperatura medida en las fuentes termales

Recurso de alta y baja temperaturaRecurso de alta y baja temperaturaRecurso de media y/o baja temperaturaRecurso de alta y baja temperaturaRecurso de alta y baja temperaturaRecurso de baja temperaturaRecurso de media y/o baja temperaturaRecurso de baja temperaturaRecurso de baja temperaturaRecurso de media y/o baja temperatura

CARACTERIZACIÓNRecurso de alta y baja temperaturaRecurso de alta y/o baja temperaturaRecurso de alta y/o baja temperaturaRecurso de alta y baja temperaturaRecurso de alta y baja temperaturaRecurso de alta y/o baja temperaturaRecurso de alta y/o baja temperatura


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5. TRÁMITE PARA EL OTORGAMIENTO DE CONCESIONES Y PERMISOS PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA Y REQUISITOS

AMBIENTALES 5.1 EL REGLAMENTO DE CONCESIONES, PERMISOS Y LICENCIAS La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) establece que los recursos naturales que permiten la generación de energía eléctrica le pertenecen al Estado, que por intermedio del CONELEC puede delegar esta actividad a otros sectores de la economía.

Las reglas y procedimientos generales bajo los cuales se puede delegar a favor del sector privado las actividades relacionadas con el sector eléctrico, entre ellas, la actividad de generación, se encuentran en el Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica, RCPL.

Según este reglamento, las formas de delegación que el CONELEC puede implementar son: Concesiones; Permisos; y, Licencias.

El Reglamento de Concesiones en su artículo 10 señala:

• Se garantiza al inversionista nacional o extranjero la propiedad y tenencia de

acciones de las empresas que participen en la prestación de servicios de energía eléctrica.

• Cualquier persona natural o jurídica que tenga su domicilio dentro o fuera del Ecuador podrá ser el propietario directo o indirecto de una persona jurídica titular de un contrato de concesión, permiso o licencia.

5.2 LAS CONCESIONES

• Los proyectos de generación mayores a 50 MW requieren de una concesión otorgada por el CONELEC a través de un Contrato de Concesión.

• Existen dos tipos de concesiones: genéricas y específicas:

o Las concesiones genéricas: se otorgan a través de procesos públicos de selección y básicamente son los proyectos incluidos en el Plan de Electrificación que publica anualmente el CONELEC. En el último Plan 2004 – 2013 no existen proyectos incorporados.

o Las concesiones específicas: no requieren de procesos públicos de selección. Todos los proyectos de 50 MW o más, que se incluyen en el presente Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos podrán ser objeto de una concesión específica.

5.2.1 Requisitos para obtener una Concesión

1. Solicitud dirigida al Director Ejecutivo del CONELEC 2. Pago de Inscripción (US$ 200 por cada MW de capacidad nominal declarada),

excepto para autogeneración. 3. En el caso de personas jurídicas, documentación que certifique la existencia legal. 4. Para generación hidroeléctrica, copia de la solicitud o autorización para el uso de los

recursos naturales, al Consejo Nacional de Recursos Hídricos –CNRH-.


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5. Certificado de solvencia económica. (Ver Cuadro No. 5.1). 6. Memoria descriptiva del proyecto 7. Forma de Conexión al Sistema Nacional Interconectado S.N.I. o al Sistema de

Distribución. 8. Cronograma de ejecución del proyecto. 9. Estudio de prefactibilidad del proyecto y cronograma valorado para la ejecución de

los estudios de factibilidad del proyecto. 10. Estudio de Impacto Ambiental Preliminar (EIAP) o Definitivo EIAD. (Ver Cuadro No.

5.1) 11. Otra información requerida por el CONELEC.

Foto 5.1 – Interior de la Casa de máquinas de la Central Hidroeléctrica Sibimbe (15 200 kW), propiedad de la Empresa Hidalgo & Hidalgo S.A.

Una vez cumplidos todos estos requisitos el CONELEC otorga un Certificado de Concesión y da un plazo que normalmente es de 12 meses para la suscripción del respectivo Contrato de Concesión. Los Contratos de Concesión se dan regularmente por 30 años y pueden llegar hasta 50 años para generación hidroeléctrica.

5.2.2 Garantías para el Contrato de Concesión Para la suscripción del Contrato de Concesión debe presentarse:

o La Garantía de cumplimiento de plazos de construcción: 2.5% del costo del proyecto (1% a la firma del contrato y 1,5% dentro de los siguientes 12 meses)

o Una Póliza de Seguro por daños a terceros, que cubra todos los riesgos de daños a terceros durante la construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones, incluidos los ambientales.


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Quince días antes de la fecha de entrada en operación deberá presentarse:

o Garantía de cumplimiento de obligaciones del contrato: 2% de la facturación

anual prevista. Para la suscripción del Contrato de Concesión deben presentarse adicionalmente:

o Sentencia del Consejo Nacional de Recursos Hídricos, que autorice el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos (para generación hidroeléctrica).

o Estudio de Impacto Ambiental Definitivo (EIAD), aprobado por el CONELEC. o Licencia Ambiental, otorgada por el Ministerio de Ambiente.

5.3 LOS PERMISOS

o Los proyectos de generación con capacidades menores a 50 MW y mayores a 1 MW requieren de un Permiso otorgado por el CONELEC a través de un Contrato de Permiso. Los requisitos para el trámite de un Permiso son similares a aquellos que se solicitan para una Concesión (Ver Cuadro No. 5.1).

o Una vez cumplidos todos los requisitos, el CONELEC entrega un Certificado de Permiso y concede un plazo que normalmente es de 12 meses para la suscripción del Contrato de Permiso.

o Los Contratos de Permiso tienen una duración de hasta 50 años y pueden ser renovados.

5.3.1 Garantías para el Contrato de Permiso Para la suscripción del Contrato de Permiso debe presentarse:

o La Garantía de cumplimiento de plazos de construcción: 1% del costo del proyecto.

o Una Póliza de Seguro por daños a terceros, que cubra todos los riesgos de daños a terceros durante la construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones, incluidos los ambientales.

Quince días antes de la fecha de entrada en operación deberá presentarse:

o Garantía de cumplimiento de obligaciones del contrato: 2% de la facturación

anual prevista. 5.3.2 Otros requisitos para el Contrato de Permiso En forma similar a las concesiones, en forma previa a la suscripción del Contrato de Permiso, deben presentarse:

o Sentencia del Consejo Nacional de Recursos Hídricos, que autorice el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos (para generación hidroeléctrica).

o Estudio de Impacto Ambiental Definitivo (EIAD), aprobado por el CONELEC. o Licencia Ambiental, otorgada por el Ministerio de Ambiente.


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5.4 TRÁMITES PARA GENERADORES CON POTENCIA MENOR A 1 MW

Según el Art. 11 del Reglamento de Despacho y operación del S.N.I., solo los generadores que tengan una unidad con capacidad nominal igual o mayor a 1 MW y que estén sincronizados al Sistema Eléctrico, están en capacidad de realizar transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista, y, por tanto, están sujetos al despacho centralizado del CENACE. El Artículo 29 del antes referido reglamento establece que aquellas unidades que no están sujetas al despacho centralizado, pero que estén conectadas al sistema eléctrico, entregarán toda la información relacionada con las mismas al CENACE, a efectos de considerar su incidencia técnica y económica en la planificación de la operación y el despacho económico de todas las unidades. El Contrato de concesión o de permiso de generación, es el documento habilitante para participar en el MEM. En dichos contratos se establecen los derechos y obligaciones que están fundamentalmente enfocados a su participación en el mercado Eléctrico Mayorista y al Despacho centralizado, a más de aquellas obligaciones de carácter ambiental. El Art. 19 del Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas, exime a las plantas de generación menores a 1 MW, de la presentación del estudio ambiental, siempre que no estén inmersas en las áreas especiales conforme lo indicado en el Art. 41 del mismo reglamento. Por tanto, no aparece la necesidad de suscribir un contrato con generadores con capacidad menor a 1 MW, o autogeneradores que dispongan excedentes de potencia menor a la mencionada capacidad. Dichos generadores NO necesitan la autorización o permiso por parte del CONELEC, sin embargo, si se requiere que la empresa interesada presente una notificación enviada al Director Ejecutivo del CONELEC, con un detalle de las características principales del proyecto, equipo a emplearse e información relevante del mismo, con el objeto de incorporarlo al registro de generadores que mantiene el CONELEC. No obstante de lo expresado en el párrafo anterior, para el caso de proyectos hidroeléctricos, se deberá obtener por parte del Consejo Nacional de Recursos Hídricos, el respectivo permiso de utilización de agua a ser empleada en la generación y, adicionalmente, tendrá que cumplir con la normatividad proveniente de las autoridades locales y/o municipales aplicable a estos casos. Mayor información puede obtenerse en la Dirección de Concesiones del CONELEC.

5.5 REQUISITOS AMBIENTALES Las normas ambientales están contenidas en el Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas (RAAE), publicado en el Registro Oficial No. 396 del 23 de agosto de 2001 (ver sitio web del CONELEC: www.conelec.gov.ec). Todos los proyectos de generación requieren de:

• Estudio de Impacto Ambiental Preliminar (EIAP), incluido el Certificado de No Intersección con el Sistema de Áreas Protegidas (SNAP), emitido por el Ministerio del Ambiente, que debe presentarse junto con la solicitud de Concesión o Permiso.


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• Estudio de Impacto Ambiental Definitivo (EIAD) y Licencia Ambiental, emitida por el Ministerio del Ambiente, que debe presentarse para la suscripción del respectivo contrato de Concesión o Permiso.

• En caso de que el interesado cuente con el EIA Definitivo, no requerirá preparar el EIA Preliminar, siempre y cuando el mismo contenga el análisis detallado de alternativas que justifique técnica y ambientalmente la opción seleccionada, según se establece en el Art. 22 del RAAE.

Proyectos en Zonas Protegidas: Para iniciar el trámite de proyectos de generación ubicados en zonas protegidas, debe presentarse la autorización del Ministerio del Ambiente y además deben ser declarados de alta prioridad para el sector eléctrico por parte del Gobierno Nacional, a pedido del CONELEC. Ver Art. 41 del RAAE. Mayor información puede obtenerse en la Unidad de Gestión Ambiental del CONELEC.


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CUADRO No. 5.1.- REQUISITOS PARA SOLICITAR CONCESION ESPECIFICA O PERMISO DE GENERACIÓN Según Arts. 35 y 57 del Reglamento de Concesiones, permisos y Licencias Registro oficial: Suplemento No. 290 de 3 de Abril de 1998 Reformas Registro oficial: No. 465 de 19 de Noviembre de 2004

LIT DESCRIPCION Térmica Hidráulica a.1 Solicitud dirigida al Director Ejecutivo del CONELEC SI SI

a.2 Pago de Inscripción (Excepto para autogeneración) 200 US$/MW 200 US$/MW

a.3 En el caso de personas jurídicas, documentación que certifique la existencia legal. (Escrituras de Constitución de la Empresa, nombramiento del Representante Legal y Certificado de Cumplimiento de Obligaciones y Existencia Legal emitido por la Superintendencia de Compañías; domiciliación para empresas extranjeras)

b Copia de la solicitud o autorización para el uso de los recursos naturales los recursos naturales

NO SI

c Certificado de solvencia económica, emitido por una entidad financiera, que le permita al solicitante emprender, al menos, con los estudios de factibilidad del proyecto y complementariamente una carta de intención para el financiamiento del proyecto proveniente de una entidad financiera nacional o extranjera, legalmente constituida y facultada para operar como tal.

SI SI

d.1 Memoria descriptiva del proyecto SI SI

d.2 Forma de conexión S.N.I. o al Sistema de Distribución SI SI

d.3 Cronograma de ejecución del proyecto SI SI

e Estudio de prefactibilidad del proyecto y cronograma valorado para la ejecución de los estudios de factibilidad del proyecto.

SI SI

f Estudio de Impacto Ambiental Preliminar EIAP, o Definitivo EIAD Artículo 23 del Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas. En caso de presentar EIAP, incorporará una Carta de Compromiso mediante la cual se obliga a presentar el EIAD, su alcance, cronograma y su respectivo Plan de manejo Ambiental PMA. Certificado no se encuentra dentro de una área del Sistema Nacional de Áreas Protegidas. SNAP

SI SI

g Otra información requerida por el CONELEC SI SI

Concesión específica: Mayor a 50 MW y no consta en Plan de Electrificación -Para concesiones genéricas se hará licitación ( Mayor a 50 MW constante en plan ) -Permiso: Hasta 50 MW


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6. INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA

Como complemento a la información presentada en el documento, se integran planos y cuadros de utilidad, los mismos que se han organizado como sigue: 6.1 ÁREAS DE CONCESIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN Se presenta el plano: “Áreas de Concesión de las Empresas Eléctricas de Distribución”. Escala: 1: 4 000 000. En el mapa se indican la distribución del Ecuador en áreas de concesión para la distribución eléctrica; y en línea más delgada, la distribución provincial. 6.2 SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN Se incluyen dos planos: el primero, el Sistema Nacional de Generación, Transmisión y Redes Primarias de Distribución, a julio de 2003, escala 1: 3 000 000. La notación de diferentes colores se ha empleado para diferenciar las redes de las distintas empresas de distribución. Se incluyen también las principales líneas de transmisión y subtransmisión. El segundo plano contiene el Diagrama Unificar del S.N.I., actualizado a junio de 2005. 6.3 SISTEMAS HIDROGRÁFICOS DEL ECUADOR Se incluyen el plano: “Sistemas hidrográficos del Ecuador”. Escala 1: 2 800 000. Se presenta la división preparada por el Consejo Nacional de Recursos Hídricos (año 2002) con la división en sistemas y subcuencas hidrográficas. Se han incluido los siguientes cuadros:

Foto 6.1 - Unión de los ríos Cayapas y Santiago en Borbón. Provincia de Esmeraldas

• Cuadro: “Sistemas hidrográficos del Ecuador”. Se presentan los 31 sistemas hidrográficos con sus respectivas áreas.


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• Cuadro: “Cuencas y subcuencas hidrográficas del Ecuador”. Se presentan según el sistema hidrográfico, las cuencas con su respectiva área y las subcuencas hidrográficas en las que está dividida.

Foto 6.2 - Río Lita, afluente del Río Mira, Provincia de Imbabura. Con relación a la última división hidrográfica del Ecuador, propuesta por el Consejo Nacional de Recursos Hídricos CNRH, se define a un Sistema Hidrográfico como el agrupamiento de cuencas hidrográficas, considerando su homogeneidad climática y espacial. El CNRH mantiene la división para el Ecuador en 31 sistemas hidrográficos, de los cuales 24 pertenecen a la vertiente del Pacífico, incluidos los territorios insulares, con una superficie de 124 644 km2; que corresponde al 49 % del área total del país; y, 7 a la vertiente del Amazonas, con una superficie de 131 726 km2, que corresponde al 51% del área total del país. Cuenca hidrográfica se define como una unidad territorial en la cual el agua que cae por precipitación se reúne y escurre a un punto común o que fluye toda al mismo río, lago o mar, en esta zona viven seres humanos, animales y plantas, todos ellos relacionados. También se define como una unidad fisiográfica conformada por la reunión de un sistema de cursos de ríos de agua definido por el relieve. La cuenca no solamente considera la parte superficial, sino también la parte subterránea, cuya profundidad comprende desde el extremo superior de la misma hasta los estratos geológicos limitantes bajo la tierra. Se han definido un total de 79 cuencas hidrográficas. La subcuenca hidrográfica se define como la unidad de drenaje de menor superficie de una cuenca y que forma parte de esta, constituyendo un tributario de la misma, o sea una cuenca que sale o que drena a una cuenca más grande. El Ecuador se ha dividido en 137 subcuencas hidrográficas. Mayor información puede obtenerse en el Consejo Nacional de Recursos Hídricos CNRH, web: www.cnrh.gov.ec y en el Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología INAMHI: www.inamhi.gov.ec.


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N° VERTIENTE SISTEMA HIDROGRÁFICO AREA (km2)1 P Carchi 372 2 P Mira 6 555 3 P Mataje 237 4 P Cayapas 6 421 5 P Verde 1 904 6 P Esmeraldas 21 553 7 P Muisne 3 136 8 P Jama 2 243 9 P Chone 2 696 10 P Portoviejo 2 505 11 P Jipijapa 2 680 12 P Zapotal 5 738 13 P Guayas 32 218 14 P Taura 2 449 15 P Cañar 2 414 16 P Naranjal – Pagua 3 395 17 P Jubones 4 361 18 P Santa Rosa 1 062 19 P Arenillas 653 20 P Zarumilla 831 21 P Puyando 3 682 22 P Catamayo 7 178 23 P Puná 923 24 P Galápagos 8 010 25 A Putumayo 5 604 26 A Napo 59 505 27 A Tigre 8 757 28 A Pastaza 23 190 29 A Morona 6 588 30 A Santiago 24 920 31 A Chinchipe 3 162

254 942 1 428

256 370

VERTIENTE:P= Vertiente al Océano PacíficoA= Vertiente al Río Amazonas

SISTEMAS HIDROGRÁFICOS DEL ECUADOR

FUENTE: Consejo Nacional de Recursos Hídricos CNRH, (2002)PROCESAMIENTO: Dirección de Planificación, CONELEC (Jun 2003)

SUBTOTAL ÁREAS SISTEMAS 1 AL 31 (km2)Áreas insulares próximas al continente

ÁREA TOTAL (km2)


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SISTEMA HIDROGRÁFICO

AREA POR SISTEMA (km2)

CUENCA HIDROGRAFICA

AREA DE LA CUENCA (km2)

SUBCUENCA HIDROGRAFICA

01 CARCHI 372 0101 Río Carchi 372 010101 Río Carchi020201 Río Mira020202 Río San Juan

03 MATAJE 237 0303 Río Mataje 237 030301 Río Mataje040401 Río Cayapas040402 Río Santiago

040403 Drenajes Menores

0505 Estero Vainilla 241 050501 Estero Vainilla0506 Estero Lagarto 100 050601 Estero Lagarto0507 Río Ostiones 211 050701 Río Ostiones0508 Río Mate 193 050801 Río Mate0509 Río Verde 950 050901 Río Verde0510 Río Calope 144 051001 Río Calope

0511 Estero Camarones 65 051101 Estero Camarones

061201 Río Blanco061202 Río Guayllabamba061203 Río Canande061204 Río Viche061205 Río Teaone


0713 Río Atacames 312 071301 Río Atacames0714 Río Súa 69 071401 Río Súa0715 Río Tonchigue 87 071501 Río Tonchigue0716 Estero Galera 124 071601 Estero Galera0717 Río San Francisco 103 071701 Río San Francisco0718 Río Bunche 115 071801 Río Bunche0719 Río Muisne 594 071901 Río Muisne0720 Río Salima 179 072001 Río Salima0721 Río Cojimies 812 072101 Río Cojimies0722 Río Marcos 43 072201 Río Marcos0723 Río Cuaque 697 072301 Río Cuaque0824 Estero Don Juan 177 082401 Estero Don Juan0825 Río Jama 1328 082501 Río Jama0826 Río Muchacho 382 082601 Río Muchacho0827 Río Briceño 356 082701 Río Briceño

092801 Río Chone092802 Río Carrizal


1029 Estero Pajonal 205 102901 Estero Pajonal103001 Río Portoviejo103002 Río Chico


1031 Río Jaramijó 164 103101 Río Jaramijó1132 Río Manta 361 113201 Río Manta1133 Río San Mateo 135 113301 Río San Mateo1134 Río Cañas 355 113401 Río Cañas1135 Río Bravo 326 113501 Río Bravo1136 Río Cantagallo 66 113601 Río Cantagallo1137 Río Jipijapa 254 113701 Río Jipijapa1138 Río Salaite 122 113801 Río Salaite1139 Río Buenavista 352 113901 Río Buenavista1140 Río Ayampe 709 114001 Río Ayampe

11 JIPIJAPA 2680

10 PORTOVIEJO 2505 1030 Río Portoviejo 2136

CUENCAS Y SUBCUENCAS HIDROGRÁFICAS DEL ECUADOR

08 JAMA 2243

09 CHONE 2696 0928 Río Chone 2696

0612 Río Esmeraldas 21553

07 MUISNE 3136

05 VERDE 1904

06 ESMERALDAS 21553

02 MIRA 6555 0202 Río Mira 6555

04 CAYAPAS 6421 0404 Río Cayapas 6421


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CUENCA HIDROGRAFICA



1241 Río Manglaralto 132 124101 Río Manglaralto1242 Río Valdivia 165 124201 Río Valdivia1243 Río Viejo 141 124301 Río Viejo1244 Río Javita 813 124401 Río Javita1245 Río Grande 260 124501 Río Grande1246 Río Salado 341 124601 Río Salado1247 Río La Seca 93 124701 Río La Seca1248 Río Zapotal 1034 124801 Río Zapotal1249 Estero del Morro 829 124901 Estero del Morro1250 Río Daular 1336 125001 Río Daular1251 Río Chongón 593 125101 Río Chongón

135201 Río Daule135202 Río Vinces135203 Río Macul135204 Río Babahoyo135205 Río Yaguachi135206 Río Jujan


1453 Río Taura 1962 145301 Río Taura1454 Río Churute 487 145401 Río Churute

15 CAÑAR 2414 1555 Río Cañar 2414 155501 Río Cañar1656 Río Naranjal 569 165601 Río Naranjal1657 Río San Pablo 176 165701 Río San Pablo1658 Río Jagua 443 165801 Río Jagua1659 Río Balao 803 165901 Río Balao1660 Río Gala 533 166001 Río Gala1661 Río Tenguel 185 166101 Río Tenguel1662 Río Siete 137 166201 Río Siete1663 Río Pagua 549 166301 Río Pagua

176401 Río León176402 Río Rircay176403 Río Uchucay176404 Río San Francisco176405 Drenes Menores

1865 Estero Motuche 309 186501 Estero Motuche1866 Río Santa Rosa 753 186601 Río Santa Rosa

19 ARENILLAS 653 1967 Río Arenillas 653 196701 Río Arenillas20 ZARUMILLA 831 2068 Río Zarumilla 831 206801 Río Zarumilla

216901 Río Pindo216902 Río Moromoro216903 Qda. Conventos216904 Qda. Cazaderos


227001 Río Catamayo227002 Río Macara227003 Río Alamor


23 PUNA 923 2371 Isla Puna 923 237101 Isla Puna24 GALAPAGOS 8010 2472 Islas Galapagos 8010 247201 Islas Galápagos25 PUTUMAYO 5604 2573 Río Putumayo 5604 257301 Río Putumayo

2169 RíoPuyango 3682

18 SANTA ROSA 1062

21 PUYANGO 3682

17 JUBONES 4361 1764 Río Jubones 4361

14 TAURA 2449

16 NARANJAL PAGUA 3395

13 GUAYAS 32218 1352 Río Guayas 32218

12 ZAPOTAL 5738

22 CATAMAYO - CHIRA 7178 2270 Río Catamayo - Chira 7178


111



CUENCA HIDROGRAFICA



267401 Río Coca267402 Río Jatunyacu267403 Río Anzu267404 Río Misahualli267405 Río Arajuno267406 Río Bueno267407 Río Payamino267408 Río Jivino267409 Río Indillana267410 Río Tipuntini267411 Río Yasuni267412 Río Aguarico267413 Río Nashiño267414 Río Curaray


277501 Río Pintoyacu277502 Río Cunambo277503 Río Corrientes287601 Río Patate287602 Río Chambo287603 Río Llushin287604 Río Palora287605 Río Chiguaza287606 Río Copataza287607 Río Capahuari287608 Río Ishpingo287609 Río Bobonaza287610 Río Huasaga


29 MORONA 6588 2977 Río Morona 6588 297701Río Morona307801 Río Zamora307802 Río Namangoza307803 Río Coangos


31 MAYO CHINCHIPE 3162 3179 Río Mayo 3162 317901 Río Mayo

Áreas Insulares próximas al Continente

1428Áreas Insulares próximas al Continente

1428Áreas Insulares próximas al Continente

TOTAL 256 370 256370

30 SANTIAGO 24920 3078 Río Santiago 24920

28 PASTAZA 23190 2876 Río Pastaza 23190

27 CUNAMBO 8757 2775 Río Cunambo 8757

26 NAPO 59505 2674 Río Napo 59505

PROCESAMIENTO: Dirección de Planificación, CONELEC (Jun 2003)FUENTE: Consejo Nacional de Recursos Hídricos CNRH, (2002)


112

7. NOMENCLATURA UTILIZADA C.A. Compañía Anónima CENACE Centro Nacional de Control de Energía CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe CFN Corporación Financiera Nacional COMOSEL Consejo de Modernización del Sector Eléctrico CONAM Consejo Nacional de Modernización CONELEC Consejo Nacional de Electricidad EIAP Estudio de Impacto Ambiental Preliminar EIAD Estudio de Impacto Ambiental Definitivo EPN Escuela Politécnica Nacional, Quito-Ecuador E.U.A Estados Unidos de América GPP Gobierno de la Provincia de Pichincha GTZ Organismo de Cooperación Técnica de Alemania GW Gigavatios GWh Gigavatios hora INECEL Instituto Ecuatoriano de Electrificación INEC Instituto Nacional de Estadística y Censos INAMHI Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología kW Kilovatios kWh Kilovatios hora LRSE Ley de Régimen del Sector Eléctrico MCI Motores de Combustión Interna MEM Mercado Eléctrico Mayorista M.E.y M. Ministerio de Energía y Minas msnm Metros sobre el nivel del mar MW Megavatios OLADE Organización Latinoamericana de Energía PIB Producto Interno Bruto PRG Precio referencial de generación PROMAS Programa para el Manejo del Agua y del Suelo (Universidad de Cuenca, Azuay-

Ecuador). RCPL Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del

Servicio de Energía Eléctrica S.A. Sociedad Anónima S.N.I. Sistema Nacional Interconectado UTM Universal Transversa Mercator US¢ Centavos de dólar de los Estados Unidos de América USD Dólar de los Estados Unidos de América VAD Valor Agregado de Distribución


113

8. FUENTES BIBLIOGRÁFICAS Y SITIOS WEB CONSULTADOS

• Banco Central del Ecuador, página web: www.bce.fin.ec • Consejo Nacional de Recursos Hídricos. División Hidrográfica del Ecuador, Memoria

Técnica, Quito, 2002. Web: www.cnrh.gov.ec • CIER, Comisión de Integración Energética Regional, www.cier.org.uy ; Capítulo

Ecuador: ECUACIER, www.ecuacier.org • CONELEC, Plan Nacional de Electrificación 2004 – 2013, CONELEC, Quito, 2005.

www.conelec.gov.ec • CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano, Año 2004, Quito, 2005. • CONELEC, Presentación sobre la Promoción de proyectos de generación hidráulica, M.

Cadena, 2002 • CONELEC, Base de datos del catálogo de proyectos de generación eléctrica, R.

Salgado, L. Lasso, 2005. • CONELEC, “Catálogo Resumen de la Generación Eléctrica en el Ecuador, Quito,

Octubre 2003”. • Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, Web:

www.cenace.org.ec • Gobierno de la Provincia de Pichincha, “Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos,

Provincia de Pichincha”, Quito, abril, 2004. Web: www.pichincha.gov.ec • Hidropaute, Revista No. 1, Cuenca, 2001. www.hidropaute.com • Hidroagoyán, página web: www.hidroagoyan.com • INECEL – CFN; Catálogo de proyectos hidroeléctricos para el corto, mediano y largo

plazo; Quito, noviembre de 1997 • INECEL – CFN; Catálogo de proyectos hidroeléctricos de mediana capacidad (Potencia

instalable entre 5 y 50 MW), INECEL – CFN, Quito, noviembre de 1997 • INECEL – CFN, Catálogo de proyectos hidroeléctricos de pequeña capacidad (Potencia

instalable entre menor a 5 MW), INECEL – CFN, Quito, noviembre de 1997 • Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, INEC, Página web: www.inec.gov.ec • Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología, INAMHI, Web: www.inamhi.gov.ec • Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Corporación de Estudios y Publicaciones, Abril

2001 • Ministerio de Energía y Minas, Subsecretaría de Electrificación, web:

www.menergia.gov.ec • OLADE/CEPAL/GTZ. Estudio para la Evaluación del entorno del Proyecto Geotérmico

Binacional Tufiño – Chiles – Cerro Negro, M. Coviello, Quito, 2000. • OLADE , Organización Latinoamericana de Energía, página web: www.olade.org • “Síntesis y Actualización de los datos existentes sobre las áreas de interés geotérmico

del Ecuador”, CONELEC; E. Aguilera, Quito, 2001. • TRANSELECTRIC S.A., Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica,

www.transelectric.com.ec

Catalogo Generación Eléctrica Ecuador 1a Parte Sep 05

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