Diagnóstico Situación Actual Sector Eléctrico

Mayo, 2013

DIAGNÓSTICO DELA SITUACIÓN ACTUAL DEL

SECTORELÉCTRICO

CONTENIDO

1. EVOLUCIÓN DEL SECTOR............................................................................................................1

2. DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO...........................................................................................2

2.1 EVALUACIÓN DE PLANES ESTRATÉGICOS.................................................................................4

2.2 RECOMENDACIÓN PLANES ESTRATÉGICOS.............................................................................5

3. PROYECTOS ESTRATÉGICOS........................................................................................................5

4. SITUACIÓN ACTUAL....................................................................................................................6

4.1 ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO............................................................6

4.2 ASPECTOS TÉCNICOS DEL SISTEMA..........................................................................................9

4.2.1 CAPACIDAD INSTALADA DEL PARQUE DE GENERACIÓN E INTERCONEXIONES........................9

4.2.2 ASPECTOS DE LA OFERTA ELÉCTRICA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO..............11

4.2.2.1 CAUDALES AFLUENTES..........................................................................................................12

4.2.2.2 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES...................................................................13

4.2.2.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD........................................................14

4.2.3 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO............................15

4.2.4 SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN..................................................................................16

4.2.5 COBERTURA A NIVEL NACIONAL............................................................................................18

4.2.6 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN...............................................................20

4.2.6.1 ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES...........................................................................20

4.2.6.2 CLIENTES FINALES..................................................................................................................21

4.2.6.3 PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN....................................................................23

4.2.7 PRECIO MEDIO DEL SERVICIO ELÉCTRICO..............................................................................25

4.2.8 ESTRUCTURA FINANCIERA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN...............................................27

4.2.8.1 RESULTADOS FINANCIEROS...................................................................................................28

4.2.8.2 ÍNDICES FINANCIEROS...........................................................................................................29

4.2.8.3 ESTRUCTURA FINANCIERA DE DISTRIBUCIÓN........................................................................30

4.2.8.4 RESULTADOS FINANCIEROS...................................................................................................32

4.2.8.5 ÍNDICES FINANCIEROS...........................................................................................................33

4.2.9 LA TARIFA ELÉCTRICA.............................................................................................................35

4.2.10 RECAUDACIONES Y ESQUEMA DE PRELACIONES DE PAGO EN LOS FIDEICOMISOS...............39

4.2.11 CONDONACIÓN DE DEUDAS Y CRUCE DE CUENTAS..............................................................43

4.2.11.1 SITUACIÓN FINANCIERA PERÍODO JULIO 08 – JULIO 10.........................................................44

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................................46

1. EVOLUCIÓN DEL SECTOR

Ecuador inició en 1897 su incursión en el uso de la generación de energía eléctrica a través de la empresa “Luz y Fuerza”, en la ciudad de Loja, por medio de dos turbinas hidroeléctricas de 12 kW cada una que aprovechaba el caudal del río Malacatos.

En la capital de la república, la ciudad de Quito, fue a partir de 1911 que conto con alumbrado público. En la tercera ciudad en importancia político - económica, Cuenca, se instaló en 1914 una planta de 37,5 kW que se amplió a 102 kW, por el año 1922.

A partir de 1926 el Gobierno del Ecuador contrató por 60 años a la empresa estadounidense Foreign Power Co. para el suministro de electricidad de la ciudad de Guayaquil; y, similares proyectos entraron a operar en Quito, Riobamba y otras ciudades. No fue hasta la década de los 40’s donde se adjudicó a las municipalidades la responsabilidad del servicio eléctrico, situación que permitió la instalación de un gran número de pequeñas centrales hidroeléctricas, así; por la década de los 60’s la potencia total de estas plantas alcanzó aproximadamente 120 MW.

Debido a esta situación y con la finalidad de centralizar la planificación y operación del naciente sector eléctrico, en mayo de 1961 se crea el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL), a través de la promulgación de la Ley Básica de Electrificación, esta institución funcionó hasta marzo de 1999, ya que a partir de abril de 1999 se dio paso al esquema de Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), donde la planificación se la dejaba a los actores del nuevo mercado y la planificación estatal tenía carácter de indicativa; ya que se consideraba que el mercado mediante la interacción de la oferta-demanda fijaba los precios de la energía eléctrica los mismos que determinaban las oportunidades de negocio para la expansión de la infraestructura eléctrica.

El MEM partió con la infraestructura desarrollada por el INECEL, este organismo construyó importantes centrales de generación, el sistema nacional de transmisión y obras de distribución, ya que tenía bajo su responsabilidad todas las actividades inherentes al sistema eléctrico: regulación, planificación, aprobación de tarifas, construcción, operación y era el accionista mayoritario en casi todas las empresas eléctricas que realizaban la distribución de electricidad en el país.

Aunque el MEM comenzó su funcionamiento en el año 1999, esto a pesar de que en 1996 se promulgó la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), que sustituyó a la Ley Básica de Electrificación por medio de esta normativa se estableció principalmente lo siguiente:

El suministro de energía eléctrica es un servicio público de interés nacional, por tanto es deber del Estado satisfacer directa o indirectamente las necesidades de energía eléctrica del país, mediante el aprovechamiento óptimo de los recursos naturales, de acuerdo con el Plan Maestro de Electrificación.

1

El Estado podrá delegar en el sector privado, por intermedio del Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), las actividades de generación de energía eléctrica, así como las actividades de importación y exportación de esta energía.Por medio de la LRSE se tiene como objetivo general promover la competitividad en la generación, con lo cual alcanzar una reducción de los precios de la energía. Y con ello buscar una tarifa final al consumidor que permita cubrir los costos de producción, transporte y distribución de la energía eléctrica.

Un cambio importante en la estructura del sistema eléctrico ecuatoriano. Mediante la LRSE, el sistema eléctrico se alineo con la corriente privatizadora de la región la cual presenta una filosofía opuesta con el control estatal con la que se creó el INECEL.

2. DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO

Toda organización, se encuentra en un constante proceso de cambio con la finalidad de satisfacer, oportuna y adecuadamente las necesidades y requerimientos de los clientes y accionistas, a través de productos y servicios. Mediante; el direccionamiento estratégico se fundamenta la obtención de aspectos comunes de la empresa; por medio del cual unificar criterios en la búsqueda de aprovechar las oportunidades actuales y de largo plazo.

Una de las herramientas técnicas administrativas para la implementación, es, la planificación estratégica la misma permite proyectar la gestión empresarial por medio de “estrategias” a fin de acoplarse al entorno siempre cambiante, mediante esta planificación poder dar respuestas claras y oportunas a los clientes internos y externos.

La ejecución de la estrategia requiere de liderazgo de las autoridades, con la finalidad de evaluar continuamente las premisas que motivaron las definiciones estratégicas, a fin de identificar los cambios en el entorno del giro de negocio de la empresa y determinar los efectos en la organización y en la consecución de sus planes propuestos.

Dada la especificidad de los productos1 y servicios2 de un sistema eléctrico, las diferentes empresas creadas para el efecto abordan una porción de la provisión de la energía eléctrica que presentan necesidades de cada una de las etapas de la cadena de suministro, la cual responde a un modelo empresarial basado en la segmentación de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica como se indica en el Gráfico 2.1

Gráfico 2.1ESQUEMATIZACIÓN DE LA CADENA DE SUMINISTRO DEL SECTOR ELÉCTRICO

1 Los productos de un sistema eléctrico en este documento son: energía eléctrica, reserva de potencia y energía.2 Los servicios dados por un sistema eléctrico en este documento son: gestión administrativa – técnica, operación de la infraestructura y

comercialización.

2

Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2012-2021Elaboración: SENPLADES

En el Sistema Nacional Interconectado (SNI) las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica constituyen un monopolio estatal y en la generación, es un oligopolio, donde existe participación estatal (a través de empresas públicas y sociedades anónimas) y privadas; teniendo esta últimas una mínima intervención, como se observa en Tabla 2.1

Tabla 2.1INSTITUCIONES Y EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO A MARZO DE 2013

Actividad Empresa Unidades de Negocio

Tipo

Gen

erac

ión

CELEC E.P. 13 Empresa PúblicaCoca Codo Sinclair E.P 1 Empresa PúblicaELECAUSTRO. 1 Empresa Estatal S.A.HIDROLITORAL E.P. 1 Empresa PúblicaEMAPS 1 Empresa Municipal PúblicaE.E.Q.S.A. 1 Empresa Estatal S.A.CNEL E.P.-EL ORO 1 Empresa PúblicaE.E. REGIONAL DEL SUR 1 Empresa Estatal S.A.ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL E.P. 1 Empresa PúblicaTERMOGUAYAS 1 Empresa PrivadaULYSSEAS INC. 1 Empresa PrivadaINTERVISATRADE 1 Empresa PrivadaELECTROQUIL 1 Empresa PrivadaENERMAX 1 Empresa PrivadaHIDROSIBIMBE 1 Empresa PrivadaHIDROABANICO 1 Empresa PrivadaINGENIO SAN CARLOS 1 Empresa PrivadaECOLUZ 1 Empresa PrivadaGENEROCA 1 Empresa Privada

Transmisión CELEC E.P. 1 Empresa PúblicaOperador CENACE 1 Corporación Privada / Participación EstatalRegulador CONELEC 1 Estatal

Dis

trib

ució

n

CNEL E.P. 10 Empresa PúblicaE.E. AMBATO 1 Empresa Estatal S.A.EMELNORTE 1 Empresa Estatal S.A.E.E.Q.S.A. 1 Empresa Estatal S.A.ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL E.P. 1 Empresa PúblicaE.E.CENTRO SUR 1 Empresa Estatal S.A.E.E.AZOGUES 1 Empresa Estatal S.A.E.E.RIOBAMBA 1 Empresa Estatal S.A.E.E. REGIONAL DEL SUR 1 Empresa Estatal S.A.E.E. COTOPAXI 1 Empresa Estatal S.A.E.E. GALÁPAGOS 1 Empresa Estatal S.A.

Fuente: Página WEB MEERElaboración: SENPLADES

1.1 EVALUACIÓN DE PLANES ESTRATÉGICOS

3

Dado el número de empresas, el acceso y la disponibilidad de información para el sector eléctrico se evaluó los planes estratégicos de CELEC EP y CNEL S.A; debido a que son las empresas cuyas decisiones impacten en mayor grado a la cadena de suministro del servicio de energía eléctrica.

La determinación de las estrategias de los planes estratégicos, para las dos empresas se la realiza por medio del análisis FODA. Bajo este modelo se estudian los entornos controlables y no controlables de cada Unidad de Negocio que en su conjunto conforman el entorno de la empresa.

Este análisis permite determinar las oportunidades y amenazas a través de la identificación de los elementos no controlables que pueden impactar significativamente a la empresa, de manera positiva o negativa. En el ámbito controlable de la empresa, el operativo, se evalúan las fortalezas y las debilidades. La relación entre las variables Fortaleza (F), Oportunidad (O), Debilidad (D) y Amenaza (A), establece una posición a la que corresponde una gama de opciones estratégicas. La matriz determinada FODA facilita el análisis de la situación actual de la empresa y con ello obtener factores clave que permiten orientar el diseño de la estrategia.

La estructura de los planes no es la misma y eso hace que unos temas sean tratados con mayor o menor detalle o no sean tratados; como es el caso de:

- Alineación de las estrategias al Plan Nacional del Buen Vivir, Agendas Intersectoriales y las Agendas Sectoriales.

- Montos totales anuales para la implementación del Plan Estratégico, para cada rubro significativo y su fuente de financiamiento.

- Las actividades para alcanzar las estrategias no se definen claramente.- Las metas de algunos indicadores no corresponden con las regulaciones de

CONELEC; como por ejemplo, los índices de calidad de servicio.- La línea base de los indicadores deben estar debidamente justificadas y

sustentadas.- Los programas y proyectos estratégicos de las empresas no cuentan con un

índice general que permita determinar el adecuado avance de los mismos.- Los planes estratégicos si bien están desarrollados más no están aprobados

por el Directorio de las empresas, lo que hace que su vigencia e implementación, no sea totalmente realizadas por las empresas en el periodo de vigencia del mismo.

1.2 RECOMENDACIÓN PLANES ESTRATÉGICOS

4

Siendo el plan estratégico uno de los instrumentos administrativos que permite, desarrollar, supervisar y controlar la gestión empresarial y dada la dinámica de las empresas del sector eléctrico es necesario:

- Involucramiento de la gerencia general en el desarrollo, aprobación del plan antes del período de vigencia del mismo.

- Contar con los recursos adecuados para implementar en la cultura organizacional de cada empresa el cumplimiento de las diferentes actividades para alcanzar las estrategias y con ello la misión de la planificación estratégica.

- En la realización de la planificación estratégica, seguir la metodología planteada por el documento “Guía metodológica de planificación institucional” de SENPLADES. Lo que permite cubrir los puntos importantes de la planificación.

- Analizar el cumplimiento de las metas con las regulaciones, normativa del sector.

3. PROYECTOS ESTRATÉGICOS

El sector eléctrico mediante el Plan Maestro de Electrificación 2012-2021, presenta los proyectos estratégicos; tanto para la oferta como para el transporte y distribución de la energía eléctrica. En la Tabla 3.1 se presenta una lista de los proyectos estratégicos.

Tabla 3.1PROYECTOS ESTRATÉGICOS DEL SECTOR ELÉCTRICO A MAYO DE 2012 Parte (1)

Actividad Proyecto / Central Tipo Empresa / Institución

Situación Fecha Estimada de Ingreso

Energía Anual (GWh)

Monto Estimado (Millones US$)

Gen

erac

ión

Ocaña Hidráulico Elecaustro Operación marzo 2012 203,1 65,5Jivino 3 Térmico CELEC EP Operación abril 2012 290,0 65,5S. Elena 3 Térmico CELEC EP Operación abril 2012 291,0 57,7Jaramijó Térmico CELEC EP Operación mayo 2012 978,0 147,1Baba Hidráulico Hidrolitoral EP Construcción agosto 2012 161,0 418,4Villonaco Eólico CELEC EP Construcción julio 2012 64,0 40,5Guangopolo 2 Térmico CELEC EP En Trámite marzo 2013 330,0 51,5Machala CC Térmico CELEC EP En Trámite septiembre 2013 1156,0 152,4Victoria Hidráulico EEQSA Construcción diciembre 2013 64,0 18,2Topo Hidráulico PEMAF C.A. Construcción enero 2014 164,0 45,0Mazar- Dudas Hidráulico CELEC EP Construcción enero 2014 125,0 45,5Esmeraldas 2 Térmico CELEC EP En Trámite octubre 2014 631,0 102,6Toachi-Pilatón Hidráulico CELEC EP Construcción febrero 2015 1100,0 517,1Sopladora Hidráulico CELEC EP Construcción abril 2015 2770,0 881,5Manduriacu Hidráulico CELEC EP Construcción mayo 2015 356,0 135.8Delsi Tanisagua Hidráulico CELEC EP Construcción noviembre 2015 904.0 215.8Quijos Hidráulico CELEC EP Construcción diciembre 2015 355.0 110.8Minas-San Francisco Hidráulico CELEC EP Construcción enero 2016 1321,0 501,5Coca Codo Sinclair Hidráulico Coca Codo

Sinclair EPConstrucción enero 2016 8990,0 2675,3

Fuente: Página WEB MEER, CELEC EP, CONELECElaboración: SENPLADES

Tabla 3.1PROYECTOS ESTRATÉGICOS DEL SECTOR ELÉCTRICO A MAYO DE 2012 Parte (2)

Actividad Proyecto Empresa / Situación Fecha Estimada Monto Estimado

5

Institución de Ingreso (Millones US$)Transmisión Obras S.N.T CELEC EP Construcción / En Trámite 2012 - 2018 550,5

Proyecto 500 k V Fase I CELEC EP En Trámite 2015 288.1

Dis

trib

ució

n

P.M.D Subtransmisión CNEL - E.E. Construcción / En Trámite 2012 89,1P.M.D Distribución CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2012 114,6P.M.D Alumbrado Público CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2012 7,7P.M.D Acometidas/Medidores CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2012 35,1PLAN REP Fase I CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2012 119,4PLAN REP Fase II CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2013-2021 453,8FERUM Fase I CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2012-2013 240,0FERUM Fase II CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2014-2021 191,1SIGDE MEER- CNEL – E.E. Construcción / En Trámite 2012-2015 69,0

Nota: S.N.T: Sistema Nacional de Transmisión P.M.D Plan Mejoramiento de Distribución PLANREP Plan DE Reducción de Pérdidas SIGDE Sistema Integral de Gestión de la Distribución Eléctrica.

Fuente: Página WEB MEER, CELEC EP, CONELECElaboración: SENPLADES

4. SITUACIÓN ACTUAL

1.3 ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO

El sector desde el año 1999, se ha regido en base a lo dispuesto en la LRSE; la cual ha sufrido cambios, mediante mandatos constituyentes y decretos que inciden en la planificación y actividades desarrolladas por las distintas instituciones del sector, las mismas que deben cumplir los objetivos y estrategias de la planificación del ejecutivo plasmada en el Plan Nacional del Buen Vivir, Agendas Intersectoriales y las Agendas Sectoriales.

Es así que, con la expedición del Mandato Constituyente No. 15, del 23 de julio de 2008 y publicado en el Registro Oficial No. 393, se establecieron directrices y se determinaron nuevos lineamientos para el sector eléctrico, con la finalidad de recuperar el rol del estado en materia de regulación, control y planificación centralizada de los recursos e infraestructura existente y futura; siendo a manera de resumen los aspectos principales los siguientes:

a. Las empresas eléctricas de distribución deben aplicar una Tarifa única;b. Eliminación del concepto de costos marginales, para la determinación de costo

de producción;c. El Presupuesto General del Estado debe considerar el rubro de inversiones en

generación, transmisión y distribución de los proyectos desarrollados por el Estado;

d. El déficit tarifario mensual producido por la diferencia entre los costos de generación, transmisión y distribución con la tarifa única del consumidor final. Será cubierto por el Ministerio de Finanzas mediante la estimación de los costos imputables al servicio eléctrico obtenidos de una simulación, y;

e. A fin de incrementar la cobertura del servicio eléctrico se desarrolla por medio del Fondo de Energización Rural y Electrificación Urbano Marginal (FERUM), el mismo que debe ser financiado a través del Presupuesto General del Estado.

6

Con la finalidad de llevar un seguimiento a las políticas de los sectores estratégicos y dada la especificidad e importancia en el desarrollo del país de la electricidad, mediante, decreto ejecutivo de 2007, se creó El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable a partir del Ministerio de Energía y Minas, actualmente Ministerio de Recursos Naturales No Renovables. Siendo sus funciones principales la de formular y ejecutar la política eléctrica; controlar y normar las actividades del sector tanto operativas como de expansión, y fomentar el uso de energías alternativas con fines de generación eléctrica y el uso eficiente de energía, manteniendo relaciones con organismos nacionales e internacionales relacionados con los sectores de su competencia.

Con la promulgación de la Ley Orgánica de Empresas Públicas (LOEP), el 24 de julio de 2009, se dio paso a la creación de varias empresas que serán las que gestionen y desarrollen las actividades tendientes a brindar el servicio público de energía eléctrica.

Se ha iniciado un proceso de reestructuración en algunas empresas eléctricas, para conformar nuevas instituciones en la búsqueda de un manejo oportuno, eficaz y eficiente del sector como primer paso se han creado mediante decretos ejecutivos la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL S.A.) y la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC E.P.).

CNEL se creó el 10 de marzo del año 2009, esta corporación se transformó en la empresa matriz de la operación de la distribución eléctrica, constituyéndose en un holding con las empresas que enfrentaban problemas en la gestión administrativa y técnica: Empresa Eléctrica Esmeraldas S.A.; Empresa Eléctrica Regional Manabí S.A.; Empresa Eléctrica Santo Domingo S.A.; Empresa Eléctrica Regional Guayas-Los Ríos S.A.; Empresa Eléctrica Los Ríos C.A.; Empresa Eléctrica Milagro C.A.; Empresa Eléctrica Península de Santa Elena S.A.; Empresa Eléctrica El Oro S.A.; Empresa Eléctrica Bolívar S.A.; y, Empresa Eléctrica Regional Sucumbíos S.A., las cuales funcionan como gerencias regionales, de acuerdo con el área de concesión respectiva.

Adicional, en el Mandato se indica que en base a indicadores de gestión técnicos y financieros de algunas empresas de distribución, como las siguientes: Empresa Eléctrica Quito S.A.; Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.; Empresa Eléctrica Regional Norte S.A.; Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.; Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A.; Empresa Eléctrica Riobamba S.A.; continúen su estructura hasta que la normativa del sector eléctrico sea expedida conforme a lo indicado en la disposición transitoria 2.2.1.4 de la LOEP.

Bajo esta misma línea, CELEC, se constituyó el 19 de enero de 2009 conformándose como S.A; mientras que en enero de 2010 mediante decreto ejecutivo se transformó en empresa pública estratégica; las empresas que la constituyen son: Compañía de Generación Hidroeléctrica Paute S.A.; Compañía de Generación Hidroeléctrica Hidroagoyán S.A.; Compañía de Generación Termoeléctrica Guayas S.A.; Compañía de Generación Termoeléctrica Esmeraldas S.A.; Compañía de Generación

7

Termoeléctrica Pichincha S.A.; Compañía de Generación Hidropastaza EP; Compañía de Generación HIDRONACIÓN S.A; y la Empresa de Transmisión de Electricidad (TRANSELECTRIC).

La Corporación CELEC EP, de acuerdo a lo establecido en el Decreto de su creación, es responsable de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, por lo que a ella se deberán sumar las empresas estatales del Sector que actualmente están a cargo de la distribución y de varios proyectos de generación. Mediante la LOEP, la empresa pública estratégica CELEC EP pueda crear empresas filiales, subsidiarias, unidades de negocios y agencias que le permitan cumplir con el giro de negocio de manera eficaz y eficiente.

De acuerdo con la LRSE, aún se mantiene las instituciones de regulación y el administrador técnico – económico del sector eléctrico:

El CONELEC, que en representación del Estado, asume las funciones de planificación de la expansión, regulación, control y fijación de tarifas. Además posee funciones adicionales en el sector para otorgar concesiones, la supervisión técnica para garantizar el funcionamiento coordinado de las diferentes actividades del sector eléctrico.

El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), es una corporación técnica sin fines de lucro, que tiene como funciones la administración técnico-económica de la energía que transita en SNI.

A manera de resumen en el Gráfico 4.1, se presenta un diagrama de la interacción de las diferentes instituciones del sector eléctrico, con los organismos estatales.

Gráfico 4.1INTERACCIÓN DE ACTORES DEL SECTOR ELÉCTRICO

8

Fuente: Informe de Gestión MEER 2010Elaboración: SENPLADES

1.4 ASPECTOS TÉCNICOS DEL SISTEMA

En esta sección se presentan los principales indicadores del sector eléctrico ecuatoriano hasta el 2010 y su evolución en los últimos 10 años de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

1.4.1 CAPACIDAD INSTALADA DEL PARQUE DE GENERACIÓN E INTERCONEXIONES

Como se indica en la Tabla 4.1, a diciembre de 2010 la capacidad instalada nominal y efectiva del parque de generación con que cuenta el sistema eléctrico ecuatoriano, fue de 5.142,68 MW y 4.761,39 MW, respectivamente. Del total de capacidad instalada nominal el SNI representa el 85,3% y los sistemas No Incorporados el 14,7%.

9

Tabla 4.1CAPACIDAD INSTALADA DEL PAÍS A DICIEMBRE DE 2010

Sistema Tipo de Central Potencia Nominal (MW)

Potencia Efectiva (MW)

SNIHidráulica 2.238,30 2.211,54

Térmica 2.048,22 1.898,59

Bagazo 101,30 93,40

Total SNI 4.387,82 4.203,53

No Incorporado

Hidráulica 4,11 3,65

Térmica 748,33 551,8

No Convencional 2,42 2,42

Total No Incorporado 754,86 557,87

Total 5.142,68 4.761,39

Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2012-2021Elaboración: CONELEC – DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN

Cabe anotar que el SNI, adicionalmente, se cuenta con interconexiones eléctricas con los sistemas eléctricos de Colombia y Perú con un total de 650 MW nominales y 635 MW efectivos distribuidos de la siguiente forma: 540 MW (525 MW efectivos) se tienen a través de las dos líneas de transmisión Pomasqui – Jamondino a 230 kV y de la línea a 138 kV que une el sistema de la Empresa Eléctrica Regional Norte con el sistema eléctrico colombiano, la cual no puede operar en sincronismo; con un esquema similar la línea Zorritos-Machala de 230 kV de 110 MW, que solo puede funcionar en forma radial.

Es conocido que la disponibilidad de la generación del sistema eléctrico existente es variable y depende de diversos factores, entre ellos: los períodos de mantenimiento, sean estos programados o no, disponibilidad de combustibles, hidrología y vida útil de los equipos.

Para el caso de la generación termoeléctrica la gran mayoría de los motores de combustión interna (MCI) tienen más de 20 años de instalación, razón por la cual sus rendimientos y factores de planta son bajos y sus costos variables de producción altos.

Se espera que estas unidades salgan de servicio en forma progresiva durante los años siguientes, sea por obsolescencia o al ser desplazadas por la incorporación de unidades de generación más eficientes.

El Gráfico 4.2, indica la evolución que ha tenido la capacidad de potencia instalada efectiva en el SNI en el período 2000-2010, el incremento total de la potencia efectiva en el período es de 32,3%; mientras que de acuerdo al tipo de tecnología el incremento de capacidad hidráulica alcanzó un 30,2% y en térmica del 34,8%.

10

Gráfico 4.2EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA EFECTIVA DEL SNI

PERIODO 2000-2010


1.4.2 ASPECTOS DE LA OFERTA ELÉCTRICA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

El Gráfico 4.3 muestra la distribución de la oferta de energía generada e importada disponible para servicio público la cual alcanzó 17.636,72 GWh; la generación hidroeléctrica aporto con el 41%, debido al efecto de la crisis energética que se presentó la primera quincena del mes de enero de 2010 por un monto de 21,6 GWh. Mientras que la generación termoeléctrica correspondió al 46%.

Ahora la generación eléctrica de las empresas de distribución lo realiza por medio de centrales hidroeléctricas y unidades térmicas que en su conjunto representan el 8% de la oferta de energía; mientras que las importaciones de energía tanto con Colombia y Perú corresponden el 5%.

11

Gráfico 4.3ESTRUCTURA DE LA ENERGÍA TOTAL BRUTA

Fuente: Datos del Plan Maestro de Electrificación 2012-2021Elaboración: SENPLADES

De la oferta total de energía, el sistema de transmisión presenta pérdidas técnicas debido al servicio de transporte las cuales en el año 2010 representaron el 3,34% y los autoconsumos de generación para el servicio fue de 1.48% quedando disponible para la distribución del servicio público 16.776,05 GWh.

1.4.2.1 CAUDALES AFLUENTES

La mayoría de centrales hidráulicas se hallan ubicadas en la vertiente amazónica, cuyo ciclo hidrológico presenta dos épocas marcadas como son: la época lluviosa cuyo período es de abril a septiembre y el período seco es de octubre a marzo.

Debido a estas características de disponibilidad del recurso hídrico, los mantenimientos de las unidades térmicas, se los realiza en la época lluviosa y los de las unidades hidráulicas para la época seca.

La estadística de los caudales medios anuales afluentes de los principales embalses, en el periodo 1964-2010, se presenta en el Gráfico 4.4.

12

Gráfico 4.4CAUDALES AFLUENTES MEDIOS ANUALES

PERÍODO 1964 – 2009


1.4.2.2 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES

El Gráfico 4.5 indica la evolución del consumo de combustible para el período 2000 – 2010 por las unidades térmicas del SNI, expresada en unidades de barriles equivalentes de petróleo (BEP). En el año 2010 el consumo aproximado de combustibles para generación fue de: 38,4 millones de galones de residuo, 60,5 millones de galones de crudo, 14,6 millones de galones de nafta, y 315,2 millones de diesel.

Para el período de análisis, el consumo anual de Diesel, Fuel Oil, Nafta y Residuo ha tenido un comportamiento creciente debido al incremento de unidades de generación termoeléctrica.

Durante el período la evolución una de las características habituales del sector eléctrico, en la última década, ha sido la excesiva dependencia del abastecimiento del consumo a través de la generación eléctrica basada en combustibles fósiles con costos altos, para suplir la disminución de la disponibilidad en la oferta energética de las centrales hidroeléctricas, durante los períodos de estiaje.

13

Gráfico 4.5EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES


Debido a una hidrología “favorable” en el año 2008, la generación hidroeléctrica permitió reducir durante el del consumo de combustibles durante el período seco de ese año, situación contraria a la presentada en el 2009, en el cual su incremento debió al estiaje presentado especialmente en la zona del austro ecuatoriano, que motivó abastecer la demanda mediante una alta participación de generación térmica.

1.4.2.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

La importación de energía eléctrica desde Colombia se la realiza a través de dos líneas de interconexión; la primera operativa desde el año 2003 mediante la construcción de una línea de transmisión entre Jamondino y Pomasqui a 230 kV, con una capacidad inicial de 250 MW. A partir del 2008 mediante una segunda línea de transmisión doble circuito a 230 kV, con lo cual se alcanza una capacidad total de 500 MW.

En el año 2010 se importaron 872,9 GWh de los cuales 794,5 GWh provienen por la interconexión con Colombia y 78,4 GWh por la interconexión con Perú. La importación de Perú se llevó a cabo en el mes de enero, luego de una contratación emergente por efecto del déficit de energía. El Gráfico 4.6; se observa la evolución de las importaciones y exportaciones de energía eléctrica del sistema eléctrico ecuatoriano para el período 2001-2010.

14

Gráfico 4.6EVOLUCIÓN DE LA IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERIODO 2001-2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Exp. Colombia 0 0 -67.2 -34.97 -16.03 -1.07 -38.39 -37.53 -20.76 -9.75

Exp. Perú 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -0.53

Imp. Colombia 22.23 56.3 1119.61 1641.61 1716.01 1570.47 860.87 500.16 1058.2 794.51

Imp. Perú 0 0 0 0 7.44 0 0 0 62.55 78.39

20

220

420

620

820

1020

1220

1420

1620

20

220

420

620

820

1020

1220

1420

1620

GWh


Cabe indicar, que, si bien las importaciones han ayudado para poder satisfacer la demanda de energía del país, no es menos cierto que esta situación no incentivó el desarrollo de nuevos proyectos de generación.

1.4.3 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

El consumo del país, esta agrupado en tres actores las empresas eléctricas distribuidoras, grandes consumidores y las esporádicas exportaciones. Los mismos demandaron del sistema 16.574,72 GWh el cual constituyó 5,15% más respecto al presentado en el 2009.

El Gráfico 4.7 muestra la evolución que ha tenido el consumo, desde el año 2001 hasta el año 2010. La evolución del consumo del sistema eléctrico ecuatoriano ha mantenido un crecimiento sostenido durante la última década, registrándose una tasa de crecimiento promedio anual de energía en el período 2001 - 2010 de 5,3%, así la mayor tasa de crecimiento fue de 6,9% en el año 2004 y la menor fue de 2,1% en el año 2009.

El año 2009, se considera atípico debido a la crisis financiera mundial, principalmente en el período enero-abril, y al fuerte estiaje que sufrió el país a partir del 5 de noviembre y se mantuvo hasta finalizar el año, lo que obligó a racionar el suministro situación que influyó en la tasa de crecimiento anual.

15

Gráfico 4.7EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN EL PERÍODO 2001-2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Consumo GWh

10256.9 10900 11560.9 12360.2 13111.2 13973.9 14665.8 15439.3 15763 16574.7

Crecimiento (%)

0.038 0.0626992561105209

0.06063302752

2936

0.06913821588

2847

0.06075953463

5362

0.0657987064494481

0.0495137363227164

0.0527417529217635

0.0209659764367556

0.0514940049482971

1000.03000.05000.07000.09000.0

11000.013000.015000.017000.0

0.5%1.5%2.5%3.5%4.5%5.5%6.5%7.5%

GWh

Fuente: Datos de CENACEElaboración: SENPLADES

1.4.4 SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

El Sistema Nacional de Transmisión está conformado por:

Líneas de transmisión:o 230 kV: 1.139,7 km de línea en doble circuito y 827,3 km en líneas de

simple circuito, o 138 kV: 636,8 km de línea en doble circuito y 1.132,8 km en líneas de

simple circuito. Un anillo a 230 kV con líneas de doble circuito que unen las subestaciones de:

Paute, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa (Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vinculando el principal centro de generación del país, la Central Hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de consumo: Guayaquil y Quito.

Una línea de 230 kV, doble circuito, entre: Paute, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil), que junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones de capacidad, la generación disponible en la central hidroeléctrica Paute hacia la zona de Guayaquil.

Una línea de 230 kV, doble circuito, entre Santa Rosa y Pomasqui, con las cuales se atiende desde el sur y el norte a la capital del país.

16

Líneas radiales de 138 kV, que se derivan del anillo troncal de transmisión de 230 kV y permiten enlazar los centros de generación de energía con los de consumo.

Para atender los requerimientos de energía de las empresas eléctricas Sur y Centrosur, se dispone de dos líneas de transmisión, Loja – Cumbaratza de 54,10 km y Cuenca – Limón de 60,77 km, cuyo voltaje de diseño es de 138 kV, pero operan energizadas a nivel de 69 kV, integrándose de manera temporal al régimen de subtransmisión.

Líneas de interconexión internacionales:o Colombia: En el año 2003, entro en operación la primera línea de

transmisión de 212 km de longitud a 230 kV, en doble circuito Pomasqui – Frontera Norte (137,2 km), en lado colombiano Frontera Norte -Jamondino en Pasto, permitiendo la transferencia de 250 MW.Para el año 2008, ingreso la segunda línea de interconexión de doble circuito, permitiendo una transferencia total de hasta 500 MW.

o Perú: En el año 2004, se declara disponible la línea de transmisión de

107 km de longitud a 230 kV Machala – Frontera Sur (55 km) y el tramo Frontera Sur - Subestación Zorritos en Perú; que permite una transferencia de hasta 100 MW, con una operación radial de los dos sistemas nacionales.

La capacidad máxima instalada en los transformadores de las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión (SNT) es del orden de los 6.803 MVA y de 7.671 MVA incluyendo la capacidad de reserva en las subestaciones del SNT.

Las instalaciones que conforman el sistema eléctrico ecuatoriano atraviesan una delicada situación a nivel de transmisión y distribución, identificándose restricciones operativas asociadas especialmente con la operación del sistema en demanda máxima, con consecuencias como: bajos perfiles de voltaje a nivel de 138 kV y 69 kV y cargabilidad superior al 80% en ciertos transformadores, situación que refleja que el sistema se encuentra operando al límite de los criterios de economía, seguridad, calidad y confiabilidad.

Para presentar el diagnóstico de las instalaciones del Sistema Nacional de Transmisión se considera la agrupación de las instalaciones del sistema por zonas operativas, de acuerdo al esquema, mostrado en el Gráfico 4.8:

17

Gráfico 4.8

ZONAS DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

ZONA NOROCCIDENTAL

S/E ESMERALDASS/E SANTO DOMINGOS/E QUEVEDOS/E PORTOVIEJOS/E SAN GREGORIOS/E MANTAS/E CHONE

ZONA NORTE

S/E POMASQUIS/E TULCÁNS/E IBARRAS/E SANTA ROSAS/E VICENTINAS/E MULALÓS/E AMBATOS/E PUCARÀS/E TOTORASS/E RIOBAMBA

ZONA NORORIENTAL

S/E PUYOS/E TENAS/E FRANCISCO DE ORELLANA

ZONA SUR

S/E MOLINOS/E ZHORAYS/E BABAHOYOS/E MILAGROS/E MACHALAS/E CUENCAS/E SININCAYS/E LOJA

ZONA SUROCCIDENTAL

S/E PASCUALESS/E SANTA ELENAS/E POSORJAS/E POLICENTROS/E SALITRALS/E TRINITARIAS/E DOS CERRITOS

L/T TOTORAS – SANTA ROSA

L/T

PA

SC

UA

LE

S –

QU

EV

ED

O

L/T MOLINO – PASCUALES

L/T MILAGRO – DOS CERRITOS

L/T

MO

LIN

O –

RIO

BA

MB

A

L/T

MO

LIN

O –

TO

TO

RA

S

L/T TOTORAS – BAÑOS


1.4.5 COBERTURA A NIVEL NACIONAL

Para la determinación de la cobertura se basa en información de las distribuidoras y de datos obtenidos en el Censo de Población y Vivienda realizada por el INEC, en el año 2010.

La cobertura se define como el número de clientes residenciales reportados por la distribuidora respecto del número de viviendas.

La Tabla 4.2, presenta los porcentajes de cobertura en las Distribuidoras a diciembre de 2010, en donde las unidades regionales Santa Elena, Sucumbíos, Bolívar y Esmeraldas pertenecientes a CNEL tiene el menor porcentaje de cobertura en su área de concesión, mientras que; la Empresa Eléctrica Galápagos, la unidad regional el ORO de CNEL y Empresa Eléctrica Quito cuentan con una cobertura superior al 96%.

Tabla 4.2.PORCENTAJE DE COBERTURA POR DISTRIBUIDORA A DICIEMBRE 2010

18


El Gráfico 4.9; presenta la evolución de la cobertura para el período 2001-2010, la cual muestra la tendencia creciente alcanzando hasta el 2010 el 93,4% de acceso de los usuarios al servicio de electricidad.

Gráfico 4.9Evolución de la cobertura a nivel nacional, periodo 2001-2010


1.4.6 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

19

La LRSE, establece que la distribución y comercialización de la energía eléctrica son llevadas en el país a través de empresas eléctricas distribuidoras de acuerdo a un área geográfica de concesión específica.

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

El servicio de las empresas distribuidoras, han presentado un continuo deterioro debido a las siguientes causas comunes:

- Falta de inversión en nueva infraestructura- Falta de una estructura de gestión administrativa y técnica- Crisis financiera derivada de una tarifa que no cubre los costos de generación y

transmisión; esto complementado con una cultura de no pago y uso ineficiente de la energía eléctrica por parte principalmente de de áreas de concesión de la costa, llamando la atención que tal situación no nace de los estratos más bajos de consumo.

Las causas enumeradas, presentan efectos al sector eléctrico debido a que no permiten la recuperación de los costos de inversión y operación en la cadena de producción del servicio eléctrico. Situación que compromete los planes de expansión y reposición de la infraestructura eléctrica.

1.4.6.1 ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES

La energía facturada por las empresas distribuidoras pasó de 7.904 GWh en el año 2000 a 14.077 GWh en el año 2010, lo que representa una tasa de crecimiento promedio anual de 5.94% en la década. La facturación de energía se incrementó en 6,5% respecto al 2009, donde la facturación de energía a clientes finales alcanzó los 13.218 GWh. La Tabla 4.3 detalla la energía facturada por grupo de consumo para el período 2000-2010.

20

Tabla 4.3EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (GWh)


La Tabla 4.4 muestra el porcentaje de participación de cada grupo de consumo respecto al total; donde se observa un comportamiento similar en los grupos a excepción del grupo otros3, que en los dos últimos años ha reducido su participación debido a una gestión del catastro de abonados por parte de las empresas distribuidoras.

Tabla 4.4EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DEL GRUPO DE CONSUMO PARA EL PERIODO 2000-2010 (%)


1.4.6.2 CLIENTES FINALES

El número de clientes pasó de 2’453.686 a inicios de la década alcanzando al final 3’951.991 en el año 2010, presentando un incremento medio en el periodo de 61,1%, con una tasa promedio anual de 5,6%.

Los usuarios correspondientes a las empresas incorporadas al Sistema Nacional Interconectado, representaron alrededor del 99,8% del total nacional y los

3 El grupo de consumo – Otros - comprende entidades oficiales, asistencia social, beneficio público, bombeo de agua, escenarios deportivos, periódicos y abonados especiales, clasificación que obedece a la aplicación tarifaria de acuerdo con el tipo de servicio entregado por las Empresas Distribuidoras.

21

consumidores restantes pertenecen a los de los sistemas no incorporados (Galápagos y áreas de algunas empresas distribuidoras).

La Tabla 4.5 muestra la evolución del promedio anual de los clientes para cada uno de los sectores de consumo, presentando una tasa de 5,4% en los últimos tres años.

Tabla No. 4.5CLIENTES DE LAS EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN EN EL PERIODO 2000 - 2010


Para el año 2010 los clientes finales (Regulados y no Regulados) alcanzaron los 3’951.991, en la Tabla 4.6, se presenta la participación de los clientes distribuidos por sectores de consumo, donde el grupo residencial representa el 87,8% y el 12,2% se distribuyen los otros cuatro grupos de consumo.

Tabla 4.6DISTRIBUCIÓN DE LOS CLIENTES POR GRUPOS DE CONSUMO al 2010


Para el 2010 los consumos promedios para cada grupo se indica en la Tabla 4.7, es decir, el consumo promedio mensual por abonado es de 304 kWh mes, el país al año 2010 se establece un consumo per cápita facturado por habitante de 984 kWh, valor que ubica al Ecuador, como uno de los países que aún presenta menores consumos dentro de América Latina, indicando que el consumo principal de la electricidad es para satisfacer necesidades residenciales y en menor grado al comercio e industria en bajo grado.

Tabla 4.7CONSUMOS PROMEDIOS

Grupo de Consumo

Consumo Promedio MensualkWh

22

Residencial 126

Comercial 589

Industrial 8303


1.4.6.3 PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Las “pérdidas de los sistemas de distribución”, son la suma de las pérdidas técnicas y no técnicas debidas al transporte y consumo de la energía eléctrica. Las primeras se presentan en cada una las etapas funcionales del sistema eléctrico, y las segundas también denominadas pérdidas comerciales, producidas por la falta de medición y/o facturación a consumidores que utilizan la energía en forma ilegal o cuyos sistemas de registro pueden ser fácilmente vulnerables y manipulables.

Por consiguiente, las pérdidas totales se obtienen como resultado de la diferencia entre la energía recibida por el sistema de distribución (contiene la energía de los clientes no regulados, siendo estos consumidores que pueden celebrar contratos de compra de energía con otras empresas generadoras o autogeneradoras) y obtenida en el sistema de medición de los abonados registrados en las empresas eléctricas.

En años anteriores, el cálculo se basó en la “Energía disponible por las distribuidoras”, es decir se consideraba únicamente aquella energía que cada distribuidora podía disponer para facturar a sus propios clientes finales; como consecuencia, se notará que el porcentaje de “Pérdidas en los sistemas de distribución (%)” ha sufrido una disminución ya que el denominador, al cual se refiere el cálculo actual, es mayor al considerar la energía de los usuarios que están dentro de cada sistema de distribución, a excepción de la energía de los grandes consumidores Holcim Gye e Interagua, y la energía que se exportó a Colombia desde el Sistema Nacional de Transmisión.

Sin embargo, a partir del mes de septiembre de 2009 los grandes consumidores Holcim GYE e Interagua se integraron a la facturación de clientes regulados de la Unidad Eléctrica de Guayaquil y CNEL-Guayas-Los Ríos respectivamente.

De acuerdo con las estadísticas del CONELEC, que se procesan partiendo de la información proporcionada por las distribuidoras, en el año 2010 el valor de pérdidas a nivel nacional alcanzó los 2.747,4 GWh equivalentes al 16,3 % de la energía total disponible en las subestaciones de recepción.

El Gráfico 4.10, presenta las pérdidas totales en GWh y porcentaje de cada uno de las empresas de distribución al año 2010.

Gráfico 4.10Pérdidas Totales de los Sistemas de Distribución a Diciembre de 2010

23


La Tabla 4.8, indica la evolución de las pérdidas en porcentaje para el periodo 2000-2010, donde se observa que CNEL posee en promedio aproximadamente dos veces las pérdidas de las restantes diez empresas distribuidoras del país.

Tabla 4.8PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN AÑOS 2000 - 2010


De acuerdo con lo anterior, a pesar de que el sector como un todo genera fondos positivos, el resultado esperado para las distribuidoras es negativo. Este resultado podría revertirse si la gestión de algunas de las empresas de distribución mejora con el

24

fin de obtener una reducción al 2% en las pérdidas No Técnicas para todo el sector, como se establece en la Regulación No. CONELEC 003/99, y que consta como objetivo establecido en el Plan Nacional de Reducción de Pérdidas.

La evolución de las pérdidas técnicas, no técnicas y totales de energía en GWh y porcentaje, de las distribuidoras para el período 1999 – 2010 se muestra en el Gráfico 4.11. Las pérdidas técnicas fueron 1.499 GWh, y las pérdidas no técnicas llegaron a 1.248 GWh, que valoradas representan US$ 329 millones, por lo tanto, cada punto porcentual que se alcance de reducción de pérdidas, representa US$ 20 millones de beneficios anuales.

Gráfico 4.11PERDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 1999 -2009


1.4.7 PRECIO MEDIO DEL SERVICIO ELÉCTRICO

El Gráfico 4.12 presenta los valores facturados en cada uno de los grupos de consumo, mientras que los valores en porcentaje representan la variación anual respecto del valor total facturado por servicio eléctrico. El monto facturado a clientes del servicio pasó de 285 millones de dólares en el año 2000 a 1.092 millones de dólares en el año 2010.

Gráfico 4.12VALOR FACTURADO EN USD POR ENERGÍA A LOS CLIENTES FINALES DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

PARA EL PERIODO 2000 – 2010

25


Así, en el año 2010, de los US$1.092 millones facturados por el suministro de energía eléctrica a usuarios finales, incluyendo las ventas de energía a Colombia y Perú, representa un precio medio nacional a clientes regulados de 7,93 centavos de dólar por cada kWh, considerando la energía consumida por los clientes no regulados, el precio medio presenta un valor de 7,76 centavos de dólar por cada kWh.

El precio medio a clientes finales pasó de 4,30 centavos de dólar por cada kWh en el año 1999 a 7,76 centavos de dólar por cada kWh al año 2010, es decir, es decir ha representados una tasa de variación anual de 5,5%, sin embargo se debe resaltar que en el periodo 1999 a 2000 éste decreció en un 15,90% debido fundamentalmente a la devaluación que sufrió el sucre frente al dólar, mientras que en el período 2000 a 2001 se produce el más fuerte incremento cuando el precio medio pasa de 3,61 centavos de dólar por cada kWh a 6,33 centavos de dólar por cada kWh; lo que implica un incremento de 75%, indicando que el precio medio para el año 2001 es mayor al del año 2000 en una proporción de 1,75.

Mediante la Tabla 4.9, se presenta el precio medio de los clientes regulados para el año 2010 y los precios medios para cada grupo de consumo siendo el residencial y de alumbrado público el que posee los valores mayores y el mínimo corresponde al grupo de consumo otros.

Tabla 4.9PRECIOS MEDIOS A USUARIOS FINALES (USD ¢/kWh)

26


1.4.8 ESTRUCTURA FINANCIERA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

La estructuración financiera de las empresas nos permite apreciar de forma general el tamaño de una empresa. Para obtener un adecuado análisis, el principal insumo lo constituyen los estados de situación financiera de las empresas de generación y transmisión, con corte a diciembre de 2010, en la Tabla 4.10 se presenta de manera consolidada, la estructura financiera de los generadores estatales y de la unidad de negocio Transelectric de la empresa pública CELEC EP.

Tabla 4.10ESTRUCTURA CONSOLIDADA BALANCE 2010 - Miles US$

EMPRESAS ELÉCTRICAS ACTIVOS PASIVOS PATRIMONIO

CELEC EP 3.066,4 701,0 2.365,4

ELECAUSTRO S.A. 133,7 31,6 102,05

Fuente: Informes de GestiónElaboración: SENPLADES

De la información aquí citada se puede apreciar que el total general de activos de las generadoras asciende a US$ 3.200 millones. El 23% de estos activos corresponden a obligaciones con terceros, por lo cual el patrimonio del sector se ajusta a US$ 2.468 millones, sustentado principalmente en la infraestructura operativa y en construcción de proyectos.

De la Tabla 4.10, se observa un 96% de los activos de generación y transmisión del sector eléctrico se concentran en CELEC EP; mientras que el resto se encuentra en ELECAUSTRO S.A; situación que seguirá, en los próximos años, debido a que CELEC EP por el ámbito de competencia incorporará los proyectos de generación desarrollado en el ámbito estatal.

En el 2010 la empresa Hidropastaza S.A. se fusionó por absorción a CELEC EP en el monto de los activos que corresponde a la central San Francisco que esta entra la inversión pública de generación eléctrica más reciente que conjuntamente con la central Mazar; se ha efectuado en el sector eléctrico y por ende sus activos cuentan

27

con un valor actual apreciado adecuadamente, situación opuesta completamente en las demás empresas generadoras.

La Tabla 4.11 permite observar que respecto al total de activos de las empresas el 51,7% constituyen los activos fijos, por lo que se infiere un alto porcentaje de activos corrientes, cuya naturaleza podrá ser evaluada en el correspondiente análisis de liquidez.

Tabla 4.11ACTIVOS FIJOS Y DEPRECIACIONES 2010 - Miles US$

EMPRESAS ELÉCTRICAS ACTIVOS FIJOS DEPRECIACIONES DEPRECIACIÓN / ACT. FIJOS

CELEC EP 1560,5 215,7 13,8 %

ELECAUSTRO S.A. 96,3 5,41 5,6 %


La Tabla 4.11 muestra la participación porcentual de las depreciaciones respecto a los activos fijos, la cual permite establecer un parámetro para la composición y clasificación de los activos fijos en las empresas de generación y transmisión no se rige por parámetros estándares, debido a los períodos de vida útil de la infraestructura que manejan.

1.4.8.1 RESULTADOS FINANCIEROS

Los resultados financieros al 2010 de las empresas del sector eléctrico para generación y transmisión donde el Estado tiene participación; conforme lo establece la naturaleza del Mandato Nº 15, las empresas del sector eléctrico, deben tener como resultado de sus actividades un equilibrio entre los ingresos y los costos, de tal forma que el resultado del ejercicio contable tienda a cero.

Mediante la Tabla 4.12 se observa que el 98% del total de ingresos de la facturación de generación y transmisión de energía, lo lleva adelante CELEC EP. En términos generales en base a la información contabilizada, las empresas objeto de análisis presentan resultados positivos en su gestión, debido a la situación de que los ingresos superan a los costos y gastos en 9%.

Tabla 4.12POSICIÓN CONSOLIDADA DE LOS ESTADOS GENERALES 2010 - Millones US$

EMPRESAS ELÉCTRICAS INGRESOS

COSTOS / GASTOS RESULTADOS

CELEC EP 598,30 551,10 47,16

ELECAUSTRO S.A. 14,03 13,18 0,85

TOTAL 612,29 564,28 48,01


28

La información presentada, a pesar de reflejar resultados positivos obtenidos en la operación por la empresa CELEC EP en el año 2010, ya que considera una gestión comercial de cobro del servicio en promedio del 85%; es necesario considerar el hecho importante sobre un posible problema del sector, debido a varias causas:

Ineficiencias en operación. Falta de Gestión Administrativa - Financiera Falencias en la metodología de estimación de pliego tarifario. Falta de Gestión Comercial. Alta fluctuación de precio de combustibles.

En el caso de CELEC EP los ingresos no operacionales representan el 30% del total de ingresos, los mismos son atribuibles a la reversión de cuentas incobrables, ingresos por servicios de telecomunicaciones, créditos tributarios, ajustes de años anteriores, venta de bases, indemnización de seguros; así se observa que el problema está en una falta de gestión de cobro por el servicio.

1.4.8.2 ÍNDICES FINANCIEROS

Con la finalidad de conocer la liquidez, solvencia y rentabilidad de las empresas del área de generación y transmisión se presenta los respectivos índices al año 2010.

Tabla 4.13ÍNDICE DE LIQUIDEZ

EMPRESAS ELÉCTRICAS

FINANCIERA FINANCIERA

(EXCLUÍDA

Capital de Trabajo

CORRIENTE Prueba Ácida

CELEC EP 1,37 0,69 362,21 3,96 2,94

ELECAUSTRO S.A. 3,91 1,15 47,25 9,00 8,95


En la Tabla 4.13, los indicadores reflejan una razonable liquidez, es importante recalcar que estos índices estarían sobrevaluados ya que los rubros, cuentas por cobrar (principalmente con entidades públicas y distribuidoras eléctricas) requieren de una depuración y conciliación rigurosa para establecer la real situación de recuperación de la cartera. Donde, se observa que las empresas cuentan con capacidad de pago para enfrentar las obligaciones de corto plazo.

En la Tabla 4.14, se evalúa que CELEC EP y Elecaustro S.A poseen un patrimonio sólido, este es el resultado de las aportaciones fiscales sea del gobierno central o gobiernos autónomos descentralizados, donde un elemento importante de aportación ha sido capitalización de deudas. Así, se observa que en un 24% de los activos totales están financiados por medio de créditos.

Tabla 4.14

29

ÍNDICE DE SOLVENCIA

EMPRESAS ELÉCTRICAS Deuda / Patrimonio Endeudamiento Solidez Autonomía

CELEC EP 0,16 0,23 7,45 0,87

ELECAUSTRO S.A. 0,19 0,24 6,36 0,84


Mediante, los estados de pérdidas y ganancias permite analizar que los resultados existentes son producto principalmente de un modelo en el que si bien el Estado reconoce el costo de energía más la potencia remunerable (costo de capital o depreciación), el déficit operativo, refleja una realidad de profundizar en las posibles causas para mejorar la eficiencia operativa, revisión de la metodología para estimación de pliego tarifario, impacto de la alta fluctuación del precio de los combustibles, mantenimientos mayores de equipos.

Dado, el nivel de inversión en los activos y el tamaño del patrimonio, se observa que el rendimiento de la inversión cercana a cero; así como la recuperación de las ventas efectuadas lo que se comprueba con los márgenes operativos, como se indica en la Tabla 4.15

Tabla 4.15ÍNDICE DE RENTABILIDAD


Rendimiento sobre el Patrimonio

Rendimiento sobre la Inversión

Ventas Margen Operativo

Margen Operativo Neto

CELEC EP -0,04 -0,03 -0,19 0,84 0,73

ELECAUSTRO S.A. 0,01 0,01 0,07 1,08 1,04


1.4.8.3 ESTRUCTURA FINANCIERA DE DISTRIBUCIÓN

Mediante, la información financiera de cada empresa de distribuidora disponible hasta 2009; se establece el siguiente cuadro de activos, pasivos y patrimonio que poseen cada distribuidora.

En la Tabla 4.16, los activos de las empresas eléctricas ascienden a US$ 2.748,00 millones, con un patrimonio de US$ 1278 millones, así, el 53% de la infraestructura se halla comprometida en los pasivos.

El 80% de activos se concentran en cuatro empresas de distribución CNEL, EE Quito, Eléctrica de Guayaquil y EE Centro Sur.

30

Tabla 4.16ESTRUCTURA CONSOLIDADA BALANCE 2009 - Miles US$

EMPRESAS ELÉCTRICAS ACTIVOS PASIVOS PATRIMONIO

CNEL 1.128,04 517..048,00 610.990,00

EEQSA 518.596,00 200.554,00 318.042,00

Eléctrica de Guayaquil 422.641,00 623.365,00 -200.723,00

EE Centro Sur 183.549,00 28.667,00 154.882,00

EE Ambato 120.479,00 21.856,00 98.623,00

EE Riobamba 97.887,00 21.033,00 76.854,00

EE Sur 94.515,00 12.258,00 82.257,00

EMELNORTE 86.626,00 22.724,00 63.901,00

EE Cotopaxi 60.430,00 11.670,00 48.760,00

EE Azogues 25.702,00 8.342,00 17.359,00

EE Galápagos 9.676,00 2.041,00 7.635,00


Al igual a lo evidenciado en el ámbito de la generación y transmisión, en la Tabla 4.11; para el caso de las empresas distribuidoras, indicado en la Tabla 4.17, el 48% de los activos está constituido por el componente fijo, lo que muestra una alta concentración en los activos corrientes cuya composición se evaluara a través de los índices de liquidez que se presentan en las siguientes tablas.

Tabla 4.17ACTIVOS FIJOS Y DEPRECIACIONES 2009 - Miles US$

EMPRESAS ELÉCTRICAS ACTIVOS FIJOS DEPRECIACIONES DEPRECIACIÓN / ACT. FIJOS

CNEL 424.554,00 32.830,00 7,7%

EEQSA 384.360,00 23.586,00 6,1%

Eléctrica de Guayaquil 61.124,00 3.056,00 5,0%

EE Centro Sur 123.958,00 7.841,00 6,3%

EE Ambato 84.167,00 5.122,00 6,1%

EE Riobamba 67.710,00 3.429,00 5,1%

EE Sur 64.746,00 5.939,00 9,2%

EMELNORTE 55.554,00 4.510,00 8,1%

EE Cotopaxi 37.536,00 2.003,00 5,3%

EE Azogues 13.136,00 895,00 6,8%

EE Galápagos 3.341,00 291,00 8,7%


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1.4.8.4 RESULTADOS FINANCIEROS

Para el año 2009 de los estados de resultados netos de las empresas distribuidoras poseen rendimientos (resultados vs ingresos) que van desde el 10% para el caso de la empresa eléctrica Ambato hasta -13.7% de la Corporación Nacional Eléctrica, lo que muestra una gran dispersión para negocios que se manejan bajo un mismo régimen legal.

La comercialización del servicio eléctrico, muestra US$ 63,00 millones en pérdidas para el año 2009. El cuadro de posición consolidada de resultados adicionalmente evidencia que 6 empresas de la Región Sierra son superavitarias, no obstante los beneficios de éstas se ven diluidos en el entorno global, puesto que en términos de valor absoluto las pérdidas de CNEL son superiores a los ingresos totales de 4 de estas 6 empresas.

Adicional, el mercado de servicio eléctrico para la región Costa representa el 58%, a través de CNEL y Eléctrica de Guayaquil, mientras que la Sierra únicamente la EEQSA representa el 23%; debido a que en la región Costa el requerimiento de electricidad es superior, ya que a pesar de contar con un menor número de abonados en el caso de Eléctrica de Guayaquil y la EEQSA, se tienen ingresos similares; más los costos y gastos por proporcionar el servicio permiten inferir una falta de gestión en las empresas distribuidoras.

Tabla 4.18POSICIÓN CONSOLIDADA DE RESULTADOS GENERALES 2009 - Miles US$


Número de Abonados

(Miles)INGRESOS

COSTOS / GASTOS

RESULTADOS RESULTADOS/INGRESOS

CNEL 1.299 464.520,00 528.091,00 -63.570,00 -13,7%

EEQSA 811 304.057,00 300.654,00 3.403,00 1,1%

Eléctrica de Guayaquil

534 303.955,00 311.865,00 -7910,00 -2,6%

EE Centro Sur 289 73.708,00 73.068,00 639,00 0,9%

EE Ambato 201 43.284,00 38.934,00 4.350,00 10,0%

EE Riobamba 140 28.254,00 28.145,00 109,00 0,4%

EE Sur 149 34.246,00 33.195,00 1.051,00 3,1%

EMELNORTE 189 39.358,00 41.304,00 -1945,00 -4,9%

EE Cotopaxi 98 25.377,00 24.837,00 540,00 2,1%

EE Azogues 30 10.540,00 10.565,00 -25,00 -0,2%

EE Galápagos 8 6143,00 6.290,00 -147,00 -2,4%

TOTAL 3748 1`333.443,00 1`396.948,00 -63.505,00


Una situación semejante se presenta en la situación operativa; donde se puede observar que todas las empresas distribuidoras presentan una condición deficitaria, reflejando pérdidas por US$ 250 millones y denotándose una agudización de los

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problemas respecto a las pérdidas y falta de gestión de forma principal para las empresas Eléctrica de Guayaquil y CNEL; no obstante, aunque en menor “grado” particularmente para el caso de la EEQSA que genera en términos globales presenta superávit en este análisis presente pérdidas; está situación se presenta para todas las empresas.

Tabla 4.19POSICIÓN CONSOLIDADA DE RESULTADOS OPERACIONALES 2009 - Miles US$

EMPRESAS ELÉCTRICAS Número de Abonados (Miles)

INGRESOS OPERATIVOS

EGRESOS OPERATIVOS

CNEL 1.299 355.853,00 488.982,00

EEQSA 811 272.683,00 296.042,00

Eléctrica de Guayaquil 534 257.419,00 311.794,00

EE Centro Sur 289 59.943,00 72.878,00

EE Ambato 201 37.793,00 38.478,00

EE Riobamba 140 23.838,00 28.035,00

EE Sur 149 24.400,00 31.663,00

EMELNORTE 189 36.442,00 41.044,00

EE Cotopaxi 98 20.724,00 24.084,00

EE Azogues 30 6.858,00 9.287,00

EE Galápagos 8 2.629,00 6.290,00

TOTAL 3748 1`098.562,00 1`348.577,00


1.4.8.5 ÍNDICES FINANCIEROS

Al igual que lo analizado para la generación y transmisión, para el caso de las empresas distribuidoras, en las tablas siguientes se presenta los índices de liquidez, solvencia y rentabilidad.

En la Tabla 4.20, se presenta el índice de liquidez para las empresas distribuidoras. La rotación de cuentas y documentos por cobrar en días evidencia el incumplimiento de pago de las tarifas de la dignidad, déficit tarifario y venta de energía. Estos índices develan específicamente que deben realizarse en algunas empresas de distribución una mejor administración de inventarios (materiales de bodega), así como colocar el exceso de liquidez en inversiones propias de la empresa o del Estado; realizarse gestiones para el cobro oportuno de los subsidios del gobierno, así como de las planillas del servicio entregado a los abonados de cada distribuidora.

Adicionalmente es imprescindible que la cartera sea objeto de una rigurosa depuración y conciliación para la obtención de una cifra real en términos de recuperación de las cuentas y documentos por cobrar, que para la Sierra está en el orden inferior a los 100 días, mientras que para la Costa esta superior a los 200 días.

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Tabla 4.20ÍNDICE DE LIQUIDEZ


FINANCIERA FINANCIERA

(EXCLUÍDA FIDECOMISOS)

Capital de Trabajo

(Millones de USD)

CORRIENTE Prueba Ácida

Rotación de Cuentas por Cobrar (días)

CNEL 0,27 0,12 324,67 1,99 1,76 442

EEQSA 0,38 0,29 29,44 1,38 0,9 21


0,04 0,04 -170,79 0,67 0,65 210

EE Centro Sur 1,6 1,49 42,09 3,42 2,33 20

EE Ambato 0,41 0,41 21,4 2,62 1,9 43

EE Riobamba 1,01 0,82 15,59 2,17 1,74 107

EE Sur 1,84 1,55 23,83 6,2 4,48 24

EMELNORTE 0,91 0,58 17,22 3,12 1,87 25

EE Cotopaxi 0,46 0,46 14,6 2,94 2,26 91

EE Azogues 0,61 0,61 6,24 2,05 1,77 30

EE Galápagos 0,68 0,68 862 1,54 0,87 4

TOTAL 0,75 0,64 107,84 2,55 1,87 92,45


La estructura del capital muestra un aparente bajo endeudamiento respeto al patrimonio que poseen las empresas de distribución, con la excepción de la Eléctrica de Guayaquil, que no se dispone de información confiable. Los activos totales en promedio están financiados por medio de crédito en un 36%, más para el caso de Eléctrica de Guayaquil el 147% de los activos están comprometidos; como se muestra en la Tabla 4.21.

Tabla 4.21ÍNDICE DE SOLVENCIA

EMPRESAS ELÉCTRICAS Capital

Endeudamiento Solidez Autonomía

CNEL 0,85 0,46 2,18 0,54

EEQSA 0,63 0,39 2,59 0,61

Eléctrica de Guayaquil n.d. 1,47 0,68 n.d.

EE Centro Sur 0,19 0,16 6,4 0,84

EE Ambato 0,22 0,18 5,51 0,82

EE Riobamba 0,27 0,21 4,74 0,79

EE Sur 0,15 0,13 7,71 0,87

EMELNORTE 0,36 0,26 3,81 0,74

EE Cotopaxi 0,24 0,19 5,18 0,81

EE Azogues 0,48 0,32 3,08 0,68

EE Galápagos 0,27 0,21 4,65 0,79

TOTAL 0,37 0,36 4,23 0,75


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Los Estados de Pérdidas y Ganancias en los que se pueden observar las pérdidas existentes son el resultado principalmente de tarifas subsidiadas que no cubren los costos de operación del servicio (el costo del kWh es superior al precio de venta); pérdidas de energía muy elevadas; alta cartera vencida; las deudas que por el servicio de energía no han sido cubiertas por el Estado, mediante el mecanismo de compensación de deudas.

Cabe señalar que el precio de venta de energía eléctrica a los consumidores, lo hace acatando los precios que constan en el pliego tarifario que emite el CONELEC basado en las disposiciones que contempla la LRSE.

En general las Empresas que presentan un superávit en sus resultados, se debe exclusivamente por concepto del ingreso del déficit tarifario, pero en términos de un saldo neto operacional por energía, todas las empresas son deficitarias. Así, en la Tabla 4.22 se observa esta situación sobre rendimientos y las ventas, por lo que presentan márgenes operativos alrededor de 1.

Tabla 4.22ÍNDICE DE RENTABILIDAD


Rendimiento sobre el Patrimonio

Rendimiento sobre la Inversión

Ventas Margen Operativo

Margen Operativo Neto

CNEL -10,0% -6,0% -14,0% 88,0% 73,0%

EEQSA 1,0% 1,0% 1,0% 101,0% 92,0%


4,0% -2,0% -3,0% 97,0% 83,0%

EE Centro Sur 0,0% 0,0% 1,0% 101,0% 82,0%

EE Ambato 4,0% 4,0% 10,0% 111,0% 98,0%

EE Riobamba 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% 85,0%

EE Sur 1,0% 1,0% 3,0% 103,0% 77,0%

EMELNORTE -3,0% -2,0% -5,0% 95,0% 89,0%

EE Cotopaxi 1,0% 1,0% 2,0% 102,0% 86,0%

EE Azogues 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% 74,0%

EE Galápagos -2,0% -2,0% -2,0% 98,0% 42,0%

Promedio -0,36% -0,45% 0,64% 99,64% 80,09%


1.4.9 LA TARIFA ELÉCTRICA

Las empresas eléctricas de distribución tienen la responsabilidad de asegurar la disponibilidad de energía para satisfacer la demanda de sus clientes, mediante el Mandato Constituyente 15 de julio de 2008, y la Regulación CONELEC 006/08 se definió las nuevas reglas comerciales para el funcionamiento del mercado; entra las cuales; se estableció la obligatoriedad que tienen estas empresas distribuidoras de comprar a través de contratos a plazo, con empresas generadoras, la energía para cubrir la totalidad de su demanda anual, a fin de que se alcancen mejores condiciones

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económicas, minimizando la compra de energía a través del Mercado Ocasional en el que se presenta una alta volatilidad de precios.

El usuario final regulado del servicio de electricidad, por el mismo, debe pagar un precio al que se le denomina “tarifa eléctrica”. Los clientes, en la práctica tienen a sus disposiciones diferentes opciones tarifarias las cuales se basan en varios factores que consideran: patrones de consumo, nivel de tensión y equipos de medición al cual el servicio es brindado y con él poder satisfacer sus diferentes y variadas necesidades.

Por la connotación de orden político, económico y social, que tiene en el ámbito nacional la determinación de las tarifas para el pago del consumo de energía eléctrica, es necesario fijar conceptos básicos y referirse al marco legal y reglamentario que establece los principios a los que deben sujetarse los pliegos tarifarios, que por expresa disposición de la LRSE, son aprobados por el Directorio del Consejo Nacional de Electricidad.

El Gráfico 4.13 se presenta la evolución de la tarifa eléctrica promedio aplicada en los últimos trece años, en comparación al costo medio del servicio, donde se observa que el costo medio en los últimos años es inferior a la tarifa.

Gráfico 4.13TARIFA ELÉCTRICA PARA EL PERIODO 1999-2011


Para conocer el resumen de las acciones tomadas dentro de la evolución de la tarifa aplicada al servicio público de energía eléctrica, a continuación, en la Tabla 4.23, se presenta de forma cronológica de los costos reales del servicio y la tarifa aplicada a usuario final, para el periodo 2008-2010.

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Tabla 4.23EVENTOS TARIFARIOS EN EL PERIODO 2008 - 2010


El literal a del artículo 53 de la LRSE, sobre los principios tarifarios; indica “Las tarifas aplicables a los consumidores finales, cubrirán los precios referenciales de generación, los costos del sistema de transmisión y el valor agregado de distribución (VAD) promedio de todas las empresas de distribución del país”.

CONELEC tiene la obligación de fijar y publicar anualmente las tarifas de transmisión y distribución, así como las fórmulas de reajuste y el pliego tarifario para los usuarios finales del servicio de energía eléctrica, los mismos que entran en vigencia a partir del 30 de octubre de cada año.

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Los principios tarifarios, son los siguientes:

Las tarifas aplicables a los consumidores finales deben cubrir el precio referencial de generación (PRG), el costo medio del sistema de transmisión (CMT), y el valor agregado de distribución (VAD).

Las tarifas deben reflejar los costos reales del servicio basados en parámetros internacionales de calidad y eficiencia.

Los pliegos tarifarios deben ser elaborados considerando índices de gestión establecidos vía regulación por el CONELEC.

Las estructura tarifaria para el consumidor final debe reflejar los costos que los clientes originen según sus modalidades de consumo y nivel de voltaje de suministro.

El precio referencial de generación (PRG) es calculado por el CENACE como el promedio de un período de simulación de cuatro años. Por ello el PRG no necesariamente coincide con los costos reales de compra de energía por parte de las distribuidoras, que están determinados por el promedio ponderado del precio de compras en el mercado ocasional y el precio de contratos a término.

El procedimiento tarifario asigna a las distribuidoras un déficit entre recepción y entrega de energía y el riesgo de que los costos reales que se incurren para adquirir la energía superen su valor esperado, ya que dichas empresas tienen escaso o ningún control sobre el costo mencionado. De hecho durante el año 2010, la estadística muestra un precio promedio de compra de energía por parte de las distribuidoras de 7,92 ¢USD/kWh, mientras que el PRG utilizado para el cálculo de la tarifa a usuario final fue de 4,65 ¢USD/kWh. En teoría, el mercado de contratos debería proteger a las distribuidoras de fluctuaciones de precios que no pueden trasladar a sus usuarios. En condiciones normales, el valor de los contratos debe reflejar un costo estabilizado de generación, pero existe un riesgo de contratos mal concebidos, que torna necesario el establecimiento de referentes para la negociación de precios.

La estadística 2010 muestra que mientras el precio de compra de energía en el mercado ocasional se ubicó en 13,2 ¢USD/kWh (incluye potencia y costo de transmisión), en el mercado de contratos fue de 5,4 ¢USD/kWh, habiéndose transado en el mercado ocasional el 15% de la energía y el 85% restante en el mercado de contratos.

De los estudios de costos, se obtiene una Tarifa Promedio real de 7,92 ¢USD/KWh, sin embargo la aplicación de los Cargos Tarifarios vigentes a los Clientes Regulados de las distribuidoras refleja una tarifa de 8,92 ¢USD/KWh. La diferencia entre el costo real aprobado por el CONELEC en los diferentes años y las tarifas autorizadas por situaciones sociales y de capacidad de pago de la población, que han considerado los diferentes gobiernos, han producido un déficit tarifario, el cual en el año 2010 representó US$ 124.482.031,53 y para el 2011 US$ 144.011.078,12.

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1.4.10 RECAUDACIONES Y ESQUEMA DE PRELACIONES DE PAGO EN LOS FIDEICOMISOS

Con el objetivo de garantizar que la recaudación a usuario final de las empresas eléctricas de distribución se destinen en su totalidad al pago de los componentes que conforman la tarifa del servicio público de energía eléctrica: generación, transmisión y distribución; el Fondo de Solidaridad, anterior accionista mayoritario de las distribuidoras, dispuso la Constitución de Fideicomisos Mercantiles de manera obligatoria para cada empresa concesionaria de la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica.

Acatando esta disposición, 18 de las 20 distribuidoras existentes en el territorio nacional constituyeron Fideicomisos Mercantiles encargados de la administración de los recursos recaudados por las Empresas Eléctricas Distribuidoras a los usuarios finales de sus áreas de servicio. La Empresa Eléctrica Azogues no ha constituido un Fideicomiso para tal efecto hasta la fecha, al igual que la Empresa Eléctrica de Galápagos, esta última debido a que no se encuentra conectada a SNI.

Considerando que los recursos obtenidos de la recaudación de las Empresas Eléctricas de Distribución no garantizaban el pago de la totalidad de la factura de la generación y transmisión de energía, las autoridades del sector eléctrico definieron un esquema de prelaciones para que los Fideicomisos encargados de la administración de estos recursos realizaran los pagos de conformidad con la prioridad que para el efecto las autoridades definan. Lógicamente el orden de prelaciones respondía a las políticas y necesidades de las autoridades de turno.

De esta manera, a partir de la Constitución de los Fideicomisos de las empresas distribuidoras, se han aplicado diversos esquemas de prelación para el pago de los recursos recaudados.

El esquema de prelaciones que se encuentra vigente para la asignación de recursos por parte de los Fideicomisos de las Empresas Eléctricas de Distribución se presenta en la Tabla 4.24 y fue definido por la Comisión de la Ejecución de la Política del Sector Eléctrico Ecuatoriano (CEPSE), creada mediante Decreto Ejecutivo No. 711, publicado en el Registro Oficial No. 140 de 8 de noviembre de 2005.

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Tabla 4.24ESQUEMA DE PRELACIONES APROBADO POR LA CEPSE

ORDEN CONCEPTO BENEFICIARIO

0VALORES RECAUDADOS QUE NO CORRESPONDEN A LA DISTRIBUCIÓN NI A LA VENTA DE ENERGÍA A USUARIO FINAL

OTROS

0VALORES RECAUDADOS QUE NO CORRESPONDEN A LA VENTA DE ENERGÍA A USUARIO FINAL NI ALUMBRADO PÚBLICO

DISTRIBUCIÓN

0% QUE REPRESENTA EL COMPONENTE DE LOS COSTOS DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN EN LOS COSTOS TOTALES DEL SERVICO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

DISTRIBUCIÓN

1 COSTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA TRANSMISIÓN TRANSMISIÓN

2A IMPORTACIÓN DE ENERGÍA GENERACIÓN

2B GENERACIÓN NO CONVENCIONAL GENERACIÓN

2C1COMPONENTE DE COMBUSTIBLE DE LOS COSTOS VARIABLES DE LA GENERACIÓN PRIVADA CON CONTRATOS

GENERACIÓN

2C2 OTROS COSTOS VARIABLES DE LA GENERACIÓN PRIVADA CON CONTRATOS GENERACIÓN

2DCOSTOS FIJOS DE GENERACIÓN PRIVADA CON CONTRATOS Y FACTURA TOTAL DE AUTOGENERADORES

GENERACIÓN

2E1COMPONENTE DE COMBUSTIBLE DE LOS COSTOS VARIABLES DE LA GENERACIÓN TÉRMICA ESTATAL

GENERACIÓN

2E2 OTROS COSTOS VARIABLES DE LA GENERACIÓN TÉRMICA ESTATAL GENERACIÓN

2F COSTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA GENERACIÓN ESTATAL GENERACIÓN

2G COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN HIDRÁULICA ESTATAL GENERACIÓN

3A FONDO DE REPOSICIÓN DE LA TRANSMISIÓN TRANSMISIÓN

3B FONDO DE REPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN ESTATAL GENERACIÓN

4 GENERACIÓN PRIVADA EN EL MERCADO SPOT GENERACIÓN

5 SALDOS DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

6 SALDOS DISTRIBUCIÓN DISTRIBUCIÓN

Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2011-2020Elaboración: COMISIÓN INTERINSTITUCIONAL SECTOR ELÉCTRICO

La CEPSE, además de definir el esquema de prelaciones, dispuso de manera obligatoria el cumplimiento por parte de las Empresas Eléctricas de Distribución de lo señalado en el Instructivo de Aplicación del Esquema de Prelaciones, con el objetivo de reducir y uniformizar los tiempos de pago y la forma de asignación de los recursos. Actualmente todas las Empresas han incorporado dicho Instructivo a los Contratos de Fideicomiso que mantienen, a excepción de la Empresa Eléctrica Quito y las Empresas Eléctricas Azogues y Galápagos por las razones antes expuestas.

Desde la entrada en vigencia de este Instructivo, es decir a partir de los pagos realizados con cargo a la facturación de abril de 2009, y hasta los pagos realizados con cargo a la facturación de diciembre del mismo año, el objetivo de garantizar el pago a la generación y transmisión se ha cumplido a medias, como se puede evidenciar en el Gráfico 4.14 donde se muestra el porcentaje de pago de cada prelación.

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Gráfico 4.14PORCENTAJE DE PAGO POR PRELACIÓN

Otros100,00%

Distribución100,00%

CAO&M Transmisión96,46%

Importación98,93%

Generación no convencional

99,24%

CV Combustibles Privadas97,52%

CV Otros Privadas97,90%

Costos Fijos Privadas90,33%

CV Combustibles Térmica Estatal

70,53%

CV Otros Térmica Estatal56,19%

COA&M Generación Estatal48,65%

CV Hidráulica Estatal47,10%

Reposición de Transmisión

37,88%

Reposición de Generación Estatal

25,40%

Privadas en el Spot32,10%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%


Resulta evidente la falta de pago a las prelaciones correspondientes a los costos tanto variables como fijos de la generación estatal, así como los valores que deben ser usados para reposición de la generación y de la transmisión. Esta falta de pago producirá efectos que pueden complicar el desarrollo de la generación estatal e incluso comprometer el abastecimiento de energía dentro del país al no contar con los recursos necesarios ni siquiera para su administración, operación y mantenimiento.

El porcentaje que resta por pagar a la generación y transmisión que se puede apreciar en el Gráfico 4.14, resulta ciertamente disminuido por la entrega de recursos por parte del Estado por efectos del reconocimiento del déficit tarifario, sin embargo, la brecha no se alcanza a cerrar debido, entre otros factores, a dos problemas básicos de la distribución: las pérdidas de energía y los bajos porcentajes de recaudación a usuario final.

Con respecto a este último tema, el problema radica en una insuficiente capacidad de gestión por parte de las empresas distribuidoras para cobrar toda la factura que emiten a sus usuarios por la prestación del servicio público de energía eléctrica, lo que resulta en una afectación negativa no sólo de sus ingresos, sino también de su capacidad de pago y por tanto el problema se traslada a la generación y transmisión; y, en mayor magnitud, a los rubros que se encuentran en las últimas prelaciones. En el Gráfico 4.15 se detalla el promedio del porcentaje de recaudación para cada una de las

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empresas eléctricas de distribución a diciembre de 2009, mismo que ha sido obtenido con base a los valores ingresados a los Fideicomisos

Gráfico 4.15PORCENTAJE DE RECAUDACIÓN POR DISTRIBUIDORA EN LOS FIDEICOMISOS

E.E. Riobamba

100%

E.E. Sur

100,00% E.E. Norte

98,24%

E.E. Azogues97,90%

E.E. Centro Sur

97,76%

E.E. Ambato97,12%

E.E. Cotopaxi96,19%

E.E.Quito

95,70%


84,58%CNEL

83,99%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

105%


La deficiencia en la recaudación de algunas empresas de distribución expuesta en la figura anterior resulta en que el porcentaje de pago a sus acreedores se vea afectado directamente, tal como vemos en el Gráfico 4.16.

Gráfico 4.16PORCENTAJE PAGADO A TRAVÉS DEL ESQUEMA DE PRELACIONES POR DISTRIBUIDORA

E.E. Riobamba

85%

E.E. Sur90% E.E.

Norte83% E.E.

Azogues77%

E.E. Centro Sur

99%E.E.

Ambato91%

E.E. Cotopaxi

81%

E.E. Quito82%


74%

CNEL75%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


42

1.4.11 CONDONACIÓN DE DEUDAS Y CRUCE DE CUENTAS

Los problemas de recaudación, las condiciones deficitarias de la tarifa, entre otros, conllevaron el hecho de que las empresas del sector eléctrico acumulen deudas que les fueron inmanejables; en respuesta a esta problemática el marco legal establecido entre los artículos 6 al 10 del mandato Nº 15, conllevó a una reingeniería de las obligaciones de las empresas del sector eléctrico, en las cuales el estado tenía participación mayoritaria.

De esta forma la normativa aplicable a este tema, tipificada en el mandato constituyente Nº 15 publicado el 23 de julio de 2008, se resume en la Tabla 4.25 que se muestra a continuación:

Tabla 4.25APLICACIÓN MANDATO CONSTITUYENTE No. 15

1 El saldo resultante del cruce de cuentas en la CATEG se considerará y registrará como cuentas por pagar de la CATEG al Estado y en un futuro se acreditaran como aporte patrimonial.


La deuda de las Empresas Eléctricas de Distribución con las Empresas Generadoras Estatales ascendió a US$ 1.398 millones, representando el 76% del total de la deuda de estas empresas, tal como se muestra en la Tabla 4.26:

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Tabla 4.26APLICACIÓN MANDATO CONSTITUYENTE No. 15

DEUDORAbr 1999 - Sep

2003 2003 2004 2005 2006 2007 2008 TOTAL GENERAL

ELECAUSTRO 1.723.662,00 97.775,64 1.879.618,68 5.145.596,85 1.748.460,10 2.444.809,85 1.953.224,20 14.993.147,32 ELECTROGUAYAS 34.680.323,78 7.605.475,88 58.420.723,53 113.533.097,88 39.240.885,48 36.233.321,40 17.196.507,48 306.910.335,44 EMAAP-Q 479.648,20 - 479.648,20 HIDROAGOYAN 19.471.768,25 572.729,40 7.426.028,57 -6,25 5.330.121,85 13.409.464,38 12.017.817,49 58.227.923,69 HIDRONACIÓN 39.715.039,68 1.874.776,40 7.721.140,50 1.588.901,87 1.468.275,47 1.212.993,20 2.119.265,20 55.700.392,32 HIDROPASTAZA 1.201.107,17 25.244,95 1.226.352,11 HIDROPAUTE 240.542.127,03 7.833.153,77 79.527.217,10 93.450.473,69 50.786.720,46 53.831.590,80 54.863.560,28 580.834.843,13 TERMOESMERALDAS 10.707.212,15 4.557.701,95 30.064.136,59 32.291.846,11 1.569.367,87 8.588.775,58 10.646.224,55 98.425.264,80 TERMOPICHINCHA 34.264.899,64 572.789,07 13.669.665,64 16.636.389,81 4.410.802,73 2.258.575,18 1.882.067,01 73.695.189,08 TRANSELECTRIC 37.663.937,32 273.346,76 23.575.304,52 33.187.781,85 26.902.339,93 19.016.828,46 4.742.130,68 145.361.669,52 CATEG-G -660.406,50 841.120,84 16.945.167,58 14.013.477,30 15.159.387,89 17.265.003,41 6.910.287,76 70.474.038,28 MINISTERIO DE FINANZAS 17.083.937,25 17.083.937,25 MEM -25.045.142,72 -25.045.142,72 Total general 192.938.329,46 24.228.869,71 239.229.002,71 309.847.559,11 146.616.361,79 155.462.469,43 112.356.329,61 1.398.367.598,43


Con esta acción las empresas de generación y transmisión eliminaron de sus estados financieros cuentas por cobrar, mismas que como efecto complementario generaron una disminución en las cuentas por pagar de las empresas distribuidoras.

1.4.11.1 SITUACIÓN FINANCIERA PERÍODO JULIO 08 – JULIO 10

En función de los artículos 6 y 10 del Mandato Constituyente No. 15 se dan de baja todas las cuentas por cobrar y pagar entre las empresas que tienen participación accionaria mayoritaria del Estado incluyendo PETROECUADOR.

En tanto que, para las empresas privadas, en función del artículo 11 del Mandato Constituyente No. 15 se cancelan las deudas que las distribuidoras mantienen con las generadoras privadas, incluyendo cruce de cuentas con PETROECUADOR, conforme el detalle mostrado en la Tabla 4.27:

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Tabla 4.27CANCELACIÓN DE DEUDAS CON PRIVADOS

CRUCE DE CUENTAS PETROCOMERCIALMANDATO CONSTITUYENTE No. 15

DEUDORSep 2003 - Jun 2008 Actas de Conciliación

DEUDA CON PETROCOMERCIAL

SALDOS MANDATO No. 15

PAGO MINISTERIO DE

FINANZASPENDIENTES

ENERMAX 161.552 161.552 161.552 - MANAGENERACION 473.166 473.166 473.166 - SIBIMBE 1.142.384 1.142.384 380.795 761.589 MACHALA POWER 58.632.779 59.843.880 59.843.880 - GENEROCA 3.383.832 3.383.832 3.383.832 - TERMOGUAYAS 13.060.442 5.975.758 7.084.684 7.084.684 - ECOELECTRIC 212.739 212.739 212.739 - INTERVISA TRADE 36.876.607 39.350.424 (2.473.817) - (2.473.817) HIDROABANICO 746.744 746.744 746.744 - ELECTROQUIL 72.470.501 73.358.747 (888.246) - (888.246) ECOLUZ 243.640 243.640 243.640 - SELVA ALEGRE 84.549 84.549 84.549 - ULYSSEAS 2.407.847 4.158.484 (1.750.637) - (1.750.637) ECUDOS 483.971 483.971 483.971 - SAN CARLOS 100.765 100.765 100.765 - ELECTROPERÚ - - - - ECUAPOWER - - - - Total general 190.481.519 122.843.414 73.200.318


Sin embargo, y a pesar de la aplicación del Mandato Constituyente No. 15 que dio de baja por un lado y canceló por otro las deudas que mantenían las empresas eléctricas de distribución en el Sector, y debido al mercado deficitario que representa el Mercado Eléctrico Ecuatoriano, desde Julio de 2008 hasta Julio de 2010, se han acumulado deudas que en resumen se muestran en la Tabla 4.28 que se presenta a continuación:

Tabla 4.28DEUDAS EN EL SECTOR

JULIO 08 – JULIO 10

AÑOFACTURACIÓN

(USD)PAGOS (USD)

SALDO VENCIDO (USD)

SALDO POR VENCER (USD)

TOTAL (USD)

2008 318 590 307.52 266 133 298.40 52 457 009.12 - 52 457 009.12 2009 776 455 655.52 497 761 745.32 278 693 910.20 - 278 693 910.20

2010 481 399 417.17 238 252 236.41 74 510 580.89 168 636 599.88 243 147 180.77 Total general 1 576 445 380.22 1 002 147 280.13 405 661 500.21 168 636 599.88 574 298 100.09

Notas: * La facturación para el periodo julio 2008 - marzo 2009 considera la reliquidación por el Mandato Constituyente No. 15.

* Incluye facturación desde julio 2008 hasta julio 2010.

* El valor del saldo por vencer será ajustado toda vez que por la operatividad propia de los fideicomisos se realicen los pagos correspondientes y se

remita la respectiva información para su actualización (corresponde a los meses de mayo, junio y julio 2010).


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BIBLIOGRAFÍA

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Eléctrico” mayo 2008.

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http://www.mer.gob.ec/

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Diagnóstico Situación Actual Sector Eléctrico

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