Plan de Negocios - Diseño del Proyecto Hidroelectrico Chinchipe (Tesis de Maestría Universidad...

DISEÑO DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO CHINCHIPE - PLAN DE NEGOCIOS

MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS 1

UNIVERSIDAD NACIONAL DE LOJA

AREA JURÍDICA, SOCIAL Y ADMINISTRATIVA

MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS

DISEÑO DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO

“CHINCHIPE” - PLAN DE NEGOCIOS

Tesis previa la obtención del grado de Magíster en Administración de Empresas.

Autores:

YOLANDA CASTILLO TORRES

FRANCO EDDY PINEDA OCHOA

JORGE PATRICIO MUÑOZ VIZHÑAY

Director:

Ing. Ramiro García, MSc

LOJA

2005



AGRADECIMIENTOS

A la Universidad Nacional de Loja por la oportunidad para desarrollar los estudios

de la Maestría en Administración de Empresas, así como también por la ayuda

financiera.

Al Profesor MSc. Ing. Ramiro García por su orientación y recomendaciones en la

elaboración del presente trabajo.

A los profesores de cada uno de los eventos de la Maestría que se empeñaron en

impartir sus conocimientos.

Al Coordinador MAE Ing. Gonzalo Noriega Polo y personal de la Secretaría de la

Maestría en Administración de Empresas.

A los amigos y compañeros de la Maestría por su apoyo y amistad.



DECLARATORIA DE LOS AUTORES:

Nosotros, ingenieros Yolanda Castillo Torres, Franco Eddy Pineda Ochoa y Jorge Patricio

Muñoz Vizhñay, autores del presente trabajo científico de investigación DISEÑO DEL

PROYECTO HIDROELÉCTRICO “CHINCHIPE” – PLAN DE NEGOCIOS, certificamos la

propiedad intelectual a favor de la Universidad Nacional de Loja (Ecuador), pudiendo

hacer uso del mismo en los procesos académicos que se estimare conveniente.

Yolanda Castillo Torres Franco Eddy Pineda Ochoa

Jorge Patricio Muñoz Vizhñay



EQUIVALENCIAS ELÉCTRICAS

MAGNITUD SIMBOLO MAGNITUD SÍMBOLO EQUIVALENTE

Giga vatio hora GWh kilovatio hora kWh 1 GWh = 1’000.000 kWh

Mega vatio MW kilo vatio kW 1 MW = 1.000 kW

EQUIVALENCIAS MONETARIAS

MAGNITUD SIMBOLO MAGNITUD SÍMBOLO EQUIVALENTE

Dólares USA USD centavos Dólar ¢USD 1 USD = 100 ¢USD

UNIDADES DE MEDIDA

MAGNITUD UNIDAD SIMBOLO

Altura sobre nível del mar Metros sobre el nivel del mar msnm

Área Metro cuadrado m2

Caudal Metro cúbico por segundo m3/s

Corriente Amperio A

Energía Kilovatio hora kWh

Megavatio hora MWh

Gigavatiohora GWh

Frecuencia Hertzio Hz

Fuerza Newton N

Kilogramo kg

Longitud Metro m

Masa Kilogramo kg

Nível de ruido Bel B

Potencia Kilovatio kW

Megavatio MW

Presión Pascal Pa

Kilogramo por cm2 kg/cm

2

Resistência eléctrica Ohmio Ohm

Temperatura Grados Celcius oC

Tensión Voltio V

Tiempo Segundo s

Minuto min

Hora h

Velocidad Metro por segundo m/s

Velocidad de rotación Revoluciones por minuto rpm

Volumen Metro cúbico m3



LISTA DE ABREVIATURAS

CENACE Centro Nacional de Control de Energía

CMI Cuadro de Mando Integral

CNRH Consejo Nacional de Recursos Hídricos

CONELEC Consejo Nacional de Electricidad

ECS Sistema de control de calidad

EERSSA Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

H Centrales de Generación Hidroeléctrica

INECEL Instituto Ecuatoriano de Electrificación

ISO International Organization for Standardization

LRSE Ley de Régimen del Sector Eléctrico

MCI Motor de Combustión Interna

MEM Mercado Eléctrico Mayorista

PEA Población Económicamente Activa

PRPD Potencia Remunerable Puesta a Disposición

PYMES Pequeñas y medianas empresas

RSRGLRSE Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SNI Sistema Nacional Interconectado

SNT Sistema Nacional de Transmisión

TG Central Térmica a Gas

TGN Central a Gas Natural

TV Central Térmica a Vapor

TIR Tasa Interna de Retorno

TMAR Tasa Mínima Aceptable de Rendimiento

UICN Unión Internacional para Conservación de la Naturaleza

VAN Valor Actual Neto



GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS

Abonados (clientes)

Se clasifican en Residenciales, Comerciales, Industriales, Alumbrado Público y Otros (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.

Alta tensión Nivel de voltaje superior a 40 kV, y asociado con la transmisión y subtransmisión.

Consumidor regulado Consumidor ubicado en el área de servicio de un distribuidor, cuyo abastecimiento de electricidad está sujeto a las regulaciones y tarifas establecidas en la Ley y los Reglamentos.

Cliente no regulado

Usuario que no obedece a la aplicación tarifaria de acuerdo con el tipo de servicio entregado por las empresas distribuidoras (grandes consumidores, compras entre distribuidores, exportación).

Despacho económico Es la asignación específica de carga a las unidades de generación para lograr el suministro de energía de mayor economía en condiciones de confiabilidad, atendiendo las variaciones de la oferta y la demanda.

Empresa distribuidora

Es la que tiene la obligación de prestar el suministro de energía eléctrica a los consumidores finales ubicados dentro del área respecto de la cual goza de exclusividad regulada.

Empresa generadora Aquella que produce energía eléctrica, destinada al mercado libre o regulado.

Empresa transmisora

Empresa que presta el servicio de transmisión y transformación de la tensión vinculada a la misma, desde el punto de entrega de un generador o un autoproductor, hasta el punto de recepción de un distribuidor o un gran consumidor.

Energía facturada

(Consumo de energía)

Es la energía facturada por las Empresas Eléctricas a sus clientes, la unidad de medida es el kWh.

Energía firme Es la producción efectiva de una planta hidráulica, en un período dado, que en función de los caudales mensuales aportados y la capacidad de reservorio, asegure una probabilidad de ocurrencia del 90% anual.

Estación seca Período comprendido entre los meses de octubre de un año a marzo del próximo año.

Exportación Energía y potencia eléctricas que se oferten a otros países y que comprenderán únicamente los excedentes disponibles, luego de satisfecha la demanda nacional, determinados por el CENACE.



GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS

Generación hidráulica

Es aquella que utiliza el agua como recurso primario, para producir electricidad.

Gran consumidor

Consumidor cuyas características de consumo le facultan para acordar libremente con un generador o distribuidor el suministro y precio de energía eléctrica para consumo propio.

Importación Energía y potencia eléctricas ofertadas por generación instalada en otros países, que ingresará al MEM en condiciones de libre mercado y serán consideradas en la programación de despacho económico que realice el CENACE.

Media tensión Instalaciones y equipos del sistema del Distribuidor, que operan a voltajes entre 600 voltios y 40 kV.

Mercado Eléctrico Mayorista Es el mercado integrado por generadores, distribuidores y grandes consumidores, donde se realizan transacciones de grandes bloques de energía eléctrica. Así mismo incluye la exportación e importación de energía y potencia eléctrica.

Potencia efectiva Es la potencia máxima que se puede obtener de una unidad generadora bajo condiciones normales de operación.

Potencia instalada Potencia especificada en la placa de cada unidad generadora.

Precio medio Cociente entre el valor facturado y la energía facturada.

Sistema eléctrico Es el conjunto conformado por las centrales de generación, el sistema de transmisión (líneas de alta tensión y subestaciones) y las redes de distribución, así como sus equipos asociados.

Sistema Nacional

Interconectado (S.N.I.)

Es el sistema integrado por los elementos del Sistema Eléctrico conectados entre sí, el cual permite la producción y transferencia de energía eléctrica entre centros de generación y centros de consumo, dirigido a la prestación del servicio público de suministro de electricidad.

Sistema No Incorporado Aquel que no está conectado al Sistema Nacional Interconectado.



RESUMEN

El proyecto hidroeléctrico Chinchipe se localiza a unos 3 kilómetros del centro parroquial del cantón Palanda, Zamora Chinchipe (sur oriente del Ecuador), con el propósito de generar energía eléctrica que será comercializada a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Esta energía será evacuada por el sistema de subtransmisión de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional Sur S.A. La capacidad de la central será de 17 MW y la producción energética de 140 GWh por año, con lo cual los ingresos totales anuales en el arranque del proyecto (2008) alcanzarán USD 7.1 millones por la venta del 50% de potencia y energía en contratos a plazo a un precio promedio de 3.37 ¢USD/kWh y el 50% será vendido en el mercado ocasional a un precio medio de 6.96 ¢USD/kWh. Se establecerá una compañía anónima, encargada de la construcción y operación de la central Chinchipe, con domicilio en la ciudad de Loja, su giro será el de producir potencia y energía eléctrica y realizar transacciones comerciales en el MEM. La empresa conformada será la encargada de tramitar ante el CONELEC el permiso para generar energía eléctrica. Una vez obtenido el permiso, la empresa procederá a la construcción del proyecto. La inversión requerida para la construcción de la central es de aproximadamente veintitrés punto ocho millones de dólares (USD 23.8 millones), monto que será obtenido de los accionistas, socios estratégicos o mediante la contratación de créditos con organismos financieros. El tiempo requerido para la construcción de la central es de aproximadamente dos (2) años, pudiendo entrar en operación en el 2008. El análisis financiero da resultados favorables al proyecto, tal es el caso de la tasa interna de retorno del 15.7% (escenario pesimista), el valor actual neto es positivo de cuatro punto nueve millones de dólares (USD 4.9 millones). La construcción del proyecto es favorable a la región sur del Ecuador si consideramos el impacto económico como producto de las inversiones en el proceso de construcción y posteriormente en la operación. La generación hidroeléctrica adoptada en varios países incluyendo el nuestro, ha transformado la estructura organizativa, financiera, económica, ambiental y comercial de todos los mercados eléctricos. Las transacciones comerciales en nuestro mercado se realizan en base al cálculo del costo marginal. La generación de Chinchipe provocará la sustitución de energía térmica, ahorrando más de ocho millones de galones de combustible por año, en su mayoría diesel importado a un costo de 1.5 dólares por galón, de manera similar la reducción de la contaminación ambiental evitando la combustión de combustibles fósiles para generación térmica que producirían más de ciento cincuenta mil toneladas de CO2 al año.



CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ……………………………………………………………………………. 1

1.1. Introducción 1

1.2. Metodología 2

1.3. Objetivos 3

1.3.1. General 3

1.3.2. Específicos 3

1.4. Justificación 4

PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS 8

2. ANÁLISIS DEL AMBIENTE EXTERNO ………………………………………………….. 8

2.1. Factores económicos 8

2.2. Factores Políticos 10

2.3. Factores sociales y culturales 11

2.4. Factores legales 12

2.5. Factores educativos 15

2.6. Factores tecnológicos 16

2.7. Factores ecológicos y ambientales 17

3. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ANALIZADA MEDIANTE LAS CINCO FUERZAS DE

PORTER

19

3.1. Poder de negociación de los proveedores 20

3.2. Poder de negociación de los clientes 21

3.3. Rivalidad entre los competidores 22

3.4. Amenazas de ingresos de productos sustitutos 23

3.5. Amenazas de entrada de competidores potenciales 24

4. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ECUATORIANA …………………………………………. 25

4.1. Estructura 25

4.2. Mecanismos de transacción en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM 27

4.2.1. Contratos a plazo 27

4.2.2. Mercado ocasional 27

4.2.3. Remuneración por potencia 28

4.3. Dimensionamiento de la industria 29



5. ESTUDIO DE MERCADO ………………………………………………………………….. 32

5.1. Análisis de la demanda de energía eléctrica en el Ecuador 32

5.1.1. Transacciones de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista 33

5.1.2. Proyección de la demanda de energía eléctrica del Ecuador

(consumidores y energía facturada)

35

5.1.3. Proyección de la demanda de potencia y energía al nivel de

barras de subestación de energía.

39

5.1.4 Proyección de la demanda de potencia y energía de la Empresa

Eléctrica Regional del Sur S.A.

42

5.2. Análisis de la oferta de energía eléctrica en el Ecuador 43

5.2.1. Costos variables de las unidades de generación 44

5.2.2. Centrales de generación existentes en el Sistema 45

5.2.3. Plan de expansión de la generación (oferta) 48

5.3. Producto 51

5.4. Estrategia de precio 52

5.5. Segmentación del mercado 53

5.6. Crecimiento del mercado 55

5.7. Plan de ventas 56

5.8. Estrategia de ventas 59

5.9. Demografía, vivienda y cobertura 59

5.10 Alcance Geográfico 60

5.11 Aspectos sociales 60

5.12. Competencia 61

5.13. Estrategias de marketing 62

5.13.1. Estrategia de capacitación 63

5.13.2. Estrategia de negociación 63

5.13.3. Estrategia de marketing directo 66

5.13.4. Estrategia para la certificación de la norma ISO 9000 67

5.13.5. Estrategia para programas de fidelización 68

5.13.6. Estrategia para la participación Accionaria en la Empresa de la

Central Chinchipe

70

5.14. Políticas de servicio al cliente 71

6. ANÁLISIS TÉCNICO ……………………………………………………………………….. 73

6.1. Balance de Potencia y Energía del Sector Eléctrico Ecuatoriano 73

6.2. Automatización de la central Chinchipe 74

6.3. Producción energética del proyecto Chinchipe 75

6.4. Antecedentes técnicos del proyecto Chinchipe 76



6.5. Ubicación y accesos 77

6.5.1. Ubicación 77

6.5.2. Accesos 77

6.6. Descripción del proyecto y potencia a instalarse 77

6.7. Estudios realizados. Información cartográfica, hidrológica y geográfica 79

6.7.1. Cartografía 79

6.7.2. Hidrología 79

6.7.3. Datos generales sobre el trasvase del río Palanda hacia el río

Numbala

80

6.7.4. Topografía 81

6.7.5. Ventajas de la alternativa seleccionada 83

6.8. Descripción de las principales obras de la central Chinchipe 84

6.8.1. Obras de captación 85

6.8.2. Túnel de conducción 86

6.8.3. Canal de aproximación 87

6.8.4. Canal emergente de evacuación de excesos 87

6.8.5. Desarenador 88

6.8.6. Tanque de presión 89

6.8.7. Rápida de excesos 90

6.8.8. Tubería de presión 91

6.8.9. Casa de máquinas 92

6.8.10. Subestación y línea de subtransmisión a 69 kV 92

6.8.11. Caminos de construcción 93

6.8.12. Diseño estructural 93

6.8.13. Elementos hidromecánicos 94

6.8.13.1. Rejillas 94

6.8.13.2. Compuertas 95

6.8.13.3. Juntas de dilatación 95

6.9. Presupuesto referencial de las obras civiles y electromecánicas 96

6.10. Energía media producida por la central Chinchipe 97

6.11. Proceso de producción de la central Chinchipe 98

7. ANÁLSIS LEGAL Y SOCIAL ……………………………………………………………… 97

7.1. Componente socioeconómico 100

7.1.1. Situación económica del cantón Palanda 101

7.1.2. Tenencia de la tierra y empleo 102

7.2. Aspectos legales y de legislación 102

7.3. Clases de sociedades y compañías – Compañía Anónima 102



7.4. Costos aproximados para la construcción de una compañía anónima 105

7.4.1. Como sacar la patente municipal 106

7.4.2. Como sacar el Registro Único de Contribuyentes 106

7.5. Impuestos 107

7.6. Contribuciones 107

7.7. Estudios ambientales 108

7.8. Permisos para la operación de la central Chinchipe 110

7.9. Derechos y obligaciones de los concesionarios 113

7.10. Libre acceso a las redes de transmisión y distribución 114

7.11. Legislación del Mercado Eléctrico Mayorista 115

7.12. Principios generales para el intercambio de electricidad 116

7.13. Participación privada en proyectos hidroeléctricos 119

8. ANÁLISIS ADMINISTRATIVO …………………………………………………………….. 120

8.1. Grupo empresarial 120

8.2. Políticas de Administración de Personal 122

8.3. Organización 123

8.4. Dirección 123

8.4.1. Visión 124

8.4.2. Misión 124

8.4.3. Objetivos estratégicos 124

8.4.4. Estrategias 125

8.5. Control 125

8.6. Empleados 129

8.7. Organización 130

8.7.1. Niveles de dependencia 130

8.7.2. Nivel directivo 130

8.7.3. Nivel asesor 130

8.7.4. Nivel de apoyo 131

8.7.5. Nivel ejecutivo 131

8.7.6. Nivel operativo 131

8.7.7. Manual de funciones 132

8.7.8. Organigrama estructural, posicional y funcional 132

9. ANÁLISIS ECONÓMICO …………………………………………………………………... 136

9.1. Inversión en activos fijos 136

9.2. Activos diferidos 137

9.3. Inversión en capital de trabajo 138



9.4. Presupuesto de inversiones 139

9.5. Presupuesto de ingresos 140

9.6. Presupuesto de gastos de los recursos humanos 141

9.7. Depreciaciones y amortizaciones 142

9.8. Presupuesto de gastos de operación 143

9.9. Seguros 143

9.10. Gastos de administración y ventas 143

9.11. Análisis de costos de producción 144

9.12. Cronograma de construcción 146

10. ANÁLISIS FINANCIERO …………………………………………………………………... 147

10.1. Estado de resultados 148

10.2. Flujo de caja 152

10.3. Evaluación financiera del proyecto 156

10.4. Análisis de sensibilidad 156

10.5. Índices financieros 158

11. COMPROBACIÓN DE HIPÓTESIS ………………………………………………………. 162

12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ……………………………………………. 163

12.1. Conclusiones 163

12.2. Recomendaciones 169

RESUMEN 171

BIBLIOGRAFÍA 172

CONTENIDO 175

ANEXO A: FOTOGRAFÍAS Y PLANOS 180

ANEXO B: CUADROS DEL ANÁLISIS FINANCIERO 190

ANEXO C: MANUAL DE FUNCIONES 204

APÉNDICE: INVESTIGACIÓN DE MERCADOS 229



I. TEMA

DDIISSEEÑÑOO DDEELL PPRROOYYEECCTTOO HHIIDDRROOEELLÉÉCCTTRRIICCOO

““CCHHIINNCCHHIIPPEE”” –– PPLLAANN DDEE NNEEGGOOCCIIOOSS

II. PROBLEMA

II.1. Planteamiento del Problema

Desde 1996, se produce la implantación de un modelo de mercado impuesto por la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), además se produce la desverticalización del

sector eléctrico ecuatoriano, mediante la conformación de unidades de negocio, esto es en

empresas de generación, transmisión, distribución y comercialización. Esta Ley

establece que los inversionistas privados pueden ejecutar los proyectos de generación, los

cuales serán explotados por su propia cuenta asumiendo los riesgos comerciales, bajo los

principios de transparencia, libre competencia y eficiencia.

La demanda de potencia y energía eléctrica del sistema eléctrico ecuatoriano tiene una

tendencia creciente en el orden del 5% anual, habiéndose obtenido demandas máximas

de potencia de 2.087 MW durante el 2002, 2.174 MW en el 2003 y de 2.289 MW en el

Sistema Nacional Interconectado (SNI) en el 2004. El crecimiento medio anual de la

demanda de potencia se sitúa en aproximadamente 110 MW, siendo necesario

incrementar también la oferta en un valor de 110 MW por año como mínimo, situación

que no se cumple, por lo cual las reservas energéticas de la generación se han reducido al

5%, valor riesgoso para el normal abastecimiento, especialmente en hidrologías secas

(periodo entre octubre a marzo); además, la producción de energía eléctrica del parque de

generación térmico es demasiado caro por la obsolescencia de las máquinas que datan

de más de veinte años, consecuentemente es necesario la construcción de nuevas

centrales de generación eléctrica, especialmente utilizando el potencial hidráulico con lo

cual es posible bajar los precios del kWh. Por esta razón se plantea realizar el plan de



negocios como trabajo de graduación, plan que permitirá a futuro interesar a

inversionistas para efectuar la construcción y operación de la central hidroeléctrica

Chinchipe de 17 MW.

II.2. Formulación del Problema

¿ La producción energética de la central hidroeléctrica Chinchipe podrá segmentar y

posicionarse en el mercado eléctrico ecuatoriano como una oportunidad de negocio ?

¿ El precio de la energía eléctrica que producirá la central Chinchipe será competitivo y

capaz de desplazar a otras centrales eléctricas ?

¿ Qué recursos se requerirán para la central Chinchipe y qué estrategias se van a usar

para conseguirlos ?

¿ Cuál será el margen de utilidad de la central Chinchipe para que sea sustentable

financieramente en un periodo de 30 años de vida útil ?

III. HIPÓTESIS

La central hidroeléctrica Chinchipe producirá energía que se transmitirá por las líneas

de subtransmisión de la EERSSA, realizando transacciones comerciales en el Mercado

Eléctrico Mayorista, obteniendo un margen de utilidad adecuado que provocará el

retorno de la inversión, dicha energía cumplirá con los estándares de calidad (alta

confiabilidad, voltaje y frecuencia adecuados) siendo producida con respeto al medio

ambiente.



1. INTRODUCCIÓN

1.1. Introducción

El Ecuador ha enfrentado una de las crisis más profundas de su historia marcada

por la caída del Producto Interno Bruto (PIB) que en 1999 fue de -7%, la crisis

financiera a finales de los noventa provocada por la quiebra de entidades

bancarias y el salvataje bancario que le significó al gobierno un desembolso

cercano a los USD 2.000 millones; el aspecto social ha estado caracterizado por

la pobreza y la emigración, así como también por la incidencia de la dolarización;

no obstante, en los últimos cuatro años la economía se ha recuperado, notándose

esta situación por el crecimiento sostenido del PIB en el orden del 3% anual. A

pesar del crecimiento del PIB, aún deben superarse problemas de orden social y

económico como la falta de competitividad de los productos ecuatorianos,

elevadas tasas de interés que bordean el 15%, desempleo del orden del 12%,

déficit de la balanza comercial, baja oferta de capital para promover las PyMES,

entre otros.

El crecimiento económico del país (PIB) conlleva al crecimiento de la matriz

energética (demanda de energía) y en forma especial de la energía eléctrica, tal

es el caso del crecimiento del sector eléctrico ecuatoriano que en los últimos años

ha sido del orden del 5% anual (generación disponible total en el 2004 fue de

13.958 GWh). Para solventar este crecimiento energético, ante la falta de

inversión, se ha construido la interconexión Ecuador-Colombia, puesta en

operación a partir de marzo de 2003 con una capacidad de transporte de 240

MW, existiendo el proyecto de ampliación hasta alcanzar los 340 MW. De igual

manera se encuentra operable la interconexión Ecuador-Perú en la primera etapa

con una capacidad de 80 MW.

La región sur del Ecuador, además de los problemas como los señalados

anteriormente, tiene otros como la desertificación (especialmente los cantones

Zapotillo y Macará), la falta de infraestructura básica, deficiente sistema vial, altos



porcentajes de migración, etcétera, reflejándose todos ellos en el deterioro de la

calidad de vida de la población.

En el ámbito eléctrico regional, la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

(EERSSA) es la concesionaria para la distribución y comercialización de la

energía eléctrica en las provincias de Loja y Zamora Chinchipe y el cantón

Gualaquiza de Morona Santiago, tiene un crecimiento de la demanda de energía

del orden del 5%. La EERSSA requiere del aprovisionamiento de energía

eléctrica, debiendo adquirirla de los generadores a través del Mercado Eléctrico

Mayorista (MEM).

En este contexto, a priori se puede decir que el requerimiento de energía

hidroeléctrica es inminente, para lo cual la construcción del proyecto hidroeléctrico

Chinchipe ayudará a solventar la crisis energética. La central Chinchipe estará

ubicada geográficamente en el área de concesión de la EERSSA, sin embargo,

esto no implica ninguna relación comercial, salvo que las partes así lo decidan.

1.2. Metodología

Bajo la consideración que el método científico es el conjunto de etapas y reglas

que señalan el procedimiento para llevar a cabo una investigación cuyos

resultados sean aceptados como válidos para la comunidad científica, se ha

desarrollado el presente trabajo de investigación.

Para el desarrollo del presente trabajo se utilizó el método inductivo y el deductivo

procediendo a la recolección de la información de tipo general y específica para la

estructuración del trabajo de investigación de mercado realizado en primer lugar,

siendo utilizadas algunas técnicas como la observación directa, entrevistas,

encuestas (aplicación de 75 encuestas a los distribuidores y grandes

consumidores), recolección de información bibliográfica y de informes de

instituciones como el CONELEC y CENACE.



Una vez que se ha logrado la información se procedió al análisis y obtención de

resultados, preparando inmediatamente las conclusiones y planteando las

recomendaciones.

El esquema de la metodología es el siguiente:

Concepción de la idea de investigación

Definición del problema

Planteamiento de la hipótesis

Determinación de los objetivos

Elaboración del estudio de mercado

Obtención de información bibliográfica y de instituciones

Análisis de resultados

Análisis económico financiero

Conclusiones y recomendaciones

Presentación de resultados

1.3. Objetivos

1.3.1. General

Elaborar el plan de negocios para la producción y comercialización de energía de

la central hidroeléctrica Chinchipe de 17 MW, energía que será comercializada en

el Mercado Eléctrico Mayorista, procurando un margen de utilidad adecuado y

retorno de la inversión, capaz de provocar la sustentabilidad financiera de la

central durante el periodo de 30 años de vida útil.

1.3.2. Específicos

Realizar un análisis del entorno y de la industria eléctrica (proveedores,

clientes, sustitutos, nuevos participantes).



Analizar el mercado: determinar los clientes potenciales para la energía

eléctrica de la central Chinchipe, disposición de los clientes a pagar el

precio establecido, determinación de la cantidad demandada, formas de

pago.

Elaborar el plan de marketing: estrategia de precio para contratos a plazo,

estrategia de venta, estrategia promocional, planes de contingencia.

Realizar el análisis técnico: determinar la posibilidad de producir y entregar

la energía eléctrica con calidad, confiabilidad y al menor costo requerido.

Efectuar el análisis administrativo: definir las características del personal

del negocio, la estructura y estilos de dirección, mecanismos de control,

gestión de recursos humanos.

Analizar el marco legal y social: definir la posibilidad legal y social,

determinar las obligaciones tributarias, comerciales y laborales, determinar

las implicaciones sobre la comunidad.

Realizar el análisis económico y financiero.

Analizar los riesgos e intangibles.

1.4. Justificativos

El sector eléctrico ecuatoriano se encuentra sumido en una profunda crisis,

fundamentalmente de carácter económico, producto de factores endógenos y

exógenos, a la vez que se impone en peligro el suministro continuo y confiable de

la energía eléctrica en las cantidades suficientes, y al menor costo posible, para el

desarrollo de la sociedad ecuatoriana. La crisis económica que se abatió sobre el

país, durante los años 1999 y 2000, y que afectó directamente al sector eléctrico,

es uno de los ejemplos de factores exógenos, a los que nos referimos con



anticipación. El incumplimiento de la ecuación económica sobre aspectos

tarifarios, prevista en el artículo 53 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, la

falta de inversiones para la expansión del sistema eléctrico, fundamentalmente en

el campo de la generación, el elevado porcentaje de pérdidas de energía

eléctrica, los niveles altos de cartera vencida, la ineficiencia registrada en la

mayoría de las empresas eléctricas distribuidoras, la falta de decisión para

solventar el caso de la CATEG (exEMELEC) y de la concesión del servicio de

distribución en la ciudad de Guayaquil, constituyen los factores mas relevantes,

de carácter endógeno.

La falta de inversión para la construcción de nuevas centrales de generación

sigue siendo una de las causas para que el Ecuador sea vulnerable a los

racionamientos de energía, llegando a depender en gran medida de la bondad de

la hidrología, especialmente durante los periodos de estiaje que inicia en octubre

y termina en marzo de todos los años. Las mayores centrales de generación

hidroeléctrica del país pertenecientes a Hidropaute e Hidroagoyán, se encuentran

localizadas en la cuenca amazónica (zona oriental) en la que se acentúa el estiaje

en el mismo periodo.

En el sector eléctrico ecuatoriano, específicamente en la generación, no se han

realizado inversiones públicas durante las últimas dos décadas, y las inversiones

privadas han sido mínimas; lo que ha provocado que las tarifas sean de las más

altas de América Latina, debido a la elevada participación de la generación

termoeléctrica que utiliza combustibles caros con un parque obsoleto e ineficiente.

No obstante, las autoridades energéticas han realizado esfuerzos tendientes a

conseguir la inversión pública, para lo cual se ha puesto en marcha la

construcción de la central San Francisco de 230 MW y la construcción de la presa

Mazar que además de regular las aguas del río Paute aumentará la vida útil de la

central del mismo nombre, generando 194 MW adicionales. Este incremento en la

oferta de energía ayudará a solventar la creciente demanda que alcanza a valores

del orden del 5% anual, equivalente a 110 MW.



Ante este panorama, es necesario el incremento de la oferta de energía eléctrica

barata, en el orden de 110 MW por año, con bajos niveles de contaminación al

medio ambiente, pudiéndose obtener de la generación hidroeléctrica.

El Ecuador a partir de 1996, cambia el marco jurídico en el sector eléctrico a

través de la expedición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) e

implanta un modelo de mercado que pretende la desverticalización del sector,

mediante la conformación de unidades de negocio, esto es en generación,

transmisión, distribución y comercialización. Además, esta Ley establece que los

inversionistas privados pueden ejecutar los proyectos de generación, los cuales

serán explotados por su propia cuenta asumiendo los riesgos comerciales, bajo

los principios de transparencia, libre competencia y eficiencia.

De esta manera el Estado delega a la inversión privada la ejecución de proyectos

de generación para que puedan comercializar su producto en un libre mercado de

oferta y demanda denominado MEM, otorgando las señales adecuadas que sean

atractivas a los inversionistas, específicamente la señal precio de la energía que

en los actuales momentos es un atractivo dado las características deficitarias de

la oferta. En este ámbito se plantea la producción de energía de la central

hidroeléctrica “Chinchipe”, presentándose el estudio de factibilidad o mejor dicho

el plan de negocios, estudio que determina la oportunidad, dando respuestas

adecuadas, en un momento específico, a las cinco grandes preguntas que todo

empresario, todo inversionista, todo financista, etcétera, desea resolver:

¿ Qué es y en qué consiste el negocio ? ¿ Quién dirigirá el negocio ? ¿ Cuáles

son las causas y razones del éxito ? ¿ Cuáles son los mecanismos y las

estrategias que se van a utilizar para lograr las metas previstas ? ¿ Qué recursos

se requieren para llevar a cabo el negocio ?

La central hidroeléctrica Chinchipe de 17 MW puede producir 140 GWh al año,

energía que será vendida a través del MEM a las empresas eléctricas



distribuidores y grandes consumidores, logrando la sustentabilidad financiera y

ambiental. La central será construida y operada por la compañía anónima de

generación HIDROCHINCHIPE S.A. a conformarse. El costo variable de

producción de la central representa una ventaja competitiva lo que desplazará con

suma facilidad al parque de generación térmico del país. Se aplica un plan de

marketing basado en la investigación de mercado, lo que permitirá brindar una

adecuada atención al cliente y posicionar a la compañía dentro del sector eléctrico

ecuatoriano. La inversión requerida para la construcción de la central

hidroeléctrica de pasada es de USD 23.8 millones.



PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS

2. ANÁLISIS DEL AMBIENTE EXTERNO (MACRO)

Las organizaciones son sistemas abiertos que interactúan dinámicamente con sus

ambientes. Un sistema abierto es aquel que mantiene intensa interacción

(entradas y salidas) con su medio, afectándolo y siendo afectado por éste. Por

otra parte, cuanto más grande sea el ambiente más presiona e influye en las

organizaciones y menos recibe presión o influencia de ellas. Se define como

ambiente a todo lo que rodea externamente a la organización o en otras palabras

es todo aquello que esta más allá de las fronteras o límites de la organización. El

ambiente se puede desdoblar en dos grandes segmentos: general (o

macroambiente) y específico (microambiente). La Fig. 2.1 muestra el ambiente

general.

Figura 2.1: El macroambiente de una organización

2.1. Factores Económicos

El gobierno ecuatoriano ha hecho esfuerzos por mantener una política fiscal

austera, con resultados ambiguos. Por un lado, se han mejorado las cuentas

1

Factores

Legales

Factores

Políticos

Factores

Sociales y

Culturales

Factores

Económicos

ORGANIZACIÓN

Ambiente Industrial

Estructura & Dinámica

Ambiente Nacional

Políticas & Estrategias

de gobierno

Ambiente Internacional

Relaciones

Bi & Multinacionales

Factores

Legales

Factores

Políticos

Factores

Sociales y

Culturales

Factores

Económicos

Factores

Políticos

Factores

Sociales y

Culturales

Factores

Económicos

ORGANIZACIÓN

Ambiente Industrial

Estructura & Dinámica

Ambiente Nacional

Políticas & Estrategias

de gobierno

Ambiente Internacional

Relaciones

Bi & Multinacionales

Factores

Educativos

Factores

Tecnológicos

Factores

Ecológicos



fiscales y se han aprobado e implementado algunas reformas necesarias, como la

unificación de los salarios públicos; por el otro lado, ha aumentado

sistemáticamente la participación de los salarios y demás gastos corrientes en el

presupuesto del Estado, mientras que las empresas públicas de las áreas

petrolera, eléctrica y telefónica continúan lejos de los estándares de eficiencia que

apoyen el desarrollo sostenido de la economía, además la deuda pública es alta y

se incrmenta continuamente. La pretendida privatización y la concesión de la

administración del sector eléctrico ha sido un verdadero fracaso.

El aumento de los depósitos en el sector financiero no se ha traducido en un

aumento comparable del crédito a las empresas nacionales y locales (sobre todo

a las PyMES), mientras que los bancos privados han aumentado

significativamente la proporción de activos que mantienen en el extranjero. Este

hecho, sumado el elevado riesgo país, ayudaría a explicar el alto costo del crédito

(tasas de interés).

La inflación siguió descendiendo en el 2003 y durante el 2004, bordeando el 2%

durante el último año (INEC, 2005). La tendencia a la baja de la inflación desde la

implantación de la dolarización, junto con la depreciación generalizada del dólar

en términos nominales respecto de otras monedas, contribuyó a producir una

pequeña depreciación del tipo de cambio real efectivo ecuatoriano durante el

período, aunque se mantiene en niveles relativamente bajos (apreciación) en

términos históricos.

El sector externo se ha fortalecido gracias al aumento de las exportaciones de

crudo y a los elevados precios internacionales de este producto especialmente

durante el 2004. Asimismo, el limitado aumento de las importaciones, en un

contexto de bajo crecimiento de la economía no petrolera y con el Oleoducto de

Crudos Pesados (OCP) en operación desde finales del 2003, también

favorecieron las cuentas externas. Se espera una mejora aún mayor del frente

externo durante el 2005 y 2006, acompañado el aumento de la producción



petrolera, aunque la creciente dependencia del petróleo constituye un factor de

riesgo hacia el futuro.

Las remesas de los migrantes bordearon los USD1.604 millones, la inversión

extranjera directa alcanzó un nivel de USD1.160 millones, contemplándose el

crédito externo al sector privado, siendo entradas importantes de flujos de capital

que fortalecieron fuertemente la balanza de pagos del país, durante el 2004 (BCE,

2005, página WEB, Balanza de Pagos Normalizada).

La competitividad de los productos ecuatorianos en el mercado internacional

sigue siendo deficitaria, sin embargo como paliativo a esta situación, existe la

predisposición a negociar y suscribir tratados de libre comercio (TLC),

especialmente con los Estados Unidos que es el mayor socio comercial, y la

Comunidad Económica Europea.

La Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) “Marco general para

la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario

de electricidad” es la norma en la que se basan las transacciones internacionales

de energía eléctrica y al cual Ecuador ha accedido para realizar importaciones de

Colombia, cuya balanza comercial del sector electricidad es desfavorable para

nuestro país en USD 134.2 millones para el periodo marzo 2003 a mayo de 2004.

2.2. Factores Políticos

Representan la parte del ambiente general que contiene los elementos

relacionados con asuntos gubernamentales. Se incluyen el estado general de la

filosofía y los objetivos políticos dominantes, los partidos políticos, las

representaciones de la sociedad, las actitudes de los gobiernos locales,

regionales y nacionales sobre industrias, grupos de interés, etc.

Carcomido por una creciente corrupción y una permanente inestabilidad política,

demostrando tener un vaivén democrático, Ecuador acumuló desde 1997 una



impresionante galería de cuatro ex presidentes detenidos, fugados o exilados, lo

que ha hecho perder la credibilidad en el contexto internacional por la falta de

líderes comprometidos con la patria, además no existe la participación ciudadana

en la toma de decisiones trascendentales de carácter político, esto ha sido el

resultado de la débil formación y educación política de la mayor parte de los

habitantes ecuatorianos.

El Ecuador requiere de una reforma política profunda que ayude a la

consolidación de las instituciones del Estado y sobre todo a establecer la

seguridad jurídica tan venida a menos en los últimos años, siendo esta la razón

fundamental para que se produzca el alejamiento de los inversionistas.

La función legislativa no expide las leyes que el país requiere, sobre todo aquellas

que promocionen nuevas empresas e inversiones.

2.3. Factores Sociales y Culturales

Los factores sociales representan la parte del ambiente general que describe las

características de la sociedad en que la organización opera. Los culturales

representan la parte del ambiente general que contienen los elementos

relacionados con los valores culturales que prevalecen en la sociedad.

La alta incidencia de la pobreza ha sido un problema siempre presente en el

Ecuador y al cual la democracia tampoco ha podido resolver, los niveles de

pobreza e indigencia alcanzan el 70% y el 50% respectivamente (HOY, 2004).

Existe una conexión directa entre la inflación y pobreza dada esta última por la

pérdida del poder adquisitivo. La pobreza y la falta de oportunidades ha

provocado la emigración de la población especialmente a países como Estados

Unidos, España e Italia.



La reducción de la pobreza está relacionada con la creación de empleo,

especialmente la mano de obra no calificada. El porcentaje de desempleo alcanza

a 11.4% y el subempleo a 43.2% (INEC, 2005, página WEB).

La emigración es alta existiendo cerca de 3 millones de ecuatorianos en el

exterior que producen remesas alrededor de USD 1.740 millones por año (2004)

(HOY, 2004) que dinamizan la economía, no obstante, se ha producido la

descomposición social como violencia, agresividad, etc. por la destrucción familiar

con un grado elevado de disfunción.

Analizando la población de la región sur del Ecuador, por grupos de edad, para el

rango de la población joven comprendida entre 0 a 19 años se produce un

decrecimiento, mientras que el grupo de la población de adultos aumenta de un

43% en 1990 a un 47% en el 2000 (INEC, 2005, página WEB), lo que significa

que hay una propensión al envejecimiento poblacional y por tanto se debe prever

medidas preventivas a la problemática de la salud, sumándose a esto la falta de

servicios de salud de la región sur y de todo el país.

El acceso de la población a la vivienda esta restringido, no todas las personas

pueden tener una vivienda digna para su familia así como tampoco pueden

acceder a los servicios básicos, ni a los servicios de educación, la educación

fiscal adolece de falencias y la educación particular se confina por sus elevados

precios.

2.4. Factores Legales

En el Ecuador existe un laberinto legal que obedece a la gran cantidad de normas

sin una secuencia lógica, acompañado de la falta de informatización del derecho y

de la legislación, por lo que es difícil saber cuantos códigos, leyes generales,

leyes especiales, decretos ejecutivos o supremos, acuerdos o resoluciones

ministeriales, estatutos, reglamentos y ordenanzas, están vigentes. Existe la



ficción legal (presunción) que todas las normas son conocidas por todos y que su

ignorancia no excusa a persona alguna.

A pesar de la gran cantidad de normas jurídicas, la principal función del Congreso

Nacional y de los legisladores, de expedir, modificar, reformar, derogar e

interpretar las leyes, es cumplido en forma no satisfactoria. Esta función del

Estado es la responsable principal de esta insatisfacción, además, de la

politización del Tribunal Constitucional y de la Función Jurisdiccional.

Para el colmo de la maraña legal, la Constitución Política ha creado siete

organismos de control: Contraloría General del Estado, Procuraduría General del

Estado, Ministerio Público, Superintendencia de Bancos, Superintendencia de

Compañías, Superintendecia de Telecomunicaciones y la Comisión de Control

Cívico de la Corrupción (VALAREZO, 2002).

Toda esta situación ha colaborado considerablemente para provocar la

inseguridad jurídica.

En lo relacionado a la industria eléctrica, 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.

El Instituto Ecuatoriano de Electrificación, 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.

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 complementaria 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

Para evitar posiciones monopólicas, la nueva estructura del Sector Eléctrico

insertó los cambios necesarios para un entorno de competencia, considerando las

unidades de negocio: generación, transmisión y distribución.

En lo relacionado a los aspectos ambientales, la Constitución Política de la

República en el Art. 23 y en los Arts. 86 a 91, protege y preserva el medio

ambiente, lo que se ha materializado con la emisión de leyes y reglamentos de

aplicación. Habiéndose emitido la Ley de Gestión Ambiental, publicada en el R.O.

N° 245, el 30 de julio de 1999, que establece los principios y directrices de

política ambiental, determina las obligaciones, responsabilidades, participación

ambiental de los sectores público y privado en la gestión ambiental y señala



límites permisibles, controles y sanciones. Además, establece que las actividades

que impliquen riesgo ambiental, cuenten con la licencia respectiva, siendo

necesario como primer paso la aprobación de estudios ambientales por parte de

las instituciones competentes del Estado.

La Ley de Aguas se dicta mediante Decreto Supremo Nº 369, de 18 de marzo de

1972, es publicada en el Registro Oficial No. 69, de 30 de mayo del mismo año,

que regula la explotación y distribución del recurso agua. Esta ley establece que

las aguas son de dominio del Estado y que su uso y goce debe ser regulado por

éste en beneficio de la colectividad. Además esta Ley prohíbe toda contaminación

de las aguas y en el Reglamento de aplicación de la Ley de Aguas trata de la

contaminación.

Adicionalmente se cuenta con el Reglamento Ambiental para Actividades

Eléctricas, que en forma específica establece los procedimientos y medidas

aplicables al sector eléctrico en el Ecuador, para que las actividades de

generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, en todas sus etapas:

construcción, operación - mantenimiento y retiro, se realicen de manera que se

prevengan, controlen, mitiguen y/o compensen los impactos ambientales

negativos y se potencien aquellos positivos. El Reglamento fue emitido, mediante

Decreto Ejecutivo No. 1761 del 14 de agosto de 2001 (publicado en el Registro

Oficial No. 396). En la actualidad, el Consejo Nacional de Electricidad - CONELEC

es el responsable, por delegación, de la gestión ambiental del sector eléctrico

ecuatoriano.

2.5. Factores Educativos

La reducción y virtual extinción del analfabetismo es quizás uno de los mayores

logros de la etapa democrática. Para 2001, el analfabetismo se había reducido al

8.4% en el total de la población y al 9.5% en las mujeres y en el grupo de edad

entre 20 y 40 años el analfabetismo ha caído hasta el 4%. Por otro lado, si bien

las mujeres mayores de 50 años siguen siendo el grupo con menos educación, su



analfabetismo se ha reducido al 25%. Otro factor importante en la educación

representa el 42% de las personas mayores a 20 años superan la educación

primaria (HOY, 2004).

A continuación en forma puntual algunas características de la educación

ecuatoriana:

La calidad de la educación es deficiente.

Los recursos asignados son escasos y usados ineficientemente.

Carencia de políticas en la educación a largo plazo.

La cobertura de la educación es de cantidad y no de calidad.

Falta de identidad y valores humanos.

Poca asignación de recursos para investigación de ciencia y tecnología

(solamente el 0.0009% del PIB).

Divorcio entre las universidades y los sectores productivos.

2.6. Factores Tecnológicos

La falta de investigación y desarrollo tecnológico que deberían liderar los centros

de educación superior, es consecuencia para que las industrias ecuatorianas

deban adquirir tecnología en el exterior con altos precios. Lo que también ha

provocado que la mayor parte de las exportaciones sean de productos primarios

con poco o ningún valor agregado.

La falta de formación de los recursos humanos por la deficiente educación es una

de las razones para que no se haya producido la investigación y desarrollo

tecnológico.



2.7. Factores Ecológicos y Ambientales

Los factores ecológicos representan el estado general de la naturaleza y las

condiciones del ambiente físico y natural, así como la preocupación de la

sociedad por el ambiente. Las principales características se enumeran a seguir

(MAGALHÃES, 1993):

Daños y desequilibrios en el ecosistema.

Desconocimiento de los recursos naturales existentes.

Desconocimiento de los procesos de exploración.

La pobreza genera contaminación.

Depredación de los recursos naturales y del medio ambiente.

Falta de cultura ambiental.

Uso y venta sin control de químicos agrícolas prohibidos.

Al abordar la política medioambiental y aplicarla al sector de la energía es

necesario recoger una serie de problemas que respondan a las demandas

sociales. Los objetivos de la sociedad son incuestionables: satisfacer las

necesidades individuales y colectivas al menor costo, garantizar la seguridad del

suministro de energía y proteger el medio ambiente. Desde esta perspectiva, es

necesaria una legislación ambiental rigurosa y la búsqueda de soluciones

tecnológicas y energéticas adecuadas, teniendo presente que las medidas

preventivas son más eficaces y de menor costo. Debiendo tomar en cuenta que

los recursos energéticos son limitados y suponen costos ambientales cada vez

más notables.

La gran preocupación por la contaminación derivada de la utilización de la energía

que causa emisiones de CO2 (dióxido de carbono) que, al parecer, suponen más

del 50% de los gases de efecto invernadero en la contribución al cambio climático.

Para reducir el volumen de estas emisiones, caben las siguientes opciones:

disminuir el consumo de energía, favorecer la eficiencia y el ahorro energético, y

sobre todo un consumo menor de combustibles fósiles mediante el incremento de



energías renovables como el caso de hidráulica, eólica, fotovoltaica, geotérmica,

etc. En este sentido, la concienciación sobre los problemas ambientales comienza

por disminuir el consumo de energía y evitar los despilfarros.

Para paliar los efectos negativos que pueden producirse sobre el medio ambiente

se han elaborado una serie de políticas ambientales encaminadas a corregir estos

impactos. Estas políticas genéricamente responden a dos modelos:

1. Políticas que intentan servirse de los vínculos positivos entre desarrollo y

medio ambiente, con el fin de mejorar el aprovechamiento de los recursos y

la disponibilidad tecnológica. En este grupo de políticas las directrices

están basadas en fomentar la eficiencia de la energía desde el punto de

vista económico. Aplicar esta idea de eficiencia energética conlleva menos

volumen de desechos, un consumo menor de materias primas y un mayor

desarrollo tecnológico.

2. Políticas orientadas a tratar problemas ambientales específicos abordándo-

los mediante reglamentos y normativas que obligan a adoptar decisiones

concretas. Estas políticas afrontan los problemas con el fin de modificar el

comportamiento mediante incentivos, según el principio de que “quien

contamina paga”, o bien aplican restricciones y medidas de control.

En el ámbito de la generación hidroeléctrica, los impactos ambientales

provocados por las centrales son altos, por las modificaciones que producen en

su medio físico, biótico y socioeconómico. Los embalses acarrean pérdidas

significativas de biodiversidad y alteran los ecosistemas, desplazan personas con

sus consecuentes problemas sociales, ocasionan pérdida de yacimientos

arqueológicos o de interés cultural y acrecientan la incidencia de enfermedades

de origen hídrico.

Además de los impactos como los descritos para los embalses, hay que

considerar las emisiones de CH4 (metano) y CO2 (dióxido de carbono) proveniente



de los lagos represados. Se ha sostenido que la generación hidráulica es "limpia"

pues no genera dióxido de carbono derivado de la quema de combustibles fósiles.

Sin embargo, algunos estudios han señalado que la descomposición orgánica de

la biomasa sumergida en los lagos de las represas producen emisiones de CO2 y

CH4 en forma considerable.

Los impactos ambientales son menores para el caso de centrales de pasada, en

las que no existen embalses y el agua es tomada directamente de los ríos y

conducida mediante canales para provocar la caída. Posteriormente ese caudal

es devuelto al lecho del río. La energía de este tipo de centrales varía en función

del caudal de los ríos, según la temporada. Se necesita una importante cantidad

de agua para producir generación de energía útil. Las centrales de pasada

deberán considerar un caudal ecológico de tal manera que no sean secados los

ríos y que se mantenga un caudal mínimo para garantizar el ecosistema, la vida y

la cadena alimentaria.

Sin embargo, las principales medidas de mitigación de los impactos ambientales

de los proyectos hidroeléctricos son los siguientes: la gestión de las aguas,

gestión de residuos sólidos, reforestación, mantenimiento de un caudal ecológico

y creación de empleos para la comunidad residente comunal y regional.

3. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ANALIZADA MEDIANTE LAS CINCO

FUERZAS DE PORTER

El ambiente específico o microambiente es el ambiente más cercano e inmediato

a cada organización. En consecuencia, cada organización tiene su ambiente

particular de trabajo que constituye el nicho donde desarrolla sus operaciones y

donde obtienen sus insumos y coloca sus productos y servicios. Esto significa que

en el ambiente de trabajo se encuentran los mercados utilizados (mercado de

proveedores, mercado financiero, mercado laboral, etc.) y los mercados atendidos

(mercado de clientes). El ambiente específico o ambiente de trabajo está

constituido por los elementos implicados directamente en cada organización. En



la Figura 3.1 se muestran las cinco fuerzas de Porter para el análisis de la

industria eléctrica.

Figura 3.1: Las cinco fuerzas de Porter que guían la competencia industrial Fuente: Elaborado por los autores

3.1. Poder de Negociación de los Proveedores

Un mercado o segmento del mercado no será atractivo cuando los proveedores

estén bien organizados gremialmente, tengan fuertes recursos y puedan imponer

sus condiciones de precio y volumen del pedido. La situación será aún más

complicada si los insumos que suministran son claves para nosotros, no tienen

sustitutos o son pocos y de alto costo. Los proveedores ofrecen recursos, como

capital, materias primas, máquinas y equipos, tecnología, conocimientos,

publicidad, servicios jurídicos, contables, etc.

El poder de negociación de los proveedores para la industria eléctrica ecuatoriana

corresponde a los siguientes:

La mayor parte de los equipos y herramientas para las centrales

hidroeléctricas provienen de importaciones de países industrializados.

Bajo número de proveedores e importadores de equipos electromecánicos,

materiales y herramientas.

Amenaza

Sustitutos

Amenaza

Competencia Potencial

Poder Negociador Proveedores

Poder Negociador Compradores

Competidores en la Industria y

rivalidad



Oportunidad para la formación de asociaciones de proveedores de equipos

electromecánicos.

Tercerización de servicios y recursos humanos que son usados cada vez

más por las organizaciones de la industria.

3.2. Poder de Negociación de los Clientes

Un mercado o segmento no será atractivo cuando los clientes están bien

organizados. La posibilidad de organización de los compradores permitirá que las

exigencias sean mayores en materia de reducción de precios, de mayor calidad y

servicios y por consiguiente la organización tendrá una disminución en los

márgenes de utilidad.

El poder de negociación de los clientes, usuarios, contribuyentes o consumidores

del sector eléctrico son los siguientes:

Existen clientes regulados y no regulados, dependiendo de las

características del consumo de energía.

Los clientes regulados tienen definida su tarifa por el CONELEC y son la

gran mayoría.

Los clientes no regulados (grandes consumidores) tienen libertad de

escoger a su proveedor de energía.

Las exigencias para calificación de los consumidores no regulados

disminuyen cíclicamente (a partir de enero/2005 será 650 kW de demanda

máxima y 4.5 GWh de consumo anual) (CONELEC, 2005, Página WEB,

Regulación CONELEC 006 – 03).

Pueden conformarse asociaciones de consumidores o grandes

consumidores.

Pueden conformarse grupos de interés a través de asociaciones para ser

declarados grandes consumidores y comprar energía libremente en el

MEM, presionando para bajar los requisitos de potencia y energía.



La Ley de Defensa del Consumidor exige calidad en la dotación del servicio

y la Defensoría del Pueblo presiona permanentemente a las empresas

eléctricas especialmente distribuidoras que cumplan con los patrones de

calidad.

3.3. Rivalidad entre los Competidores

Elementos que disputan las mismas entradas (proveedores) y las mismas salidas

(clientes) de la organización. Los competidores desarrollan estrategias no siempre

esperadas ni conocidas, para ganar espacio y dominio, e intervienen en el

ambiente de trabajo, generando incertidumbre en cuanto a sus decisiones y

acciones. Para una organización será más difícil competir en un mercado o en

uno de sus segmentos donde los competidores estén muy bien posicionados,

sean muy numerosos y los costos fijos sean altos, pues constantemente estará

enfrentada a guerras de precios, campañas publicitarias agresivas, promociones y

entrada de nuevos productos.

Los competidores serán las organizaciones que producen energía eléctrica y que

son los siguientes (ver Tabla 3.1 en la que no se consideran los autoproductores

cuya potencia efectiva es de 169.1 MW):



POTENCIA EFECTIVA

TERMICO (MW)

POTENCIA EFECTIVA

HIDRÁULICO (MW)

POTENCIA EFECTIVA

TOTAL (MW)

TIPO GENERACIÓN

E.E. AMBATO 2.8 7.9 10.7 H, MCI

E.E. BOLIVAR 1.5 2.0 3.6 H, MCI

E.E. COTOPAXI 12.0 11.9 H

E.E. ESMERALDAS 8.2 8.2 MCI

E.E. RIOS 9.8 9.8 MCI

E.E. PENINSULA STA. ELENA 8.4 8.4 MCI

E.E. QUITO 40.3 97.0 137.3 H, MCI

E.E. REGIONAL EL ORO 13.2 13.2 MCI

E.E. REGIONAL MANABI 24.0 24.0 MCI

E.E. REGIONAL NORTE 1.8 12.6 14.4 H, MCI

E.E. REGIONAL SUR 16.6 2.7 19.3 H, MCI

E.E. RIOBAMBA 2.0 13.3 15.3 H, MCI

E.E. SUCUMBIOS 19.3 0.2 19.5 H, MCI

EMAAP-Q 8.2 8.2 H

CATEG - GENERACIÓN 205.5 205.5 TG, TV

ECOLUZ 2.1 2.1 H

ELECAUSTRO 26.4 38.4 64.8 H, MCI

ELECTROGUAYAS 398.0 398.0 TG, N, TV

ELECTROQUIL 181.0 181.0 TG

HIDROAGOYÁN 224.0 224.0 H

HIDROPAUTE 1 075.0 1 075.0 H

HIDRONACIÓN 213.0 213.0 H

INTERVISA TRADE 102.0 102.0

MACHALA POWER 139.5 139.5 TGN

TERMOESMERALDAS 131.0 131.0 TV

TERMOPICHINCHA 82.2 82.2 MCI

ULYSSEAS INC. 27.5 27.5

TOTAL 1 441.0 1 708.4 3 149.4

TABLA 3.1: Potencia Efectiva de los agentes generadores interconectados al Sistema Nacional Interconectado (H = hidráulica, MCI = motor combustión interna, TG = térmica a gas, N = nafta, TV = térmica vapor, TGN = térmica gas natural) Fuente: Estadísticas 2004 del CONELEC (www.conelec.gov.ec)

3.4. Amenaza de Ingresos de Productos Sustitutos

Un mercado o segmento no es atractivo si existen productos sustitutos reales o

potenciales. La situación se complica si los sustitutos están más avanzados

tecnológicamente o pueden entrar a precios más bajos reduciendo los márgenes

de utilidad de la organización y de la industria.

El gas natural o gas licuado de petróleo (GLP) es un sustituto

especialmente para calentamiento de agua y líquidos.

El aprovisionamiento de energía para las empresas distribuidoras puede

ser sustituido por fuentes alternativas de energía como el eólico,

fotovoltaico, etc.



3.5. Amenaza de Entrada de Competidores Potenciales

El mercado o el segmento será atractivo dependiendo de si las barreras de

entrada son fáciles o no de franquear por nuevos participantes que puedan llegar

con nuevos recursos y capacidades para apoderarse de una porción del mercado.

Para una corporación será más difícil competir en un mercado o en uno de sus

segmentos donde los competidores estén muy bien posicionados, sean muy

numerosos y los costos fijos sean altos, pues constantemente estará enfrentada a

guerras de precios, campañas publicitarias agresivas, promociones y entrada de

nuevos productos.

La entrada de potenciales competidores al mercado eléctrico ecuatoriano esta

dada por lo siguiente:

La competencia dentro de la industria eléctrica puede presentarse en la

generación.

La inversión requerida para generación es alta. En el caso de hidroeléctrica

esta en torno de USD 1.500 por kW.

La generación de ciclo combinado que usa combustible gas natural es

competitiva con la hidroeléctrica, aunque en el Ecuador la explotación de

este combustible se encuentra restringido.

La generación térmica tiene costos variables unitarios altos que es

desplazada por la generación hidroeléctrica.

Se construyen dos grandes proyectos hidroeléctricos San Francisco de 212

MW (abr/2008) y Mazar de 190 MW (ago/2008) y un termoeléctrico

(Termoriente) de 270 MW (jun/2007).

Se construyen proyectos menores como el caso de la central hidroeléctrica

Sibimbe de 15 MW (jul/2005).

Machala Power pondrá en operación la segunda fase del proyecto de una

potencia de 94 MW y la tercera de 87 MW entrarán en operación comercial

en oct/2006 y abr/2011 respectivamente.



4. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ECUATORIANA

4.1. Estructura

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (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 que

actúa de carácter referencial.

El sector eléctrico esta estructurado por los agentes generadores, transmisor,

distribuidores y grandes consumidores, actuando bajo el control y regulación del

CONELEC. Las transacciones comerciales y las funciones de operación y

coordinación técnica del sistema eléctrico están a cargo del Centro Nacional de

Control de Energía (CENACE).

El CENACE, se constituye 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 de la LRSE, 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 (MEM), debiendo resguardar las condiciones de

seguridad de la operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI),

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.

Las transacciones comerciales de compra venta de potencia y energía se realizan

a través del MEM, mismo que abarca la totalidad de las transacciones que se

celebran entre generadores y distribuidores y entre generadores y grandes

consumidores. Igualmente se incluirán las transacciones de exportación o

importación de energía, todo esto bajo la modalidad de contratos a plazo o

mercado ocasional (spot).

Figura 4.1: Organización de la Industria Eléctrica y Mercado Eléctrico Mayorista Fuente: Elaborado por los autores

El MEM lo conforman actualmente 14 empresas de generación, 13 empresas

distribuidoras que realizan generación, 19 empresas distribuidoras y 73 grandes

consumidores. En la Figura 4.1 se presenta en forma esquemática la estructura

del sector eléctrico ecuatoriano.



El Sistema Nacional de Transmisión (SNT) a cargo del agente transmisor, esta

conformado por la red troncal de transmisión en base a un anillo de transmisión

de 230 kV de doble circuito, e interconectado con Colombia.

4.2. Mecanismos de Transacción en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)

4.2.1. Contratos a Plazo

Los contratos a plazo son los que libremente se acuerdan entre generadores y

grandes consumidores o entre generadores y distribuidores, por un plazo mínimo

de un año.

Los contratos a plazo deberán ser cumplidos por los generadores

independientemente del hecho de que sus equipamientos de generación hayan

sido o no despachados por el CENACE. De no haber sido despachados, el

vendedor cumplirá con su contrato por medio del generador que haya resultado

despachado y percibirá el precio pactado contractualmente con sus clientes,

abonando a su vez al generador que haya resultado despachado el precio que

corresponda.

4.2.2. Mercado Ocasional

Los generadores podrán vender energía eléctrica en el mercado ocasional. Las

transacciones en dicho mercado se ajustan a las siguientes reglas:

a) Las ventas que realizan los generadores serán las que resulten de la

energía producida por las unidades que despache el CENACE.

b) Las compras que realizan los distribuidores y grandes consumidores en el

mercado ocasional se valorizan al precio que en forma horaria fija el

CENACE de acuerdo con la energía producida y que se indica en el literal

anterior.



El CENACE comunicará a todos los agentes del MEM los siguientes cargos de

energía y potencia:

a) el precio de venta de la energía para cada período horario, sobre la base

del costo económico marginal instantáneo de corto plazo, y

b) el cargo de potencia que corresponde a los costos fijos de la central de

generación marginal 1; definición que se explicará en el punto siguiente.

La teoría de costos marginales de corto plazo, aplicada a sistemas eléctricos,

considera los costos de operación de un sistema eléctrico, y tiene por objetivo la

determinación de los precios spot óptimos.

Visto de otra manera, el costo marginal instantáneo de energía (en la Barra de

Mercado), estará dado por aquella unidad de generación que, en condiciones de

despacho económico, sea la que atienda un incremento de carga. Para este

efecto, el costo de generación estará determinado, en operación normal, por el

costo variable de producción de la unidad marginal, para el caso de las centrales

eléctricas térmicas e hidráulicas de pasada, o por el valor del agua para las

plantas hidráulicas con regulación mensual o superior.

4.2.3. Remuneración por Potencia

A más de los ingresos por energía como producto del costo variable horario, los

generadores reciben un pago denominado Potencia Remunerable Puesta a

Disposición (PRPD). 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

1 Costos fijos de una central a gas que resulta de la operación en tiempo real del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

El precio así establecido por el CENACE es uniforme para todas las transacciones realizadas durante el período de que

se trate.



mensual de capital más costos fijos de operación y mantenimiento de la unidad

generadora más económica (central de gas de ciclo abierto), 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.

4.3. Dimensionamiento de la Industria

A continuación se presenta una visión de las principales características técnicas

de las empresas eléctricas Generadoras, Transmisora y Distribuidoras (2004)

(CONELEC, 2004):

La facturación total por la producción de energía (13.221 Gigavatios hora –

GWh en transacciones en el MEM a través del SNI) fue de USD 825

millones, de lo cual el 71.8% correspondió a la energía vendida en el

mercado ocasional, y el 28.2% en transacciones de contratos a plazo.

La cantidad de energía producida por los diferentes agentes y entregado al

SNT durante el 2004 fue de 12.826 GWh. De esta cantidad las empresas

eléctricas distribuidoras recibieron 12.199 GWh, Interagua 125 GWh,

exportación a Colombia 35 GWh y las perdidas de transmisión fueron de

467 GWh.

A las empresas Generadoras les correspondió facturar la cantidad de USD

625 millones (77.1%), a las Distribuidoras con generación el valor de USD

46 millones (5.7%), a los Autoproductores USD 4.3 millones (0.5%) y el

saldo de USD 134 millones (16.5%) por la Importación de energía desde

Colombia.

La energía comprada en el MEM en GWh por los agentes distribuidores y

grandes consumidores que acceden al SNI ascendió a 11.646 durante el



2004, de lo cual el 44.9% fue adquirido del mercado ocasional, el 54.4% en

contratos a plazo con los generadores, 0.3% por contratos con

autoproductores, y el 0.4% a transacciones entre empresas eléctricas.

El precio medio total de la energía vendida en el MEM fue de 6.24

(centavos de Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica por kilovatio

hora) ¢USD/kWh. En el mercado ocasional de 9.90, y en los contratos a

plazo de 3.31.

Potencia efectiva instalada en el país: 3.571 MW (agentes generadores,

distribuidoras con generación, autogeneradores e importación). El 96.1%

es incorporado al SNI y el 3.9% en sistemas no incorporados.

De los 3.571 MW de potencia efectiva instalada, el 48.5% corresponde a

hidráulicas, 6.7% interconexión con Colombia, 16.1% térmicas a gas, 4.5%

térmicas de gas natural, 11.8% MCI - Motor de Combustión Interna, y

12.4% vapor.

Interconexiones del SNT: desde 1 de mar/2003 con Colombia en 230 kV; y,

desde 25 de jun/2003, 1ra. Etapa, en 69 kV, con el sistema de la Empresa

Eléctrica Sucumbíos. A partir del 1 de enero de 2005 se encuentra lista la

interconexión con Perú.

Número de Usuarios al 31 de dic/2004: Regulados 2’952.800 y 73 Grandes

Consumidores.

Los grandes consumidores recibieron energía durante el 2004, mediante

contratos a plazo con los agentes generadores, en la cantidad de 604

GWh, a través de los diversos sistemas de distribución de las empresas

eléctricas a excepción de Interagua que recibió directamente del SNI. La

facturación a estos agentes fue de USD 37.5 millones con un precio medio

de 5.1 ¢USD/kWh.



El balance de energía determina que la energía disponible en el 2004 en

los puntos de entrega del SNI a las empresas eléctricas distribuidoras

fueron de 11.595 GWh, de lo cual el 24.0% (2.805 GWh) correspondió al

total de pérdidas, siendo el 10.1% de pérdidas técnicas y el 13.9% a no

técnicas o comerciales.



5. ESTUDIO DE MERCADO

5.1. Análisis de la Demanda de Energía Eléctrica en el Ecuador

Las metodologías utilizadas en la planificación del sector eléctrico ecuatoriano, en

lo que a proyección de la demanda se refiere, el CONELEC ha incorporado al

análisis el uso de modelos econométricos definiendo las variables explicativas

macro económicas y sectoriales.

Fundamentalmente por las variaciones en los niveles del precio de la electricidad,

la evolución de la demanda eléctrica en el país ha tenido, durante la anterior

década, un comportamiento diferente al crecimiento del PIB. Sobre todo entre

1994 y 1997, el decrecimiento de la tarifa, referida a precios en moneda

constante, causó un alto crecimiento de la demanda ocasionando una aparente

distorsión en la correlación entre la evolución de la energía eléctrica con la

economía del país.

Una comparación porcentual de estos crecimientos, a partir de 1990, se indica en

el siguiente gráfico (ver Fig. 5.1):

CRECIMIENTO ANUAL DEL PIB Y DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA .

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

%

PRODUCTO INTERNO BRUTO DEMANDA DE ENERGIA ELECTRICA

FIGURA 5.1: Comparación del crecimiento del Producto Interno Bruto PIB vs. demanda de energía eléctrica Fuente: Plan de Electrificación del Ecuador 2004 - 2013



Según este gráfico, si bien los crecimientos de la electricidad y de la economía

han mantenido la tendencia en la mayoría de períodos anuales, los años en los

cuales son sustancialmente mayores los crecimientos de energía eléctrica frente a

los del PIB, corresponden a aquellos en los cuales los precios de la electricidad

han sufrido disminución por efectos de la inflación. En el año 2001, la economía

del país había crecido más que la energía eléctrica. El menor crecimiento de esta

demanda se explica fundamentalmente porque se produjo un bajo crecimiento

residencial debido a los precios y al clima relativamente templado en la región

costa, esto demuestra la influencia de la variable precios.

5.1.1. Transacciones de Energía realizadas en el MEM durante el 2004

De los 12.826 GWh de energía entregada al SNT en el 2004 por parte de los

generadores, distribuidores con generación, autoproductores e importación, el

56% correspondió a generación hidráulica, 17% a generación térmica a vapor,

13% a importación de Colombia y el 13% a otras formas, ver Figura 5.2.

ENERGÍA ENTREGADA AL MEM EN EL 2004 (GWh)

T érmica Gas

5%

T érmica Gas

N atural

6%

T érmica M C I

3%

H idráulica

56%

T érmica Vapo r

17%Impo rtació n

13%

Otro s

13%

FIGURA 5.2: Producción e Importación de energía tranzada a través del MEM en el año 2004. Fuente: Estadística del Sector Eléctrico

Ecuatoriano 2004

La energía total transada en el MEM (hay reventa) y fuera de él por parte de las

empresas generadoras, la generación no escindida de las empresas eléctricas,

autoproductores, exportación e importación de Colombia, ascendió a 13.221



GWh, con lo cual las ventas totales por este concepto alcanzaron a USD 824.7

millones, con un precio promedio de 6.24 ¢USD/kWh. En la Tabla 5.1 se indica el

detalle de las transacciones, incluyéndose en los ingresos los cargos

correspondientes de energía, PRPD, inflexibilidades, generación obligada,

transmisión y otros. Además, se debe resaltar que el porcentaje de recaudación

de las generadoras durante el 2004 alcanzó el 57%, es decir que el 43% se

mantiene impago.

Tipo de

EmpresaEmpresa Productora

Energía

Vendida

(GWh)

Total (US$)

Precio Medio

venta

(cUS$/kWh)

Categ-G 333.49 45,124,278.35 13.53

Elecaustro 253.78 15,109,187.25 5.95

Electroguayas 1,146.89 105,420,839.80 9.19

Electroquil 394.13 54,740,431.35 13.89

EMAAP-Q 68.04 3,943,055.60 5.80

Hidroagoyán 1,225.29 37,255,795.41 3.04

Hidronación 594.49 37,069,011.20 6.24

Hidropaute 4,737.96 167,217,367.60 3.53

Intervisa 58.55 12,015,735.41 20.52

Machala Power 720.31 58,659,096.90 8.14

Termoesmeraldas 832.43 57,976,662.66 6.96

Termopichincha 225.17 28,889,549.53 12.83

Ulysseas 15.33 1,805,605.31 11.78

10,605.86 625,226,616.37 5.77

Ambato 66.10 5,323,332.89 8.05

Azogues 43.71 2,408,565.80 5.51

Bolívar 4.32 556,961.15 12.89

Centro Sur 57.80 2,633,447.79 4.56

Cotopaxi 92.58 5,611,759.18 6.06

El Oro 3.25 879,902.33 27.07

Manabí 0.32 38,955.80 12.17

Norte 41.75 3,398,232.12 8.14

Quito 405.74 33,123,470.60 8.16

Riobamba 101.27 3,529,219.58 3.48

Sta. Elena 4.64 824,727.22 17.77

Sur 26.06 2,064,056.19 7.92

847.54 60,392,630.65 7.13

Agua y Luz Sillunchi 0.58 17,542.50 3.02

Ecoluz 30.34 1,367,558.65 4.51

Electroandina 0.04 1,552.30 3.88

48.25 2,308,239.95 4.78

Famiproduct 0.28 13,345.99 4.77

Hidroimbabura 0.31 10,799.20 3.48

IMMejía 4.40 154,693.37 3.52

La Internacional 0.63 21,690.80 3.42

Molinos La Unión 3.14 125,632.31 4.00

Repsol YPF 3.06 237,137.31 7.75

San Carlos 0.65 15,833.64 2.43

91.69 4,274,026.02 4.66

Exportación Exportación Colombia 34.97 763,534.46 2.18

34.97 763,534.46 2.18

Importación Colombia 1,641.61 134,113,515.32 8.17

1,641.61 134,113,515.32 8.17

13,221.67 824,770,322.82 6.24

TRANSACCIONES TOTALES DE VENTA DE ENERGÍA POR EMPRESAS EN

EL 2004

Total Generadora

Distribuidora

Total Importación

Total general

Generadora

Autoproductora

Total Distribuidora

Total Autoproductora

Total Exportación

TABLA 5.1: Transacciones de venta de energía de los generadores en el MEM (2004), y precios medios de venta. Fuente: Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano

2004 del CONELEC.



Las transacciones de venta de energía que se realizaron por parte de las

empresas generadoras, recibieron en el 2004 como remuneración el valor medio

de 6.24 ¢USD/kWh, observándose que Hidropaute S.A. la mayor generadora

vendió en 3.53 ¢USD/kWh con el 95% de la energía mediante contratos y

solamente el 5% en el mercado ocasional. Es destacable la generadora Machala

Power que vendió en 8.14 ¢USD/kWh con el 100% de su producción en el

mercado ocasional, es decir no mantiene contratos a plazo, esto como estrategia

de marketing.

5.1.2. Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica del Ecuador

(Consumidores y Energía Facturada)

La evolución de la composición del consumo en los diferentes sectores o tipos de

usuarios del servicio eléctrico (residencial, comercial, industrial, alumbrado público

y otros) ha sido diferente. En la figura siguiente (ver Fig. 5.3) se aprecia esta

circunstancia, debiendo aclarar que la figura del 2004 corresponde

exclusivamente a los clientes regulados.

FIGURA 5.3: Composición del consumo en los diferentes sectores o tipos de usuarios del servicio eléctrico (consumidores regulados). Fuente: Plan de Electrificación del Ecuador 2004 - 2013

Se puede advertir que el crecimiento del consumo de energía ha sido mayor en

los sectores: Residencial, Comercial, Alumbrado Público y Otros, pero menor en

el sector Industrial. El crecimiento medio anual del consumo de energía facturada

2004

Comercial 21%

Industrial 21%

Al. Púb. y Otros 17% Residencial

41%

1991

Resi-

dencial

38%

Al. Púb. y

Otros

16%

Industrial

32% Comercial

14%



en el Ecuador ha estado en 5.0%, en el período 1993-2003. La composición de

incremento de los principales sectores de consumo, se indica en el cuadro

siguiente (ver Tabla 5.2):

CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)

Año Residencial Comercial Industrial Al. Pub. y

Otros Total

1993 2 200 801 1 593 942 5 536

2003 3 270 1 674 2 441 1 635 9 021

Crecimiento (*) 4,0 % 7,7 % 4,4 % 5,8 % 5,0 %

(*) Medio anual del período

TABLA 5.2: Demanda de energía eléctrica facturada a los diferentes sectores de consumidores y tasas de crecimiento para 1993 y 2003 en el Ecuador. Fuente: Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2004 del

CONELEC.

La proyección de la demanda realizada por el CONELEC se mantienen tres

escenarios de crecimiento: menor, medio y mayor, mismos que están en función

del crecimiento del producto interno bruto y las metas del nivel de precios y

cobertura del servicio eléctrico que se desean alcanzar. Para el periodo 2004 al

2013, el escenario menor toma en cuenta un crecimiento económico pesimista del

país, en el orden del 3.3% del PIB como media anual; crecimiento medio de 4.2%

y para crecimiento mayor de 5.0%.

La cobertura que se define como el índice de viviendas con electrificación en

relación a la totalidad de viviendas, se considera para el año horizonte de 91.4%

para el escenario bajo, mientras que el 94.2% para el medio y de 95.1% para el

alto. Ver Tabla 5.3 siguiente:



PARÁMETROS PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMENDA DE POTENCIA Y ENERGÍA ELÉCTRICA

(EN PORCENTAJE)

ESCENARIOS MENOR MEDIO MAYOR

Cobertura urbana año 2004 91.4 91.8 92.3

Cobertura rural año 2004 82.2 82.6 83.0

Cobertura nacional año 2004 87.7 88.1 88.6

PIB anual medio, año 2004 4.1 5.1 6.1

Cobertura urbana año 2013 95.1 97.0 97.8

Cobertura rural año 2013 85.3 88.8 89.7

Cobertura nacional año 2013 91.4 94.2 95.1

PIB anual medio, años 2004 - 2013 3.3 4.2 5.0

TABLA 5.3: Parámetros considerados en los escenarios para las

proyecciones de demanda de potencia y energía. Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del

CONELEC (www.conelec.gov.ec)

El crecimiento anual del consumo facturado o ventas por tipos de consumidores y

los porcentajes medios anuales de crecimiento, en el período proyectado 2004 –

2013, considerando el escenario medio. En la Tabla 5.4 se indica la energía

facturada en el Ecuador, estimándose que crecerá en un promedio anual de 6.2%,

siendo el sector comercial con mayor crecimiento con el 7.2%, seguido del sector

industrial con el 7.0% y el residencial con 6.2%.

En la proyección de estos consumos ha sido considerado fundamentalmente las

tendencias estadísticas de la facturación y las políticas gubernamentales en el

orden macro económico que prevén un crecimiento medio del PIB en el orden del

4.2% para los siguientes años, en el escenario medio.



PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA FACTURADA (GWh)

AÑO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL AL. PUB Y

OTROS

TOTAL

CONSUMO

1992 2 128 791 1 644 898 5 461

1993 2 191 793 1 591 938 5 512

1994 2 415 931 1 776 922 6 044

1995 2 559 938 1 802 1 058 6 357

1996 2 876 1 068 1 874 1 206 7 025

1997 3 227 1 214 2 022 1 292 7 756

1998 3 377 1 362 2 068 1 334 8 141

1999 2 922 1 244 2 067 1 417 7 650

2000 2 774 1 344 2 192 1 527 7 837

2001 2 897 1 412 2 273 1 553 8.135

2002 3 098 1 570 2 025 1 404 8 097

2003 3 270 1 674 1 931 1 487 8 362

2004 3 533 1 818 1 835 1 506 8 692

2005 3 885 1 980 3 046 1 598 10 508

2006 4 207 2 158 3 310 1 652 11 327

2007 4 495 2 327 3 551 1 700 12 073

2008 4 768 2 494 3 779 1 749 12 790

2009 5 028 2 663 4 018 1 801 13 510

2010 5 286 2 836 4 265 1 853 14 240

2011 5 544 3 011 4 525 1 907 14 987

2012 5 806 3 188 4 794 1 959 15 748

2013 6 077 3 368 5 075 2 011 16 530

36,8 % 20.4 % 30,7 % 12.2 % 100 %

Crecim. 04-13 6.2 % 7.2 % 7.0 % 3.1 % 6,2 %

TABLA 5.4: Proyección de la demanda de energía facturada a los diferentes consumidores y tasas de crecimiento para el periodo 2005 – 2013 en el Ecuador. Escenario Medio. Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del CONELEC

(www.conelec.gov.ec)

El crecimiento del número de consumidores en el Ecuador se prevé que será de

un 3.2 % en el escenario de menor crecimiento; y, de 3.6 % y 4.4 % para los

escenarios medios y alto, respectivamente, en el período 2002 - 2013. Los

consumidores desagregados por sectores, para el escenario de crecimiento

medio, se indican en el cuadro siguiente (Tabla 5.5):



PROYECCIÓN DE LOS CONSUMIDORES DEL SERVICIO ELÉCTRICO

AÑO

TOTAL CONSUMIDORES

ENERGÍA ANUAL POR CONSUMIDOR UNITARIO (kWh/cliente)

RESIDEN-CIAL

COMER-CIAL

INDUS-TRIAL

ALUM.

PÚB. Y OTROS

TOTAL RES. COM. IND. AP Y

OTROS

TOTAL

1992 1 364 234 185 279 20 574 20 044 1 590 132 1 566 4 309 79 967 44 900 3 446

1993 1 459 574 187 257 21 330 21 801 1 689 963 1 507 4 277 74 670 43 217 3 276

1994 1 556 555 191 995 22 321 23 120 1 793 992 1 559 4 893 79 658 40 070 3 384

1995 1 668 419 204 201 23 794 24 794 1 921 208 1 542 4 642 75 829 42 876 3 325

1996 1 770 599 217 118 25 111 26 644 2 039 472 1 634 4 971 74 755 45 462 3 463

1997 1 871 908 222 622 25 830 29 233 2 149 593 1 736 5 514 78 424 44 432 3 629

1998 1 953 312 226 233 27 022 31 223 2 237 789 1 742 6 088 76 685 43 021 3 662

1999 2 033 230 233 138 28 450 32 563 2 327 381 1 456 5 422 72 849 44 033 3 322

2000 2 101 967 239 991 29 454 33 541 2 404 952 1 332 5 677 74 590 45 958 3 285

2001 2 189 242 248 427 31 493 34 514 2 503 675 1 323 5 682 72 198 44 985 3 249

2002 2 287 571 261 496 33 218 35 171 2 617 456 1 354 6 005 60 967 48 382 3 093

2003 2 398 885 274 232 34 772 38 280 2 746 168 1 363 6 106 55 539 49 942 3 045

2004 2 582 912 293 137 36 778 39 973 2 952 800 1 455 6 437 83 477 51 880 3 602

2005 2 638 268 297 343 38 519 38 065 3 012 196 1 473 6 657 79 069 41 974 3 489

2006 2 767 010 312 237 40 838 38 384 3 158 469 1 520 6 912 81 050 43 047 3 586

2007 2 874 872 326 246 42 800 38 703 3 282 621 1 564 7 132 82 961 43 922 3 678

2008 2 972 164 339 330 44 568 39 022 3 395 083 1 604 7 349 84 795 44 817 3 767

2009 3 063 029 351 948 46 432 39 341 3 500 751 1 642 7 566 86 544 45 769 3 859

2010 3 153 918 364 085 48 355 39 660 3 606 018 1 676 7 789 88 202 46 729 3 949

2011 3 245 996 376 221 50 412 39 980 3 712 608 1 708 8 004 89 762 47 689 4 037

2012 3 336 962 388 357 52 559 40 300 3 818 178 1 740 8 209 91 217 48 611 4 124

2013 3 428 929 400 493 54 825 40 620 3 924 867 1 772 8 409 92 561 49 510 4 212

Crec. 04-13

3.6% 4.0% 4.8% 0.8% 3,6% 2.5% 3.1% 2.1% 2.2% 2.5%

TABLA 5.5: Proyección del número de consumidores de energía eléctrica en el Ecuador por sectores de consumidores y tasas de crecimiento para el periodo 2005 – 2013. Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del CONELEC (www.conelec.gov.ec)

5.1.3. Proyección de la Demanda de Potencia y Energía al Nivel de Barras de

Subestación de Entrega

La demanda de potencia y energía al nivel de barras de subestación es mayor

que la potencia y energía facturada, pues la diferencia entre ellas se debe a las

pérdidas técnicas que se producen por el transporte en las líneas, transformación

y medición, así como también por las pérdidas no técnicas o comerciales que

corresponden al hurto, equipos de medición defectuosos, errores de medición,

etc.

La información histórica así como también la proyección de la demanda de

potencia máxima (en MW) y de la energía (en GWh) a nivel nacional y en barras

de subestaciones para el caso del escenario de crecimiento medio que se estima

con mayor probabilidad de cumplimiento, son los siguientes:



PROYECCIÓN ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA - ESCENARIO MEDIO

AÑO 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

ENERGÍA SNI (GWh) 6 804 6 987 7 646 7 886 8 723 9 721 10 219 9 716 10 027 10 274 10 574

POTENCIA SNI (MW) 1 252 1 353 1 480 1 542 1 684 1 848 1 858 1 851 1 863 1 911 2 067

AÑO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

ENERGÍA SNI (GWh) 11 134 13 189 12 961 13 635 14 322 15 022 15 733 16 460 17 211 17 980 18 773

POTENCIA SNI (MW) 2 153 2 289 2 406 2 517 2 630 2 745 2 861 2 980 3 102 3 227 3 355

TABLA 5.6: Proyección de la demanda de potencia y energía disponible en el Ecuador para el periodo 2005 – 2013. Escenario medio. Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del CONELEC (www.conelec.gov.ec)

La representación gráfica de la información histórica y proyectada de la demanda

de energía y potencia expresada en la Tabla 5.6, se muestra en la Figura 5.4 y

5.5.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA (GWh)

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

17,500

20,000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

FIGURA 5.4: Proyección de la demanda de energía disponible en barras de subestación hasta el 2013. Escenario Medio. Fuente: Elaborado por los autores



PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA (MW)

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

FIGURA 5.5: Proyección de la demanda de potencia disponible en barras de subestación hasta el 2013. Escenario Medio. Fuente: Elaborado por los autores

El crecimiento de la demanda de energía disponible (barras de subestación) para

el periodo 2005 – 2013 es del 4.8% anual, mientras que para la demanda de

potencia es del 4.5% anual, esto para el escenario de crecimiento medio. En la

Tabla 5.7 se presentan los porcentajes de crecimiento para los escenarios menor,

medio y mayor en cuanto tiene que ver a la demanda de potencia y la de energía.

CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

PERIODO 2005 - 2013

ESCENARIO MENOR MEDIO MAYOR

DEMANDA DE ENERGÍA 3.7% 4.8% 5.8%

DEMANDA DE POTENCIA 3.5% 4.5% 5.4%

TABLA 5.7: Crecimiento medio anual de la demanda eléctrica para el periodo 2005 – 2013. Barras de subestación. Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del

CONELEC (www.conelec.gov.ec)

Realizando el cálculo entre energía disponible y facturada, se puede calcular las

pérdidas totales de energía (técnicas y no técnicas). Analizando las pérdidas en

los últimos años se determina que las mismas se han incrementado notablemente

bordeando el 25% en el 2004 (CONELEC, 2005).

Se estima continuará la reactivación económica del país durante el período 2004 -

2013 por lo que los crecimientos de las demandas de potencia y energía eléctrica,

igualmente, serán compatibles con ese crecimiento. Una de las políticas tarifarias



que se incorporará a futuro para promover el uso industrial de la energía eléctrica,

es la anexión de la diferenciación horaria en este consumo de modo que los

usuarios puedan reducir los costos de la planilla, sobre la base de un mejor factor

de utilización de la energía.

5.1.4. Proyección de la Demanda de Potencia y Energía de la Empresa

Eléctrica Regional del Sur S.A.

El crecimiento de la demanda de potencia de la Empresa Eléctrica Regional del

Sur S.A. para el periodo 2005 a 2014 se estima en el 4.4% anual, esperando que

al año horizonte alcance el valor de 64.7 MW. En tanto que la demanda de

energía estima un crecimiento medio anual del 5.7%, pasando de 186 GWh

durante el 2004 a 314.7 GWh en el 2014. Los valores señalados corresponden al

escenario de crecimiento medio o tendencial. La representación gráfica de las

proyecciones de demanda de potencia se observa en la Figura 5.6 y las

proyecciones de demanda de energía disponible se presenta en la Figura 5.7,

mismas que además contienen las proyecciones en los escenarios alto y reducido

(EERSSA, 2005).

PROYECCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

kW

ALTO REDUCIDO TENDENCIAL

FIGURA 5.6: Proyección de la demanda de potencia de la EERSSA hasta el 2014. Escenarios Alto, Tendencial y Reducido. Fuente: Empresa Eléctrica Regional Sur S.A., Gerencia

de Planificación.



PROYECCION DE LA DEMANDA DE ENERGÍA.

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

G W h.

TENDENCIAL ALTO REDUCIDO

FIGURA 5.7: Proyección de la demanda de energía disponible (GWh) de la EERSSA hasta el 2014. Escenarios Alto, Tendencial y Reducido. Fuente: Empresa Eléctrica Regional Sur S.A., Gerencia

de Planificación

5.2. Análisis de la Oferta de Energía Eléctrica en el Ecuador

Según los datos recopilados por el CONELEC, basados en la información

estadística de las empresas generadoras, distribuidoras y autoproductoras, la

potencia efectiva instalada en el Ecuador, incluyendo la capacidad de importación

y exportación de energía con Colombia que esta en operación a partir de abril de

2003, a diciembre de 2004, fue de 3.571 MW de capacidad, de los cuales el

48.5% correspondió a generación hidráulica, el 44.8% a generación térmica, y el

6.7% a importación de Colombia. La energía neta producida en el país en el año

2004 y entregada al MEM fue de 12.826 GWh, de los cuales el 56.8%

correspondió a generación hidroeléctrica, el 30.4% a generación térmica, y el

12.8% a importación de energía.

De los 3.571 MW, el 96% esta incorporado al SNI y el 4% en sistemas no

incorporados.



5.2.1. Costos Variables de las Unidades de Generación

Los costos variables que se presentan corresponden a los de las unidades de

generación de electricidad, la oferta acumulada (capacidad de producción

expresada en potencia) del sistema de producción de energía eléctrica en relación

a los costos variables unitarios de cada uno de los equipos de generación se

muestran en la Fig. 5.8. Las características técnicas y la norma jurídica indican

que el sistema eléctrico ecuatoriano debe ser planificado y operado de manera

óptima, bajo esta premisa deberá utilizarse los costos variables de cada una de

las máquinas para el despacho de las unidades en orden de mérito (de menor a

mayor). El despacho de las unidades (oferta) se realiza conforme la demanda,

manteniendo el equilibrio en cada instante. La demanda es variable a lo largo de

las 24 horas del día, presentándose un valor máximo entre las 19h00 y 20h00.

COSTOS VARIABLES DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN..

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

44

3

65

4

75

7

82

7

1,2

29

1,2

55

1,2

78

1,3

04

1,5

16

1,7

20

1,7

78

1,8

77

1,8

87

1,8

92

1,9

02

1,9

10

1,9

20

2,0

24

2,0

34

2,0

77

2,1

02

2,1

74

2,2

44

POTENCIA EFECTIVA EN UNIDADES PRODUCCIÓNDEL MEM (MW)..

CO

ST

O V

AR

IAB

LE

(cU

S$/k

Wh

)

HIDRÁULIC

TÉRMICAS

BÚNKER

TÉRMICAS

DIESEL

FIGURA 5.8: Curva de la oferta de energía de las unidades de generación que operan en el MEM (Costo Marginal) Fuente: Elaborado por los autores



5.2.2. Centrales de Generación Existentes en el Sistema Eléctrico

Ecuatoriano

Las centrales de generación existentes (142 centrales de generación + 619

sistemas fotovoltaicos) se han clasificado en tres grupos y sus correspondientes

subgrupos (CONELEC, 2005):

a) Centrales hidroeléctricas existentes: 51 centrales, 1.746 MW de potencia

nominal instalada, 1.733 MW de potencia efectiva:

Centrales hidroeléctricas de las empresas generadoras: 10 centrales,

1.561 MW de potencia efectiva.

Centrales hidroeléctricas de las empresas distribuidoras: 29

centrales, 142 MW.

Centrales hidroeléctricas de las empresas autoproductoras: 12

centrales; 30.0 MW.

b) Centrales termoeléctricas existentes: 89 centrales, 1.773 MW de potencia

nominal instalada, 1.598 MW de potencia efectiva.

Centrales termoeléctricas de las empresas generadoras: 16

centrales, 1.293 MW.

Centrales termoeléctricas de las empresas distribuidoras: 52

centrales, 166 MW.

Centrales termoeléctricas de las empresas autoproductoras: 21

centrales, 139 MW.

c) Importación con potencia efectiva de 240 MW.



d) Sistemas fotovoltaicos instalados dentro del Programa de Electrificación

Rural Descentralizada del Ministerio de Energía y Minas: 679 sistemas,

215.6 kW pico instalados. La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

realizó la instalación de aproximadamente 60 paneles.

La capacidad instalada en centrales de generación que se encuentran operando

en el país a diciembre de 2004 se muestra en la Tabla 5.8. La capacidad instalada

total alcanza el valor de 3.571 MW, de lo cual 3.432 MW (96%) están

incorporados al Sistema Nacional Interconectado y 139 MW (4%) en sistemas

aislados no incorporados.

CAPACIDAD INSTALADA DE CENTRALES ELECTRICAS (MW)

Años Hidráulica Térmica

Vapor

Térmica

Gas

Térmica

Gas Natural

Térmica

MCI

Interco-

nexión Total

1970 106 112 14 60 292.00

1975 140 129 77 162 508.00

1980 226 321 174 361 1 082.00

1985 751 480 210 383 1 824.00

1990 911 478 162 318 1 869.00

1992 1 486 478 207 276 2 447.00

1993 1 487 478 207 275 2 447.00

1994 1 496 478 315 276 2 565.00

1995 1 504 478 315 253 2 550.00

1996 1 504 575 509 151 2 739.00

1997 1 507 712 770 137 3 126.00

1998 1 526 598 726 494 3 344.00

1999 1 707 475 821 348 3 351.00

2000 1 707 475 821 348 3 351.00

2001 1 715 475 671 347 3 207.54

2002 1 746 476 639 159 431 3 451.39

2003 1 734 443 575 158 392 240 3 541.38

2004 1 733 442 578 161 420 240 3 570.62

MCI=Motor de Combustión Interna TABLA 5.8: Oferta o capacidad instalada en el Ecuador en centrales eléctricas de

generación a diciembre de 2004. Fuente: Estadísticas 2004 del CONELEC (www.conelec.gov.ec)

En la Figura 5.9 se muestra la evolución de la capacidad instalada en el Ecuador

a lo largo de las tres últimas décadas, apreciándose que a partir de 1992 el

incremento en generación hidroeléctrica es prácticamente nulo. De igual manera,

el incremento de la capacidad instalada total a partir de 1998 hasta la presente

fecha es mínimo. Es importante notar el incremento en el 2003, el ingreso de la

interconexión con Colombia que alcanzó 240 MW.



CAPACIDAD INSTALADA EN CENTRALES ELÉCTRICAS (MW)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

19

70

19

75

19

80

19

85

19

90

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

Interconexión

Térmica MCI

Térmica Gas Natural

Térmica Gas

Térmica Vapor

Hidráulica

FIGURA 5.9: Evolución de la oferta instalada (MW) en centrales de generación en el Ecuador para el periodo 1970 a 2004. Fuente: Elaborado por los autores

La energía entregada al MEM durante el 2004 se muestra en la Tabla 5.9 y

alcanzó el valor de 12.826 GWh, de lo cual el 81% fue producido por los agentes

generadores, el 5% por la generación no escindida de las empresas eléctricas

distribuidoras, el 1% por los autoproductores y el 13% de las importaciones de

energía de Colombia.

ENERGÍA AL MEM PRODUCIDA POR EMPRESA

GENERADORA EN EL 2004 (GWh)


DISTRIBUIDORA EN EL 2004 (GWh)


AUTOPRODUCTORA EN EL 2004 (GWh)

ENERGÍA MEM IMPORTADA DE

COLOMBIA EN EL 2004 (GWh)

Empresa Total Empresa Total Empresa Total Empresa Total

CATEG-G 332.05 Ambato 10.52 Agip Colombia 1 641.61

Elecaustro 250.80 Bolívar 4.32 Agua Luz Sillunchi 0.59

Electroguayas 1 144.53 Centro Sur Ecoluz 31.99

Electroquil 396.77 Cotopaxi 45.38 Electroandina 0.04

EMAAP-Q 55.22 El Oro 3.25 EMAAP-Q 48.25

Hidroagoyán 1 215.69 Galápagos Famiproduct 0.28

Hidronación 471.69 Guayas-Ríos Hidroimbabura 0.22

Hidropaute 4 767.28 Manabí 0.32 I.M. Mejía 4.39

Intervisa 58.55 Norte 41.61 La Internacional 0.63

Machala Power 720.31 Quito 377.78 Molinos La Unión 3.14

Termoesmeraldas 827.26 Riobamba 101.27 OCP

Termopichincha 220.43 Sta. Elena 4.49 Petroproducción

Ulisseas 15.33 Sucumbíos Repsol YPF 3.06

Sur 26.07 San Carlos 0.65

Total 10 475.92 Total 615.02 Total 93.27 Total 1 641.61

TABLA 5.9: Energía producida y entregaga al MEM durante el 2004 (GWh) por los agentes generadores, empresas distribuidoras, autoproductores e importación de energía de Colombia. Fuente: Estadística de Sector Eléctrico Ecuatoriano 2004 del CONELEC



5.2.3. Plan de Expansión de la Generación (Oferta)

El CONELEC ha preparado el plan de expansión de la generación mediante los

nuevos proyectos que podrían entrar en operación en el mediano y largo plazo.

Este plan es de carácter referencial. A continuación se detallan los proyectos de

generación que están en proceso de ejecución, una vez que las respectivas

empresas han suscrito con el CONELEC los contratos de concesión o permiso

(CONELEC, 2004).

a) El 27 de feb/2004, Hidropastaza S.A. inició la construcción de la central

hidroeléctrica San Francisco, localizada en la parte oriental de la provincia

del Tungurahua, la misma que tendrá una potencia de 212 MW y una

producción anual estimada de 1.403 GWh.

b) A partir de dic/2004, Transelectric S.A. de Ecuador y REP S.A. de Perú,

tienen lista la primera etapa del sistema de interconexión en 230 kV

Zorritos – Machala. Esa primera etapa permitirá importar hasta 93 MW y

487 GWh / año, en forma radial, para el sistema de la Empresa Eléctrica El

Oro.

c) La Empresa Hidalgo & Hidalgo S.A. concluirá en el tercer trimestre del

2005 la construcción de la central hidroeléctrica Sibimbe, de 15.2 MW, que

podría generar unos 107 GWh anuales.

d) El Centro de Rehabilitación de Manabí (CRM), tiene previsto las centrales

hidroeléctricas Poza Honda y La Esperanza, de 3 y 6 MW,

respectivamente, las cuales podrían producir aproximadamente 16 y 19

GWh anuales, en su orden. Encontrándose en construcción la central La

Esperanza. El CONELEC aprobó la cesión de derechos a favor de

Manageneración S.A.



e) Termoriente Cía. Ltda., instalará en Shushufindi, junto a la Refinería

Amazonas, una central generadora, que utilizará crudo reducido de esa

refinería, que producirá 270 MW. Aún no se ha iniciado la construcción.

f) Hidropaute S.A., como concesionaria del proyecto hidroeléctrico Paute -

Mazar, esta construyendo la presa y central Mazar de 190 MW que podrá

producir una energía media de 744 GWh/año. Adicionalmente afirmará la

generación en la Central Paute – Molino y retendrá buena parte de los

sedimentos que actualmente llegan al embalse de esta central.

g) Machala Power Cía. Ltda. tiene la concesión para que construya y opere,

en 3 etapas, una central generadora de 312 MW en Bajo Alto, usando el

gas del Golfo de Guayaquil. La primera etapa, de 130 MW, está ya

operando.

h) Elecaustro S.A. se encuentra en proceso para construir la central

hidroeléctrica Ocaña, de 26 MW, la cual podría generar unos 192 GWh /

año. Aún no se ha iniciado la construcción.

i) Arcutex S.A., tiene permiso del CONELEC y debe terminar una central

termoeléctrica de 50 MW en Esmeraldas, la cual produciría 307 GWh al

año. La empresa ha incumplido el cronograma de ejecución y el CONELEC

está analizando la revocatoria del permiso, por lo que no se toma en

cuenta en el Plan.

j) La central eólica Salinas, en Imbabura, que debe ser construida por

Electroviento S.A. tendrá una potencia de 10 MW y generará alrededor de

20 GWh / año. Hay incumplimiento del cronograma de ejecución del

proyecto y el CONELEC está analizando la revocatoria del persmiso, por lo

que tampoco se ha tomado en cuenta en el Plan.



k) El proyecto San Carlos, presentado por la Sociedad Agrícola e Industrial

del mismo nombre, esta construyendo una central de 35 MW, utilizando

como combustible el bagazo de caña.

l) Existen otras centrales generadoras de pequeña y mediana potencia,

recientemente construidas y en construcción, por parte de compañías,

especialmente petroleras, que serán utilizadas para autoconsumo, por lo

cual no se consideran para suministro al MEM; entre éstas se mencionan

las centrales autogeneradores de Petroproducción (44 MW), OCP (19.6

MW), Repsol YPF (36 MW), OXY (24.5 MW) y Perenco (20 MW).

El plan de expansión de generación es suministrado por el CONELEC, con el año

de ingreso de los proyectos, en los que ha sido considerado un eventual retraso

de tres meses. El detalle del plan, para el período de análisis, se presenta en la

Tabla 5.10.

POTENCIA NOMINAL DE LAS NUEVAS CENTRALES DEL PLAN DE

EXPANSIÓN (MW)

Perlabí

Perú

230 k

V 1

Et.

Sib

imbe

Salin

as

Poza H

ond

a

La E

spera

nza

Colo

mb

ia 2

30 k

V 2

Et.

Esm

era

ldas

Ocaña

Term

oriente

San F

rancis

co

Mazar

Bajo

Alto 2

Bajo

Alto 3

Tota

l A

dic

ional

2005 2.8 93 15 3 6 120

2006 2.8 93 15 3 6 100 26 246

2007 2.8 93 15 3 6 100 26 270 516

2008 2.8 93 15 3 6 100 26 270 212 190 95 1031

2009 2.8 93 15 3 6 100 26 270 212 190 95 1031

2010 2.8 93 15 3 6 100 26 270 212 190 95 1031

2011 2.8 93 15 3 6 100 26 270 212 190 95 87 1118

2012 2.8 93 15 3 6 100 26 270 212 190 95 87 1118

2013 2.8 93 15 3 6 100 26 270 212 190 95 87 1118

Tabla 5.10: Plan Base de la Expansión de Generación Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del CONELEC

(www.conelec.gov.ec)



5.3. Producto

El producto que la central hidroeléctrica ofrecerá al sector eléctrico ecuatoriano y

específicamente a los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, es potencia y

energía eléctrica. La energía deberá cumplir con los parámetros de calidad del

producto y calidad del servicio técnico, esto es con adecuados niveles de voltaje

(voltaje nominal con mínimo de variaciones), frecuencia (cercana a la nominal con

mínimo de variaciones), confiabilidad (con la mayor continuidad), etc.

Concomitantemente entregar un servicio de calidad en la atención al cliente

(consumidores).

La cantidad de energía generada será medida con la unidad el kWh (kilovatio

hora) y la demanda de potencia con el kW (kilovatio).

Para los efectos legales y contractuales, la LRSE en el artículo 8, dice a la “…

energía eléctrica un bien estratégico, con los alcances para efecto de los

problemas económicos del artículo 604 del Código Civil y las disposiciones

pertinentes de la Ley de Seguridad Nacional”.

La energía eléctrica que se produzca será vendida a los diferentes agentes

demandantes del MEM, esto es las empresas eléctricas distribuidoras y los

grandes consumidores que han sido debidamente calificados como tal por el

CONELEC, una vez que cumplieron con los requisitos mínimos exigidos.

La producción energética de la central hidroeléctrica Chinchipe estará afectada

por: a) las condiciones de mercado en el cual operará, b) por las características

hidrológicas del río que toma las aguas, y c) por las probabilidades de falla de los

equipos electromecánicos. Por tal razón, es necesario aclarar que no puede tener

el mismo valor económico el kWh que la central es capaz de vender a la hora de

máxima demanda (18h30 a 20h30) o en un período hidrológico crítico, con un

kWh que deba ser usado cuando se presenta la aleatoria disponibilidad hídrica y

en horas de baja demanda, esta situación de disponibilidad energética que



relaciona la oferta y la demanda produce las variaciones de los precios de

mercado, similar a lo que sucede en otros mercados, como el petrolero.

5.4. Estrategia de Precio

La central Chinchipe negociará la energía y suscribirá los contratos a plazo

ofertando precios competitivos en el mercado, para esto se ha estimado el valor

de 2.54 ¢USD/kWh para el cargo de energía, valor similar al que actualmente

mantiene Hidropaute S.A. en sus contratos con las empresas eléctricas

distribuidoras y que sirve como referencial en el presente estudio, lo cual

garantiza que la energía ofertada será tranzada una vez que entre en operación la

central Chinchipe.

Se debe aclarar que al valor señalado de energía debe añadirse el ingreso que la

central Chinchipe obtendrá por concepto de potencia (Potencia Remunerable

Puesta a Disposición - PRPD), esto es de 5.7 USD/kWmes, lo que le

representará ingresos anuales en el orden de USD 1’162,800 para los 17 MW de

capacidad. Esta cantidad pasada a su equivalente en términos de energía, según

la cantidad de kWh producida por la central en el año, representa 0.83

¢USD/kWh.

Consecuentemente el valor total de los contratos a plazo podría fijarse en 3.37

¢USD/kWh (potencia y energía).

Sin embargo, la energía de la central Chinchipe que pueda ser vendida en el

mercado ocasional o spot alcanzará el valor de 6.74 ¢USD/kWh según se

desprende del cuadro preparado por el CENACE (ver Tabla 5.11) para el periodo

abril 2005 a marzo 2006. El precio punta es mayor que los otros debido a que

deben entrar en operación centrales térmicas de mayor costo variable para cubrir

el incremento de la demanda de potencia y energía.



Bloque horario Valor Promedio (¢USD/kWh)

Precio punta (17h00 a 22h00) 8.11

Precio media (7h00 a 17h00) 6.46

Precio base (22h00 a 7h00) 6.03

Precio Medio 6.74

TABLA 5.11: Valores promedios de la energía en el mercado ocasional para el periodo abril 2005 a marzo 2006. Fuente: Plan Operación del CENACE

(www.cenace.org.ec)

Analizando las encuestas realizadas a los agentes del MEM en la investigación de

mercado, el 52% señalaron que estarían dispuestos a pagar entre 2.0 a 3.0

¢USD/kWh y el 44% entre 3.0 a 4.0 ¢USD/kWh, esto en contratos a plazo, lo que

significa que se debe realizar algún tipo de promoción para convencer a los

consumidores a pagar el valor antes indicado de 3.37 ¢USD/kWh.

5.5. Segmentación del mercado

El mercado eléctrico ecuatoriano considerando a los demandantes, tiene su

primera segmentación en las empresas eléctricas distribuidoras y en grandes

consumidores, quienes pueden suscribir contratos de compraventa de potencia y

energía con la central Chinchipe sin dejar de mencionar la posibilidad que ésta

venda en el mercado ocasional o spot. Ver Tabla 5.12 que se muestra la

segmentación del mercado.

Dentro de la segunda segmentación se considera al rango de consumo de

energía, en el rango de consumo mensual de 0 a 50 GWh se encuentran un total

de 15 empresas eléctricas distribuidoras cuyo promedio mensual de demanda de

energía es de 21.9 GWh; dentro del rango de 51 a 100 GWh por mes se

encuentran 2 distribuidoras con un promedio mensual de 67.7 GWh, mientras que

solamente 2 distribuidoras (E.E. Quito y CATEG – ex EMELEC) superan los 201

GWh.



Alcance: Sector Eléctrico Ecuatoriano

PRIMERA SEGMENTACIÓN

SEGUNDA SEGMENTACIÓN

( GWh / mes) Nro. Agentes

CONSUMO PROMEDIO (GWh / mes)

Empresas Eléctricas Distribuidoras

0 – 50 15 21.9

51 – 100 2 67.7

101 – 150

151 – 200

201 – 250 1 231.6

251 – 300 1 275.1

Grandes Consumidores

0.0 – 2.0 52 0.83

2.1 – 4.0 7 2.39

4.1 – 6.0 1 4.57

6.1 – 8.0

8.1 – 10.0

10.1 – 12.0 1 10.47

TABLA 5.12: Segmentación del Sector Eléctrico Ecuatoriano. Información estadística del primer semestre de 2004. Fuente: Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2004 del CONELEC.

En lo relacionado a los grandes consumidores, según las estadísticas del 2004

(ver ANEXO B), 61 de ellos realizaron transacciones comerciales en el MEM, de

los cuales 52 se encontraron en el rango de 0 a 2.0 GWh de consumo mensual

con un consumo promedio de 0.83 GWh por mes; en el rango de 2.1 a 4 GWh se

ubicaron 7 grandes consumidores con un promedio mensual de 2.39 GWh; y

solamente 2 grandes consumidores superaron el valor de 4.1 GWh mensual.

Es de resaltar la cantidad de energía que producirá la central Chinchipe y que

asciende a 140 GWh por año, es decir un promedio mensual de 11.7 GWh.

Analizando esta cantidad de energía nos brinda la posibilidad de examinar a los

potenciales compradores de la central Chinchipe, que en primera instancia

podrían ser todos los agentes del MEM (19 distribuidoras y 73 grandes

consumidores calificados a marzo de 2005) suscribiendo varios contratos a plazo.

Como ya se mencionó en puntos anteriores, durante el 2004, el Ecuador tuvo una

generación bruta total de 14.226 GWh, de esta cantidad de energía 13.222 GWh



fue transada a través del MEM, es decir el 92.9%. El total de energía (14.226

GWh) bruta incluye la producción de las empresas generadoras (10.688 GWh ->

75.1%), distribuidoras con generación (717 GWh -> 5.0%), autoproductores (1.180

GWh -> 8.29%) y la importación de Colombia (1.642 GWh -> 11.5%). Así mismo,

de este total, el 52.1% fue de origen hidráulico, 36.4% térmico y 11.5% por

importación.

De acuerdo a las estadísticas del CONELEC del año 2004, el Ecuador posee una

capacidad de generación, cuya potencia nominal instalada es 3.810 MW, y la

potencia efectiva se sitúa en 3.571 MW.

La demanda máxima coincidente del 2004 fue de 2.289 MW (al nivel del SNI), que

indica un incremento de 120 MW equivalente al 5.5% con referencia al 2003.

En el Anexo B se presenta un listado de las empresas eléctricas distribuidoras y

los grandes consumidores, con su correspondiente valor de demanda de potencia

y energía.

5.6. Crecimiento del mercado

Los organismos estatales, proyectan para el año 2005 un crecimiento del PIB en

un rango comprendido entre 3.0% al 3.6% con un valor esperado del 3.4%,

esperándose que en los siguientes años la tendencia sea la misma, producto de

una disminución en la tasa de crecimiento de las exportaciones petroleras y un

crecimiento moderado del consumo privado sostenido principalmente por las

remesas del exterior. Se avizora una inflación del país en el rango entre 1.5% al

3.5%. Este entorno macroeconómico traerá como consecuencia crecimientos de

la demanda de potencia y energía del sector eléctrico ecuatoriano, según el

CONELEC, estimándose un crecimiento para los próximos años de

aproximadamente 4.8% para la potencia y 4.5% para la energía.



ESTADÍSTICA DE LA DEMANDA DE ENERGÍA (GWh)

enero 2000 - febrero 2005

800

850

900

950

1.000

1.050

1.100

1.150

1.200

1.250

Ene

-00

Abr

-00

Jul-0

0

Oct-0

0

Ene

-01

Abr

-01

Jul-0

1

Oct-0

1

Ene

-02

Abr

-02

Jul-0

2

Oct-0

2

Ene

-03

Abr

-03

Jul-0

3

Oct-0

3

Ene

-04

Abr

-04

Jul-0

4

Oct-0

4

Ene

-05

GW

h

Figura 5.10: Demanda de energía del Sector Eléctrico Ecuatoriano de enero de 2000 a febrero de 2005. Fuente: Estadísticas del Sector Eléctrico

Ecuatoriano 2004.

En la Figura 5.10 se aprecia el crecimiento mensual de la demanda de energía del

sector eléctrico ecuatoriano en los últimos 5 años.

5.7. Plan de Ventas

La producción de la central Chinchipe estará destinada a los consumidores o

agentes del MEM, esto es a las empresas eléctricas distribuidoras y a los

grandes consumidores, para lo cual la producción energética por estrategia se

venderá de la siguiente manera:

El 50% mediante contratos a plazo suscritos con los agentes distribuidores

o grandes consumidores. El precio medio de estos contratos será de 3.37

¢USD/kWh (potencia y energía). El plazo de los contratos será por lo

menos de 3 años (la LRSE señala mayor a 1 año).

El 50% restante será vendido en el mercado ocasional (spot).

Con esto se pretende disminuir los riesgos en cuanto a los pagos de los agentes

distribuidores y grandes consumidores de energía, considerando que en la



actualidad las deudas de los agentes distribuidores a los agentes generadores

supera los USD 1.000 millones.

De acuerdo a la investigación de mercado realizada, en los contratos deberán

incluirse las cláusulas que mencionen la fijación o reajuste de precios (62% de los

encuestados así lo solicitaron), el monto de la energía comprometida (46%) y el

mecanismo de pago (27%).

Los ingresos por concepto de venta de energía serán los siguientes:

a) La energía disponible para ser vendida bajo el mecanismo de contratos a

plazo es de 70 GWh por año, lo que representa ingresos a la central

Chinchipe del orden de USD 2’356,832.90 (2.54 ¢USD/kWh en energía y

0.83 ¢USD/kWh en potencia).

b) El resto de la producción, esto es 70 GWh al año que corresponde al 50%

de la producción anual, será vendido en el mercado ocasional

proporcionando ingresos que alcanzan los valores expresados en la Tabla

5.13, en el que además se han contemplado dos escenarios, uno optimista

y otro pesimista que dependerán del cumplimiento del plan de expansión

de generación previsto el sector eléctrico ecuatoriano a través del plan del

CONELEC:

En la Tabla 5.13 se presentan los ingresos proyectados para los escenarios

optimista y pesimista, la representación gráfica se puede apreciar en la Figura

5.11, en la que se presentan los ingresos totales por año para los escenarios

optimista y pesimista en el periodo de vida útil (30 años). Los escenarios estarían

definidos por factores exógenos como la hidrología de las centrales más

importantes del país, precio internacional de los combustibles, entre los

principales. Los precios unitarios del mercado ocasional (spot) disminuyen a

medida que entran en operación nuevas centrales de generación hidroeléctrica y



generación térmica eficiente como resultado del cumplimiento del plan de

expansión en la generación constituida como premisa en el presente estudio.

AÑO CONTRATOS

Escenario

Optimista

(cU$/kWh)

Escenario

Pesimista

(cU$/kWh)

Escenario

Optimista

(US$)

Escenario

Pesimista

(US$)

PLAZO

(US$)

Escenario

Optimista

(US$)

Escenario

Pesimista

(US$)

2008 6.97 6.80 4,872,598 4,753,531 2,356,833 7,229,431 7,110,364

2009 6.85 6.62 4,786,063 4,627,300 2,356,833 7,142,896 6,984,133

2010 6.72 6.44 4,701,259 4,504,857 2,356,833 7,058,092 6,861,689

2011 6.61 6.27 4,618,150 4,386,086 2,356,833 6,974,983 6,742,919

2012 6.49 6.11 4,536,704 4,270,879 2,356,833 6,893,537 6,627,712

2013 6.37 5.95 4,456,887 4,159,128 2,356,833 6,813,720 6,515,961

2014 6.26 5.79 4,378,666 4,050,730 2,356,833 6,735,499 6,407,562

2015 6.15 5.64 4,302,010 3,945,583 2,356,833 6,658,843 6,302,416

2016 6.05 5.50 4,226,887 3,843,591 2,356,833 6,583,720 6,200,424

2017 5.94 5.36 4,153,266 3,744,659 2,356,833 6,510,099 6,101,491

2018 5.84 5.22 4,081,118 3,648,694 2,356,833 6,437,950 6,005,527

2019 5.74 5.09 4,010,412 3,555,609 2,356,833 6,367,245 5,912,442

2020 5.64 4.96 3,941,121 3,465,316 2,356,833 6,297,954 5,822,149

2021 5.54 4.83 3,873,215 3,377,732 2,356,833 6,230,048 5,734,565

2022 5.44 4.71 3,806,668 3,293,109 2,356,833 6,163,501 5,649,942

2023 5.35 4.60 3,741,451 3,215,722 2,356,833 6,098,284 5,572,555

2024 5.26 4.49 3,677,539 3,140,657 2,356,833 6,034,372 5,497,489

2025 5.17 4.39 3,614,905 3,067,843 2,356,833 5,971,738 5,424,676

2026 5.08 4.29 3,553,524 2,997,214 2,356,833 5,910,357 5,354,047

2027 5.00 4.19 3,493,371 2,928,704 2,356,833 5,850,204 5,285,537

2028 4.91 4.10 3,434,420 2,866,393 2,356,833 5,791,253 5,223,226

2029 4.83 4.02 3,376,649 2,812,995 2,356,833 5,733,482 5,169,828

2030 4.75 3.95 3,320,033 2,764,779 2,356,833 5,676,866 5,121,612

2031 4.67 3.89 3,266,127 2,718,010 2,356,833 5,622,960 5,074,843

2032 4.60 3.83 3,215,076 2,679,362 2,356,833 5,571,909 5,036,195

2033 4.53 3.78 3,165,045 2,646,077 2,356,833 5,521,878 5,002,910

2034 4.46 3.74 3,116,015 2,617,961 2,356,833 5,472,848 4,974,794

2035 4.39 3.71 3,067,965 2,594,231 2,356,833 5,424,798 4,951,064

2036 4.32 3.68 3,020,877 2,572,539 2,356,833 5,377,710 4,929,372

2037 4.25 3.65 2,974,730 2,553,778 2,356,833 5,331,563 4,910,611

MERCADO OCASIONAL TOTALMERCADO OCASIONAL

TABLA 5.13: Valores medios del mercado ocasional, ingresos por venta en el mercado ocasional, ingresos por contratos, e ingresos totales (se incluye el cargo de potencia y energía) de la central Chinchipe. Fuente: Cálculos realizados por los autores

INGRESOS PROYECTADOS DE LA CENTRAL CHINCHIPE..

4,500,000

5,000,000

5,500,000

6,000,000

6,500,000

7,000,000

7,500,000

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

US$ .

OPTIMISTA PESIMISTA

Figura 5.11: Ingresos proyectados de la central Chinchipe para el periodo de vida útil. Escenarios optimista y pesimista. Fuente: Elaborado por los autores



5.8. Estrategia de Venta

El Gerente Administrativo Financiero Comercial con el Contador Comercializador

de la central Chinchipe, previo la elaboración de un cronograma, realizarán visitas

a los representantes legales (Presidentes Ejecutivos o Gerentes Generales) de

las empresas distribuidoras y grandes consumidores (93 empresas en total a

marzo de 2005), dando a conocer las bondades de la producción y ofreciendo la

compra venta de energía en contratos a plazo. Se enfatizará las ventajas

competitivas de la negociación especialmente el precio.

También se utilizará un plan de marketing para dar a conocer la existencia de la

central Chinchipe y posicionar la misma en el mercado eléctrico ecuatoriano.

5.9. Demografía, vivienda y cobertura

Según el censo nacional de población y vivienda efectuado por el Instituto

Nacional de Estadísticas y Cencos (INEC), en noviembre de 2001, existían

2’848,088 viviendas habitadas con personas presentes, registrando 12’156,608

habitantes, y un promedio de 4.27 habitantes por vivienda, de lo cual 2’553,861 de

viviendas contaban con el servicio de electricidad, este índice de cobertura

alcanzaría el 89.7% En el ámbito urbano, el 93.3% de las viviendas tenían

electricidad, mientras que en el sector rural el 79.1%.

No obstante, la información proporcionada por las empresas eléctricas

distribuidoras, el número de clientes registrados fueron de 2’539,318 pudiéndose

determinar que 334,564 viviendas disponían servicio eléctrico sin estar

registrados como clientes. En consecuencia, se puede decir que la verdadera

cobertura alcanzó al 77.9% con la mayor cantidad de robos de energía en el

sector urbano, no pudiendo desglosarse con exactitud (CONELEC, 2005, página

WEB).



5.10. Alcance geográfico

La energía eléctrica producida por la central Chinchipe podrá ser comercializada a

través del MEM a cualquier agente sea este una empresa eléctrica distribuidora o

un gran consumidor que este interconectado al Sistema Nacional de Transmisión.

No obstante, queda abierta la posibilidad de negociación, siempre que exista el

acuerdo, con la empresa eléctrica distribuidora dueña de la concesión del cantón

Palanda, lugar en el que se construirá el proyecto, esto es la Empresa Eléctrica

Regional del Sur S.A. (EERSSA), potencializando así las oportunidades de venta

de energía debido a la existencia de las líneas de transmisión por las cuales se

evacuará la energía.

De acuerdo a la LRSE, la EERSSA está en la obligación de dar las facilidades

para que a través de su sistema de transmisión pueda evacuarse la energía

eléctrica. EERSSA cobrará el peaje cuando exista el transporte para el

cumplimiento contractual de la central Chinchipe, en caso de venta al mercado

ocasional no hay derecho al cobro del peaje, según dispone la norma legal.

5.11. Aspectos sociales

La central Chinchipe por su capacidad de 17 MW, puede situarse en el entorno de

las pequeñas centrales hidroeléctricas, misma que podría estar amparada bajo

una compañía creada para el efecto, con un periodo de vida útil de 30 años, sin

olvidar que el producto de la central, esto es, la energía eléctrica es deficitaria en

el mercado eléctrico ecuatoriano, sobre todo en periodos de estiaje (octubre a

marzo)

Es por ello que los profesionales necesarios para el desempeño de las tareas que la central requiere, sean estas las etapas de construcción, operación o mantenimiento, será fácil su contratación, pudiendo tomarse profesionales del medio (ciudad de Loja).

La construcción de la central tendrá gran incidencia laboral en el ámbito de la

contratación de obreros asentados en el cantón Palanda y sus alrededores. Esto



además implica una gran incidencia en la mano de obra indirecta, por un tiempo

aproximado de dos años, tiempo estimado para la ejecución del proyecto.

En cuanto tiene que ver al impacto que se producirá en la mano de obra, se

estima que no hay ningún tipo de presión sindical.

La producción de energía eléctrica de la central Chinchipe, aunque sea

minoritaria, en el ámbito del sector eléctrico ecuatoriano, puesto que alcanzará

solamente el 1% de la energía producida por la totalidad de las centrales, ayudará

a la matriz energética nacional y por tanto al sector productivo con los

consiguientes beneficios sociales para la población.

5.12. Competencia

La competencia de la central Chinchipe estará centrada en todos los agentes

generadores que se encuentran calificados por el CONELEC para realizar

transacciones comerciales a través del MEM y aquellos generadores que puedan

entrar en el mediano y largo plazo.

Las compañías de generación existentes en número de 13 son las siguientes:

Elecaustro, Categ-G, Electroguayas, Electroquíl, EMAAP-Q, Intervisa,

Hidroagoyán, Hidronación, Hidropaute, Termoesperaldas, Termopichincha,

Ulisseas y Machala Power. La energía producida por estas compañías es del

80.2% de la demanda nacional.

Los posibles competidores que pueden ofrecer energía eléctrica en el mediano y

largo plazo son las siguientes: Termoriente (270 MW), San Francisco (230 MW),

Mazar (190 MW), Ocaña (26 MW), Bajo Alto 2 (95 MW), Bajo Alto 3 (87 MW),

Loreto (1,8 MW), Sibimbe (15.2 MW), Colombia 230 kV linea 2 (100 MW). Sin

embargo, el CONELEC, en su Plan de Electrificación del Ecuador 2004 2013

señala que de cumplirse con la construcción de estos proyectos, para hidrologías

secas y con escenarios de crecimiento de la demanda medio o mayor, las



reservas de energía serían menores al 10%, y sin el ingreso de estas centrales,

se tendría déficit en casi todos los meses del periodo (2005 2013).

Adicionalmente existen distribuidoras que tienen embebidas generación,

contraponiéndose a lo establecido en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico que

dispone la escisión. El número de distribuidoras que realiza la actividad de

generación es de 12, de las cuales en un número de 10 realizan transacciones a

través del MEM, alcanzando transacciones de energía en el orden del 6.4%

(2004) en relación a la energía total vendida (13.222 GWh).

La importación de energía ha tomado relevancia alcanzando el 12.8% (de 12.826

GWh de loa energía entregada al MEM) de la energía disponible en el sector

eléctrico ecuatoriano.

El 30.3% de 12.826 GWh de la producción de energía es de origen térmico,

proveniente de centrales de generación (motores térmicos) con rendimientos

sumamente bajos, lo que ocasiona altos consumos de combustibles, resultando

con ello un alto costo unitario de producción de energía. El menor valor del parque

de generación térmico del Ecuador es 3.57 ¢USD/kWh (costo variable) y

corresponde a la central de gas de Machala Power (instalada en 2002). Bajo este

criterio la generación hidráulica es competitiva y puede desplazar con facilidad a

la generación térmica, es decir la producción de la central Chinchipe tiene

probabilidades en el orden del 98% para ser despachada.

5.13. Estrategias de Marketing

En base a los resultados obtenidos en la investigación de mercado, mismo que se

presenta en el Apéndice del presente trabajo, se ha elaborado el plan de

marketing considerando las oportunidades de negocio, previamente identificadas.

El marketing estratégico nos sirve para que la empresa pueda aprovechar todas

las oportunidades que le ofrecen el entorno y la industria, superando las



amenazas del mismo, haciendo frente a los retos constantes que se le presentan.

Se le pide que tome decisiones en el presente pero teniendo en cuenta cómo

pueden afectar dichas acciones al futuro de la empresa, contemplando los

cambios que se prevé que surjan en el entorno y aprovechando al máximo los

recursos internos de los que dispone y que han de representar una ventaja

competitiva clave con respecto a la competencia.

5.13.1. Estrategia de Capacitación

Las estrategias de marketing son aquéllas que buscan éxitos en marketing. Una

buena estrategia de marketing integraría los objetivos de marketing de una

organización, las políticas, las secuencias de acción (tácticas) dentro de un todo

coherente.

Una de las primeras labores dentro de las estrategias de marketing será la

elaboración y puesta en marcha de un plan de capacitación dirigido a los recursos

humanos que prestan servicio a la central Chinchipe y que tendrán relación

directa con los clientes. Los programas de capacitación se desarrollarán en la

ciudad de Loja para lo cual deberá contratarse consultores especializados y con

experiencia en temáticas del sector eléctrico. Los recursos humanos que tengan

relación directa con los clientes tomarán cursos de atención al cliente.

5.13.2. Estrategia de Negociación

Para las negociaciones de los contratos a plazo se utilizará la negociación ganar –

ganar que son las más exitosas al largo plazo aunque puedan tener dificultades

en el cumplimiento. Para llegar a la negociación ganar – ganar ambas partes

deberán ceder lo adecuado, debiendo entender la posición de la otra parte o sea

el interés que tiene en la compra de energía.

Dentro de la negociación se puede plantear las tres opciones de contratación,

señalando el efecto de cada una de ellas.

http://es.wikipedia.org/wiki/Marketing



a) Pague lo contratado: Bajo esta modalidad de contratación, la cantidad de

energía pactada es inamovible para el comprador como para el vendedor.

El cumplimiento del contrato por parte del vendedor no esta condicionado

al precio del mercado spot u ocasional o algún limitante de orden técnico.

b) Pague lo demandado: Con este tipo de contrato el comprador únicamente

paga por el consumo de energía eléctrica efectivamente demandado al

precio contratado, siempre y cuando éste sea inferior o igual a la cantidad

de energía contratada, es decir, tiene un tope máximo de consumo de

energía eléctrica. Si el consumo es superior, la diferencia se liquida en el

mercado spot.

c) Pague lo contratado condicional: A diferencia de los dos tipos de

contratos anteriores, el contrato pague lo contratado condicional, se

somete a condicionantes para que se active en función de las variables

tiempo, energía, etc., así por ejemplo, considerando el precio horario al

cual es despachado o considerando alguna restricción de orden técnico.

Considerando la alta volatilidad de los precios del sector eléctrico en los actuales

momentos, también puede considerarse en los contratos para que una parte

pague a la otra la diferencia entre el precio establecido en el contrato y un precio

referencial de mercado, pudiendo ser estos contratos de dos vías o una vía.

a) Contrato de dos vías: este tipo de contrato es similar a un contrato

financiero de futuros y esta definido en términos de un precio establecido

(¢USD/kWh) y una cantidad. En la Fig. 5.12 se aprecia el precio referencial

de mercado representado por la línea curva y el precio establecido en el

contrato, cuando el precio referencial es mayor al precio establecido, el

comprador recibe una rebaja igual a la diferencia en precios representada

por el área A. En caso contrario cuando el precio referencial es menor que



el establecido, el comprador debe pagar la diferencia al vendedor en los

precios representada por el área B.

Figura 5.12: Contrato por diferencia de dos vías. Fuente: Revista Técnica Energía del CENACE, 2005

b) Contrato de Una Vía: es similar a un contrato financiero de opciones y por

lo tanto incluye una prima en adición al precio determinado y una cantidad

contratada. Bajo el contrato de una vía los pagos por diferencias son

hechos solamente si el precio referencial de mercado sube arriba del precio

establecido. Esto se representa en la Fig. 5.13 por el área A.

Figura 5.13: Contrato por diferencia de una vía. Fuente: Revista Técnica Energía del CENACE, 2005

¢USD/kWh

horas

A

A: vendedor paga al comprador

Precio establecido

¢USD/kWh

horas

A

B B

A: vendedor paga al comprador

B: comprador paga al vendedor

Precio establecido



5.13.3. Estrategia de Marketing Directo

El marketing directo es una forma de hacer marketing que orienta la actividad de

la empresa hacia el conocimiento del individuo como cliente (consumidor o

miembro de una organización), a través del establecimiento y gestión de

relaciones directas e interactivas con él, gestionadas por medio de bases de datos

de marketing, para realizar un intercambio voluntario y competitivo de bienes y

servicios que favorezca la obtención de utilidades mutuas.

Para el presente caso se utilizará la técnica del marketing directo cara a cara,

manteniéndose visitas periódicas (mínimo una vez al año) mediante reuniones

con los representantes legales (Presidentes Ejecutivos o Gerentes Generales) de

las empresas eléctricas distribuidoras o los grandes consumidores, además esta

técnica permitirá la fidelización de los clientes.

5.13.4. Estrategia de Suscripción de Convenios con Instituciones Bancarias

La empresa de la central Chinchipe abrirá cuentas corrientes en los principales

bancos con cobertura nacional (ejemplo Banco del Pichincha, Banco de

Guayaquil, etc.) y para los casos especiales bancos locales, con el propósito de

que los clientes puedan efectuar los pagos por la compra de energía de una

manera cómoda, tranquila y con seguridad personal.

Sin embargo, se realizarán gestiones con estas instituciones financieras tratando

de suscribir convenios a fin de conseguir servicios bancarios en línea para uso de

las empresas eléctricas o grandes consumidores, con un sistema avanzado de

tecnología financiera que provea de información las 24 horas del día y los 365

días del año, permitiendo de manera ágil y segura, administrar eficientemente los

fondos, realizar transferencias electrónicas y efectuar, mediante una novedosa

plataforma, diversas consultas sobre sus cuentas, inversiones, créditos y otros

aspectos financieros tales como: consultar saldos, consultar el movimiento de

cuentas, transferir fondos entre cuentas, acceder a información sobre otros

http://www.monografias.com/trabajos/epistemologia2/epistemologia2.shtml

http://www.monografias.com/trabajos6/napro/napro.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/sistemas-control/sistemas-control.shtml

http://www.monografias.com/trabajos16/configuraciones-productivas/configuraciones-productivas.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/verific-servicios/verific-servicios.shtml



servicios ofrecidos, solicitar la apertura de servicios, administrar desde su oficina

o su casa los mecanismos de seguridad del sistema y fijar los parámetros de la

cuenta, estados de cuenta, etc.; así como también emisión de garantías, cobro de

cartera y papeles fiduciarios, etc.

El convenio también contemplará la posibilidad del levantamiento de fideicomisos

considerando que las empresas eléctricas y grandes consumidores pueden actuar

como fideicomitentes transmitiendo al fiduciario (banco), la titularidad de los

bienes o derechos, para que éste los destine a la consecución predeterminada en

el acto constitutivo que será básicamente la recuperación de la cartera o

facturación, en beneficio del fideicomisario (empresa de la central Chinchipe).

Se negociará con las instituciones bancarias tratando que el costo de todos los

servicios sean cero, bajo la consideración que la empresa de la central Chinchipe

mantenga un saldo promedio previamente establecido.

5.13.4. Estrategia para la Certificación de la Norma ISO 9000

Uno de los principales factores para el funcionamiento correcto de una

organización es la calidad de sus productos y servicios, premisa que deberá

utilizarse en la empresa de la central Chinchipe. En los últimos años ha existido la

tendencia mundial, por parte de los consumidores, hacia requisitos más exigentes

en relación con la calidad. Acompañando esta tendencia ha habido una creciente

toma de conciencia, en el sentido de que para la obtención de buenos

rendimientos económicos es necesario, con frecuencia, un continuo mejoramiento

de la calidad.

En este aspecto ha incursionado la norma ISO (International Organization for

Standardization) que define los términos básicos relativos a los conceptos de

calidad, aplicados en empresas industriales y empresas de servicios, que son

fundamentales para la elaboración y utilización correcta de las normas sobre

calidad y para el general entendimiento en las comunicaciones internacionales.



Los objetivos principales de las normas ISO son:

a) Establecer claramente las diferencias y relaciones entre principales

conceptos relativos a la calidad.

b) Establecer la directrices para elegir y utilizar la serie de normas sobre

sistemas de calidad, tanto para propósitos de aseguramiento interno de la

gestión de calidad (9004) como para asegurar externamente la calidad.

(Normas 9001,9002, 9002) 2.

Las normas ISO-9000 e ISO 9004 que contienen los lineamientos generales de la

gestión de calidad y que son aplicables a todas las organizaciones, en tanto que

las normas ISO 9001-9003 que están previstas para ser empleadas con el

propósito de aseguramiento externo de la calidad en condiciones contractuales.

Para conseguir la certificación ISO, la empresa de la central Chinchipe contratará

el asesoramiento de un consultor nacional que guíe el procedimiento y el proceso

de socialización con los trabajadores de la empresa. El costo de este proyecto

estará en el orden de USD 50.000 y durará un año en su implantación.

5.13.5. Estrategia para Programas de Fidelización

El principal objetivo de este programa será mantener un contacto continuo y

programado en el tiempo garantizando el posicionamiento de la central Chinchipe

en las empresas eléctricas distribuidoras y los grandes consumidores que

2

a) NORMA (ISO 9001) Sistemas de calidad. Modelo de aseguramiento de la calidad aplicable al diseño, desarrollo,

la fabricación, la instalación y el servicio. b) NORMA (ISO 9002) Sistema de calidad. Modelos de aseguramiento de la calidad aplicable a la fabricación e

instalación.

c) NORMA (ISO 9003) Sistema de la calidad. Modelos de aseguramiento de la calidad aplicable a la inspección y ensayos finales.

d) NORMA (ISO 9004) Gestión de calidad y elementos del sistema de calidad, lineamientos.



mantienen una relación contractual y de servicio y un alto consumo de energía

eléctrica, generando así una relación de fidelidad, compromiso y cumplimiento.

Todas las actividades son detalles que pueden encajar en nuestros clientes, pero

son ellos, a través de la investigación de mercado, quienes nos dirán lo que

debemos agregar y quitar, dicha investigación deberá realizarse al menos unas

dos veces al año mediante el teléfono y cara a cara. Las actividades a desarrollar

pueden ser las siguientes:

Eventos: Organización de eventos técnicos, seminarios, charlas, etc.

invitando a todos los clientes.

Promociones: Creando promociones a las medidas y gustos de los clientes,

no pensando que una promoción es botar el dinero, ésta es una inversión

que genera lealtad.

Premios Instantáneos: La figura de entregar premios instantáneos a los

clientes que cancelen sus facturas a tiempo generando compromisos

inconscientes. Estos premios son aleatorios y pueden ser productos o

actividades.

Alianzas: Buscar alianzas entre nuestros clientes y/o entre ellos y nosotros

genera fidelidad y compromiso.

Rifas / Regalos: Entregar presentes de utilidad y de acuerdo a sus gustos y

necesidades en fechas como diciembre. Estos presentes no deben ser

oneroso, si no que por el contrario muy económicos pero corporativos.

Cartas en Cumpleaños y Aniversarios: Genera compromisos y lealtad.



News Letters y Comunicaciones: Hay que enviarles news letters, cartas,

revistas informativos que permitan a los clientes conocer mejor cual es

nuestro negocio.

Estos programas pueden ser desarrollados por el área Administrativa Financiera

Comercial con egresos económicos relativamente bajos. La inversión que se

realizará en esta estrategia será de USD 40.800 por año.

5.13.6. Estrategia para la participación Accionaria en la Empresa de la

Central Chinchipe

Considerando que las inversiones en la industria eléctrica son altas en relación a

otros negocios (capital intensivo), es conveniente la participación en el capital

accionario de la compañía de la central Chinchipe, la mayor cantidad de actores,

pudiendo ser entre otros los grandes consumidores del servicio eléctrico, situación

permitida por la LRSE.

Según la investigación de mercado realizada (ver Apéndice), se determinó que el

53% de los grandes consumidores están dispuestos a invertir en centrales

hidroeléctricas, lo que les permitirá obtener energía eléctrica a bajo precio,

pudiéndose potenciar esta oportunidad mediante gestiones a los funcionarios de

dichas empresas consumidoras, con el propósito de interesar a invertir en el

proyecto Chinchipe.

De manera similar, el 54% de los grandes consumidores manifestaron su interés

de invertir en centrales hidroeléctricas menores de 10 MW, ese interés se

demostró ser menor para centrales de mayor capacidad. Sin embargo, la

probabilidad es alta de conseguirse la participación de varios inversionistas

(grandes consumidores) en la central Chinchipe de 17 MW (capacidad que esta

en función de las características hidrológicas del río Palanda).



No obstante, también puede buscarse la participación de instituciones financieras

nacionales o extranjeras a objeto de contratar créditos, en condiciones blandas,

para construir el proyecto. Estos créditos pueden ser garantizados mediante la

constitución de fideicomisos.

En forma alternativa, se puede democratizar la participación mediante la emisión

de acciones dirigidas a la ciudadanía de la provincia de Loja o a los clientes de la

Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. que podrían pagar las acciones a través

de las facturas de consumo de energía.

5.14. Políticas de Servicio al Cliente

Las políticas de atención al cliente han sido obtenidas en base a la investigación

de mercado, es decir a lo que desean los futuros clientes de la central Chinchipe.

En forma general los clientes manifestaron que los agentes generadores, en la

actualidad, no brindan una adecuada atención, las facturas son recibidas con

retraso y en formato inadecuado, los requerimientos son atendidos con demora,

aunque desean realizar los pagos en forma inmediata, situación que no es

aprovechada por los agentes generadores.

Ante esta problemática detectada, la empresa de la central Chinchipe adoptará

las siguientes políticas de atención al cliente:

Prestar atención telefónica personalizada a los clientes durante las 24

horas del día para atención de reclamos operacionales o coordinación en la

operación de la central Chinchipe. Esta atención será realizada por el Jefe

de la Central o por los Operadores de turno.

Brindar la atención telefónica personalizada a los clientes durante las 8

horas diarias para atención de reclamos o consultas del tipo transaccional.

Apertura de una oficina en la ciudad de Quito para atención al cliente.



El tiempo de respuesta ante algún requerimiento de los clientes será en

forma inmediata (siempre menor a las 48 horas).

Mantener el número de cuentas bancarias suficientes para que los clientes

puedan depositar los pagos de las facturas.

Las facturas de las transacciones comerciales serán remitidas dentro del

plazo señalado por el CONELEC, esto es dentro de los diez primeros días

del mes siguiente al consumo.

Las facturas serán remitidas por fax, correo electrónico y correo normal,

debiendo llevar en forma clara las cantidades de energía entregada, los

precios unitarios y los precios totales, así como también cualquier

descuento que se realice.

La central Chinchipe otorgará un plazo para el pago de las facturas en

casos excepcionales, cobrando el interés y mora respectiva según la

reglamentación. Para lo cual se aceptará una garantía bancaria para

asegurar el cumplimiento del pago.

La central contará con la mejor tecnología en el sistema de

comunicaciones.

Contratar personal capacitado e idóneo para que labore con eficiencia

dentro de la empresa y así mismo para atender a los clientes con eficiencia

y eficacia.

La aplicación de las políticas tiene un costo de USD 43.800 por año que

corresponde a los gastos de operación como la atención telefónica, publicidad,

promociones, pago de oficina en la ciudad de Quito y Loja, correo electrónico,

página WEB y otros.



6. ANÁLISIS TÉCNICO

6.1. Balance de Potencia y Energía del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Para realizar el balance de potencia y energía eléctrica es necesario remitirse a la

información del punto anterior, la demanda de energía eléctrica proyectada en el

escenario medio para el sector eléctrico ecuatoriano, que es el más probable de

cumplirse, se presenta en resumen en la Tabla 6.1, al igual que la oferta según el

plan de expansión de la generación, siendo este plan de carácter referencial ya

que depende de las inversiones que puedan realizarse por parte de los

inversionistas nacionales o extranjeros, además no se contemplan contingencias

que puedan presentarse en las centrales de generación tal como fenómenos

físicos, rotura de maquinaria, etc. todo esto dentro de un escenario de hidrología

media. El balance se presenta en forma favorable cumpliendo con la reserva

técnica recomendable que es por lo menos del 10% de la demanda de energía,

sin embargo, esta situación puede revertirse y volverse crítica con déficit de

energía y los consiguientes racionamientos si es que se produce una hidrología

baja especialmente en los meses de estiaje, la salida forzada de alguna central, o

porque no se realice la construcción de alguna de las centrales del plan de

expansión.

BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA ELÉCTRICA - ESCENARIO MEDIO (GWh)

AÑO

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

DEMANDA ENERGÍA SNI (GWh)

13 189 12 961 13 635 14 322 15 022 15 733 16 460 17 211 17 980 18 773

OFERTA ENERGIA SNI (GWh) 18 801 19 037 19 754 21 122 23 967 25 974 25 974 26 383 26 583 26 583

DEMANDA POTENCIA SNI (MW)

2 289 2 406 2 517 2 630 2 745 2 861 2 980 3 102 3 227 3 355

OFERTA POTENCIA SNI (MW) 3 559 3 541 3 667 3 937 4 452 4 452 4 452 4 539 4 539 4 539

DIFERENCIA ENERGÍA (GWh)

5 612 6 076 6 119 6 800 8 945 10 241 9 514 9 172 8 603 7 810

DIFERENCIA POTENCIA (MW) 1 270 1 135 1 150 1 307 1 707 1 591 1 472 1 437 1 312 1 184

TABLA 6.1: Balance de la demanda de potencia y energía para el escenario medio y la oferta según el plan de expansión de la generación. Fuente: Plan de Electrificación del Ecuador 2004 – 2013 del CONELEC.



Consecuentemente, el CONELEC recomienda “Promover el desarrollo de nuevas

centrales de generación hidroeléctrica con inversión de la empresa privada”, la

que ha sido acogida en el presente plan de negocios de la central Chinchipe.

6.2. Automatización de la central Chinchipe

Ante los requerimientos de la calidad expresados por los potenciales clientes de la

central Chinchipe en el trabajo de investigación de mercado y ante los planes de

automatización del CENACE, es imprescindible considerar la automatización de

procesos y el control automático de la central.

El CENACE dispone de un Sistema de Control de Energía (ECS) que es un

sistema de alta disponibilidad y desempeño caracterizado por funciones de

adquisición, procesamiento y almacenamiento de datos de tiempo real así como

funciones de control y transmisión de datos desde y hacia las unidades terminales

remotas, sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) de los

agentes participantes del MEM, etc.

En tal circunstancia, con el propósito de mejorar los índices de la calidad del

producto, la calidad del servicio técnico y confiabilidad de la central Chinchipe, se

ha visto la necesidad de considerar en el proyecto la instalación de un sistema

SCADA o un sistema de control de generación, que son sistemas automáticos

asistidos por microcomputadores capaces de responder a los cambios de las

diferentes variables de los equipos electromecánicos de las centrales de

generación, ya sea en operación normal o emergente (transitorio o dinámico), en

el orden de los microsegundos, es decir, este equipamiento es capaz de realizar

telecomando y telemedición para mejorar el desempeño, aumentar la

confiabilidad, disponibilidad, flexibilidad, obtener mediciones eléctricas, etc. Este

sistema SCADA estará en comunicación permanente con el centro de control del

CENACE que es el organismo encargado de realizar el despacho económico de

las centrales de generación y de realizar las maniobras necesarias para el

correcto funcionamiento del SNI.



La inversión de un sistema SCADA para la central Chinchipe esta en el orden de

USD 60.000, debiendo contemplarse este valor en el total del equipamiento

electromecánico. Hoy en día un sistema SCADA es parte integrante de dicho

equipo.

6.3. Producción Energética del proyecto Chinchipe

En la Tabla 6.2 siguiente se presentan las posibilidades energéticas del proyecto

hidroeléctrico Chinchipe.

PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO CHINCHIPE

CAUDAL POTENCIA ENERGIA ENERGIA ENERGIA

DISEÑO INSTALADA FIRME SECUNDARIA MEDIA

(m3/s) (MW) (GWh) (GWh) (GWh)

22.00 16.1 105.65 26.63 132.29

24.00 17.4 105.65 34.70 140.36

26.00 18.8 105.65 42.08 147.74

TABLA 6.2: Producción energética del proyecto hidroeléctrico Chinchipe en función de las disponibilidades hidrológicas. Fuente: Información proporcionada por el ex INECEL.

Analizando los resultados obtenidos de la factibilidad de producción energética,

tenemos que para el caudal de diseño de 24 m3/s, la energía media anual del

proyecto es 140.36 GWh.

Por tanto, la capacidad de la central hidroeléctrica Chinchipe será de 17 MW y la

energía anual producida, en base al caudal disponible, se estima en 140 GWh

(factor de planta del 95%). La producción de la central será fácilmente colocable

en el MEM, ya que será despachada por sus bajos costos variables dentro del

orden de mérito que sigue a las unidades del parque de generación ecuatoriano,

ya que se trata de hidroelectricidad.

Los 17 MW de Chinchipe ayudará a cubrir la demanda del sector eléctrico

ecuatoriano pero será necesario el emprendimiento de nuevos proyectos

especialmente de minicentrales hidroeléctricas.



6.4. Antecedentes Técnicos del Proyecto Chinchipe

El proyecto hidroeléctrico Chinchipe mantiene su importancia debido

particularmente a su ubicación, el servicio, y las bondades que presenta la

alternativa escogida que en resumen se refiere al trasvase de las aguas del río

Palanda hacia el río Numbala por medio de un túnel de conducción de 1.479.4 m

de longitud y una tubería de presión de 212 m para generar 17.000 kW (17 MW).

El proyecto hidroeléctrico Chinchipe tiene como ventaja la existencia de una

subestación de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. en las

inmediaciones del cantón Palanda denominada con el mismo nombre, esto es a

unos 3 km de distancia del proyecto; esta subestación se conecta mediante una

línea de subtransmisión a 69 kV que parte desde la ciudad de Loja a Palanda. La

evacuación de la energía generada por la central Chinchipe podrá realizarse a

través de esta línea.

El proyecto hidroeléctrico Chinchipe comprende la construcción de todas las

obras hidromecánicas, eléctricas y civiles que en resumen son las siguientes:

obras de captación (azud y bocatoma), desarenador, tanque de presión, túnel de

conducción, tubería de presión con sus anclajes y apoyos respectivos, casa de

máquinas con sus canales de restitución y bases para los grupos

electromecánicos, una subestación, una línea de subtransmisión a 69 kV, y los

elementos hidromecánicos como compuertas y rejillas.

Previo la ejecución del proyecto hidroeléctrico, deberán realizarse los estudios y

diseños que cubran básicamente la planificación, el diseño hidráulico, estructural,

diseño eléctrico e hidromecánico de los principales componentes del proyecto y la

preparación de planos y documentos necesarios para la construcción del

proyecto.

En cuanto a la documentación, esta deberá permitir la ejecución de las obras e

incluirán por lo menos lo siguiente: planos de construcción, memoria descriptiva,



memoria técnica, análisis de precios unitarios, presupuesto referencial,

especificaciones técnicas y el cronograma de construcción.

6.5. Ubicación y Accesos

6.5.1. Ubicación

El proyecto hidroeléctrico Chinchipe esta localizado en la zona austral del

Ecuador, país ubicado al nor-occidente de América del Sur, con una extensión de

250.000 km² y una población estimada de 12.5 millones de habitantes.

El proyecto se ubica entre las coordenadas: 70°05'E a 79°10'E y entre 4°35'S a

4°51'S en el cantón Palanda que pertenece a la provincia de Zamora Chinchipe

que limita al sur con la República del Perú. Ver Anexo.

6.5.2. Accesos

El acceso se lo realiza utilizando la vía Loja – Vilcabamba – Yangana – Valladolid

- Palanda. La distancia entre Loja y Palanda es aproximadamente de 120 km.

Para ingresar al sitio de la casa de máquinas deberá tomarse la vía Palanda - San

Francisco en un recorrido de unos 5 km.

La vía desde Loja hasta la población de Yangana es asfaltada en una longitud

aproximada de 60 km, y a continuación entre Yangana y Palanda se puede

calificar como una vía de tercer orden.

6.6. Descripción del Proyecto y Potencia a Instalarse

La central hidroeléctrica Chinchipe aprovecha las aguas del río Palanda, afluente

principal del río Mayo.



La central será del tipo “pasada” y estará constituida por las obras de derivación y

captación para un caudal de 24 m3/s, ubicadas en el cauce del río Palanda a la

elevación 982 msnm; del cual partirá un túnel de conducción de 1.479.44 m de

longitud, de sección transversal circular de 3.40 m de diámetro, una tubería de

presión, de acero de 2.80 m de diámetro y 211.98 m de longitud hasta la casa de

máquinas.

Para hacer la conversión del gasto hidráulico a potencia generada en turbinas

aplicamos una expresión aproximada de la potencia eléctrica obtenida por metro

cúbico Q para la altura bruta H disponible. Como el rendimiento del equipo

generador y de la conducción (eficiencias de la turbina, generador, transformador,

más las pérdidas por concepto de los consumos propios, transmisión y salidas de

servicio programadas y forzadas de la central) varían con Q y con el valor de la

carga en cada momento, puede expresarse un valor medio de rendimiento, en la

siguiente forma:

HQHQP 9.7*8.9802.0 (1)

donde: P = potencia [kW]

Q = caudal [m3/s]

H = caída bruta [m]

La altura bruta desde el tanque de carga hasta el nivel de restitución es de 85.35

m, aplicando el caudal de 24 m3/s, lo que permite obtener una potencia instalada

total de 17 MW, para lo cual podrá instalarse dos unidades de generación, con

turbinas tipo Francis que generarán 8.5 MW cada una.

El tanque de presión amortiguará los golpes de ariete (paradas bruscas de las

turbinas).



Las aguas turbinadas son restituidas al cauce del río Numbala en la cota 898

msnm. La energía generada por la central se transmitirá hacia la subestación

Palanda del Sistema de Subtransmisión a 69 kV de la EERSSA.

La implantación general del proyecto y el perfil longitudinal se encuentra en el

Anexo.

6.7. Estudios Realizados. Información Cartográfica, Hidrológica y

Geográfica

6.7.1. Cartografía

El estudio de los posibles sitios de desarrollo hidroeléctrico fueron analizados por

parte del exINECEL, en base a las cartas topográficas del Instituto Geográfico

Militar (IGM) a escala 1:50.000 cuyos nombres son: Amaluza, Valladolid, Río

Mayo y Zumba.

Se analizaron siete alternativas y la que presentó mejores ventajas fue la

localizada en el río Palanda, cerca a la población del mismo nombre, aguas abajo

de la unión del río Valladolid con el río Palanda que se ha denominado proyecto

hidroeléctrico Chinchipe.

Se trata del trasvase de las aguas del río Palanda mediante un túnel de 1.479.44

m de longitud, cuyo caudal turbinado se descargará en el río Numbala.

6.7.2. Hidrología

Las principales referencias hidrológicas sobre el proyecto en cuestión, proceden

de la evaluación directa procesada a los caudales diarios de la estación Palanda

A.J. Valladolid en su período de registro oct/1977 a mar/1989, información

procesada por el exINECEL. La estación es limnimétrica, se afora desde un



puente (frente a la población de Palanda) y los limnímetros están localizados 100

m aguas abajo del puente (vía Palanda San Francisco).

Para comprobar los datos generados en la estación, el ex INECEL utilizó los datos

de lluvia de la estación pluviográfica Valladolid, los caudales preliminares de la

estación Isimanchi en Isimanchi y los caudales de la estación Nangaritza A.J.

Zamora localizada en una cuenca vecina.

A continuación se anotan en resumen los caudales en el sitio de aprovechamiento

(realizados por el departamento de Hidrología del exINECEL):

Caudales mensuales medios del período 1977 - 1989 (m³/s) se muestran en la

Tabla 6.3, al igual que los caudales de crecida.

MES CAUDAL

(m3/s)

MES CAUDAL

(m3/s)

CAUDAL DE CRECIDA

(m3/s)

Enero 35,4 Julio 42,7 Qt10 150

Febrero 41,2 Agosto 30,2 Qt25 190

Marzo 37,1 Septiembre 30,0 Qt50 225

Abril 42,6 Octubre 31,3 Qt100 250

Mayo 34,9 Noviembre 23,9

Junio 39,7 Diciembre 36,7

TABLA 6.3: Caudales medios mensuales del río Palanda en el sitio del aprovechamiento (bocatoma) y caudales de crecida. Fuente: Información proporcionada por el ex INECEL.

Entre las ventajas de mayor atención se podrían resaltar las condiciones

hidráulicas, topográficas y geológicas del sitio escogido que han permitido la

ubicación de la central hidroeléctrica Chinchipe.

6.7.3. Datos generales sobre el trasvase del río Palanda hacia río Numbala

Los datos generales del proyecto hidroeléctrico se muestran en la Tabla 6.4.



DENOMINACIÓN CANTIDAD

Ubicación 3 km al sur-oriente de Palanda

Captación río Palanda (cota 983 msnm), 260 m aguas

abajo de puente.

Ancho del río a captarse 20 m

Profundidad media del río (puente) 1.05 m

Velocidad media del río (puente) 1.05 m/s

Huella de crecida 5.10 m

Ancho del río en crecida 34 m

Talud de margen izquierda 52

Talud de margen derecha 41

Profundidad del río (Captación) 6 m

Longitud del túnel de conducción 1.479.44 m (ø 3.4 m)

Tubería de presión 211.98 m (ø 2.8 m)

Geología rocas intrusivas antiguas (granodiorita)

Descarga Río Numbala (Cota 898,6 msnm) 660 m

aguas abajo del puente sobre río Numbala.

Ancho del río Numbala 24 m

Profundidad media del río 1.17 m

Velocidad media del río Numbala 1.12 m/s

Huella de crecida 5.30 m

Ancho del río en crecida 41 m

Cota de salida del túnel 980.1 msnm

Profundidad del río (descarga) 1.35 m

Talud de margen izquierda 38

Talud de margen derecha 36

TABLA 6.4: Características generales del proyecto hidroeléctrico Chinchipe. Fuente: Información proporcionada por el ex INECEL.

6.7.4. Topografía

Luego de la identificación del proyecto en la cartografía indicada anteriormente,

personal del ex INECEL procedieron a realizar el levantamiento de un polígono

nivelado geométricamente que empezó en el espejo de agua del río Palanda, en

el sitio que sería la bocatoma, y terminó en el espejo de agua del río Numbala, en

el sitio de la descarga de las aguas turbinadas.

Este trabajo permite comprobar que la ubicación preliminar de las obras de toma,

de presión y la casa de máquinas se ajustan perfectamente a los parámetros

topográficos y de caída buscados.



Posteriormente, y colocando las debidas referencias se desarrollaron los trabajos

de nivelación geométrica del eje superficial del túnel y los levantamientos

topográficos a detalle de las zonas de las obras de toma, entrada y salida del

túnel de conducción, desarenador, tanque de presión, rápida de excesos, tubería

de presión, casa de máquinas y canal de restitución.

Las referencias topográficas del proyecto, necesarias para la implantación y la

construcción de las obras civiles de la central hidroeléctrica Chinchipe se detallan

en el siguiente cuadro (Tabla 6.5):

PUNTOS OBSERVACIONES COORDENADAS

NORTE ESTE COTA

P1 Margen iz. R. Palanda 5,750.000 8,280.000 985.000

P2 Margen der. R. Palanda 5,714.511 8,055.551 1,018.855

P6 Tanque de presión 5,653.536 9,770.025 979.797

P7 Tubería de presión 5,629.056 9,879.527 916.420

P8 Borde plat. C. De M. 5,617.347 9,931.090 912.540

P9 P.R. Numbala 5,608.827 9,970.889 898.635

P16 Est. Loma 5,721.415 8,763.411 1,265.258

REF 1 Puente 5,709.148 8,127.958 994.150

E1 = P6 zona R. Palanda 5,653.536 9,770.025 979.797

E2 Zona R. Palanda 5,654.234 9,758.227 982.756

E3 Zona R. Palanda 5,612.545 9,789.049 963.124

E4 Zona R. Palanda 5,688.137 9,802.276 973.217

E5 Zona R. Palanda 5,551.890 9,902.724 913.706

E6 Zona R. Palanda 5,552.916 9,918.411 908.066

E7 Zona R. Palanda 5,632.419 9,938.058 913.370

E8 Zona R. Palanda 5,695.089 9,959.703 913.348

E9 Zona R. Palanda 5,741.525 9,964.661 913.936

E10 Zona R. Palanda 5,733.266 9,907.290 925.197

E11 Zona R. Palanda 5,721.172 9,858.784 937.409

E12 Zona R. Palanda 5,690.172 9,691.332 979.594

E13 Zona R. Palanda 5,663.506 9,616.013 1,021.340

NOTA: Información tomada de datos de campo del exINECEL

TABLA 6.5: Referencias topográficas de los puntos principales del proyecto hidroeléctrico Chinchipe. Fuente: Información proporcionada por el ex INECEL.

El punto de partida para el desarrollo de los trabajos de topografía es el

identificado como P2, ubicado en la margen derecha del río Palanda y del camino

de herradura antes del puente colgante sobre este. Adicionalmente, el punto

identificado como P1, se halla en el sitio donde se inicia la bocatoma.



6.7.5. Ventajas de la alternativa seleccionada

La alternativa seleccionada para el proyecto cuenta con dos accesos: 1) el

antiguo camino de herradura utilizado por la población para dirigirse a San

Francisco del Vergel, el cual se encuentra muy deteriorado por el uso, por las

lluvias y las condiciones de suelo arcilloso, y 2) la vía Palanda - Puente Numbala.

El trasvase de las aguas del río Palanda hacia el río Numbala constituye la mejor

alternativa que cuenta el proyecto por las siguientes razones:

a) Tiene un caudal que garantizaría la generación de 17.000 kW, el 80% del

año.

b) Tanto el río Palanda a captarse, como el río Numbala a descargarse

registran niveles de crecida manejables.

c) La roca que atraviesa el túnel es excelente para perforarla.

d) En el sitio de captación se forma un remanso profundo (aproximadamente

6 m) y el flujo principal del río se orienta frontalmente contra la entrada al

túnel. Esta condición podría incluso hacer pensar que no es necesaria la

construcción de cierres o espigones en el río Palanda, porque el sitio de

captación permite derivar el agua en forma directa.

e) Los sitios destinados al tanque de presión, tubería y casa de maquinas,

tienen muy buenas condiciones topográficas y son de fácil acceso.

f) En la salida del túnel de conducción, en ambos costados, existen dos

quebradas que permiten desalojar los materiales producto de las

excavaciones y los caudales de exceso.



g) La zona por el cual se llevaría la línea de subtransmisión no tiene ningún

obstáculo que dificulte su construcción.

h) Una vez que se ha concluido la vía Palanda - Numbala se facilitan los

accesos a los frentes de trabajo.

En el sitio Valladolid A.J. Palanda existe una mina de agregados que pueden ser

utilizados para la construcción de la central, sin embargo se hace necesario

determinar su real capacidad y la determinación de otras alternativas para este

propósito.

Para la evaluación de costos de esta alternativa se debe considerar las vías de

acceso a la captación (aproximadamente 700 m) y a la casa de maquinas

(aproximadamente 800 m), medidos a partir de la vías respectivas.

6.8. Descripción de las principales obras de la central Chinchipe

El proyecto hidroeléctrico Chinchipe comprende la construcción de todas las

obras hidromecánicas, eléctricas y civiles que a continuación se resumen:

Obras de captación (azud y bocatoma)

Desarenador

Tanque de presión

Túnel de conducción

Tubería de presión con sus anclajes y apoyos respectivos.

Casa de máquinas con sus canales de restitución y bases para los grupos

electromecánicos.

Una subestación de elevación de voltaje

Una línea de subtransmisión a 69 kV (aproximadamente 4 km)

Elementos hidromecánicos como compuertas y rejillas.



Las obras civiles e hidromecánicas tienen capacidad para trabajar con un caudal

de diseño de 26.5 m³/s.

En el Anexo se presenta un diagrama de perfil y planta del proyecto hidroeléctrico

Chinchipe, en el que se indica las principales obras.

6.8.1. Obras de Captación

Las obras de captación comprenden la construcción de un azud, las rejas de

captación, el canal de limpieza (predesripiador), las compuertas de admisión y

limpieza, y todas las obras anexas.

El azud es de hormigón armado y su perfil describe una geometría de forma

Creger. Mide 30 m de ancho, 7 m de alto desde la cimentación hasta su

coronación y 30 m de largo. Está localizado a 30 m aguas abajo de las rejas de

captación y puede evacuar un caudal de creciente de 250 m³/s.

A la izquierda, y adyacentes al azud se han dispuesto dos compuertas de tipo

plano, deslizantes y que miden 2.50 m de ancho por 2.00 m de alto. La primera

servirá para limpiar el cauce del río Palanda y la segunda, el canal que hará las

funciones de un predesripiador y que viene desde las rejillas de la bocatoma. Su

losa de operación está en la cota 989.50 msnm.

Las rejas de captación se hallan en la margen izquierda del río Palanda y su

umbral está en la cota 983.00 msnm. Son 4 vanos de 2.0 m de ancho por 3.50 m

de alto con un espaciamiento entre barrotes de 0.1 m y separadas entre si por

tres pilas intermedias.

El caudal que se capta por las rejillas es de 24 m3/s, correspondiente al 80%

mensual, de acuerdo a la información hidrológica recibida.



Inmediatamente detrás de las rejas de captación se ha diseñado un canal

evacuador del material grueso que logre pasar entre los barrotes. Este canal

mide 2.50 m de ancho y 2.00 m de alto desde la solera hasta la losa que lo cubre.

Las rejas de captación se conectan directamente con las estructuras de control,

compuertas de admisión y portal del túnel por medio de una transición de 19.50 m

de largo.

Las compuertas de admisión al túnel en un número de dos son planas,

deslizantes y miden 1.20 m de ancho y 2.50 m de alto. La losa para su operación

está en la cota 989.50 msnm.

En el Anexo 5 se muestra una fotografía de la captación de la central Isimanchi de

574 kW localizada en el cantón Chinchipe de Zamora Chinchipe, con el propósito

de aclarar lo antes señalado. Sin embargo, en el Anexo 11 se presenta la

fotografía del lugar en donde se realizará la construcción de la bocatoma de la

central Chinchipe.

6.8.2. Túnel de Conducción

El túnel de conducción empieza en la abscisa 0+019.50 (0 kilómetros más 19

metros con 50 centímetros) y su solera está en la cota 983.00 (msnm) termina en

la abscisa 1+320.00 y en la cota 980.12 msnm.

Las dos compuertas de admisión indicadas arriba, se ubican antes de las

pantallas que dan paso al inicio del túnel de conducción.

La sección del túnel de conducción es circular y mide 3.40 m de diámetro. Tiene

una pendiente de 0,0225 (2,25%) y es revestido de hormigón con el fin de mejorar

su rugosidad. Su longitud es de 1.479.44 m.



6.8.3 Canal de Aproximación

El canal de aproximación es una estructura a cielo abierto cuya transición de 11 m

de largo empieza en la abscisa 1+320.00, sitio donde concluye el túnel y se ubica

el portal de salida de ésta.

La cámara del canal de aproximación mide 7.0 m de ancho, 40.0 m de largo

incluida la transición y tiene una pendiente longitudinal de 0,0107%, para

garantizar una velocidad de flujo no mayor a 1 m/s en ella.

El canal de aproximación finaliza en la en la abscisa 1+360.00 pero 4 m antes

están dispuestas dos compuertas planas de admisión al desarenador.

Estas compuertas son deslizantes, miden 3.25 m de ancho, 2.50 m de alto y su

loseta de operación está en la cota 985.25 msnm.

Estas compuertas también son de emergencia e impedirán el paso del flujo hacia

el desarenador en casos extremos de necesidad.

Debido a esto, en el muro derecho del canal de aproximación se ha diseñado un

vertedero de excesos de 25 m de ancho que con una carga de 0.53 m que

deposita hasta 30 m3/s en el canal emergente de evacuación que va a terminar en

la rápida de excesos.

6.8.4. Canal Emergente de Evacuación de Excesos

Empieza al pie del vertedero de excesos del canal de aproximación y se

desarrolla por el lado derecho de todas las obras de presión. Mide 3.40 m de

ancho, 2.50 m de alto y desemboca en el canal recolector del vertedero de

excesos del tanque de presión, que va a dar en la rápida de excesos.



6.8.5. Desarenador

Como se indica arriba, el canal de aproximación al desarenador termina en la

abscisa 1+360.00 y su solera está en la cota 980.12 msnm. En este mismo sitio

empieza la transición al desarenador en una longitud de 22 m y en ella se han

diseñado dos pantallas orientadoras de flujo.

El diseño del desarenador está concebido de dos cámaras con lavado

intermitente. Tiene una longitud de 92 m incluida la transición de entrada y el

ancho de cada cámara es de 13 m, la altura promedio es de 5.4 m y su pendiente

longitudinal es de 3%.

En el desarenador se sedimentarán partículas mayores a 0.2 mm de diámetro que

vienen desde la bocatoma y la velocidad en sus cámaras es de 0.2 m/s.

El desarenador se encuentra directamente comunicado con el tanque de presión

por medio de un vertedero frontal circular que permitirá el paso de agua limpia a

este último.

Este vertedero se inicia en la abscisa 1+427.50 y desarrolla un arco de

circunferencia de longitud 43.30 m. Trabajará con una carga de 0.40 m para la

máxima potencia y por operación se le ha dividido en la parte media de su

longitud, lo que permitirá el paso del caudal requerido en los períodos en que por

mantenimiento u otro motivo tenga que trabajar solamente una de las dos

cámaras del desarenador.

Al final del muro derecho del desarenador se han previsto dos compuertas de

limpieza que miden 1.20 m de ancho y 2.40 m de alto.

El ancho de estas compuertas corresponde al mismo ancho de los canales de

fondo, a través de los caudales se evacuarán los sedimentos que se depositen en



las dos cámaras del desarenador y se descargarán en la rápida de excesos que

llevará esta carga hasta el río Numbala.

En el Anexo 6 se muestra el desarenador de la central Isimanchi como ejemplo.

En el Anexo 13 se muestra la zona donde se construirá el desarenador de la

central Chinchipe.

6.8.6. Tanque de Presión

Tiene un volumen aproximadamente de 4.000 m³ y una carga de agua sobre la

clave de la tubería de presión de 4.0 m, prevista para impedir la sumergencia y

prevenir la ocurrencia de vórtices en la entrada de la tubería e impedir el ingreso

de aire a las mismas.

En la cabeza del tanque de presión se instalarán dos rejas finas de admisión a las

tuberías de presión respectivas. A continuación de ellas, y al final de sus

transiciones, está prevista la colocación de una compuerta para cada tubería, que

controlarán el paso de agua a ellas.

Las rejas finas de admisión a las tuberías de presión tienen una inclinación de 75

grados con la horizontal, y una separación entre pletinas de 0.020 m. El espesor

de estas pletinas es de 0.008 m.

La rejilla menor mide 2.90 m de ancho y 3.50 m de alto, mientras que la rejilla

mayor 7.00 m de ancho y 4.50 m de alto.

En el muro derecho del tanque de presión se construirá un vertedero de excesos

de 28 m de ancho, el mismo que con una carga de agua de 0.50 m, puede

evacuar un caudal de 25 m³/s.



En el mismo lado se instalará una compuerta de limpieza que se conecta

directamente con la rápida de excesos ya mencionada, y mide 1.60 m de ancho y

3.50 m de alto.

El tanque de presión, entre otras funciones debe absorber los cambios de caudal

debido a cambios en la demanda de energía eléctrica.

Es decir, cuando la descarga de la turbina aumente casi instantáneamente como

resultado de una fluctuación de la demanda, el tanque de presión responderá

instantáneamente a estos cambios, en lugar de la conducción que lo realizaría en

tiempos mayores.

También ayudará en la evacuación de basuras y sedimentos que logren pasar

hasta su cámara y se depositen en su fondo por medio del canal de purga y

vaciado.

Un ejemplo del tanque de presión puede observarse en el Anexo 7 que

corresponde a la central Isimanchi.

6.8.7. Rápida de Excesos

Para la evacuación de los caudales de excesos y el desalojo de la limpieza del

desarenador y tanque de presión, se ha previsto el diseño de una rápida de

excesos que se inicia al pie del vertedero de excesos del tanque de presión como

un canal recolector y en su desarrollo pasa a ser un canal rectangular de

hormigón armado de 2.50 m de ancho y 2.30 m de alto, que recoge las descargas

del canal evacuador de emergencia, del desarenador y del tanque de presión,

conduciendo los sedimentos y los excesos de agua hasta el río Numbala, 50 m

aguas abajo del sitio de casa de máquinas.

Se desarrolla en dos tramos de diferente pendiente y orientación siendo su

longitud total, 247 m.



En el primer tramo, de 132 m y con una pendiente de 34 grados con la horizontal,

se ubican dos estanques amortiguadores de impacto. El primero de estos se

halla en el intermedio de su desarrollo y el segundo, 15 m antes de la unión con el

siguiente tramo de la rápida de excesos.

El segundo tramo de la rápida es de 115 m de largo y coincide con el lecho de

una quebrada. Tiene una pendiente con la horizontal de 5.71 grados y al final del

cual, la rápida termina con un deflector en sky.

6.8.8. Tubería de Presión

El prediseño de tubería de presión fue realizada por personal del ex INECEL

tomando en consideración el aspecto técnico-económico que consiste en asumir

diferentes diámetros de tubería que registren un margen admisible de

velocidades.

Luego se establecieron los costos de la tubería y de la energía perdida por

concepto de resistencia hidráulica, mismos que sumados determinaron un valor

mínimo que correspondió al más económico de la tubería buscada.

Este análisis determinó como diámetros más económicos, lo siguiente: 2.80 m

para la Tubería de Presión.

Así también, cuando en el desarrollo de las tuberías se introduce un cambio de

dirección, ya sea en el plano vertical, horizontal u otro cualquiera, las fuerzas

debidas a la presión y velocidad del agua estarán en desequilibrio, dando lugar a

una resultante, cuyo sentido será tal, que tratará de desplazar el codo de su sitio.

Para evitar cualquier tipo de desplazamiento de la tubería producto de lo indicado,

es necesario anclar los codos a bloques de anclaje de concreto.



Así mismo, a continuación de cada bloque se instalarán juntas de dilatación, con

el fin de absorber los esfuerzos producidos por cambios de temperatura.

Entre bloques de anclaje se ubican apoyos de hormigón, para soportar el peso de

la tubería.

En el Anexo 8 se presenta la tubería de presión de la central Isimachi como

ejemplo.

6.8.9. Casa de Máquinas

Como se ha sugerido en los numerales anteriores “Caracteristicas generales de

las obras”, se construirá la casa de máquinas cuya losa de piso estará en la cota

913.50 msnm y tiene una superficie de 1.200 m² (40 x 30 m). Esta casa de

máquinas es de estructura metálica y en ella se alojarán dos grupos turbina –

generador de 8.500 kW (8.5 MW) de potencia cada uno.

Las aguas turbinadas se descargarán al río Numbala por medio de un canal

rectangular de hormigón armado de 2.30 x 1.40 m de sección y termina en un

deflector en sky.

En el Anexo 10 se presenta una casa de máquinas de la central Carlos Mora de

propiedad de la EERSSA, la potencia de esta central es de 2.4 MW.

6.8.10. Subestación y Línea de Subtransmisión a 69 kV.

Se construirá una sola subestación que estará ubicada en la parte posterior

derecha de la casa de máquinas y ocupa una superficie de 300 m² ( 15.0 m x 20.0

m).



Adicionalmente será necesario la construcción de una línea de subtransmisión de

aproximadamente 4 km entre esta subestación y la subestación Palanda de

propiedad de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

En el Anexo 14 se muestra la subestación Palanda donde se realizará la conexión

e inyección de potencia y energía generada en las transacciones comerciales con

los agentes del MEM.

6.8.11. Caminos de Construcción

Teniendo en cuenta que la carretera entre Palanda y el puente sobre el río

Numbala están habilitados adecuadamente, se deberán construir tres accesos

adicionales hasta los sitios de las diferentes obras de la central:

Uno de 300 m por la margen derecha del río Palanda, que arrancaría desde la

carretera Palanda - Zumba, hasta el sitio del azud; otro de 600 m por la margen

izquierda del mismo río, desde la carretera Palanda – puente río Numbala, hasta

el sitio de las obras de bocatoma; y un tercer tramo de 800 m por la margen

derecha del río Numbala desde el puente sobre éste hasta el sitio de casa de

máquinas con una bifurcación hasta el sitio del desarenador – tanque de presión.

6.8.12. Diseño Estructural

El diseño estructural de las diferentes obras civiles de la central hidroeléctrica

fueron realizadas tomado en consideración las Normas Técnicas elaboradas por

el Código Ecuatoriano de la Construcción.

Las estructuras están calculadas para soportar cargas horizontales, verticales y

sísmicas.



El material predominante de las obras es hormigón armado con una resistencia a

la compresión a los 28 días de 210 kg/cm² salvo en los casos que se indique lo

contrario.

Para el acero de refuerzo se utilizará varillas corrugadas con un límite a la fluencia

de 4.200 kg/cm².

6.8.13. Elementos Hidromecánicos

Los elementos hidromecánicos que forman parte de este proyecto son: rejillas,

compuertas, tubería de presión, codos y juntas de dilatación.

6.8.13.1. Rejillas

La función de las rejillas es retener el material sólido y los cuerpos flotantes que

pueden ingresar con el flujo a las diferentes estructuras.

En la bocatoma, las rejas de capacitación se hallan en la margen izquierda del río

Palanda y su umbral está en la cota 983.00 msnm. Son cuatro rejas de 2.0 m de

ancho por 3.50 m de alto con un espaciamiento entre barrotes de 10 cm a fin de

impedir el paso de piedras de mayor tamaño.

Con el fin de soportar el impacto de piedras de gran volumen que son arrastradas

por las grandes crecientes, en la bocatoma se han diseñado rejillas con pletina

100 x 20 (16 * 100 mm), los cuales van soldados a perfiles L de 50 x 50 x 6 mm.

La instalación de la rejilla a la entrada de cada una de las tuberías de presión,

evita la entrada de materiales flotantes. La velocidad de diseño a través del área

neta de las rejillas es de 0.6 m/s.

Las rejas finas de admisión a las tuberías de presión tienen una inclinación de 75

grados con la horizontal para facilitar su limpieza, y la separación entre pletinas es



de 2 cm a fin de impedir el paso del material rígido que pueda ocasionar daños a

la turbina o perjudicar el rendimiento de la misma. El espesor de estas pletinas es

de 50 x 8 mm con el fin de que no se produzcan flexiones en las rejillas.

La rejilla menor mide 2.90 m de ancho y 3.50 m de alto, mientras que la rejilla

mayor mide 7.0 m de ancho y 4.50 m de alto.

6.8.13.2. Compuertas

Las compuertas tienen como finalidad principal regular el caudal e impedir el paso

del agua a las distintas obras cuando por operación se requiera realizar trabajos

de limpieza, mantenimiento reparación de las mismas.

Para este proyecto se han diseñado compuertas de acero, planas y deslizantes,

de dos tipos: a) Compuertas con mecanismo de izaje compuesto por vástagos

roscados y volante, y b) Compuertas de izaje con mecanismo de desmultiplicación

por doble cremallera.

En el Anexo 9 se presenta una compuerta de acero del canal de conducción de la

central Carlos Mora de propiedad de la EERSSA.

6.8.13.3. Juntas de Dilatación

Son los elementos hidromecánicos que se colocan a continuación de los bloques

de anclaje cuya función es contrarrestar los esfuerzos producidos por cambios de

temperatura.

Las juntas de dilatación que se emplearán en este proyecto son del tipo

DRESSER y serán de 2.80 m de diámetro en la tubería de presión.



6.9. Presupuesto Referencial de las Obras Civiles y Electromecánicas

El presupuesto referencial que se requiere para la construcción del proyecto

hidroeléctrico Chinchipe es de USD 23.8 millones, de lo cual el 68.9%

corresponde a las obras civiles, equipo hidromecánico, equipos eléctricos, línea

de transmisión y subestación; el 15.2% corresponde a ingeniería y administración

de la construcción del proyecto; 5.2% a imprevistos; y, el 10.7% al pago de

Impuesto al Valor Agregado (IVA).

PRESUPUESTO REFERENCIAL DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA CHINCHIPE

Tipo de

obra ITEM DESCRIPCION Unidad Cantidad

Precio Unitario

Precio Total

1 OBRAS CIVILES

1.1 Obras de Captación y obras anexas m3 6,360 395 2,512,200

1.2 Túnel de conducción ml 1,480 4,000 5,920,000

1.3 Cámaras del Desarenador m3 1,560 395 616,200

1.4 Tanque de presión m3 996 395 393,420

1.5 Rápida de excesos m3 977 395 385,836

1.6 Tubería de presión (211,98 m de long.) ml 424 320 135,680

1.7 Casa de máquinas y bases para grupos m2 1,200 380 456,000

1.8 Subestación de distribución m2 300 180 54,000

1.9 Apoyos y Anclas para tubería de presión m3 480 150 72,000

1.10 Planes de manejo ambiental u 3 3,500 10,500

1.11 Casa de operadores m2 200 230 46,000

1.12 Caminos de acceso u 1 500,000 500,000

2 EQUIPOS HIDROMECÁNICOS

2.1 Turbina Francis completa u 2 900,000 1,800,000

2.2 Gobernador de velocidad u 2 180,000 360,000

3 EQUIPOS ELECTRICOS 0

3.1 Generadores u 2 804,000 1,608,000

3.2 Equipo de media tensión u 1 620,000 620,000

3.3 Transformador de Potencia de 10 MVA u 2 190,300 380,600

3.4 Sistema de corriente alterna u 2 22,660 45,320

3.5 Sistema de corriente continua u 2 12,850 25,700

3.6 Grupo diesel de emergencia u 2 15,900 31,800

3.7 Instalaciones eléctricas generales u 1 272,000 272,000

3.8 Sistema de detención de incendios u 2 5,000 10,000

3.9 Malla de tierra 1 5,700 5,700

4 MISCELANIOS 70,608 70,608

5 LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN

Línea de subtransmisión a 69 kV km 5 22,000 110,000

COSTO DE CONSTRUCCIÓN (1+2+3+4) = 16,441,564

INGENIERIA Y ADMINISTRACION = 3,617,144

IMPREVISTOS = 1,233,117

IMPUESTO AL VALOR AGREGADO = 2,555,019

TOTAL CENTRAL CHINCHIPE 23,846,844

TABLA 6.6: Costos referenciales para la construcción del proyecto hidroeléctrico Chinchipe de 17 MW (los valores están expresados en USD). Fuente: Cálculo realizado por los autores



El costo de las obras civiles, equipo hidromecánico, equipos eléctricos, línea de

transmisión y subestación asciende a USD 16.4 millones, lo que equivale al

68.9% de la inversión requerida, pudiendo desglosarse de la siguiente manera:

46.6% a obras civiles, 9,1% equipos hidromecánicos, 12.6% equipos eléctricos,

0.5% línea de transmisión y el 0.3% a misceláneos.

El costo por unidad de kW (potencia) instalado asciende a USD 1.403 valor

razonablemente bueno para la instalación de una central hidroeléctrica. No

obstante, la conveniencia financiera será determinada en los siguientes capítulos.

En la Tabla 6.6 se presenta con mayor detalle los costos unitarios y las

cantidades de obra que se requieren para la construcción de la central

hidroeléctrica Chinchipe de 17 MW.

6.10. Energía Media producida por la Central Chinchipe

Partiendo de la serie de caudales medios diarios registrados en el período 1977 –

1989 y que se indicaron en la Tabla 6.3, se resta el caudal ecológico que consta

en la Resolución No. 2252 del 14/dic/01 del Consejo Nacional de Recursos

Hídricos (CNRH), y se simula la operación de la central de generación, limitado el

valor de la serie con el caudal de diseño previamente definido y que para el

proyecto de la central Chinchipe es igual a 24.0 m3/s.

La multiplicación del caudal por la altura neta, por la aceleración de la gravedad y

por el factor de rendimiento de la central (0.802), da como resultado el valor de la

potencia media que diariamente la central hidroeléctrica puede suministrar al

sistema eléctrico al cual va a conectarse. La potencia media diaria transformada a

unidades de energía representa el valor de la energía media diaria de la central.

Esta energía es expresada luego en valores medios mensuales y anuales.



Los resultados de los cálculos realizados determinan para la central Chinchipe

una energía media anual igual a 139.8 GWh. El detalle de los resultados

alcanzados se puede ver en la Tabla 6.7.

ENERGIA ENERGIA(GWh) (GWh)

Enero 11.98 Julio 11.98 Qt10150

Febrero 10.82 Agosto 11.98 Qt25190

Marzo 11.98 Septiembre 11.59 Qt50225

Abril 11.59 Octubre 11.98 Qt100250

Mayo 11.98 Noviembre 10.39

Junio 11.59 Diciembre 11.98

TOTAL 69.94 69.89 139.83

ENERGIA MEDIA PRODUCIDA POR LA CENTRAL CHINCHIPE

MES MES

CAUDAL DE CRECIDA

(m3/s)

TABLA 6.7: Energía media producida por la central Chinchipe de 17 MW. Fuente: Cálculos realizados por los autores

6.11. Proceso de Producción de la central Chinchipe

En la Figura 6.1 (elaborado por los autores) se presenta el flujo de producción de

la central Chinchipe, en la que el agua equivale al insumo (entrada) y la potencia y

energía eléctrica corresponde al producto de salida.



Verificar caudal río

Palanda

Atender despacho del

CENACE

Verificar caudal en bocatoma

Agua

Informar a CENACE disponibilidad caudal

Ajustar reguladores para potencia y energía

despachada

Verificar válvulas, compuertas, turbinas y

generadores

Verificar instrumentos y compulsar con potencia y

energía despachada

Lecturar y registrar potencia y energía entregada a la red

Elaborar reporte mensual

Contabilizar, facturar y remitir factura

CONTRATOS PLAZO

Contabilizar, facturar y remitir factura

MERCADO SPOT

Atención al cliente, personalizado, telefónico,

email

Gestión de cobro Gestión de cartera

Pago mediante depósito bancario

Potencia y Energía E.

Marketing – Gestión de ventas Contratos a Plazo

Cumple requerim.

técnicos

NO SI

Realizar mantenimiento preventivo, correctivo o

ajuste a la operación

Figura 6.1: Secuencia de actividades en proceso de producción de energía eléctrica central Chinchipe

Transporte al SNI (MEM)



7. ANÁLISIS LEGAL Y SOCIAL

El ordenamiento jurídico del país, fijado por la Constitución Política, leyes,

reglamentos, decretos, acuerdos ministeriales y costumbres, entre otros,

determinan diversas condiciones que se traducen en normas permisivas o

prohibitivas que pueden afectar directa o indirectamente a las empresas así como

también al flujo de caja que se elabora para los proyectos que se evalúan.

El marco legal es de suma importancia y puede ser considerado como una

oportunidad en las actividades empresariales y los proyectos que de ella se

derivan, estos se encuentran incorporados a un determinado ordenamiento

jurídico que regula el marco legal en el cual los agentes económicos se

desenvolverán.

El estudio de viabilidad de un proyecto de inversión debe asignar especial

importancia al análisis y conocimiento del cuerpo normativo que regirá la acción

del proyecto, tanto en su etapa de origen como en la de su implantación y

posterior operación. Ningún proyecto, por más rentable que sea, podrá llevarse a

cabo si no se encuadra en el marco legal de referencia en el que se encuentran

incorporadas las disposiciones particulares que establecen lo que legalmente está

aceptado por la sociedad; es decir lo que se manda prohíbe o permite a su

respecto.

Sólo un análisis pormenorizado del marco legal particular para cada uno de los

proyectos que se evalúa, posibilitará calificarlo correctamente para lograr en su

formulación, la optimización de los resultados de una inversión.

Al implementarse un proyecto, además de integrarse como una organización

social y económica más del país, se constituye en un ente jurídico en el que se

entrelazan contratos laborales, comerciales, y otros que, al concurrir

simultáneamente y sucesivamente, generan las relaciones económicas que

producen utilidades y las pérdidas del negocio. De aquí que en la empresa y en



todo proyecto se observe un amplio universo legal de derechos y obligaciones

provenientes tanto de las leyes como de los contratos que se suscriban.

7.1. Componente Socioeconómico

La descripción de la situación socioeconómica del área de influencia directa e

indirecta del proyecto Chinchipe va a ser descrita mediante la utilización de

algunos indicadores.

7.1.1. Situación Económica del Cantón Palanda

El proyecto se localiza en el Cantón Palanda de la provincia de Zamora

Chinchipe. Según el VI Censo de Población y V de Vivienda realizados en 2001,

la población del cantón Palanda fue de 7.066 habitantes, y, 2.091 viviendas. A

continuación se indica algunos indicadores de la Provincia de Zamora Chinchipe y

del Cantón Palanda (ver Tabla 7.1):

INFORMACIÓN SOCIOECONÓMICA

Prov. Zamora Chinchipe Cantón Palanda

(%) (%)

Población total 76 601 100.0 7 066 100.0

Población hombres 39 662 51.8 3 792 53.7

Población mujeres 36 939 48.2 3 274 46.3

Analfabetismo 3 948 7.3 341 7.0

Total viviendas 22 743 100.0 2 091 100.0

Ocupadas con personas presentes 16 191 71.4 1 454 69.6

Ocupadas con personas ausentes 2 347 10.3 272 1.3

Desocupadas 3 377 14.9 324 15.5

En construcción 762 3.4 38 1.8

Viviendas con agua potable 6 128 37.8 430 29.6

Viviendas con alcantarillado 7 077 43.7 433 29.8

Viviendas con servicio eléctrico 11 877 73.4 879 60.5

Viviendas sin servicio eléctrico 4 314 26.6 575 39.6

Viviendas con servicio telefónico 2 801 17.3 173 11.9

Viviendas sin servicio telefónico 13 390 82.7 1 281 88.1

Tenencia de la vivienda propia 11 688 72.2 1 098 75.5

Tenencia de la vivienda arrendada 3 293 20.3 255 17.3

Eliminación basura con carro recolector 5 756 35.6 172 11.8

Terreno baldio o quebrada 6 015 37.2 482 33.1

TABLA 7.1: Información Socioeconómica de la provincia de Zamora Chinchipe y cantón Palanda. Fuente: Instituto Ecuatoriano de Estadísticas y Censos, INEC.



En el Cantón Palanda el 39.6% de las viviendas no disponen de servicio eléctrico,

el servicio telefónico alcanza a una población reducida del 11.9%, el destino final

del mayor porcentaje de basura generada es botado a los terrenos baldíos y

quebradas, las obras civiles de alcantarillado y agua potable es reducido lo que

equivale un servicio menor al 30% de las viviendas ocupadas. En resumidas

cuentas, los servicios básicos del cantón Palanda no llegan a la mayor parte de la

población y lo poco que existe no proporciona la calidad requerida.

7.1.2. Tenencia de la Tierra y Empleo

En el cantón Palanda las principales actividades a las que se dedica la Población

Económicamente Activa (PEA) es agricultura y ganadería con un 73%, y, en el

sector terciario de la economía (venta de servicios, comercio al por menor,

operarios y mano de obra no calificada) con un 16.2%.

En el cantón Palanda, la población económicamente activa es de 42.3%,

correspondiendo el 42.1% de población ocupada y al 0.2% de desocupados.

7.2. Aspectos Legales y de Legislación

Algunos de los procedimientos que a continuación se expresan, han sido tomados

del Instructivo para la Constitución de las Compañías Mercantiles en Ecuador

publicado por la Superintendencia de Compañías.

7.3. Clases de Sociedades y Compañías – Compañía Anónima

El Código Civil establece que las sociedades pueden ser civiles o comerciales.

Son sociedades comerciales las que se forman para negocios que la ley califica

de actos de comercio. Las otras son sociedades civiles.



La sociedad, sea civil o comercial, puede ser de tres tipos: colectiva, en

comandita o anónima. A continuación se presentará la sociedad anónima que es

la que se recomienda en el presente estudio.

La compañía anónima es una sociedad cuyo capital, dividido en acciones

negociables, está formado por la aportación de los accionistas que responden

únicamente por el monto de sus acciones. La denominación de esta compañía

debe contener la indicación de “compañía anónima” o las correspondientes siglas.

La compañía se constituirá mediante escritura pública que, previo mandato de la

Superintendencia de Compañías, será inscrita en el Registro Mercantil. La

compañía se tendrá como existente y con personería jurídica desde el momento

de dicha inscripción.

Requisitos Generales:

1. Nombre aprobado por la Secretaría General de la Superintendencia de

Compañías (Artículos 93 y 156 de la Ley de Compañías)

2. Presentar al señor Superintendente de Compañías, minuta o tres copias

certificadas de la escritura pública de constitución solicitándoles, con firma

de Abogado la respectiva aprobación. (Artículo 163 de la Ley de

Compañías).

3. La compañía deberá constituirse con uno o más accionistas. Si interviene

una institución de derecho público o derecho privado con finalidad social o

pública, puede constituirse una compañía de este tipo con la participación

de esa sola entidad (Artículo 159 y 74 numeral 4 de la reforma a la Ley de

Compañías, constante en la Ley de Mercado de Valores).

4. El capital suscrito de la compañía deberá ser de ochocientos dólares (USD

800) como mínimo integrante suscrito, y pagado por lo menos en el 25% de

cada acción. De igual manera el capital puede integrarse con numerario



(dinero) o con bienes muebles e inmuebles que correspondan a la actividad

de la compañía. En esta compañía se puede establecer un capital

autorizado, el mismo que no sobrepasará del doble del capital suscrito.

(Artículos 172, 159 y 174 de la Ley de Compañías y Resolución No. 009 de

la Superintendencia de Compañías publicada en el Registro Oficial No. 266

de septiembre 1 de 1993).

5. Por la naturaleza del objeto social: La compañía deberá afiliarse a una de

las Cámaras de la Producción sean estas de Industriales, de la Pequeña

Industria, de la Construcción, de Minería, de Agricultura. Obtener informes

favorables del Consejo Nacional de Tránsito y Transporte Terrestre, (si es

de transporte), Corporación Ecuatoriana de Turismo (para el uso del

término, turismo o sus derivados) y para las Compañías de Seguridad

Privada, los informes favorables del Ministerio de Defensas Nacional, y del

Ministerio de Gobierno y Policía, para los intermediarios de Seguros, el

informe de la Superintendencia de Bancos, en lo relativo a la actividad y el

nombre. Las disposiciones legales siguientes corresponden a las cámaras

según su tipo de actividad:

Cámara de la Pequeña Industria: Artículo 5 de la Ley de Fomento de

la Pequeña Industria, publicada en el Registro Oficial.

Cámara de Industriales: Artículo 7 del Decreto No. 1531 publicado

en el Registro Oficial No. 18 de septiembre 2 5 de 1968, 878 de

agosto 29 de 1975 y Ley Reformatoria Publicada en el Registro

Oficial No.200 de mayo 30 de 1989.

Cámara de la Construcción: Artículo 4 del Decreto Supremo No.

3136 de enero 14 de 1979 publicado en el Registro Oficial No. 762

de Enero 30 de 1979.

Cámara de Minería: Artículo 17 de la Ley de Minería, publicada en el

suplemento del Registro Oficial No. 695 de mayo 31 de 1991.

Cámara de Agricultura: Artículo 3 inciso segundo de la Ley

Reformatoria a la Ley de Centros Agrícolas, Cámaras de Agricultura



Provinciales y Zonales, publicada en el Registro Oficial No. 326 de

Noviembre 29 de 1993.

Compañías de Transporte: Informe favorable del Consejo Nacional

de Tránsito, de conformidad con el artículo 169 de la Ley de Tránsito

y Transporte Terrestre.

CETUR: Por su denominación, de ser aprobada la compañía deberá

obtener la respectiva autorización de la Corporación Ecuatoriana de

Turismo según el artículo 133 del Reglamento a la Ley de Turismo.

Compañías de Seguridad Privada: Artículo 3 del Reglamento para

Constitución y Funcionamiento de Organizaciones de Seguridad

Privada, expedido mediante, Decreto Ejecutivo No. 2697 de

Septiembre 4 de 1991, publicado en el Registro Oficial No. 765 de

septiembre 9 de 1991.

Compañías Intermediarias de Seguros: Requerirá por su objeto y

razón social, el informe favorable previo, de la Superintendencia de

Bancos, en atención a lo previsto en el artículo 7 de la Resolución

No. 86-257, publicada en el Registro Oficial No.486 de Julio 24 de

1986.

6. Socios Extranjeros en la Compañía: Si intervinieren socios extranjeros,

sean personas naturales o jurídicas, deberán declarar en el contrato

constitutivo el tipo de inversión que realizan, esto es, inversión extranjera

directa, subregional o nacional, para esta última deberán obtener el oficio

de constancia de la declaración efectuada ante el Ministerio de Industrias,

Comercio, Integración y Pesca, de conformidad con el artículo 13 de las

normas reglamentarias sobre inversión extranjera, publicada en el Registro

Oficial No.106 de enero 13 de 1993.

7.4. Costos aproximados para la Constitución de una Compañía Anónima.

Deberá considerarse los gastos que demanda la constitución de la compañía

anónima y que son los siguientes:



Honorarios del Notario para la aprobación del Estatuto

Publicaciones de prensa

Obtención de la Patente Municipal

Honorarios del Registrador Mercantil (inscripción, escritura de constitución)

Honorarios del Registrador Mercantil (inscripción, nombramientos)

Gastos de trámites (formularios, fotocopias, movilización, etc.)

Honorarios de Abogado (por todo el trámite)

7.4.1. Como sacar la Patente Municipal

La patente municipal, es el permiso municipal obligatorio para el ejercicio de una

actividad económica habitual. Para su obtención, quienes ejerzan actividades

económicas se deben inscribir en el registro de la Jefatura Municipal de Rentas y

cancelar el impuesto de patente anual para la inscripción y, de patente mensual,

para el ejercicio.

Para la constitución de la empresa que construirá y operará la central Chinchipe

se deberá realizar la consulta al Ilustre Municipio de Palanda referente a los

pagos de patente anual y patente mensual.

7.4.2. Como sacar el Registro Único de Contribuyentes (RUC)

La Ley de Registro Único de Contribuyentes (LRUC) establece que todas las

personas naturales o jurídicas, entes sin personería jurídica, nacionales o

extranjeras, que inicien o realicen actividades económicas en el país, en forma

permanente u ocasional o que sean titulares de bienes o derechos que generen u

obtengan ganancias, beneficios, remuneraciones, honorarios y otras rentas

sujetas a tributación en el Ecuador, están obligados a inscribirse, por una sola

vez, en el Registro Único de Contribuyentes.



7.5. Impuestos

En cuanto a los impuestos directos es más aconsejable tratarlos no como costos,

sino como participación del Estado en los beneficio de la empresa, el Estado se

convierte en una especie de socio invisible que participa de los beneficios, los

mismos que se esperarían vayan a favorecer a toda la comunidad en su conjunto.

De acuerdo a la Ley de Régimen Tributario Interno (LRTI), los impuestos que el

sector eléctrico debe pagar al estado son: Impuesto a la Renta (IR); al Valor

Agregado (IVA) en transacciones de compra de: equipos, repuestos y otros;

Impuesto sobre los Activos Reales, el 1‰ (uno por mil) a cargo de la

Superintendencia de Compañías; e Impuesto sobre los Activos Reales, 1,5 ‰

(uno punto cinco por mil) a cargo del Municipio de Palanda.

Es de aclarar que el IVA, para las transacciones de compra venta de electricidad

se encuentra exonerado.

7.6. Contribuciones

En base a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Artículo 20, “Contribuciones.-

Los generadores, el transmisor y los distribuidores abonarán anualmente y por

adelantado, dentro del primer trimestre, una contribución al CONELEC para

financiar el presupuesto aprobado de conformidad con lo señalado (en el Artículo

13, literal ñ)”

El Artículo 13, literal ñ, dice lo siguiente: “Formular y aprobar el presupuesto anual

de gastos y requerimiento de recursos del CONELEC, y remitirlo al Ministerio de

Finanzas para su integración y consolidación, en cumplimiento a lo establecido en

la Ley de Presupuesto del Sector Público”.

Esta contribución será fijada en forma singular para cada generador, el transmisor

o distribuidor en particular y será igual a la suma total de gastos e inversiones



previstos por su presupuesto, multiplicada por una fracción en la cual, el

numerador será la suma de los ingresos brutos obtenidos por cada uno de los

generadores, el transmisor o los distribuidores, por la operación correspondiente

al año calendario anterior; y, el denominador, el total de los ingresos brutos

resultantes de la gestión de todos los productores, el transmisor y los

distribuidores del país, durante igual periodo.

El CONELEC gozará de jurisdicción coactiva para el cobro de sus contribuciones

según lo establecido en el Reglamento General de esta Ley.

La mora por falta de pago de la contribución se producirá de pleno derecho y dará

lugar a los intereses moratorios previstos en el artículo 20 del Código Tributario,

sin perjuicio de las multas que fije la reglamentación.

El CENACE recibe aportes de los agentes del MEM según los estable la LRSE en

su Artículo 25, así como también en el Artículo 45 del Reglamento Sustitutivo del

Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (RSRGLRSE),

mismo que dispone que los “Recursos económicos del CENACE se formarán con

una contribución que abonarán todos los integrantes del Mercado Eléctrico

Mayorista, como una alícuota, calculada en forma proporcional sobre las

transacciones económicas efectuadas el año calendario inmediatamente anterior,

la que será fijada anualmente por el Directorio del CENACE. Los faltantes o

sobrantes de cada ejercicio serán trasladados al siguiente.”

7.7. Estudios Ambientales

Los estudios ambientales desarrollados por organismos públicos y privados han

permitido caracterizar los componentes ambientales en su estado actual y futuro

del área de influencia directa del proyecto (línea base y evaluación de impactos

ambientales), destacándose la biodiversidad existente en la zona, que debe ser

manejada con cuidado. Las especies vegetales encontradas en los bosques de

Palanda son especies que se encuentran fuera de los rangos de clasificación



establecidos en el Libro Rojo de las plantas del Ecuador elaborado por la Unión

Internacional para la Conservación de la Naturaleza (UICN).

Las investigaciones realizadas han permitido además conocer las condiciones

actuales de cobertura vegetal, uso de suelos y asentamientos poblacionales, así

como identificar el caudal ecológico que deberá mantenerse en el río Palanda

durante las condiciones de estiaje.

Es de suma importancia en un proyecto hidroeléctrico tener presente el Caudal

Ecológico (Estudio Hidrológico, realizado por Ing. Marco Moreira). Para la

determinación del caudal ecológico se asume el criterio de establecer un caudal

en términos de un caudal equivalente al 10% del caudal con persistencia igual al

90%.

El análisis de caudales en el río Palanda determinó que el caudal con persistencia

del 90% es igual a 14.0 m³/s. Por tanto el cauce considerado como ecológico

tiene un valor de 1.40 m³/s, que debe ser mantenido en el cauce como mínimo.

Es importante establecer a futuro un plan de manejo integral de la cuenca

hidrográfica con el fin de evitar el cambio inadecuado del uso del suelo, lo que

produce una disminución de los caudales en época de estiaje, aumento de los

caudales de crecida en época lluviosa y el incremento de la producción de

sedimentos por efecto de las actividades antrópicas.

Definida y caracterizada el área de influencia directa del proyecto y definidas las

acciones que estarán presentes por efecto de su implementación, se establece

que luego de aplicar la matriz de Leopold, el ambiente (área de influencia directa

del proyecto) hasta la actualidad ha sido degradado y que el proyecto lo

incrementará; debiendo, la compañía que opere la central Chinchipe, iniciar el

programa de Gestión Ambiental en el área, con la implementación de todas las

acciones contenidas en planes y programas que estructuran el Plan de Manejo

Ambiental, tendiente a minimizar y compensar los impactos ambientales más



relevantes, entre los que se destacan las alteraciones a: la vegetación natural,

cobertura vegetal y biodiversidad en la zona, así como las actividades antrópicas

producidas por los asentamientos humanos en la zona.

En lo que se relaciona al ámbito legal, el Reglamento Ambiental para Actividades

Eléctricas señala en su Artículo 13 que “Los concesionarios y titulares de

permisos y licencias para la generación, transmisión y distribución de energía

eléctrica, serán responsables de la aplicación de las normas legales,

reglamentos, regulaciones e instructivos impartidos por el CONELEC, dentro del

marco general del Sistema Nacional Descentralizado de Gestión Ambiental.”,

correspondiéndoles en especial presentar a consideración y calificación del

CONELEC el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y su correspondiente Plan de

Manejo Ambiental (PMA), que en esta caso deberá cumplirse para la construcción

y operación del proyecto hidroeléctrico Chinchipe. El Estudio de Impacto

Ambiental será elaborado en dos etapas, el primero de carácter Preliminar (EIAP)

y el segundo Definitivo (EIAD), estudio que, luego de aprobado por dicha

Institución, será remitido por el interesado al Ministerio del Ambiente para que se

le conceda la Licencia Ambiental respectiva (CONELEC, 2005, Página WEB,

Gestión Mabiental).

7.8. Permisos para Operación de la Central Chinchipe

Según el Articulo 39 de la LRSE, el CONELEC por delegación del Estado,

suscribirá los contratos de concesión. El Artículo 30 de la misma Ley, indica que

el CONELEC concederá un permiso, sin promoción alguna, para la construcción y

operación de centrales de generación (menores a 50 MW).

Para obtener el permiso de construcción y operación de centrales de generación

menores a 50 MW deberá seguirse el procedimiento señalado en el Reglamento

de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía

Eléctrica.



Sin embargo, que en su Artículo 54 del Reglamento en cuestión señala dicha

autorización en los siguientes términos: “serán objeto de permisos otorgados por

el CONELEC, los proyectos de generación … de cualquier tipo, de manera que la

capacidad total del proyecto no exceda de 50 MW”.

Otorgado el permiso por parte del CONELEC, mediante el acto administrativo

correspondiente, el solicitante suscribirá con dicho organismo un convenio, por

medio del cual se establecerán los derechos y obligaciones de las partes y el

plazo de duración del permiso.

Los procedimientos para el otorgamiento del permiso son los siguientes según lo

señala el Artículo 57 del referido Reglamento:

a) Solicitud para la obtención del permiso, deberá ser presentada al

CONELEC por la persona jurídica o natural interesada. Se acompañará

USD 200 por cada MW de capacidad nominal declarada.

b) El CONELEC, efectuará el análisis pertinente, debiendo emitir la resolución

que corresponda dentro de los treinta días siguientes a la fecha de

admisión de la solicitud, lo que se comunicará al solicitante por escrito.

c) El convenio deberá ser suscrito mediante escritura pública y deberá

contener como mínimo lo siguiente:

Objeto del convenio.

Plazo de duración.

Obligaciones entre las partes.

Causales de terminación.

Zona geográfica para el desarrollo del proyecto materia del permiso.

Solución de controversias.

Para la suscripción del convenio no se requerirá de la presentación de



garantías.

Los permisos que otorga el CONELEC tendrán una duración máxima de 50 años,

pudiendo ser renovados a juicio de CONELEC.

Se califican como causas para la revocatoria del permiso las siguientes

(CONELEC, 2003):

a) Si se comprobara que la documentación presentada con la solicitud de

permiso es falsa o no tuviere el sustento legal requerido;

b) Si se inicia la construcción del proyecto sin el conocimiento y aprobación

previa del CONELEC;

c) Por la no-presentación del estudio de impacto ambiental acordado en la

carta de compromiso y dentro del plazo establecido;

d) Por incumplimiento injustificado de los plazos establecidos en el

cronograma de ejecución del proyecto, aprobado por el CONELEC,

particularmente de los plazos estipulados para suscribir el convenio y para

iniciar la construcción de las obras, si es del caso;

e) Si durante las etapas de construcción, operación y retiro, no se cumplen las

normas técnicas y regulaciones;

f) Si el proyecto no hace uso óptimo del recurso natural que aprovecha;

g) Si el permiso se transfiere a terceros sin autorización del CONELEC; y,

h) Otras que se establezcan en el respectivo convenio.



Es importante, para los inversionistas, tener en cuenta el Artículo 31 de la LRSE

en la que se indica que los generadores explotarán sus empresas por su propia

cuenta asumiendo los riesgos comerciales inherentes a tal explotación, bajo los

principios de transparencia, libre competencia y eficiencia. Para asegurar la

transparencia y competitividad de las transacciones, los generadores no podrán

asociarse entre sí para la negociación de contratos de suministro eléctrico o su

cumplimiento.

7.9. Derechos y Obligaciones de los Concesionarios

Las obligaciones de los Concesionarios se encuentran en el Reglamento

Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico,

que en su Artículo 40 sobre las Obligaciones de los Concesionarios, dice:

a) Efectuar los estudios para el financiamiento y la construcción de las obras

en los plazos señalados en los respectivos contratos de concesión.

b) Conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas

para su operación segura y eficiente de acuerdo con la Ley, Reglamentos y

Contratos de Concesión.

c) Garantizar la calidad y seguridad del servicio de acuerdo a lo estipulado en

la Ley, los Reglamentos y el Contrato de Concesión.

d) Presentar la información técnica y económica exigida por las autoridades

competentes.

e) Facilitar al CONELEC las inspecciones técnicas en sus instalaciones, y en

el caso de las empresas sujetas a regulación, la información necesaria

para realizar auditorias de costos.

f) Respetar los derechos de los trabajadores de acuerdo a lo establecido en



el Artículo 65 de la Ley.

g) Cualquier otra obligación constante en el contrato de concesión.”

Sobre los derechos de las empresas de generación se encuentra en el Artículo 58

del RSRGLRSE, señalando que los generadores podrán vender la energía

eléctrica a las empresas eléctricas distribuidoras y a grandes consumidores de la

siguiente manera: a) precios de mercado ocasional fijados por el CENACE, o b) a

precios libres pactados mediante contratos a largo plazo. Las transacciones entre

generadores, resultado del despacho de carga, se realizarán en el MEM, a

precios de mercado ocasional fijados por el CENACE.

7.10. Libre Acceso a las Redes de Transmisión y Distribución

El Artículo 66 de la LRSE otorga la obligación a la empresa de transmisión y a las

empresas distribuidoras, en el presente caso la Empresa Eléctrica Regional del

Sur S.A., a permitir el libre acceso a sus sistemas eléctricos (de transmisión o

distribución) a los generadores que así lo soliciten, siempre y cuando cumplan las

siguientes condiciones:

a) Que exista capacidad de transporte disponible;

b) Que exista compatibilidad técnica en los sistemas eléctricos;

c) Que no degrade ni afecte la calidad del servicio;

d) Que no ocasione daño cuidando con las disposiciones ambientales;

e) Que exista un acuerdo entre las partes y el respectivo pago por concepto

de acceso que será regulado por el CONELEC.

7.11. Legislación del Mercado Eléctrico Mayorista



El Mercado Eléctrico Mayorista se encuentra operando a partir del 1 de abril de

1999.

El Artículo 45 de la LRSE señala que el MEM estará constituido por los

generadores, distribuidores y grandes consumidores incorporados al Sistema

Nacional Interconectado. Las transacciones que podrán realizarse en este

mercado son únicamente ventas en el mercado ocasional o contratos a plazo. El

MEM abarcará la totalidad de las transacciones de suministro eléctrico.

El Artículo 49 de la LRSE dispone el mecanismo para las liquidaciones de las

transacciones económicas, las que serán realizadas por el CENACE, que

determinará los importes que deberán abonar y percibir los distintos participantes

del mercado.

Los procedimientos de las transacciones comerciales se encuentran en el

Reglamento para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista expedido en

febrero de 1999, en el que consta entre otras cosas la conformación y

funcionamiento del MEM, fijación de precios en el mercado ocasional, otras

remuneraciones aplicables a la generación, liquidaciones de potencia y energía,

obligaciones de los agentes, facturación y cobro de las transacciones,

controversias o incumplimiento de obligaciones.

En el Artículo 3 de este mismo Reglamento, se define a la energía firme como la

producción efectiva de una planta hidráulica, en un período dado, que en función

de los caudales mensuales aportados y la capacidad del reservorio, asegure una

probabilidad de ocurrencia del 90% anual.

Para establecer el mecanismo de operación del Sistema Nacional Interconectado

existe el Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional

Interconectado, mismo que se refiere a las obligaciones del CENACE en cuanto

tiene que ver con la planificación, operación, coordinación y elaboración del



programa de mantenimiento de las centrales y más elementos del sistema

eléctrico. Este Reglamento señala que el CENACE realizará el despacho

económico horario de los recursos de generación sujetos a despacho y las

transferencias de energía por interconexiones internacionales, de tal forma que se

atienda la demanda horaria y se minimicen los costos de operación,

considerando:

a) La predicción de la demanda horaria;

b) Los costos variables de las unidades de generación;

c) Las restricciones técnicas que se impongan, incluyendo la generación

obligada por criterios de calidad de servicio;

d) El programa de mantenimiento de las unidades de generación;

e) Las proyecciones de importación y exportación de energía;

f) El margen de reserva de generación de acuerdo a los criterios de

confiabilidad y calidad del servicio.

7.12. Principios generales para el intercambio de electricidad.

A partir de marzo de 2003 se da inicio a la operación de la interconexión eléctrica

entre Ecuador y Colombia, una vez que se culminó con la construcción de la línea

de transmisión entre los dos países. Es la decisión número 536 de la Comisión de

la Comunidad Andina, por medio de la cual se crea el marco general para la

interconexión de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de

electricidad.



Los principios generales para el intercambio de electricidad, sobre la base de los

Acuerdos establecidos por los organismos reguladores de los países andinos, son

los siguientes:

a) Eliminar toda discriminación de precios entre mercados nacionales y

mercados externos; así mismo no discriminar en el tratamiento que se

conceda, a los agentes internos y externos, tanto para la demanda como

para la oferta de electricidad.

b) Garantizar el libre acceso a las líneas de interconexión internacional.

c) El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho

económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los

contratos comerciales de compraventa de electricidad.

d) Los contratos que se celebren para la compraventa intracomunitaria de

electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de

compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas.

e) La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los

enlaces internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de

libre acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y los

contratos de compraventa internacional de electricidad.

f) Asegurar condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con

precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando

prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.

g) Permitir la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad

de los países, respetando los contratos suscritos de conformidad con la

legislación y marcos regulatorios vigentes, sin establecer restricciones al



cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos

para los mercados nacionales.

h) Permitir las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo

(TIE).

i) Promover la participación de la inversión privada en el desarrollo de la

infraestructura de transporte de electricidad para las interconexiones

internacionales.

j) Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace

internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo.

k) No conceder ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones

de electricidad; tampoco imponer aranceles ni otros gravámenes,

impuestos, o restricciones específicos a las importaciones y exportaciones

intracomunitarias de electricidad.

l) Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces

intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones

internacionales de electricidad de corto plazo, producto de los flujos físicos

determinados por los despachos económicos coordinados.

Para todos los efectos tributarios y aduaneros derivados de la aplicación del

Reglamento para Transacciones Internacionales de Electricidad, la energía a ser

importada y exportada tiene la naturaleza jurídica de bien inmueble por destino,

según las disposiciones del Artículo 8 de la Ley de Régimen del sector Eléctrico y

604 del Código Civil.



7.13. Participación Privada en Proyectos Hidroeléctricos

En cuanto a la participación privada en los proyectos en general y en forma

específica de la generación hidroeléctrica, debe mencionarse el Artículo 249 de la

Constitución Política que dice: “Será responsabilidad del Estado la provisión de

servicios públicos de …, fuerza eléctrica, … y otros de naturaleza similar. Podrá

prestarlos directamente o por delegación a empresas mixtas o privadas, mediante

concesión, asociación, capitalización, traspaso de la propiedad accionaria o

cualquier otra forma contractual …”, lo cual abre la posibilidad a inversionistas

privados para que puedan participar directamente en la construcción y operación

de la central Chinchipe.

En base a la Constitución Política, el Art. 27 de la LRSE se refiere a la

participación del sector privado, “El sector privado podrá participar en el capital

social de empresas de generación, transmisión y distribución de energía

eléctrica.”



8. ANÁLISIS ADMINISTRATIVO

8.1. Grupo Empresarial

Para el desarrollo del proyecto hidroeléctrico Chinchipe deberá conformarse una

compañía anónima con domicilio en la ciudad de Loja que estará enmarcada

dentro de la Constitución Política del Ecuador, la Ley de Compañías, la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico y más leyes y reglamentos relacionados.

Los accionistas fundadores de la misma (Artículo 161 de la Ley de Compañías),

serán personas naturales o jurídicas en número de 50, que puedan aportar con

capital inicial (capital suscrito y pagado de USD 11’924.000 en total). El

representante legal de la compañía deberá realizar gestiones para conseguir el

aporte, que permita la capitalización de la compañía hasta alcanzar el 50% del

monto de la inversión requerida para la construcción del proyecto hidroeléctrico

Chinchipe, esto es USD 11’924.000. Se debe indicar que para iniciar la

construcción se requiere un capital mínimo pagado de USD 5’962.000.

Los accionistas fundadores deberán decidir sobre la apertura del capital a la

población (venta de acciones ordinarias o preferentes) especialmente tratando de

captar las remesas de los migrantes, actuar a través del mercado de capitales

(Bolsa de Valores de Quito y Guayaquil).

Concomitantemente, se deben realizar gestiones para contratar el financiamiento

del 50% restante con entidades nacionales o extranjeras, pudiendo ser éste en

dinero y/o en bienes como equipo electromecánico para la generación de

electricidad, procurando las mejores tasas de interés y los plazos más

convenientes, con lo cual se permitirá llevar adelante la construcción de la central

Chinchipe.

El capital de la compañía estará compuesto de los aportes que cada uno de los

accionistas entregue o prometa entregar en cumplimiento de la Ley de



Compañías. Para la constitución de la compañía será necesario el pago de no

menos del cincuenta por ciento del capital suscrito. Para el caso que el capital sea

mediante aportes en obligaciones, valores o bienes, en el contrato social se

dejará constancia de ello y de sus avalúos.

El proceso de formación y aprobación de la compañía estará de acuerdo a

disposiciones de las leyes y reglamentos. Se realizará la publicación de un

extracto de la conformación, por una sóla vez, en uno de los periódicos de mayor

circulación en el domicilio de la compañía, y la inscripción en el Registro

Mercantil.

El extracto de la escritura de constitución de la compañía contendrá lo siguiente:

a) la razón social, objeto y domicilio de la compañía;

b) el nombre, nacionalidad y domicilio de los accionistas que la forman;

c) el nombre de las personas autorizadas para obrar, administrar y firmar por

ella;

d) la suma de los aportes entregados, o por entregarse, para la constitución

de la compañía; y,

e) el tiempo de duración.

El extracto de constitución de la compañía corresponde a lo siguiente:

a) Razón Social: Empresa Generadora Hidrochinchipe S.A.

Objeto: Producir y comercializar potencia y energía eléctrica

Domicilio Compañía: Cantón Loja

b) Nombre Accionistas: Yolanda Castillo Torres

Franco Pineda Ochoa

Jorge Muñoz Vizhñay

47 accionistas fundadores adicionales

Nacionalidad: Ecuatoriana

Domicilio Socios: Cantón Loja



c) Nombre Socios: Yolanda Castillo Torres (Autorizado)

Franco Pineda Ochoa (Autorizado)

Jorge Muñoz Vizhñay (Autorizado)

d) Capital Social: USD 11’962.000 pagado dividido en 11.962 acciones

ordinarias y nominativas, de USD 1.000 cada una.

e) Tiempo de duración: 30 años

8.2. Políticas de Administración de Personal

La empresa constituida para la administración de la central Chinchipe contratará

un ejecutivo para que se desempeñe como Presidente Ejecutivo de la compañía,

quien será el representante legal de la misma, debiendo cumplir con los requisitos

de formación, así como también con altos niveles de autoestima que le permita

liderar al grupo de personas que dirigirá, así como también guiar a la compañía a

niveles de eficiencia y eficacia, desarrollará un sistema de trabajo en un ambiente

de responsabilidad humana donde se cultive el aprecio, la confianza, el respeto, la

motivación y prevalezca el poder de las ideas.

Designado el Presidente Ejecutivo, que tendrá la representación legal, inscribirá

su nombramiento con la razón de su aceptación, en el Registro Mercantil, dentro

de los treinta días posteriores a su designación. La fecha de la inscripción del

nombramiento será la del comienzo de sus funciones.

En el contrato social se estipulará el plazo para la duración del cargo de

administrador, que no podrá exceder de cinco años, sin perjuicio de que el

administrador pueda ser indefinidamente reelegido o removido por causas

legales.



8.3. Organización

La organización estará marcada por dos etapas, primero en el proceso de

construcción y la segunda por el proceso de operación y mantenimiento. En la

primera etapa deberá considerarse la situación que la compañía llevará adelante

la construcción del proyecto hidroeléctrico Chinchipe mediante la contratación de

las obras con una firma especializada que asuma el compromiso de entregar la

central en perfecto funcionamiento. En este caso, la estructura administrativa

prevista para esta etapa, será solo de intervención a través de la fiscalización y de

preparación para la operación.

La fiscalización de la obra será contratada con empresas especializadas.

8.4. Dirección

La dirección es la función administrativa que incluye el empleo de la influencia

para activar y motivar a las personas para que ejecuten las tareas esenciales.

La administración de la compañía realizará un proceso para la orientación de los

esfuerzos colectivos que permita lograr un propósito común y el cumplimiento de

los objetivos propuestos por la empresa.

Una vez realizada la investigación de mercado, se establecerá el plan estratégico

a nivel corporativo para lograr una sinergia sostenible en la empresa, lo que

permitirá tomar decisiones a la alta gerencia y enrumbar al cumplimiento de los

objetivos estratégicos.

A continuación se presentan algunos elementos que podrán incorporarse al plan

estratégico:



8.4.1. Visión

La central hidroeléctrica Chinchipe es uno de los agentes para la generación de

energía eléctrica, cuya fuente es la hidráulica, que se ha posicionado

exitosamente en el mercado, por una gestión planificada, eficiente, mejora

continua en los procesos, automatización de los procesos, que le permiten

alcanzar estándares internacionales, en el año 2010.

8.4.2. Misión

Generar energía eléctrica y potencia, para los agentes del Mercado Eléctrico

Mayorista, empresas distribuidoras y grandes consumidores, de manera oportuna,

continua y confiable, con calidad y precios competitivos, respetando el marco

legal vigente y el medio ambiente, proporcionando atención personalizada a los

clientes e impulsando el bienestar, motivación y desarrollo del personal y de la

comunidad del sur ecuatoriano.

8.4.3. Objetivos Estratégicos

Entregar el servicio eléctrico en forma continua, confiable y de calidad.

Otorgar atención personalizada usando el sistema telefónico o electrónico.

Brindar facilidades para la atención al cliente y en forma oportuna.

Negociar los contratos a plazos con precios Competitivos (cercanos a 3

¢USD/kWh) y determinar los reajustes pertinentes.

Colaborar para lograr las reformas a la LRSE que viabilice las

transacciones comerciales.

Otorgar facilidades para las transferencias económicas.

Mejorar los procesos de comercialización.

Fijar políticas de marketing para conseguir mejores operaciones

comerciales.

Buscar la participación de los grandes consumidores en proyectos

hidroeléctricos de hasta 10 MW.



8.4.4. Estrategias

Las estrategias empresariales serán las siguientes:

Automatizar el proceso de producción.

Instalar los equipos con tecnología de punta para lograr eficiencia en el

sistema de información y comunicación.

Capacitar al personal para brindar una atención de calidad.

Establecer negociaciones con los clientes bajo el concepto de ganar ganar.

Cumplir los contratos a plazo según lo estipulado tanto en cantidad de

energía como de precios.

Mantener reuniones con funcionarios y agentes del sector eléctrico para

proponer reformas del marco legal.

Suscribir convenios con instituciones financieras para lograr servicios

bancarios de calidad en el proceso de recaudación de las facturas.

Conseguir la certificación ISO 9000 en el mediano plazo.

Buscar alternativas para las transacciones comerciales con los grandes

consumidores.

Convocar a los grandes consumidores para que participen en el paquete

accionario de la empresa que opera la central Chinchipe.

Realizar un seguimiento de todas las actividades para asegurarse del

cumplimiento de acuerdo con lo programado.

8.5. Control

La medición del rendimiento organizativo es uno de los retos más críticos a los

que se enfrentará la empresa, ya que puede tener un papel clave en aspectos

como el desarrollo del plan estratégico, la evaluación del logro de los objetivos de

la empresa, o los incentivos de los directivos, entre otros.



Durante mucho tiempo los modelos de control y medición del rendimiento se han

venido centrando únicamente en los resultados financieros. Pocos

administradores cuestionaban estas medidas de carácter exclusivamente

financiero, hasta que la fuerza competitiva de las empresas americanas declinó a

principios de los 80. Las nuevas circunstancias obligaban, como afirma Kaplan

(1983), “a pasar del énfasis en el corto plazo de las medidas financieras al del

largo plazo con las no financieras”.

Por todo ello se aboga por la inclusión de indicadores no financieros relevantes

que reflejen los objetivos estratégicos a corto, medio y largo plazo, de la

organización (por ejemplo la satisfacción de los clientes, moral de los empleados,

tiempos de ciclo, calidad, innovación, flexibilidad) y permitan la toma de

decisiones y el control.

Existen diferentes modelos que permiten racionalizar la elección de indicadores a

partir de una modelación de la realidad empresarial como la herramienta

denominada Balanced Scorecard – BSC o Cuadro de Mando Integral - CMI,

aunque el diseño del mismo, como el de cualquier sistema de información,

dependerá de múltiples variables, y podrá tener diversos grados de sofisticación y

formalización.

El CMI fue desarrollado inicialmente por Kaplan y Norton (1992, 1993) como un

sistema de medida del rendimiento que contenía tanto medidas financieras como

no financieras.

El CMI, traducirá la estrategia y la misión de una organización en un amplio

conjunto de medidas de la actuación que proporcionan la estructura necesaria

para un sistema de gestión y medición estratégica. El proceso para implantación

del CMI se indica en la Figura 7.1, mismo que parte desde el plan estratégico

empresarial de la operación de la central Chinchipe.



Figura 7.1: Proceso para la implantación de un

sistema Balanced Scorecard BSC o Cuadro de Mando Integral CMI en la empresa. Fuente: www.tablero-decomando.com

En el CMI los diferentes indicadores (financieros y no financieros) han de formar

una serie de objetivos y medidas claramente vinculados y coordinados, ya que

deben reflejar las relaciones causales (causa – efecto) tendientes al logro de los

objetivos de la organización.

El CMI es más que un sistema de medición táctico u operativo, las empresas

innovadoras lo están utilizando como un “sistema de gestión estratégica”, para

gestionar sus estrategias a largo plazo, es decir, para llevar a cabo procesos de

gestión decisivos tales como:

Aclarar y traducir o transformar la visión y la estrategia.

Comunicar y vincular los objetivos e indicadores estratégicos.

Planificar, establecer objetivos y alinear las iniciativas estratégicas.

Aumentar la realimentación y formación estratégica.

Por consiguiente, el CMI medirá la actuación de la organización de la central

Chinchipe desde cuatro perspectivas equilibradas (ver Fig. 7.2):

PLAN

ESTRATÉGICO

OBJETIVOS

ESTRATÉGICOS

DESPLIEGUE DE OBJETIVOS

PLAN DE GESTIÓN

OBJETIVOS

POR ÁREA

INDICADORES CLAVE POR ÁREA

PROCESOS CLAVE PARA EL ALCANCE DE

OBJETIVOS

PLANES DE MEJORA

CUADRO MANDO

INTEGRAL



a) Las finanzas

b) Los clientes

c) Los procesos internos

d) Y la formación y crecimiento

Figura 7.2: Perspectivas del BSC o CMI.

Fuente: Notas de clase Econ. Wilson Araque

a. Perspectiva Financiera: se orientará a trabajar estrategias en la mejora de

ingresos, en la eficiencia del uso de los fondos y en los retornos y manejo

de activos de la central Chinchipe y otros que pudieran haber.

b. Perspectiva del Cliente: se orienta a trabajar estrategias en la

satisfacción, adquisición, retención y en la entrega de beneficios continuos

al cliente, para tener una creciente participación en el mercado.

c. Perspectiva de Procesos Internos: se orienta a trabajar estrategias para

mejorar la cadena de valor empresarial, mejorando continuamente las

operaciones empresariales, que permitan innovaciones en el ciclo de

producción y mejoras en los servicios post venta.

PERSPECTIVA DE LA FORMACIÓN Y CRECIMIENTO

PERSPECTIVA DE PROCESOS INTERNOS

PERSPECTIVA DEL

CLIENTE

PERSPECTIVA

FINANCIERA

OBJETIVOS

ESTRATÉGICOS

MISIÓN

ÉXITO

VISIÓN



d. Perspectiva de Formación y Aprendizaje: Se refiere a estrategias para

mejorar la formación y capacitación de las personas que laboran en la

empresa, para optimizar y mejorar las relaciones interpersonales,

mejorando el sistema de información organizacional y diseñando

estructuras organizacionales efectivas.

El CMI pone énfasis en que los indicadores financieros y no financieros deben

formar parte del sistema de información para empleados de todos los niveles de la

organización. Los objetivos e indicadores del CMI se comunicarán a través de

toda la organización, por medio de los boletines internos de la empresa, las

estafetas, videos o forma electrónica a través de los ordenadores personales

instalados en red. La comunicación servirá para indicar a todos los empleados los

objetivos críticos que deberán alcanzarse para que la estrategia de la

organización tenga éxito.

8.6. Empleados

Los empleados y trabajadores que laborarán en la empresa Hidrochinchipe S.A.

que operará la central Chinchipe serán personas capacitadas con un alto nivel

de conocimiento en cada una de las funciones que desempeñen, con la finalidad

de obtener un mejor rendimiento y calidad en el trabajo, y así fomentar el

desarrollo de una mayor pericia en cada una de las áreas funcionales, lo que

permitirá que se logren los objetivos estratégicos de la empresa. Dichos

empleados y trabajadores estarán amparados por el código del trabajo, es decir

pertenecerán al sector privado.



8.7. Organización

8.7.1. Niveles de Dependencia

Estructuralmente la empresa de la central hidroeléctrica Chinchipe contará

con los siguientes niveles:

a) Nivel Directivo

b) Nivel Asesor

c) Nivel de Apoyo

c) Nivel Ejecutivo

d) Nivel Operativo

8.7.2. Nivel Directivo

a) Junta General de accionistas

b) Directorio, administra la compañía y está conformada por: cinco directores

principales y sus respectivos suplentes, designados de la siguiente

manera: cuatro de los cuales representan a los dos mayores accionistas y

un representante de los trabajadores.

8.7.3. Nivel Asesor

Contribuye a través de consultas y recomendaciones a la toma de decisiones del

Nivel Ejecutivo; está conformado por:

a) Comisario

b) Auditoria Externa

c) Contraloría (Auditoria Interna) (contratado bajo la modalidad de honorarios)

d) Asesoría Jurídica (contratado bajo la modalidad de honorarios)



Los cargos de Auditoria Interna así como de Asesoría Jurídica serán tercerizados

y se pagarán honorarios por concepto de servicios profesionales.

8.7.4. Nivel de Apoyo

Apoya mediante la ejecución de labores a las funciones administrativas y al

cumplimiento de los diferentes procesos operativos de la empresa.

a) Secretaria Ejecutiva

b) Comité de Coordinación y Gestión

8.7.5. Nivel Ejecutivo

Presidencia Ejecutiva que ejerce la representación legal y tiene su misión fijar

estrategias y políticas especificas tendiente a lograr los objetivos institucionales,

administrando los recursos disponibles (humanos, financieros y técnicos),

coordinando las actividades de las diferentes unidades

8.7.6. Nivel Operativo

Ejecuta actividades para el cumplimiento de los objetivos operativos establecidos

y de coordinación administrativa y técnica de la compañía.

Está conformado por:

a) Gerencia de Operación y Mantenimiento

b) Gerencia Administrativa – Financiera

c) Gerencia de Comercialización



8.7.7. Manual de Funciones

El manual de funciones se puede observar en el ANEXO C.

8.7.8. Organigrama Estructural, Posicional y Funcional

Los organigramas Estructural, Posicional y Funcional de la empresa

Hidrochinchipe S.A. se muestran en las Figura 7.3, Figura 7.4 y Figura 7.5,

respectivamente.



ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL DE HIDROCHINCHIPE S.A.

Figura 7.3: Organigrama Estructural de la empresa Hidrochinchipe S.A. para la operación de la central Chinchipe Fuente: Elaborado por los autores

NOTA: (*) La función Gerencia de Comercialización es cumplida por la Gerencia Administrativa Financiera.

(**) La función de Marketing y Ventas es cumplida por Contabilidad

Junta General de Accionistas

Directorio

Presidencia Ejecutiva

Gerencia de Operación y

Mantenimiento

Gerencia de Comercialización

(*)

Jefatura de Central

Secretaría Ejecutiva Asesoría Jurídica

Contraloría

Operación

Mecánica

Controlador de Agua

Gerencia Administrativa

Financiera

Contador

Comercializador

Jefatura de

Adquisiciones

Jefatura

Marketing

(**)

Jefatura

Ventas

(**)



ORGANIGRAMA POSICIONAL DE HIDROCHINCHIPE S.A.

Figura 7.4: Organigrama Posicional de la empresa Hidrochinchipe S.A. para operar la central Chinchipe

Fuente: Elaborado por los autores NOTA: (*) La función Gerencia de Comercialización es cumplida por la Gerencia

Administrativa Financiera.



Directorio

Presidencia Ejecutiva

(USD 2.265)

Gerencia de Operación y Mantenimiento

(USD 1.703)

Gerencia de Comercialización

(*)

Jefatura de Central

(USD 1.140)

Secretaría Ejecutiva (USD 465)

Asesoría Jurídica

Contraloría

Operación

(USD 466)

Mecánica

(USD 410)

Aguatero (USD 297)

Gerencia Administrativa Financiera

(USD 1.703)

Contabilidad

(USD 466)

Jefatura de

Adquisiciones

(USD 466)

Jefatura

Marketing

(**)

Jefatura

Ventas

(**)

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ORGANIGRAMA FUNCIONAL DE HIDROCHINCHIPE S.A.

Figura 7.5: Organigrama Funcional de la empresa Hidrochinchipe S.A. para

operar la central Chinchipe Fuente: Elaborado por los autores

NOTA: (*) La función Gerencia de Comercialización es cumplida por la Gerencia Administrativa Financiera.



Dictar políticas y lineamientos

Aprobar el plan anual actividades

Aprobar el presupuesto y reformas

Directorio

Vigilar el cumplimiento de los planes

Aprobar los reglamentos

Conocer el presupuesto y reformas

Presidente Ejecutivo

Ejercer la representación legal

Velar que se cumpla con obligaciones

Dirigir y coordinar las actividades

Elaborar y ejecutar el presupuesto

Gerente de Operación y Mantenimiento

Organizar y dirigir la producción energía.

Dirigir el mantenimiento preventivo y correctivo.

Gerente de Comercialización (*)

Dirigir el plan de marketing

Procurar nuevos clientes y realizar gestiones de cobro.

Jefe de Central

Elaborar y ejecutar plan de mantenimiento

Coordinar actividades de operación y mantenimiento

Secretaria Ejecutiva

Tramitar la correspondencia

Mecanografiar oficios, memorandos, etc.

Realizar registros en tarjetas y formularios

Asesor Jurídico

Asesorar a los organismos directivos

Intervenir en juicios civiles, laborales, etc.

Gestionar recuperación legal de cartera

Contralor

Ejercer control concurrente y posterior

Ejecutar programas de evaluación de control interno.

Operador

Coordinar la operación con el CENACE

Controlar los parámetros generación

Mecánico

Coordinar con operadores.

Realizar el mantenimiento preventivo y correctivo.

Aguatero

Realizar la limpieza de obras hidráulicas.

Verificar niveles de agua y caudal

Gerente Administrativo Financiero

Organizar y dirigir recursos humanos y financieros.

Procurar oportuna obtención de recursos

Contador

Elaborar el balance

Liquidar cuentas

Jefe Adquisiciones

Realizar cotizaciones

Realizar trámites de compras

Jefe Marketing (**)

Realizar investí. mercado.

Elaborar y ejecutar plan de marketing.

Jefe de Ventas (**)

Elaborar facturas y remitir.

Tramitar cobros

recuperac. cartera



9. ANÁLISIS ECONÓMICO

Habiéndose concluido con el análisis de mercado, estudio técnico, análisis legal y

social, es posible afirmar que existe un mercado potencial por cubrir y que

tecnológicamente o legalmente no existe impedimento para llevar a cabo la

conformación de la compañía Hidrochinchipe S.A. y consecuentemente la

ejecución del proyecto de la central Chinchipe. La siguiente etapa del plan de

negocios consiste en determinar cual es el monto de los recursos económicos

necesarios para la realización del proyecto, cual será el costo de operación de la

central (que abarque las funciones de producción, administración y ventas), así

como otra serie de indicadores que servirán como base para la parte final y

definitiva, que es la evaluación económica.

9.1. Inversión en Activos Fijos

La inversión inicial comprende la adquisición de todos los activos fijos o tangibles

y diferidos o intangibles necesarios para iniciar la construcción y operaciones de

la central, con excepción del capital de trabajo.

Se entiende por activo tangible (que se puede tocar) o fijo, los bienes propiedad

de la empresa, como terrenos, edificios, maquinaria, equipo, mobiliario, vehículos,

herramientas y otros. Se llama fijo porque la empresa no puede desprenderse

fácilmente de él sin que ello ocasione problemas a sus actividades productivas (a

diferencia del activo circulante).

Se entienden por activos intangibles el conjunto de bienes propiedad de la

empresa necesarios para su funcionamiento, y que incluyen: patentes, marcas,

diseños comerciales o industriales, asistencia técnica o transferencia de

tecnología, gastos preoperativos, contratos de servicios, capacitación, etc.

La inversión necesaria para construir la central Chinchipe se estima en USD 23.8

millones, de lo cual el valor para las obras civiles alcanza a USD 11.1 millones,



equipos hidromecánicos a USD 2.2 millones, equipos eléctricos USD 3.0 millones

y misceláneos más la línea de subtransmisión de enlace a USD 0.18 millones. A

estas cantidades hay que añadirle USD 3.6 millones de ingeniería y

administración, USD1.2 millones de imprevistos y USD 2.6 de Impuesto al Valor

Agregado (IVA).

Los activos fijos se han clasificado en dos cuentas: 1) Obras Civiles y 2) Obras

Eléctricas, dentro de cada una de ellas existen las respectivas subcuentas según

se observa en la Tabla 9.1. El activo fijo en obras civiles alcanza USD 16’182.132

(68%) y la diferencia, esto es USD 7’664.712 (32%) en obras eléctricas.

Tipo de

obra ITEM DESCRIPCION

Total

Subcuenta

Total Cuenta

1 OBRAS CIVILES 16,182,133

1.1 Terrenos y servidumbres 172,787

1.2 Edificios y Estructuras 722,825

1.3 Obras Hidráulicas 14,566,575

1.4 Carreteras, caminos y puentes 719,945

2 OBRAS ELÉCTRICAS 7,664,712

2.1 Instalaciones electromecánicas 6,880,547

2.2 Línea de subtransmisión a 69 kV 158,388

2.3 Subestación de elevación 625,777

23,846,844

CLASIFICACIÓN DE ACTIVOS FIJOS

TOTAL ACTIVOS FIJOS CENTRAL CHINCHIPE

TABLA 9.1: Cuadro con la clasificación de los activos fijos. Fuente: preparado por los autores

El tiempo estimado de construcción de la central Chinchipe es de 2 años, el

cronograma elaborado para el efecto se mostrará en los puntos siguientes. Para

iniciar la construcción de la obra será necesario un capital de USD 5.0 millones

que servirá como anticipo para sufragar los gastos que demandan la iniciación de

los trabajos, posteriormente en forma mensual y conforme avance la construcción

de la obra, deberán realizarse desembolsos de capital hasta completar el monto

total de la inversión.

9.2. Activos Diferidos

Los activos diferidos se han considerado a los gastos de arranque que cubren los

gastos para la constitución de la compañía, esto es pagos de honorarios en la

notaria y publicaciones, registro mercantil, seguros, trámites ante distintas



instituciones gubernamentales, pago al CONELEC por la obtención del permiso,

impuestos, certificaciones, etc., valor estimado en USD 11.380 (ver Tabla 9.2).

ACTIVOS DIFERIDOS (GASTOS ARRANQUE)

ITEM CONCEPTO VALOR (USD)

1 Honorarios al Abogado por la minuta 150

2 Pago por las escrituras en Notaria 400

3 Trámite en Superintendencia Compañías -

4 Publicación en la prensa 40

5 Marginación Notaria 50

6 Registro Mercantil 40

7 Trámite en Superintendencia Compañías -

8 Pago al CONELEC por permiso 3.400

9 Viajes tramitar en CONELEC (Quito) 1.200

10 Pago de afiliación a Cámara de Industrias 1.800

11 Afiliación al ECUACIER 2.500

12 Seguros pagado por anticipado 800

13 Varios (certificaciones, derechos, etc.) 1.000

TOTAL 11.380

TABLA 9.2: Cuadro con los activos diferidos (gastos de arranque) Fuente: preparado por los autores

9.3. Inversión en Capital de Trabajo

Está representando por el capital adicional (distinto de la inversión en activo fijo y

diferido) con que hay que contar para que empiece a funcionar una empresa; esto

es hay que financiar la producción de los dos primeros meses antes de recibir

ingresos, para el pago de mano de obra directa, contar con cierta cantidad de

efectivo para sufragar los gastos diarios de la empresa.

A partir de la puesta en operación de la central Chinchipe hasta que se reciban los

pagos por la venta de potencia y energía deberá transcurrir un tiempo aproximado

de 60 días, por lo cual deberá considerarse un capital de trabajo para cubrir los

gastos que demande la producción de energía en ese periodo, es decir para el

pago de las remuneraciones al personal (USD 36.000 para 2 meses), gastos en

materiales para la operación y mantenimiento (USD 40.000), pagos a la compañía

aseguradora (USD 239.000), varios (USD 40.000) e imprevistos (USD 10.000).

Para el efecto se ha considerado como capital de trabajo la cantidad de USD

365.000 que cubrirá los rubros principales señalados más un valor para

imprevistos.



El capital de trabajo, a partir del cuarto mes, una vez recibido el pago por el primer

mes de producción, podrá reducirse a USD 126.000, considerando que los

inversionistas recuperan el valor pagado por la prima del seguro (USD 239.000).

9.4. Presupuesto de Inversiones

Para formarse, toda empresa debe realizar una inversión inicial. El capital que

forma esta inversión puede provenir de varias fuentes: de personas naturales, de

personas jurídicas, de inversionistas e instituciones de crédito (bancos) o de una

mezcla de estos. De cualquier manera que sea la aportación del capitales, cada

uno de ellos tendrá un costo asociado al capital que aporte, y la nueva empresa

así formada tendrá un costo de capital propio.

La conformación de Hidrochinchipe S.A. se producirá con el aporte de 50

accionistas fundadores que adquirirán a razón de USD 1.000 por cada acción

para la compra total de 11.924 acciones. La administración de la compañía

realizará las gestiones conducentes a conseguir la venta de las acciones emitidas.

El capital social de la compañía ascenderá a USD 11’924.000 que representa el

50 % de la inversión requerida para la construcción del proyecto hidroeléctrico

Chinchipe.

Las acciones podrán ser vendidas a través de las bolsas de valores del país, a

accionistas (socios estratégicos nacionales o extranjeros o inversionistas) o a los

migrantes mediante la promoción respectiva.

El otro 50% de la inversión requerida para completar los USD 23.8 millones,

provendrá de la contratación de créditos con instituciones financieras,

preferiblemente extranjeras que tienen tasas de interés que bordean el 6% anual,

pudiendo garantizarse mediante el levantamiento de fideicomisos.



9.5. Presupuesto de Ingresos

Es de recordar que los ingresos del negocio provienen de la venta de Potencia

Remunerable Puesta a Disposición(5.7 USD por cada kW de PRPD), del 50% de

la energía producida y vendida en el mercado ocasional y el 50% restante a

través de los contratos a plazo. La venta de potencia y energía que se realiza a

través del mercado ocasional corresponde a las empresas eléctricas

distribuidoras conectadas al Sistema Nacional de Transmisión, en tanto que la

facturación de los contratos a plazo se realiza a aquellos agentes con los cuales

se hayan suscrito contratos, pudiendo ser las empresas eléctricas distribuidoras o

los grandes consumidores.

Los ingresos se han determinado para dos escenarios, uno optimista y otro

pesimista. La facturación del primer mes de operación de la central Chinchipe

será de USD 718,854 para el escenario optimista y de USD 709,290 para el

escenario pesimista (ver Tabla 9.3). El valor de ventas del primer año será de

USD 7.2 millones para el escenario optimista y de USD 7.1 millones para el

escenario pesimista. Para los siguientes años (2009 en adelante) el nivel de

ventas se reducirá paulatinamente debido a la reducción de los costos marginales

del mercado ocasional del MEM, como resultado de la puesta en operación de las

nuevas centrales de producción que constan en el plan de expansión de la

generación.

En el capítulo correspondiente al estudio de mercado, se presentó la tabla y en

forma gráfica los ingresos calculados para el periodo 2008 a 2037, para los dos

escenarios, uno optimista y otro pesimista, que simulan la incertidumbre en la

implementación del plan de expansión de la generación.



MES CONTRATOS

Escenario

Optimista

(cU$/kWh)

Escenario

Pesimista

(cU$/kWh)

Escenario

Optimista

(US$)

Escenario

Pesimista

(US$)

PLAZO

(US$)

Escenario

Optimista

(US$)

Escenario

Pesimista

(US$)

ENE 8.63 8.47 516,963 507,399 201,891 718,854 709,290

FEB 7.66 7.52 414,227 406,748 182,353 596,580 589,102

MAR 6.86 6.73 410,553 403,149 201,891 612,444 605,040

ABR 7.22 7.03 418,461 407,172 195,378 613,840 602,550

MAY 6.68 6.50 399,878 389,152 201,891 601,769 591,043

JUN 5.99 5.83 347,001 337,877 195,378 542,379 533,255

JUL 5.18 5.05 310,252 302,241 201,891 512,143 504,132

AGO 6.06 5.90 362,675 353,076 201,891 564,566 554,967

SEP 6.22 6.06 360,638 351,101 195,378 556,017 546,479

OCT 6.61 6.43 395,932 385,325 201,891 597,823 587,216

NOV 7.94 7.73 412,692 401,433 175,108 587,800 576,541

DIC 8.74 8.50 523,325 508,858 201,891 725,216 710,749

TOTAL 6.97 6.80 4,872,598 4,753,531 2,356,833 7,229,431 7,110,364

MERCADO OCASIONAL MERCADO OCASIONAL TOTAL

TABLA 9.3: Año 2008, valores medios de la energía en el mercado ocasional, ingresos del mercado ocasional, ingresos por contratos, e ingresos totales (se incluye el cargo de potencia y energía). Fuente: cálculos realizados por los autores.

9.6. Presupuesto de Gastos de los Recursos Humanos

La nómina de los recurso humanos de la central Chinchipe será de 20 personas,

los sueldos nominales de los diferentes cargos han sido considerados en función

del mercado laboral y cuyos valores de los cargos de mayor representación se

muestran a continuación: USD 2.265 para el caso del Presidente Ejecutivo, USD

466 para un operador de central, USD 410 para un mecánico, USD 466 para el

contador, entre otros (ver detalle en la Tabla 9.4).

La mano de obra directa esta conformada por los operadores, mecánicos y

aguateros que en total suman el número de 13, este recurso humano participa en

forma directa en el proceso productivo de la central, mientras que la mano de obra

indirecta esta compuesta por 7 personas, que se refiere al recurso humano que

estando apegado al proceso productivo, sirve de apoyo y administración.

La nómina mensual de los recursos humanos contemplando los beneficios de Ley

alcanza a USD 17.736 (los beneficios que se pagan en forma anual han sido

mensualizados). Los gastos en forma anual alcanzan a USD 212.828.



PRESIDENTE E.GER. OP-M.GER. AD. FIN.SECRETARIAOPERADOR MECANICO CONTADOR JEFE ADQ. AGUATERO JEFE CENT.

DATOS S. nominal mes (USD) 2,265 1,703 1,703 466 466 410 466 466 297 1,140

GENERALES 160

SUELDO Año 27,174 20,430 20,430 5,586 5,586 4,920 5,592 5,592 3,565 15,600

NOMINAL Mes 2,265 1,703 1,703 466 466 410 466 466 297 1,300

Día 74 56 56 15 15 13 15 15 10 43

Hora 9 7 7 2 2 2 2 2 1 5

VALORES XIII 189 142 142 39 39 34 39 39 25 108

MENSUALES XIV 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

POR LEY Bonificación C. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Fondos de reserva 189 142 142 39 39 34 39 39 25 95

Transporte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

11.15 3301.56 252 190 190 52 52 46 52 52 33 127

0.50 % al SECAP 11 9 9 2 2 2 2 2 1 6

0.50 % al IECE 11 9 9 2 2 2 2 2 1 6

Total por Ley 663 501 501 144 144 128 144 144 96 352

SUELDO Año 35,127 26,439 26,439 7,318 7,318 6,460 7,325 7,325 4,714 19,824

REAL Mes 2,927 2,203 2,203 610 610 538 610 610 393 1,652

Día 151 114 114 32 32 28 32 32 20 85

Ayuda Económica 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Día + Ayu. Econ. 156 118 118 36 36 32 36 36 25 90

Hora 19 15 15 4 4 4 4 4 3 11

FACTOR DE Año 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3

MAYORACION Mes (FMM) 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3

Día 2.1 2.1 2.1 2.3 2.3 2.4 2.3 2.3 2.5 2.1

Hora 2.1 2.1 2.1 2.3 2.3 2.4 2.3 2.3 2.5 2.1

NUMERO PERSONAS: 1 1 1 1 5 5 1 1 3 1

SUBTOTAL ANUAL: 35,127 26,439 26,439 7,318 36,588 32,299 7,325 7,325 14,143 19,824

TOTAL PERSONAS 20

TOTAL GASTO DE PERSONAL (USD) 212,828

TRABAJADOR

PRESUPUESTO GASTOS DE PERSONAL (MANO DE OBRA)

TABLA 9.4: Presupuesto de gastos de personal para la operación de la central Chinchipe con los beneficios de Ley. Fuente: cálculos realizados por los autores

Los gastos de mano de obra directa alcanza el valor de USD 83,031, mientras

que la mano de obra indirecta que corresponde al recurso humano de asesoría,

apoyo y administración alcanza el valor de USD 129,797.

9.7. Depreciaciones y Amortizaciones

Para calcular el monto de la depreciación o amortización de los intangibles se

utilizan los porcentajes autorizados por la ley tributaria. Los cargos de

depreciación y amortización, además de reducir el monto de impuestos, permiten

la recuperación de la inversión por el mecanismo fiscal que la propia ley tributaria

ha fijado.

La depreciación de los equipos electromecánicos e instalaciones civiles de la

central Chinchipe se realiza en forma lineal para un tiempo de 30 años, que

coincide con el tiempo que el CONELEC otorga los permisos para la operación de

centrales hidroeléctricas.



El valor de la depreciación anual de la central Chinchipe es de USD 794,895 que

resulta de dividir el valor total de inversión para el periodo de vida útil de

operación.

9.8. Presupuesto de Gastos de Operación

Como gastos anuales de operación se ha contemplado los gastos en materiales

para la operación y el mantenimiento (USD 240.000), pago de tasas e impuestos

(USD 24.000), contribuciones (USD 24.000), arriendo de oficina en la ciudad de

Quito (USD 6.000), servicio de teléfono y agua potable (USD 18.000), servicio

eléctrico (USD 6.000), programas de mitigación de impactos ambientales (USD

50.000), etc. El valor total anual estimado es de USD 400.000.

9.9. Seguros

La central Chinchipe tendrá que ser asegurada contra siniestros como el caso de

terremotos, inundaciones, deslaves, incendios, rotura de maquinaria, etc. y contra

daños a terceros, para lo cual se ha estimado una prima del 1% del valor de la

central, esto es USD 239.000 al año.

9.10. Gastos de Administración y Ventas

Corresponden a los costos que provienen para realizar la función de

administración en la empresa. Sin embargo, además de los sueldos del

Presidente Ejecutivo, Gerentes de área, contadores, auxiliares, secretarias, etc.

así como los gastos en útiles de oficina, servicios básicos, arriendo, entre otros, la

empresa puede contar con unidades administrativas de planificación,

investigación y desarrollo, recursos humanos, relaciones públicas, finanzas,

etcétera, considerándose, en el presente trabajo de investigación, la contratación

de estos últimos como prestación de servicios.

El departamento de ventas, llamado también de marketing o mercadotecnia,

mismo que abarca, entre otra muchas actividades, la investigación y el desarrollo



de otros nuevos mercados adaptados a los gustos y necesidades de los

consumidores; el estudio de la estratificación del mercado; las cuotas y el

porcentaje de participación de la competencia en el mercado; la adecuación de la

publicidad que realiza la empresa; la tendencia de las ventas, etc.

En este rubro se incluyen los gastos de marketing y publicidad (USD 18.000), los

honorarios de la auditoria interna y externa (USD 20.000), gastos de transporte

(USD 7.000), viáticos y subsistencias al personal (USD 20.000), papelería (USD

5.000), etc. El valor total anual alcanza a USD 80.000. Los gastos del plan de

marketing expuestos en puntos anteriores han sido distribuidos en los diferentes

rubros.

9.11. Análisis de Costos de Producción

En la Tabla 9.5 se presentan los costos fijos y costos variables para la central

Chinchipe, observando que los primeros son superiores en aproximadamente 5

veces en relación a los segundos, como resultado de una inversión de capital

intensivo que corresponde en forma general a este tipo de centrales

hidroeléctricas, y el gasto financiero producido por el financiamiento del 50% de

los activos fijos.

El costo promedio de la energía producida por la central Chinchipe que ha sido

calculada en base a los costos fijos y variables es de 1.24 ¢USD/kWh, aunque los

precios medios de venta de la energía estarán en descenso desde 5.17

¢USD/kWh en el 2008, para el escenario optimista, hasta el valor de 3.51

¢USD/kWh en el 2037, escenario pesimista (ver Tabla 9.6).



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2036 2037

Mano de obra 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828

Depreciación de equipo 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895

Tasas e impuestos 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000

Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000

Honorarios auditoria 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Papelería 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000

Gastos Financieros 715,405 715,405 715,405 715,405

Otros 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000

TOTAL COSTOS FIJOS (USD) 2,051,128 2,051,128 2,051,128 2,051,128 1,335,723 1,335,723

COSTOS VARIABLES

Materiales y anexos 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Viáticos y Subsistencias 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Teléfono y agua potable 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Servicio eléctrico 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000

Mitigación Impactos Ambientales 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000

Otros 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000

TOTAL COSTOS VARIABLES (USD) 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000

COSTO TOTAL (USD) 2,442,128 2,442,128 2,442,128 2,442,128 1,726,723 1,726,723

A N A L I S I S D E C O S T O S

TABLA 9.5: Análisis de Costos Fijos, Variables y Totales para el 2008 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores

COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2036 2037

ENERGIA PRODUCIDA (GWh/año) 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83

COSTO PROMEDIO ENERGÍA (¢USD/kWh) 1.75 1.75 1.75 1.75 1.23 1.23

COSTO VARIABLE UNITARIO (¢USD/kWh) 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28

Precio medio venta Esc. Opt. (¢USD/kWh) 5.17 5.11 5.05 4.99 3.85 3.81

PUNTO EQUILIBRIO Esc. Opt. (GWh) 41.94 42.48 43.02 43.56 37.45 37.80

(%) PE / ENERGIA PRODUCIDA 29% 30% 30% 31% 27% 27%

P U N T O D E E Q U I L I B R I O - E S C E N A R I O O P T I M I S T A

TABLA 9.6: Punto de Equilibrio para el escenario optimista. Fuente: cálculos realizados por los autores

El análisis del punto de equilibrio permite realizar relaciones entre los costos fijos,

los costos variables y los beneficios. Si los costos de una empresa sólo fueran

variables, no existiría problema para calcular el punto de equilibrio. El punto de

equilibrio es el nivel de producción en el que los beneficios por ventas son

exactamente igual a la suma de los costos fijos y los variables. La expresión

matemática para el cálculo del punto de equilibrio es el siguiente:

CV)(P

CF

MCU

CFPE

Donde: PE = Punto de Equilibrio CF = Costo Fijo



MCU = Margen Contribución Unitaria P = Precio CV = Costo Variable

El punto de equilibrio se encuentra en 41.94 GWh en el 2008 (escenario

optimista) y 41.33 GWh en el 2037 (escenario pesimista), si se realiza la

comparación con el potencial de energía producida por la central Chinchipe que

es de 140 GWh al año, equivale al 29% y el 30% respectivamente (ver Tabla 9.6 y

Tabla 9.7). Esta situación evidentemente causará utilidades en la operación de la

central Chinchipe a la empresa Hidrochinchipe S.A.

COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2036 2037

ENERGIA PRODUCIDA (GWh/año) 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83

COSTO PROMEDIO ENERGÍA (¢USD/kWh) 1.75 1.75 1.75 1.75 1.23 1.23

COSTO VARIABLE UNITARIO (¢USD/kWh) 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28

Precio medio venta Esc. Pes. (¢USD/kWh) 5.09 4.99 4.91 4.82 3.53 3.51

PUNTO EQUILIBRIO Esc. Pes. (GWh) 42.68 43.50 44.32 45.15 41.15 41.33

(%) PE / ENERGIA PRODUCIDA 31% 31% 32% 32% 29% 30%

P U N T O D E E Q U I L I B R I O - E S C E N A R I O P E S I M I S T A

TABLA 9.7: Punto de Equilibrio para el escenario pesimista. Fuente: cálculos realizados por los autores

9.12. Cronograma de Construcción

La construcción de la central Chinchipe se estima que se podrá realizar en dos

años. A continuación un cronograma de lo señalado:



CRONOGRAMA DE IMPLEMENTACIÓN DEL PROYECTO CHINCHIPE

ACTIVIDADES

AÑO -3(2005) AÑO -2(2006) AÑO -1(2007) AÑO 1 (2008)

Estudios de prefactibilidad

Estudios de factibilidad

Diseños previo a construcción

Gestión de financiamiento

Vías de acceso

Construcción de túnel

Construcción obras civiles adicionales

Casa maquinas y subestación

Montaje tubería presión y accesorios

Montaje de equipos electromecánicos

Montaje de subestación

Tableros y cableados

Construcción alimentador primario

Pruebas funcionales

Puesta en Operación

Comercialización

Fuente: Elaborado por los autores

10. ANÁLISIS FINANCIERO

El estudio de la evaluación financiera es parte final de toda la secuencia de

análisis de la factibilidad de un proyecto. Si no han existido contratiempos, se

sabrá hasta este punto que existe un mercado potencial atractivo; se habrán

determinado un lugar óptimo para la localización del proyecto y el tamaño más

adecuado para este último, para las condiciones medioambientales; se conocerá

y dominará el proceso de producción, así como todos los costos en que se

incurrirá en la etapa productiva; además se habrá calculado la inversión necesaria

para llevar a cabo el proyecto.

Debemos recordar la conveniencia de separar las decisiones de inversión de las

decisiones de financiamiento. Primero deberá evaluarse la rentabilidad del

proyecto como si se financiara totalmente con recursos propios, para poder

concluir si el proyecto es rentable por sí mismo. Por el contrario, puede darse el

caso de un proyecto que sea realmente rentable, pero para el cual se ha

considerado un financiamiento.



10.1. Estado de Resultados

La finalidad del análisis del estado de resultados o de pérdidas y ganancias es

calcular la utilidad neta y los flujos netos de efectivo del proyecto, que son, en

forma general, el beneficio real de la operación de la central Chinchipe, y que se

obtiene restando a los ingresos todos los costos en que incurrirá la central y los

impuestos que deba pagar.

Se ha elaborado cuatro estados de resultados, dos para el escenario optimista y

dos para el escenario pesimista. En cada escenario se ha contemplado un estado

de resultados con financiamiento y otro sin financiamiento.

El análisis sin financiamiento corresponde al análisis económico que tiene como

objetivo central determinar las características económicas del proyecto, para ello

hay necesidad de identificar los requerimientos de inversión, los ingresos, los

costos, los gastos, la utilidad, los puntos de equilibrio contable y económico, y

determinar la posibilidad de que al vender el producto al precio establecido, el

negocio deje un excedente adecuado. Este análisis está relacionado con la

evaluación integral del proyecto.

Una empresa esta financiada cuando ha pedido capital en préstamo para cubrir

cualquiera de sus necesidades económicas. Si la empresa logra conseguir dinero

barato para sus requerimientos, es posible demostrar que esto le ayudará a elevar

considerablemente el rendimiento sobre su inversión. La ley tributaria permite

deducir de impuestos los intereses pagados por deudas adquiridas.

Para el caso de análisis con financiamiento, la premisa consiste en considerar el

financiamiento para el proyecto en el 50% del valor total de la inversión,

adicionalmente la tasa de interés se ha estimado en el 6% que podría conseguirse

de una institución financiera internacional, a un plazo de 15 años con 3 de gracia.



La Tabla de Amortización para un crédito equivalente al 50% del monto de

inversión (USD 11’923.422), tasa de interés del 6% que puede ser conseguido de

una institución financiera internacional, a 15 años plazo con tres de gracia, se

muestra en la Tabla 10.1.

PERIODO AÑO PAGO INTERESES ABONO A CAP. SALDO

0 $ 11,923,422

1 2008 $ 715,405 $ 0 11,923,422

2 2009 715,405 0 11,923,422

3 2010 715,405 0 11,923,422

4 2011 $ 1,422,190 715,405 706,785 11,216,637

5 2012 1,422,190 672,998 749,192 10,467,445

6 2013 1,422,190 628,047 794,144 9,673,301

7 2014 1,422,190 580,398 841,792 8,831,509

8 2015 1,422,190 529,891 892,300 7,939,209

9 2016 1,422,190 476,353 945,838 6,993,371

10 2017 1,422,190 419,602 1,002,588 5,990,783

11 2018 1,422,190 359,447 1,062,743 4,928,040

12 2019 1,422,190 295,682 1,126,508 3,801,532

13 2020 1,422,190 228,092 1,194,098 2,607,433

14 2021 1,422,190 156,446 1,265,744 1,341,689

15 2022 1,422,190 80,501 1,341,689 0

Tasa Interés 6%

TABLA DE AMORTIZACIÓN

TABLA 10.1: Tabla de amortización para el 50% del monto de inversión. Quince años plazo con tres de gracia y tasa de interés del 6%. Fuente: cálculos realizados por los autores

Los estados de resultados presentan valores positivos (utilidades) para todo el

periodo de análisis, a partir del 2008, cuando entraría la central Chinchipe en

producción, hasta el 2037 que sería la terminación de la vida útil (30 años).

Se considera el 15% de participación a los trabajadores, así como también el 25%

de pago de impuesto a la renta, según las leyes vigentes.

Para el escenario optimista, sin financiamiento, el promedio anual de la utilidad

neta tomado del estado de resultados es de USD 2.8 millones (ver Tabla 10.2), en

tanto que para el caso con financiamiento el promedio es de USD 2.6 millones

(ver Tabla 10.3).

Considerando el escenario pesimista, sin financiamiento, el promedio anual de la

utilidad neta es de USD 2.5 millones (ver Tabla 10.4), mientras que para el caso

que se considera financiamiento, el promedio de la utilidad es de USD 2.4

millones (ver Tabla 10.5).



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2036 2037

Ingresos 7,229,431 7,142,896 7,058,092 6,974,983 5,377,710 5,331,563

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031


Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000



Gastos Administrativos

Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915


Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000


Utiles de Oficina 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000


Servicios básicos 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 0 0 0 0 0 0

UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACIÓN E IMPUES. 5,502,709 5,416,173 5,331,369 5,248,261 3,650,987 3,604,840

15% PARTICIPACIÓN TRABAJADORES 825,406 812,426 799,705 787,239 547,648 540,726

UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 4,677,302 4,603,747 4,531,664 4,461,022 3,103,339 3,064,114

25% IMPUESTO A LA RENTA 1,169,326 1,150,937 1,132,916 1,115,255 775,835 766,029

UTILIDAD NETA 3,507,977 3,452,811 3,398,748 3,345,766 2,327,504 2,298,086

ESTADO DE RESULTADOS (SIN FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO OPTIMISTA

TABLA 10.2: Estado de resultados sin utilizar financiamiento, escenario optimista. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores

COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2036 2037

Ingresos 7,229,431 7,142,896 7,058,092 6,974,983 5,377,710 5,331,563

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031


Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000




Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915


Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000





Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 715,405 715,405 715,405 715,405 0 0




25% IMPUESTO A LA RENTA 1,017,302 998,913 980,892 963,232 775,835 766,029

UTILIDAD NETA 3,051,906 2,996,740 2,942,677 2,889,695 2,327,504 2,298,086

ESTADO DE RESULTADOS (CON FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO OPTIMISTA

TABLA 10.3: Estado de resultados con financiamiento del 50%,

escenario optimista. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2036 2037

Ingresos 7,110,364 6,984,133 6,861,689 6,742,919 4,929,372 4,910,611

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031


Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000




Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915


Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000





Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 0 0 0 0 0 0




25% IMPUESTO A LA RENTA 1,144,024 1,117,200 1,091,180 1,065,942 680,563 676,576

UTILIDAD NETA 3,432,071 3,351,599 3,273,541 3,197,825 2,041,689 2,029,729

ESTADO DE RESULTADOS (SIN FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO PESIMISTA

TABLA 10.4: Estado de resultados sin utilizar financiamiento, escenario pesimista. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores

COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2036 2037

Ingresos 7,110,364 6,984,133 6,861,689 6,742,919 4,929,372 4,910,611

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031


Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000




Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915


Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000





Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 715,405 715,405 715,405 715,405 0 0




25% IMPUESTO A LA RENTA 992,000 965,176 939,157 913,918 680,563 676,576

UTILIDAD NETA 2,976,000 2,895,528 2,817,471 2,741,754 2,041,689 2,029,729

ESTADO DE RESULTADOS (CON FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO PESIMISTA

TABLA 10.5: Estado de resultados con financiamiento del 50%,

escenario pesimista. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores



10.2. Flujo de Caja

En la Tabla 10.6 se presenta el flujo de caja mensual de la central hidroeléctrica

Chinchipe para el escenario optimista; en la que se indica el capital de trabajo

cuyo valor asciende a USD 365.000 cubriría los gastos de operación por un

tiempo aproximado de 60 días a partir de la puesta en marcha, hasta que se

reciban los primeros pagos por la producción de energía. Además se han traído al

punto 0 (inicio de la operación en el 2008) los activos diferidos (gastos de

arranque), considerando adicionalmente que en el mes de enero debe realizarse

por anticipado el pago de la prima por el seguro de los activos fijos de la central

Chinchipe.

0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Ingresos 718,854 596,580 612,444 613,840 601,769 542,379 512,143 564,566 556,017 597,823

Mano de obra 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736

Tasas e impuestos 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Contribuciones 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Arriendo 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Seguros 239,000

Honorarios auditoria 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 11,200

Papelería 417 417 417 417 417 417 417 417 417 417 417 417

Materiales y anexos 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Publicidad 3,000 3,000 2,000 2,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

Transporte 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583

Viáticos y Subsistencias 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667

Teléfono y agua potable 1,529 1,381 1,529 1,479 1,529 1,479 1,529 1,529 1,479 1,529 1,479 1,529

Servicio eléctrico 510 460 510 493 510 493 510 510 493 510 493 510

Mitigación Impactos Ambientales 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167

Otros 14,880 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500

Gastos Financieros (Intereses) 715,405

Capital de trabajo 365,000

Gastos de arranque 11,380

CAJA FINAL 376,380 67,593 9,383 670,830 1,210,068 1,766,105 2,323,604 2,868,965 3,354,937 3,810,738 4,318,897 4,818,572 4,634,182

F L U J O D E C A J A (2 0 0 8) - E S C E N A R I O O P T I M I S T A

TABLA 10.6: Flujo de caja mensual para el año 2008 en el escenario optimista. Fuente: cálculos realizados por los autores

De manera análoga, en la Tabla 10.7 se presenta el flujo de caja para el

escenario pesimista, observándose valores inferiores de la Caja Final en relación

a la tabla anterior como resultado de considerarse ingresos menores.



0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Ingresos 709,290 589,102 605,040 602,550 591,043 533,255 504,132 554,967 546,479 587,216

Mano de obra 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736 17,736

Tasas e impuestos 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Contribuciones 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Arriendo 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Seguros 239,000

Honorarios auditoria 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 11,200

Papelería 417 417 417 417 417 417 417 417 417 417 417 417

Materiales y anexos 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Publicidad 3,000 3,000 2,000 2,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

Transporte 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583

Viáticos y Subsistencias 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667

Teléfono y agua potable 1,529 1,381 1,529 1,479 1,529 1,479 1,529 1,529 1,479 1,529 1,479 1,529

Servicio eléctrico 510 460 510 493 510 493 510 510 493 510 493 510

Mitigación Impactos Ambientales 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167 4,167

Otros 14,880 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500

Gastos Financieros (Intereses) 715,405

Capital de trabajo 365,000

Gastos de arranque 11,380

CAJA FINAL 376,380 67,593 9,383 661,265 1,193,025 1,741,657 2,287,866 2,822,501 3,299,349 3,747,140 4,245,699 4,735,837 4,540,840

F L U J O D E C A J A (2 0 0 8) - E S C E N A R I O P E S I M I S T A

TABLA 10.7: Flujo de caja mensual para el año 2008 en el escenario pesimista. Fuente: cálculos realizados por los autores

10.3. Evaluación Financiera del Proyecto

El costo de oportunidad representa una tasa mínima de ganancia sobre la

inversión a realizarse y a la cual el inversionista esta dispuesto a recibir, esto

equivale a que el inversionista se fije su propia tasa mínima aceptable de

rendimiento (TMAR), misma que no deberá tomarse como referencia en forma

exclusiva a la tasa máxima que ofrecen los bancos por una inversión a plazo fijo,

sino que a esta tasa deberá reajustarse con el índice inflacionario, con lo cual el

capital invertido mantendría su poder adquisitivo. Sin embargo, cuando un

inversionista arriesga su dinero, para él no es atractivo solamente mantener el

poder adquisitivo de su inversión y la remuneración de ese capital (interés

bancario), sino que ésta tenga un premio o sobretasa por arriesgar su dinero en

determinada inversión. Este mecanismo descrito se utilizará para la determinación

de la tasa de descuento del presente estudio.

La evaluación financiera se realiza a través del flujo de fondos tanto económico

como financiero, en el primer caso no se considera el financiamiento al proyecto

en tanto que para el segundo sí. Los flujos de fondos se presentan en las Tablas

10.8, 10.9, 10.10 y 10.11.



La tasa interna de retorno (TIR) económica para el escenario optimista es del

16.6% (ver Tabla 10.8) comparable con la tasa de descuento del 12.4% que sería

el equivalente de: a) la tasa que pagaría una institución bancaria por un depósito

a plazo fijo (6%), b) la inflación (2%) y c) un premio por arriesgar el dinero en la

inversión. Es decir, el inversionista tiene la opción de depositar el dinero para

recibir el 6% anual o invertir en el proyecto de la central Chinchipe que le rendiría

el 16.6%. Esta situación es ventajosa inclusive para el escenario pesimista cuya

TIR económica es del 15.7% (ver Tabla 10.10) (ver ANEXO D definiciones).

Analizando la TIR financiera para el escenario optimista se tiene el valor del

27.4% (ver Tabla 10.9) y para el escenario pesimista del 26.0% (ver Tabla 10.11),

mismos porcentajes que son comparables con la tasa de descuento reflejada en

el costo de oportunidad del capital, considerándose para el presente estudio el

17.9%, equivalente a: a) tasa de descuento que el CONELEC considera para los

estudios de costos de la generación (11.2%), b) inflación (2%) y c) riesgo por

invertir en el sector (4.7%). Demostrándose de esta manera la conveniencia de

realizar el proyecto. Es de recordar que se ha simulado con el 50% de

financiamiento externo (instituciones bancarias o financieras) y el 50% con capital

propio.

El valor actual neto (VAN) económico que representa los ingresos, gastos e

inversiones traídos a valor presente, alcanza el valor de USD 6.3 millones para el

escenario optimista y de USD 4.9 millones para el escenario pesimista. Mientras

que el VAN financiero para el escenario optimista es de USD 4.8 millones y para

el escenario pesimista es de USD 3.9 millones. Valores positivos que demuestran

la conveniencia del proyecto.

El tiempo simple de recuperación de la inversión es de 6.1 años para el

escenario optimista y de 6.6 años para el pesimista, cuando se analiza el flujo de

fondos económico. De manera similar el tiempo resultante es de 7.2 años para el

escenario optimista y de 7.8 para el escenario pesimista cuando se analiza el flujo

de fondos financiero, es decir con financiamiento del 50%.



Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2036 2037

FUENTES

Utilidades / Pérdidas Netas 3,507,977 3,452,811 3,398,748 3,345,766 2,327,504 2,298,086

Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895

Recuperaciòn Capital Trabajo y otros 239,000 156,000

Recuperaciòn Activos Fijos 7,154,053

Total Fuentes 0 4,541,872 4,247,705 4,193,643 4,140,661 3,122,399 10,403,034

USOS

Activo Fijo 23,846,844

Caja 376,380

Total Usos 24,223,224 0 0 0 0 0 0

FLUJO NETO -24,223,224 4,541,872 4,247,705 4,193,643 4,140,661 3,122,399 10,403,034

Tasa Interna Retorno Econòmico 16.6%

Tasa Descuento (costo capital) 12.4%

VAN (Econòmico) 6,347,568

FLUJO DE FONDOS ECONÒMICO - E S C E N A R I O O P T I M I S T A

TABLA 10.8: Flujo de fondos económico para el escenario optimista. TIR y VAN. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores

Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2036 2037

FUENTES


Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895



Préstamo 11,923,422

Total Fuentes 11,923,422 4,085,801 3,791,635 3,737,572 3,684,590 3,122,399 10,403,034

USOS


Caja 376,380

Amortización (aporte capital) 0 0 0 706,785

Total Usos 24,223,224 0 0 0 706,785 0 0

FLUJO NETO -12,299,802 4,085,801 3,791,635 3,737,572 2,977,805 3,122,399 10,403,034

% Préstamo del valor de inversión 50%

% Tasa interés 6%

Tasa Interna Retorno Financiero 27.4%

Tasa Descuento (costo oportunidad) 17.9%

VAN (Financiero) 4,857,426

FLUJO DE FONDOS FINANCIERO - E S C E N A R I O O P T I M I S T A

TABLA 10.9: Flujo de fondos financiero para el escenario optimista. TIR y VAN. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores

Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2036 2037

FUENTES


Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895



Total Fuentes 0 4,465,966 4,146,494 4,068,436 3,992,720 2,836,584 10,134,677

USOS


Caja 376,380

Total Usos 24,223,224 0 0 0 0 0 0

FLUJO NETO -24,223,224 4,465,966 4,146,494 4,068,436 3,992,720 2,836,584 10,134,677




FLUJO DE FONDOS ECONÒMICO - E S C E N A R I O P E S I M I S T A

TABLA 10.10: Flujo de fondos económico para el escenario pesimista. TIR y VAN. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores



Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2036 2037

FUENTES


Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895




Total Fuentes 11,923,422 4,009,895 3,690,423 3,612,365 3,536,649 2,836,584 10,134,677

USOS


Caja 376,380

Amortización (aporte capital) 0 0 0 706,785

Total Usos 24,223,224 0 0 0 706,785 0 0

FLUJO NETO -12,299,802 4,009,895 3,690,423 3,612,365 2,829,864 2,836,584 10,134,677


% Tasa interés 6%




FLUJO DE FONDOS FINANCIERO - E S C E N A R I O P E S I M I S T A

TABLA 10.11: Flujo de fondos financiero para el escenario pesimista. TIR y VAN. Años 2008, 2009, 2036 y 2037. Fuente: cálculos realizados por los autores

10.4. Análisis de Sensibilidad

Se denomina análisis de sensibilidad el procedimiento por medio del cual se

puede determinar cuanto se afecta (que tan sensible es) la TIR ante cambios de

determinadas variables del proyecto.

A continuación se presenta el análisis de sensibilidad cuando se produce el

cambio en una de las variables en el flujo de fondos económico, para ello en la

Tabla 10.12 se presenta el caso cuando varía el monto de inversión (USD

23’846,844) necesario para construir la central Chinchipe, desde – 10% hasta +

10%. Los resultados obtenidos son los siguientes: la TIR varía desde 18.6% hasta

15.0% para el escenario optimista y desde 17.7% hasta 14.1% para el escenario

pesimista. Esto significa que es conveniente que baje el monto de inversión

siempre y cuando no perjudique las ventas.



FLUJO DE FONDOS ECONÓMICO

Variación

Inversión

Escenario Optimista Escenario Pesimista

TIR

(%)

VAN

(x106 USD)

TIR

(%)

VAN

(x106 USD)

- 10 % 18.6 8.4 17.7 7.0

- 5% 17.5 7.4 16.7 6.0

0% 16.6 6.3 15.7 4.9

+ 5% 15.7 5.3 14.9 3.9

+ 10% 15.0 4.2 14.1 2.8

TABLA 10.12: Análisis de sensibilidad al Flujo de Fondos Económico. Variación de la inversión en porcentajes para los escenarios optimista y pesimista. Fuente: cálculos realizados por los autores

Realizando el análisis de sensibilidad para el caso de variación de la tasa de

interés en el flujo de fondos financiero, se obtiene como resultados que la TIR

varía desde 28.5% hasta 26.3% en el escenario optimista y de 27.1% hasta

24.9% en el escenario pesimista, es decir a medida que sube la tasa de interés

baja el valor de la TIR (ver Tabla 10.13).

FLUJO DE FONDOS FINANCIERO

Variación Tasa

Interés


TIR

(%)

VAN

(x106 USD)

TIR

(%)

VAN

(x106 USD)

4% 28.5 5.3 27.1 4.5

5% 27.9 5.1 26.5 4.2

6% 27.4 4.8 26.0 4.0

7% 26.9 4.6 25.4 3.7

8% 26.3 4.3 24.9 3.5

TABLA 10.13: Análisis de sensibilidad al Flujo de Fondos Financiero. Variación de la tasa de interés para los escenarios optimista y pesimista. Fuente: cálculos realizados por los autores

Finalmente, realizando el análisis de sensibilidad para otra de las variables, esto

es el caso de variación del financiamiento desde el 30% hasta el 70% del

monto total de inversión requerido, manteniendo la tasa de interés en el 6%, la

TIR varia desde el 21.1% hasta 43.3% para el escenario optimista, mientras que



la TIR varía desde el 20.0% hasta 41.3% para el escenario pesimista (ver Tabla

10.14). De los resultados obtenidos se observa que la TIR aumenta a medida que

incrementa el porcentaje de financiamiento, esto como resultado del escudo fiscal

que produce el pago de intereses.

FLUJO DE FONDOS FINANCIERO

Variación

Financiamiento


(Tasa Interés 6%) TIR

(%)

VAN

(x106 USD)

TIR

(%)

VAN

(x106 USD)

30% 21.1 2.4 20.0 1.5

40% 23.7 3.6 22.5 2.8

50% 27.4 4.8 26.0 4.0

60% 33.2 6.1 31.5 5.2

70% 43.3 7.3 41.3 6.5

TABLA 10.14: Análisis de sensibilidad al Flujo de Fondos Financiero. Variación del financiamiento en relación al monto de inversión para los escenarios optimista y pesimista. Fuente: cálculos realizados por los autores

10.5. Índices Financieros

Existen técnicas que no toman en cuenta el valor del dinero a través del tiempo y

que propiamente no están relacionados en forma directa con el análisis de la

rentabilidad económica, sino con la evaluación financiera de la empresa.

La evaluación financiera es una de las claves para el éxito de una empresa, y un

buen análisis financiero detecta las fortalezas y las debilidades de un negocio. Es

claro que hay que esforzarse por mantener los puntos fuertes y corregir los puntos

débiles antes de que causen problemas.

El análisis de las razones financieras es el método que no toma en cuenta el valor

del dinero a través del tiempo. Esto es válido, ya que los datos que toma para su

análisis provienen de la hoja de balance general.

Los cuatro tipos básicos de razones son:



1) Razones de liquidez, que miden la capacidad de la empresa para cumplir

con sus obligaciones (pagos) a corto plazo.

2) Tasas de apalancamiento, miden el grado en que la empresa se ha

financiado por medio de la deuda.

3) Tasas de actividad, este tipo de tasas no se debe aplicar en la evaluación

de un proyecto, ya que, como su nombre lo indica, mide la efectividad de la

actividad empresarial y cuando se realiza el estudio no existe tal actividad.

4) Tasas de rentabilidad, es el resultado neto de un gran número de políticas

y decisiones. En realidad, las tasas de este tipo revelan que tan

efectivamente se administra la empresa.

En la Tabla 10.15 se presentan varios indicadores económico financieros de

empresas eléctricas generadoras, mismos que han sido calculados por la

Superintendencia de Compañías para el año 2003.

LIQUIDEZ

ENDEUDAMIENTO

ACTIVO APALANCAMIENTO

ROTACIÓN

VENTAS

IMPACTO

GASTOS ADM. Y

VENTAS

RENTABILIDAD

NETA DEL

ACTIVO MARGEN NETO

HIDROPAUTE S.A. 4.4297 0.4211 1.7274 0,1548 0.5192 0,0005 0.0033

HIDROAGOYAN S.A. 3.0753 0.3365 1.5071 0,0756 0.2551 0,0025 0.0330

ELECTROGUAYAS S.A. 1.5007 0.5604 2.2748 0,3660 0.0954 0,0086 0.0236

TERMOESMERALDAS S.A. 1.6625 0.5507 2.2257 0,6385 0.0753 0,0043 0.0067

ELECAUSTRO S.A. 3.8224 0.1187 1.1346 0,1790 0.1623 0,0133 0.0744

MACHALAPOWER CIA. LTDA. 0.1196 0.9944 178.8662 0,4256 0.0595 -0,0868 -0.2039

HIDROELECTRICA NACIONAL HIDRONACION S.A. 0.9966 0.9840 62.5326 0,3780 0.0472 0,0099 0.0262

ELECTROQUIL S.A. 8.7352 0.0888 1.0974 0,6252 0.0652 -0,0971 -0.1554

INDICADORES ECONÓMICO - FINANCIEROS AÑO 2003

NOMBRE DE LA COMPAÑÍA

INDICES

TABLA 10.15: Indicadores Económico Financieros del 2003 para empresas generadoras de electricidad. Fuente: Superintendencia de Compañías

Los indicadores que se presentan en la Tabla 10.15 son: liquidez, endeudamiento

del activo, apalancamiento, rotación de ventas, impacto de los gastos

administrativos y de ventas, rentabilidad neta del activo y margen neto de ventas;

la definición de estos indicadores se presenta en la Tabla 10.16.



La empresa Machala Power presenta los índices más desfavorables debido a

que apenas en el 2003 inició su operación comercial. Analizando el índice de

liquidez se puede decir que son adecuados para el resto de agentes generadores

especialmente para los hidroeléctricos (Hidropaute S.A. e Hidroagoyán S.A.) y

Elecaustro S.A. que es una empresa mayoritariamente de generación hidráulica,

confirmándose esta situación por tener valores mayores que el promedio del

sector electricidad que es de 1.16.

FACTOR

LIQUIDEZSOLVENCIA

GESTIÓN

RENTABILIDAD

1. Liquidez Corriente

INDICADORES TÉCNICOS

Utilidad Neta / Ventas

Gastos Administrativos y de Ventas / Ventas(Utilidad Neta / Ventas) * (Ventas / Activo Total)

Ventas / Activo Total

FÓRMULA

Activo Corriente / Pasivo CorrientePasivo Total / Activo TotalActivo Total / Patrimonio

7. Rentabilidad Neta de Ventas (Margen Neto)6. Rentabilidad Neta del Activo (Du Pont)

4. Rotación de Ventas5. Impacto Gastos Administración y Ventas

3. Apalancamiento2. Endeudamiento del Activo

TABLA 10.16: Definición de los Indicadores Económico Financieros para empresas generadoras de electricidad. Fuente: Superintendencia de Compañías

Los indicadores del factor solvencia son mejores en las empresas hidroeléctricas

que en las termoeléctricas, como puede apreciarse en los diferentes valores de

endeudamiento del activo y el apalancamiento. Machala Power tiene un valor

elevado de apalancamiento como resultado de un bajo valor de patrimonio.

La rotación de ventas es desfavorable para las hidroeléctricas debido a que son

empresas de muchos activos fijos en relación a las ventas, por esta situación el

promedio del sector es de 0.29. El otro factor de gestión que corresponde al

impacto de gastos administrativos y de ventas se nota elevado para todas las

empresas generadoras y puede ser por la politización de aquellas que el Fondo

de Solidaridad es el mayor accionista.

En cuanto al factor rentabilidad, se aprecia que Elecaustro S.A. tiene los mejores

índices, lo cual demuestra que una empresa con 38.4 MW de capacidad en

equipamiento hidráulico puede lograr, esta situación además demuestra que en la

producción de energía eléctrica no hay economías de escala.



Todos los indicadores presentados para las empresas generadoras que se

encuentran operando en el sector eléctrico ecuatoriano, corroboran los resultados

positivos que se obtendrían con la construcción de un proyecto hidroeléctrico,

como en el caso del presente estudio la central hidroeléctrica Chinchipe.

En cuanto tienen que ver a los riesgos económicos y financieros, el proyecto tiene

sus riesgos con la dificultad que pudiera presentarse en la contratación del crédito

con los organismos internacionales, como consecuencia del deterioro de la

imagen del país y la inseguridad jurídica reflejados en el riesgo país. Otro de los

riesgos que correrá Hidrochinchipe S.A. es la falta de pago de las empresas

eléctricas distribuidoras, que repercutirá en la liquidez y las dificultades para el

cumplimiento de las obligaciones financieras contraídas.

La capitalización de la empresa Hidrochinchipe S.A. tendrá su riesgo ya que

deberá actuarse estratégicamente para conseguir la venta de las 11.924

acciones, a través de las bolsas de valores, incentivos a invertir a los migrantes,

accionistas estratégicos, entre otros.



11. COMPROBACIÓN DE HIPÓTESIS

De acuerdo al estudio y al análisis realizado en la presente investigación, la

hipótesis es aceptada porque cumple con todas las variables; es decir, mediante

los resultados obtenidos en el estudio de mercado, análisis técnico,

administrativo, legal, social, económico y financiero, se presentan condiciones

favorables para la construcción, operación y comercialización de la energía que

producirá la central Chinchipe. Las transacciones comerciales serán realizadas a

través del Mercado Eléctrico Mayorista para entregar energía a los clientes que

corresponden a las empresas eléctricas distribuidoras y los grandes

consumidores. La energía será transportada físicamente a través del sistema de

subtransmisión de la EERSSA, existiendo las facultades legales para hacerlo.

Mediante el análisis financiero se demuestra que los márgenes de utilidad serán

adecuados para emprender en la implementación del plan de negocio, esto lo

confirma la TIR económica que es de 16.6% y de 15.7% en los escenarios

optimista y pesimista, respectivamente o la TIR financiera que es del 27.4% y del

26.0%, en su orden.

El análisis técnico y administrativo esta enfocado a presentar procesos eficientes

mediante la automatización del equipamiento electromecánico de la central y de

las funciones de apoyo como atención al cliente.



12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

12.1. Conclusiones

El sector eléctrico ecuatoriano está estructurado por los agentes

generadores, transmisor, distribuidores y grandes consumidores, actuando

bajo el control y regulación del CONELEC. El CENACE es el encargado de

administrar el MEM en el aspecto técnico y comercial.

El crecimiento de la demanda de energía disponible para el periodo 2005 -

2013 es del 4.8% anual, mientras que para la demanda de potencia es del

4.5% anual. Esto equivale aproximadamente a 650 GWh por año en

energía y 120 MW en potencia.

Para el desarrollo del proyecto hidroeléctrico Chinchipe deberá

conformarse la empresa de generación denominada Hidrochinchipe S.A.

bajo el amparo del marco legal ecuatoriano. La conformación se dará

mediante la participación de 50 accionistas fundadores. Los accionistas

realizarán la inversión de USD 11.9 millones mediante la compra de 11.924

acciones a razón de USD 1.000 cada una.

La energía eléctrica producida por la central Chinchipe de la empresa

generadora Hidrochinchipe S.A. podrá ser comercializada a través del

MEM a cualquier agente sea este una empresa eléctrica distribuidora o un

gran consumidor que este interconectado al Sistema Nacional de

Transmisión. La capacidad de la central Chinchipe será de 17 MW y la

producción energética de 140 GWh año.

Realizando un análisis al mercado eléctrico ecuatoriano, considerando a

los demandantes, este tiene su primera segmentación en las empresas

eléctricas distribuidoras y en grandes consumidores, quienes pueden

suscribir contratos de compraventa de potencia y energía con la empresa



que operará la central Chinchipe sin dejar de mencionar la posibilidad que

ésta venda en el mercado ocasional o spot.

La central hidroeléctrica Chinchipe tiene una capacidad instalada de 17

MW, pudiendo generar 140 GWh al año, y podrá situarse en el entorno de

las pequeñas centrales hidroeléctricas, estará amparada bajo una

compañía anónima creada para la operación, con un periodo de vida útil de

30 años.

La energía eléctrica es deficitaria en el país y por tanto en el mercado

eléctrico, especialmente en el periodo de estiaje de (octubre a marzo). La

central Chinchipe de 17 MW ayudará a solventar esa deficiencia.

La competencia entre agentes generadores del cual la central Chinchipe

es parte, se presenta a través de los costos variables de cada una de las

unidades de generación. Los costos variables de la última unidad

despachada (orden de mérito) representa el costo marginal horario que

determina el precio de las transacciones comerciales a través del MEM.

La empresa de la central Chinchipe negociará la energía y suscribirá los

contratos a plazo ofertando precios competitivos en el mercado, para esto

se ha estimado el valor de 2.54 ¢USD/kWh para el cargo de energía. El

precio de la potencia esta regulado por el CONELEC (5.7 USD/kW-mes).

Como estrategia de marketing de la central Chinchipe se venderá el 50%

mediante contratos a plazo suscritos con los agentes distribuidores o

grandes consumidores. El precio medio de estos contratos será de 3.37

¢USD/kWh (potencia y energía), el plazo de los contratos será por lo

menos de 3 años.

La energía disponible para ser vendida bajo el mecanismo de contratos a

plazo es de 70 GWh por año, lo que representará ingresos a la central



Chinchipe del orden de USD 2’356,833 (2.54 ¢USD/kWh en energía y

0.83 ¢USD/kWh en el equivalente de potencia).

La central hidroeléctrica será del tipo “pasada” y estará constituida por las

obras de derivación y captación para un caudal de 24 m/s ubicados en el

cauce del río Palanda a la elevación 982 msnm; del cual partirá un túnel de

conducción de 1 479.44 m de longitud, de sección transversal circular de

3.40 m de diámetro, una tubería de presión de acero de 2.80m y 211.98m

de longitud hasta la casa de máquinas.

El capital de la compañía estará compuesto de los aportes de cada uno de

los socios, para la constitución de la compañía será necesario el pago de

no menos del cincuenta por ciento del capital suscrito. Para el caso que el

capital sea mediante aportes en obligaciones, valores o bienes, en el

contrato social se dejará constancia de ello y de sus avalúos.

Los accionistas fundadores deberán decidir sobre la posibilidad de apertura

para que la población pueda participar mediante el aporte para la

capitalización de la compañía anónima que llevara adelante el proyecto

Chinchipe, pudiéndose actuar a través del mercado de capitales para

conseguir el financiamiento.

Los gastos de arranque para la constitución de la compañía son los pagos

de honorarios en la notaria y publicaciones, registro mercantil, seguros

trámites ante distintas instituciones gubernamentales, pago al CONELEC

por la obtención del permiso, impuestos, certificaciones, etc.

La nómina de los recursos humanos de la central Chinchipe será de 20

personas, los sueldos nominales de los diferentes cargos han sido

considerados en función del mercado laboral, la mano de obra directa está

conformada por los operadores, mecánicos y aguateros que en total suman



el número de 13, este recurso participará en forma directa en el proceso

productivo de la central.

La central Chinchipe tendrá que ser asegurada contra siniestros como el

caso de terremotos, inundaciones, deslaves, incendios, rotura de

maquinaria, etc. y contra daños a terceros, para lo cual se ha estimado una

prima del 1% del valor de la central (USD 239 000 al año).

El costo medio para la producción de energía (potencia y energía) de la

central Chinchipe asciende a 1.2 ¢USD/kWh, valor competitivo en el

mercado eléctrico ecuatoriano. El costo variable unitario es de 0.28

¢USD/kWh.

La tasa interna de retorno (TIR) económica para el escenario optimista es

del 16.6% y de 15.7% para el pesimista. Se compara con el costo de

oportunidad (inversionista) de 12.4%.

El análisis financiero es realizado bajo la premisa del 50% de

financiamiento del monto total de inversión requerido.

La TIR financiera para el escenario optimista tiene el valor del 27.4% y para

el escenario pesimista del 26.0%, porcentajes que son comprobables con

la tasa de descuento reflejada el costo de oportunidad del capital (17.9%).

El valor actual neto (VAN) económico alcanza a un valor de USD 6.3

millones para el escenario optimista y de USD 4.9 millones para el

escenario pesimista, mientras que el VAN financiero para el escenario

optimista es de USD 4.8 millones y para el escenario pesimista es de USD

3.9 millones. Valores positivos que demuestran la conveniencia del

proyecto.



El análisis de Sensibilidad, para el caso de variación de la tasa de interés

(6%) en el flujo de fondos financiero, se tiene como resultado que la TIR

varía desde 28.5% hasta 26.3% en el escenario optimista y de 27.1% hasta

el 24.9% en el escenario pesimista.

La producción de energía mediante el uso de los recursos hídricos tiene

muchas ventajas, entre ellas el bajo impacto ambiental, ya que no se

produce la emisión de gases que contribuyen al efecto invernadero. Sin

embargo, las centrales hidroeléctricas deberán tener un plan de mitigación

de los impactos ambientales para la preservación del ecosistema.

El precio medio total de la energía que fue vendida durante el 2004 en el

MEM fue de 6.24 ¢USD/kWh. El mercado ocasional tuvo un precio medio

de 9.90 ¢USD/kWh, en tanto que en el mercado de contratos a plazo fue

de 3.22 ¢USD/kWh. Valores que corroboran las proyecciones realizadas en

el presente estudio para la determinación de los ingresos.

Los costos variables de los equipamientos de generación hidráulica del

país están entre 0.2 a 0.4 ¢USD/kWh, para los equipos de gas natural

entre 3.5 y 4.0 ¢USD/kWh, el resto de equipos de generación del parque

termoeléctrico ecuatoriano supera los 4.0 ¢USD/kWh. El costo variable de

la central Chinchipe es de 0.28 ¢USD/kWh lo que le transforma en un

proyecto con una alta probabilidad de despacho dentro de las centrales de

generación del MEM.

El precio de venta de la energía eléctrica de la central Chinchipe en los

contratos a plazo que suscriba con los agentes del MEM, será de 3.371

¢USD/kWh, valor que se incluye el cargo de potencia.

Una amenaza del sector eléctrico ecuatoriano constituye la aplicación

deficitaria de las tarifas que aplican las empresas eléctricas distribuidoras a



los consumidores regulados, como resolución del CONELEC por

disposición de los gobiernos de turno.

El 31% de la producción de energía eléctrica es de origen térmico, lo que

provoca valores altos de las tarifas eléctricas, más aún cuando este parque

térmico es ineficiente y obsoleto, además de utilizar combustibles caros.

La concepción del proyecto hidroeléctrico Chinchipe, los accesos a él

disponibles y lo convencional de las obras componentes, hacen prever su

construcción sin mayores riesgos y en un tiempo relativamente corto,

debido a que las obras civiles para la central hidroeléctrica no requiere de

embalse.

El proyecto hidroeléctrico Chinchipe tiene posibilidades ciertas de colocar

en el Mercado Eléctrico Mayorista del país, su producción energética a

precios competitivos con otros proyectos que se encuentran en operación o

que están programados incorporarse al sistema nacional en el corto y

mediano plazo.

La construcción del proyecto Chinchipe traerá beneficios no solamente

energéticos si no también propiciará el desarrollo económico de una región

agrícola y ganadera muy importante, como es la zona del cantón Palanda.

Los accionistas definirán el porcentaje de financiamiento del proyecto en

base al capital que se haya obtenido por parte de los socios de la

compañía, lo cual permitirá emprender en la construcción de la central

Chinchipe.

La construcción del proyecto Chinchipe traerá beneficios no solamente

energéticos sino también propiciará el desarrollo económico de una región

agrícola y ganadera como es el cantón Palanda.



12.2. Recomendaciones

Elaborar el diseño definitivo para la construcción del proyecto hidroeléctrico

Chinchipe, en el que deberá constar un plan de mitigación de los impactos

ambientales para la preservación del ecosistema.

Solicitar al CONELEC el permiso para la construcción y operación del

proyecto hidroeléctrico Chinchipe, para lo cual será necesario suscribir el

convenio correspondiente.

Realizar la compra de los terrenos como paso inicial para comenzar la

construcción del proyecto Hidroeléctrico Chinchipe.

Buscar el financiamiento para la ejecución del proyecto Chinchipe,

mediante cualquiera de los mecanismos disponibles en el mercado

financiero.

Adoptar como estrategia de marketing para que el 50% de la producción

energética se venda en contratos a plazo y el 50% restante a través del

mercado ocasional, con el propósito de atenuar el riesgo de la falta de

pago a los generadores, que actualmente adolecen por las transacciones

realizadas en el MEM.

Emitir pliegos tarifarios reales para el sector eléctrico ecuatoriano por parte

del CONELEC, para que las empresas eléctricas distribuidoras puedan

cumplir con sus obligaciones de pago por la compra de energía en el MEM.

Establecer políticas por parte de los gobiernos de turno, que sirvan de

vínculos positivos entre desarrollo y medio ambiente, con el fin de mejorar

el aprovechamiento de los recursos y la disponibilidad tecnológica.



Crear políticas que estén basadas en fomentar la eficiencia energética

desde el punto de vista económico.

Conformar la compañía generadora Hidrochinchipe S.A. que se encargará

de la construcción y operación de la central Chinchipe, debiendo así mismo

tramitar la consecución del financiamiento ya sea mediante el aporte de los

accionistas, créditos nacionales o del exterior, socios estratégicos, etc.



BIBLIOGRAFÍA

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ANEXO A

FOTOGRAFIAS Y PLANOS



ANEXO 1: Ubicación del Proyecto Hidroeléctrico Chinchipe en la provincia de Zamora Chinchipe, Cantón Palanda.

05 06 07 08 09 10 11 12

ANEXO 2: Ubicación del Proyecto Hidroeléctrico Chinchipe en el cantón Palanda (70°05'E a 79°10'E y entre 4°35'S a 4°51'S). El azud y bocatoma se señala en el río Palanda (color rojo), a continuación el túnel de conducción, casa de máquinas y canal de descarga al río Numbala.

Proyecto Chinchipe

▄▄▄▄▄▄▄▀▀▀▀▀▀▀ 0 500 1000

Casa de Máquina

s

Tanque Presión

Túnel Conducción

Captación- desarenador

Tubería Presión



ANEXO 3: Diagrama unifilar del Sistema Nacional Interconectado con la ubicación de las

principales centrales de generación de electricidad (térmica e hidráulica).

ANEXO 4: Áreas de concesión de las diferentes empresas eléctricas del Ecuador.



ANEXO 5: Obras de captación y rejilla de la central Isimanchi ubicada en el cantón Chinchipe.

ANEXO 6: Obras del desarenador de la central Isimanchi.



ANEXO 7: Tanque de presión con el acceso al canal de conducción central Isimanchi.

ANEXO 8: Tubería de presión de la central hidroeléctrica Carlos Mora de 2.4 MW. Se observa los apoyos de hormigón y juntas de dilatación.



ANEXO 9: Compuerta del canal de conducción de la central hidroeléctrica Carlos Mora. Material lámina de hierro.

ANEXO 10: Casa de máquinas de la central Carlos Mora de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. de 2.4 MW.



ANEXO 11: Lugar en el que se construirá la bocatoma y el azud de la central Chinchipe (vista aguas abajo). El azud se ubicará 30 m aguas abajo de la bocatoma.

ANEXO 12: Vista aguas arriba del caudal del río Palanda correspondiente a un día del mes de abril de 2005. El lugar corresponde a 150 m aguas arriba donde se realizarán las obras de captación y hasta donde llegará el espejo de las aguas provocadas por el azud.

Bocatoma e inicio del

túnel de conducción.



ANEXO 13: Zona en la que se construiría el desarenador e inicio de la tubería de presión.

ANEXO 14: Vista de la subestación Palanda localizada a 3 km del proyecto de la central Chinchipe, lugar donde se conectará para la inserción de la energía en el MEM.

Desarenador y

tubería de presión



ANEXO 15: División política de la provincia de Zamora Chinchipe.



ANEXO 16: Relieve de la cuenca del rio Palanda.

ANEXO 17: Cuenca del río Palanda y vista del centro cantonal de Palanda y de la

cubierta vegetal (aguas arriba).



ANEXO B

CUADROS DEL ANÁLISIS

FINANCIERO



Número NombreDemanda

Promedio (MW)

Energía Mensual

(GWh)

Energía Anual

(GWh)

Precio Medio

Compra (cU$/kWh)

D-001 E.E. Ambato 61.35 32.30 387.57 7.61

D-002 E.E. Azogues 5.62 6.87 82.48 4.82

D-003 E.E. Bolivar 7.31 4.11 49.34 7.47

D-004 E.E. Categ - D 547.10 275.13 3,301.51 7.64

D-005 E.E. Centro Sur 75.03 47.05 564.61 5.71

D-006 E.E. Cotopaxi 33.83 16.19 194.27 6.27

D-007 E.E. El Oro 65.39 38.85 466.23 7.46

D-008 E.E. Esmeraldas 41.62 26.60 319.18 7.35

D-009 E.E. Guayas Los Rios 137.47 62.83 754.02 7.69

D-010 E.E. Los Rios 42.01 18.69 224.31 8.52

D-011 E.E. Manabí 118.30 72.62 871.43 8.50

D-012 E.E. Milagro 26.12 28.99 347.85 7.52

D-013 E.E. Regional Norte 74.02 28.64 343.69 7.24

D-014 E.E. Quito 493.78 231.58 2,778.91 6.84

D-015 E.E. Riobamba 26.48 14.06 168.68 6.59

D-016 E.E. Santa Elena 44.81 23.53 282.33 7.88

D-017 E.E. Santo Domingo 39.42 22.81 273.73 7.24

D-018 E.E. Sucumbios 8.45 4.10 49.22 9.36

D-019 E.E. Regional Sur 39.68 15.52 186.22 7.64

Notas:

* En estas transacciones se incluye la compra de energía a Autorpoductores que no registran operaciones en el MEM (CENACE).

* En el precio medio se incluye los contratos a plazo, mercado ocasional y transporte.

EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

NÚMERO TOTAL DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS QUE SE

ENCUENTRAN CONECTADAS AL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO19



Número NombreDemanda

Promedio (MW)

Energía Mensual

(GWh)

Energía Anual

(GWh)

Cliente en área de

concesión de

Distribuidora

K-001 Compañía Industrias Guapán S.A. 7.87 3.64 43.70 Azogues

K-002 Aglomerados Cotopaxi S.A. 3.93 2.11 25.36 Cotopaxi

K-003 Ecuador Bottling Company C.A.T. E.G.-D.

K-004 Acerías Nacionales del Ecuador S.A. C.A.T. E.G.-D.

K-005 Empresa Cantonal Agua Potable y Alcantarillado Guayaquil Guayas-Los Ríos

K-006 Base Naval de Guayaquil 4.09 1.73 20.78 C.A.T. E.G.-D.

K-007 AGA S.A. 2.46 1.47 17.59 C.A.T. E.G.-D.

K-008 Acería del Ecuador C.A. 6.86 2.07 24.87 Quito

K-009 Centro Rehabilitación Manabí. Estación Bombeo Severino Manabí

K-010 Negocios Industriales Real S.A. 3.34 1.38 16.54 Sta. Elena

K-011 Kimberly-Clark Ecuador S.A. (Planta Babahoyo) 1.62 0.81 9.72 Los Ríos

K-012 Empresa Papelera Nacional S.A. 7.18 4.57 54.86 Milagro

K-013 CEDEGE, Estación de Bombeo de Chongón Sta. Elena

K-014 Plasticos Industriales C.A. 3.84 1.97 23.68 C.A.T. E.G.-D.

K-015 Industrias Rocacem S.A, Planta Cerro Blanco C.A.T. E.G.-D.

K-016 Enkador 2.45 1.53 18.39 Quito

K-017 Unilever Andina - Jabonería Nacional S.A, planta Jabonería Nacional 2.84 1.37 16.41 C.A.T. E.G.-D.

K-018 La Fabril S.A. 2.73 1.43 17.19 Manabí

K-019 Exportadora de Alimentos S.A. 3.09 1.52 18.20 Guayas-Los Ríos

K-020 Cristalería del Ecuador S.A. 3.32 2.05 24.59 C.A.T. E.G.-D.

K-021 Industria Cartonera Ecuatoriana S.A. 2.68 1.20 14.36 C.A.T. E.G.-D.

K-022 Interagua, estación "La Toma" 15.66 10.47 125.59 Guayas-Los Ríos

K-023 Cartopel 4.08 2.36 28.37 Centro Sur

K-024 Compañía Ecuatoriana del Caucho S.A. 4.71 2.11 25.34 Centro Sur

K-025 Compañía de Cervezas Nacionales C.A. 3.91 1.23 14.70 C.A.T. E.G.-D.

K-026 Industrias Rocacem S.A., Planta San Rafael 4.16 1.92 22.98 Cotopaxi

K-027 Fundiciones Industriales S.A. 2.09 0.89 10.65 C.A.T. E.G.-D.

K-028 Amanco Plastigama S.A. 2.47 1.32 15.81 Guayas-Los Ríos

K-029 Corporación Ecuatoriana de Aluminio S.A. 1.89 0.86 10.27 Cotopaxi

K-030 Plasticaucho Industrial S.A. 2.00 0.87 10.40 Ambato

K-031 Plastiempaques S.A. 1.65 0.74 8.88 Guayas-Los Ríos

K-032 Plásticos Ecuatorianos S.A. 1.99 1.08 12.90 C.A.T. E.G.-D.

K-033 Promarisco S.A. 1.46 0.81 9.72 Guayas-Los Ríos

K-034 Graiman Cia. Ltda. 3.26 1.86 22.33 Centro Sur

K-035 Novopan del Ecuador S.A. 1.34 0.25 3.00 Quito

K-036 Empresa Pesquera Ecuatoriana S.A. 1.81 0.82 9.90 C.A.T. E.G.-D.

K-037 Industrial Molinera C.A. 2.48 0.79 9.49 C.A.T. E.G.-D.

K-038 Provefrut S.A. 1.92 0.96 11.51 Cotopaxi

K-039 Cemento Chimborazo S.A. 4.95 2.35 28.22 Riobamba

K-040 Petroindustrial - Refinería Estatal de Esmeraldas Esmeraldas

K-041 Productos Familia Sancela del Ecuador S.A. 4.16 1.22 14.58 Cotopaxi

K-042 Textiles Río Blanco S.A. 1.46 0.81 9.67 Cotopaxi

K-043 Compañía de Elaborados de Café ELCAFE C.A. 2.35 1.40 16.81 C.A.T. E.G.-D.

K-044 La Fabril S.A., Planta La Favorita 1.34 0.65 7.86 C.A.T. E.G.-D.

K-045 Ecuador Bottling Company, planta de la ciudad de Quito 2.04 0.43 5.18 Quito

K-046 Delltex Industrial S.A. 2.22 0.36 4.30 Quito

K-047 Ecuatoriana de Cerámica C.A. 1.77 0.81 9.74 Riobamba

K-048 Italpisos S.A. 1.49 0.59 7.10 Centro Sur

K-049 Constructora Norberto Odebrecht S.A. 1.17 0.17 2.09 Ambato

K-050 Pronaca (planta ubicada en Emelgur) 2.68 0.91 10.97 Guayas-Los Ríos

K-051 Industrial Danec S.A. 1.60 0.31 3.68 Quito

K-052 Industria Cartonera Asociada S.A. 1.78 0.59 7.10 Quito

K-053 Sociedad Agricola e Industrial San Carlos 2.30 0.78 9.39 Milagro

K-054 Fábrica de Envases S.A. 2.03 0.59 7.05 C.A.T. E.G.-D.

K-055 Tejidos Pin-tex S.A. 2.33 0.24 2.93 Quito

K-056 Boop del Ecuador Cia. Ltda. 3.07 0.78 9.40 Quito

K-057 Hotel Colón Guayaquil S.A. 1.29 0.40 4.81 C.A.T. E.G.-D.

K-058 Aquamar S.A. 1.10 0.29 3.50 Milagro

K-059 Pronaca (Bucay) 2.03 0.34 4.08 Milagro

K-060 Pronaca (Sto. Domingo) 1.93 0.36 4.35 Santo Domingo

K-061 Productos Químicos y Anexos S.A. 2.18 0.90 10.82 C.A.T. E.G.-D.

K-062 Empacadora Nacional C.A. C.A.T. E.G.-D.

K-063 Ecudos S.A. 0.71 0.04 0.42 Milagro

K-064 Azucarera Valdez S.A. 2.14 0.20 2.42 Milagro

K-065 Plásticos del Litoral S.A. 3.80 0.71 8.56 C.A.T. E.G.-D.

K-066 Novacero Aceropaxi Cotopaxi

K-067 Hotel Oro Verde S.A. Hotver 1.03 0.22 2.62 C.A.T. E.G.-D.

K-068 Solubles Instantáneos C.A. 1.42 0.17 2.09 C.A.T. E.G.-D.

K-069 CODANA S.A. 0.73 0.09 1.13 Milagro

K-070 Emp. Púb. Mun. Telecom., A. Pot. Alcant. Sanemiento Cuenca Centro Sur

K-071 Compañía Agrícola e Industrial ECUAPLANTATION S.A. 1.11 0.05 0.57 Guayas-Los Ríos

K-072 Plastiguayas Cia. Ltda. C.A.T. E.G.-D.

K-073 Plasticsacks Cia. Ltda. Quito

K-074 Sálica del Ecuador S.A. Sta. Elena

K-075 Naportec S.A. C.A.T. E.G.-D.

K-076 Conservas Isabel Ecuatoriana S.A. Manabí

REGISTRO DE GRANDES CONSUMIDORES

* La calificación K-006 está caducada para el período: 25-junio-2004 hasta 27-jun-2004. VIGENCIA ACTUAL DE LA CALIFICACIÓN K-006: Para el período 28-jun-

2004 hasta el 28-jun-2006

* Las calificaciones correspondientes a los registros K-005, K-009 y K-013 fueron revocadas

NÚMERO TOTAL DE GRANDES CONSUMIDORES QUE FUERON APROBADOS

Y QUE A LA FECHA TIENEN SU CALIFICACIÓN VIGENTE

* La calificación K-011 está caducada para el período: 30-ene-2004 hasta 17-feb-2004. VIGENCIA ACTUAL DE LA CALIFICACIÓN K-011: Para el período 18-feb-

2004 hasta el 18-feb-2006.

Notas:

73



PERÍODO: 06 al 31 de enero del 2005

POTENCIA

No. EMPRESA UNIDAD TIPO Rendimiento Combustible Transporte Lubricantes, Agua Mantenimientos Servicios TOTAL TOTAL EFECTIVA

kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Auxiliares US$/kWh ctvs US$/kWh (MW)

1 HIDROPAUTE PAUTE 0.2000 443.2

2 HIDROAGOYAN AGOYAN 0.2000 79.8

3 HIDRONACIÓN M. LANIADO 0.2000 125.7

4 AMBATO AMBATO_H 0.5000 0.7

5 BOLIVAR BOLIVAR_H 0.5000 0.8

6 COTOPAXI COTOPAXI_H 0.5000 4.2

7 ELECAUSTRO SAUCAY 0.5000 19.4

8 ELECAUSTRO SAYMIRIN 0.5000 11.1

9 EMPRESA METROP. A.P. EMAAP-Q 0.5000 9.6

10 HIDROPUCARÁ PUCARÁ 0.5000 50.2

11 QUITO QUITO_H1 0.5000 12.7

12 QUITO QUITO_H2 0.5000 47.7

13 REGIONAL NORTE RNORTE_H1 0.5000 7.7

14 REGIONAL NORTE RNORTE_H2 0.5000 3.4

15 REGIONAL SUR REGIONAL SUR_H 0.5000 1.6

16 RIOBAMBA RIOBAMBA_H 0.5000 9.1

1 TERMOESMERALDAS ESMERALDAS BV 15.78 0.028691 0.000000 0.000659 0.000062 0.000844 0.002157 0.034248 3.4248 132.5

2 MACHALA POWER MACHALA POWER A (*) G 0.088254 0.033044 0.000000 0.000227 0.000011 0.002038 0.000429 0.035749 3.5749 66.0

3 MACHALA POWER MACHALA POWER B (*) G 0.088254 0.033044 0.000000 0.000231 0.000011 0.002069 0.000429 0.035785 3.5785 65.0

4 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 1 BD 17.03 0.017105 0.008760 0.004796 0.000000 0.005556 0.000204 0.036421 3.6421 5.2

5 ELECTROGUAYAS TRINITARIA BV 16.26 0.030889 0.002823 0.000135 0.000000 0.000960 0.002620 0.037426 3.7426 133.0






11 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 BD 15.91 0.033012 0.004449 0.002527 0.000000 0.001305 0.000946 0.042239 4.2239 4.3



14 QUITO G.HERNANDEZ 4 BD 16.45 0.025226 0.007188 0.006446 0.000000 0.003018 0.001456 0.043334 4.3334 5.4







21 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 BV 14.10 0.035621 0.003255 0.000187 0.000043 0.002565 0.002193 0.043865 4.3865 73.0

22 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 BV 13.77 0.036475 0.003333 0.000189 0.000043 0.002565 0.002242 0.044847 4.4847 73.0

23 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS BV 12.63 0.039767 0.002858 0.000438 0.001091 0.002059 0.002728 0.048942 4.8942 32.5

24 ULYSSEAS INC. POWER BARGE I BV 12.78 0.039300 0.003529 0.000243 0.000570 0.002514 0.002946 0.049103 4.9103 28.0

25 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 12 D 14.75 0.090863 0.000407 0.005479 0.000010 0.000618 0.002034 0.099411 9.9411 5.0

26 INTERVISATRADE VICTORIA II N 10.36 0.091860 0.004974 0.000023 0.000000 0.002487 0.000509 0.099854 9.9854 105.0

27 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 4 D 14.40 0.093072 0.002083 0.004096 0.000000 0.000259 0.002098 0.101607 10.1607 2.9

28 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 2 DG 14.10 0.095052 0.000780 0.000240 0.000003 0.005532 0.000125 0.101770 10.1770 46.0



31 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 1 DG 14.12 0.094917 0.000143 0.000455 0.000496 0.006468 0.001459 0.103937 10.3937 46.5


33 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 1 D 12.91 0.103813 0.000000 0.000466 0.000009 0.000092 0.000256 0.104636 10.4636 2.0

34 ESMERALDAS LA PROPICIA 1 D 14.40 0.093072 0.000556 0.002769 0.000003 0.002028 0.005994 0.104660 10.4660 3.6

35 ESMERALDAS LA PROPICIA 2 D 14.40 0.093072 0.000556 0.002769 0.000003 0.002028 0.005994 0.104660 10.4660 3.6






41 QUITO LULUNCOTO 13 D 14.41 0.093007 0.000833 0.004182 0.000040 0.003162 0.004903 0.106126 10.6126 2.7

42 MILAGRO MILAGRO 5 D 12.86 0.104217 0.000778 0.000356 0.000000 0.000379 0.000409 0.106139 10.6139 -



45 PENINSULA STA. ELENA POSORJA 5 D 12.81 0.104624 0.003123 0.000080 0.000001 0.000018 0.000050 0.107895 10.7895 2.1

46 ELECAUSTRO MONAY 2 D 13.57 0.098764 0.000516 0.005445 0.000959 0.000922 0.002136 0.108742 10.8742 1.1


48 REGIONAL SUR CATAMAYO 6 D 14.92 0.089857 0.000335 0.003659 0.000030 0.016586 0.000066 0.110534 11.0534 2.5







55 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 3 D 13.08 0.102430 0.003210 0.007014 0.000018 0.002007 0.001685 0.116363 11.6363 4.4

56 AMBATO BATAN 3 D 11.97 0.111991 0.000738 0.000375 0.000000 0.000295 0.003175 0.116575 11.6575 -





61 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 4 D 13.10 0.102280 0.003205 0.006906 0.000019 0.002102 0.002862 0.117374 11.7374 4.2

62 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 5 D 13.42 0.099848 0.003129 0.008503 0.000048 0.003325 0.002611 0.117463 11.7463 2.0



65 BOLIVAR BOLIVAR 1 D 12.43 0.107814 0.003352 0.003253 0.000007 0.003805 0.000069 0.118299 11.8299 1.1




69 ELECTROGUAYAS ENRIQUE GARCIA DG 11.77 0.113868 0.000000 0.000204 0.000232 0.004284 0.000596 0.119183 11.9183 96.0


71 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 4 D 13.34 0.100498 0.003149 0.010363 0.000048 0.003325 0.002645 0.120026 12.0026 2.0

72 AMBATO LLIGUA 1 D 13.66 0.098114 0.001098 0.004391 0.000000 0.015598 0.001045 0.120245 12.0245 1.8





77 RIOBAMBA RIOBAMBA D 12.29 0.109051 0.000488 0.001262 0.000003 0.013281 0.000545 0.124629 12.4629 2.0

78 REGIONAL NORTE SAN FRANCISCO D 12.03 0.111407 0.005819 0.003037 0.000000 0.005222 0.000000 0.125485 12.5485 2.0


80 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 2 DG 11.11 0.120633 0.000181 0.000182 0.000000 0.005495 0.000581 0.127072 12.7072 35.0

81 PENINSULA STA. ELENA PLAYAS 4 D 12.80 0.104706 0.002344 0.005875 0.000028 0.004920 0.009646 0.127518 12.7518 0.7

82 AMBATO LLIGUA 2 D 13.66 0.098114 0.001098 0.011757 0.000000 0.016953 0.001218 0.129139 12.9139 1.8


84 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 1 DG 10.42 0.128621 0.000193 0.000056 0.000000 0.003032 0.000726 0.132629 13.2629 20.0


86 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 8 D 12.90 0.103894 0.000000 0.001908 0.000137 0.023450 0.009104 0.138493 13.8493 -


88 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 3 DG 10.13 0.132303 0.001096 0.000053 0.000000 0.003371 0.002792 0.139615 13.9615 17.6







95 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TG4 DG 9.42 0.142275 0.001062 0.000032 0.000000 0.001422 0.000494 0.145284 14.5284 20.0



COSTO VARIABLE UNITARIO (US$/kWh)

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA

DIRECCIÓN DE PLANEAMIENTO

Costos Variables de Producción

100% de la Potencia Efectiva



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

Mano de obra 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828

Depreciación de equipo 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895

Tasas e impuestos 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000

Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000

Honorarios auditoria 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Papelería 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000

Gastos Financieros 715,405 715,405 715,405 715,405 672,998 628,047 580,398 529,891 476,353 419,602

Otros 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000

TOTAL COSTOS FIJOS (USD) 2,051,128 2,051,128 2,051,128 2,051,128 2,008,721 1,963,770 1,916,121 1,865,613 1,812,075 1,755,325 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723

COSTOS VARIABLES

Materiales y anexos 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Viáticos y Subsistencias 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Teléfono y agua potable 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Servicio eléctrico 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000

Mitigación Impactos Ambientales 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000

Otros 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000

TOTAL COSTOS VARIABLES (USD) 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000

COSTO TOTAL (USD) 2,442,128 2,442,128 2,442,128 2,442,128 2,399,721 2,354,770 2,307,121 2,256,613 2,203,075 2,146,325 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723

COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

ENERGIA PRODUCIDA (GWh/año) 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83

COSTO PROMEDIO ENERGÍA (¢USD/kWh) 1.75 1.75 1.75 1.75 17.16 16.84 16.50 16.14 15.76 15.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 1.23 1.23

COSTO VARIABLE UNITARIO (¢USD/kWh) 0.28 0.28 0.28 0.28 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 0.28 0.28

Precio medio venta Esc. Opt. (¢USD/kWh) 5.17 5.11 5.05 4.99 49.30 48.73 48.17 47.62 47.08 46.56 41.42 41.00 40.60 40.21 39.85 39.49 39.14 38.80 3.85 3.81

PUNTO EQUILIBRIO Esc. Opt. (GWh) 41.94 42.48 43.02 43.56 43.20 42.75 42.23 41.62 40.92 40.11 34.59 34.96 35.33 35.70 36.05 36.40 36.75 37.10 37.45 37.80

(%) PE / ENERGIA PRODUCIDA 29% 30% 30% 31% 32% 32% 32% 32% 31% 31% 28% 28% 28% 29% 29% 29% 29% 29% 27% 27%


P U N T O D E E Q U I L I B R I O - E S C E N A R I O O P T I M I S T A



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

Mano de obra 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828 212,828



Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000

Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000


Papelería 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000

Gastos Financieros 715,405 715,405 715,405 715,405 672,998 628,047 580,398 529,891 476,353 419,602

Otros 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000

TOTAL COSTOS FIJOS (USD) 2,051,128 2,051,128 2,051,128 2,051,128 2,008,721 1,963,770 1,916,121 1,865,613 1,812,075 1,755,325 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723 1,335,723

COSTOS VARIABLES


Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000


Teléfono y agua potable 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Servicio eléctrico 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000


Otros 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000 32,000

TOTAL COSTOS VARIABLES (USD) 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000 391,000

COSTO TOTAL (USD) 2,442,128 2,442,128 2,442,128 2,442,128 2,399,721 2,354,770 2,307,121 2,256,613 2,203,075 2,146,325 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723 1,726,723

COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

ENERGIA PRODUCIDA (GWh/año) 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83 139.83

COSTO PROMEDIO ENERGÍA (¢USD/kWh) 1.75 1.75 1.75 1.75 17.16 16.84 16.50 16.14 15.76 15.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 12.35 1.23 1.23

COSTO VARIABLE UNITARIO (¢USD/kWh) 0.28 0.28 0.28 0.28 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80 0.28 0.28

Precio medio venta Esc. Pes. (¢USD/kWh) 5.09 4.99 4.91 4.82 47.40 46.60 45.82 45.07 44.34 43.64 37.35 36.97 36.63 36.29 36.02 35.78 35.58 35.41 3.53 3.51

PUNTO EQUILIBRIO Esc. Pes. (GWh) 42.68 43.50 44.32 45.15 45.04 44.83 44.53 44.13 43.62 42.98 38.65 39.08 39.48 39.88 40.21 40.50 40.75 40.96 41.15 41.33

(%) PE / ENERGIA PRODUCIDA 31% 31% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 31% 31% 28% 28% 28% 29% 29% 29% 29% 29% 29% 30%


P U N T O D E E Q U I L I B R I O - E S C E N A R I O P E S I M I S T A



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

Ingresos 7,229,431 7,142,896 7,058,092 6,974,983 6,893,537 6,813,720 6,735,499 6,658,843 6,583,720 6,510,099 5,791,253 5,733,482 5,676,866 5,622,960 5,571,909 5,521,878 5,472,848 5,424,798 5,377,710 5,331,563

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031


Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000




Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915


Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000


Utiles de Oficina 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000


Servicios básicos 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACIÓN E IMPUES. 5,502,709 5,416,173 5,331,369 5,248,261 5,166,815 5,086,998 5,008,777 4,932,120 4,856,997 4,783,376 4,064,531 4,006,759 3,950,143 3,896,238 3,845,186 3,795,155 3,746,125 3,698,076 3,650,987 3,604,840

15% PARTICIPACIÓN TRABAJADORES 825,406 812,426 799,705 787,239 775,022 763,050 751,317 739,818 728,550 717,506 609,680 601,014 592,521 584,436 576,778 569,273 561,919 554,711 547,648 540,726

UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 4,677,302 4,603,747 4,531,664 4,461,022 4,391,793 4,323,948 4,257,460 4,192,302 4,128,448 4,065,870 3,454,851 3,405,745 3,357,622 3,311,802 3,268,408 3,225,882 3,184,206 3,143,364 3,103,339 3,064,114

25% IMPUESTO A LA RENTA 1,169,326 1,150,937 1,132,916 1,115,255 1,097,948 1,080,987 1,064,365 1,048,076 1,032,112 1,016,467 863,713 851,436 839,405 827,951 817,102 806,471 796,052 785,841 775,835 766,029

UTILIDAD NETA 3,507,977 3,452,811 3,398,748 3,345,766 3,293,844 3,242,961 3,193,095 3,144,227 3,096,336 3,049,402 2,591,138 2,554,309 2,518,216 2,483,852 2,451,306 2,419,412 2,388,155 2,357,523 2,327,504 2,298,086

ESTADO DE RESULTADOS (SIN FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO OPTIMISTA



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

Ingresos 7,110,364 6,984,133 6,861,689 6,742,919 6,627,712 6,515,961 6,407,562 6,302,416 6,200,424 6,101,491 5,223,226 5,169,828 5,121,612 5,074,843 5,036,195 5,002,910 4,974,794 4,951,064 4,929,372 4,910,611

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031


Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000




Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915


Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000





Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




25% IMPUESTO A LA RENTA 1,144,024 1,117,200 1,091,180 1,065,942 1,041,460 1,017,713 994,678 972,335 950,662 929,638 743,007 731,660 721,414 711,476 703,263 696,190 690,215 685,173 680,563 676,576

UTILIDAD NETA 3,432,071 3,351,599 3,273,541 3,197,825 3,124,381 3,053,139 2,984,035 2,917,005 2,851,985 2,788,915 2,229,021 2,194,980 2,164,242 2,134,427 2,109,789 2,088,569 2,070,645 2,055,518 2,041,689 2,029,729

ESTADO DE RESULTADOS (SIN FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO PESIMISTA



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

Ingresos 7,229,431 7,142,896 7,058,092 6,974,983 6,893,537 6,813,720 6,735,499 6,658,843 6,583,720 6,510,099 5,791,253 5,733,482 5,676,866 5,622,960 5,571,909 5,521,878 5,472,848 5,424,798 5,377,710 5,331,563

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031


Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000




Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915


Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000





Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 715,405 715,405 715,405 715,405 672,998 628,047 580,398 529,891 476,353 419,602 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




25% IMPUESTO A LA RENTA 1,017,302 998,913 980,892 963,232 954,936 947,527 941,030 935,474 930,887 927,302 863,713 851,436 839,405 827,951 817,102 806,471 796,052 785,841 775,835 766,029

UTILIDAD NETA 3,051,906 2,996,740 2,942,677 2,889,695 2,864,808 2,842,581 2,823,091 2,806,422 2,792,661 2,781,906 2,591,138 2,554,309 2,518,216 2,483,852 2,451,306 2,419,412 2,388,155 2,357,523 2,327,504 2,298,086

ESTADO DE RESULTADOS (CON FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO OPTIMISTA



COSTOS FIJOS 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

Ingresos 7,110,364 6,984,133 6,861,689 6,742,919 6,627,712 6,515,961 6,407,562 6,302,416 6,200,424 5,223,226 5,169,828 5,121,612 5,074,843 5,036,195 5,002,910 4,974,794 4,951,064 4,929,372 4,910,611

Costo de Ventas

Mano de obra 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882 16,882

Publicidad 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000

Transporte 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000

Gastos Operativos

Mano de obra 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031 83,031

Depreciación de equipo 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895

Seguros 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000 239,000

Materiales y anexos 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000 240,000

Mitigación Impactos Ambientales 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000


Mano de obra 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915 112,915

Tasas e impuestos 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Contribuciones 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Arriendo 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000

Honorarios auditoria 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Utiles de Oficina 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000

Viáticos y Subsistencias 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000

Servicios básicos 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000

Otros 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000

Gastos Financieros

Intereses 715,405 715,405 715,405 715,405 672,998 628,047 580,398 529,891 476,353 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACIÓN E IMPUES. 4,668,236 4,542,005 4,419,562 4,300,791 4,227,991 4,161,192 4,100,442 4,045,803 3,997,349 3,496,504 3,443,105 3,394,889 3,348,120 3,309,473 3,276,187 3,248,071 3,224,341 3,202,650 3,183,889

15% PARTICIPACIÓN TRABAJADORES 700,235 681,301 662,934 645,119 634,199 624,179 615,066 606,870 599,602 524,476 516,466 509,233 502,218 496,421 491,428 487,211 483,651 480,397 477,583

UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 3,968,000 3,860,704 3,756,627 3,655,673 3,593,792 3,537,013 3,485,376 3,438,932 3,397,746 2,972,028 2,926,639 2,885,656 2,845,902 2,813,052 2,784,759 2,760,861 2,740,690 2,722,252 2,706,305

25% IMPUESTO A LA RENTA 992,000 965,176 939,157 913,918 898,448 884,253 871,344 859,733 849,437 743,007 731,660 721,414 711,476 703,263 696,190 690,215 685,173 680,563 676,576

UTILIDAD NETA 2,976,000 2,895,528 2,817,471 2,741,754 2,695,344 2,652,760 2,614,032 2,579,199 2,548,310 2,229,021 2,194,980 2,164,242 2,134,427 2,109,789 2,088,569 2,070,645 2,055,518 2,041,689 2,029,729

ESTADO DE RESULTADOS (CON FINANCIAMIENTO) - ESCENARIO PESIMISTA



Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

FUENTES

Utilidades / Pérdidas Netas 3,507,977 3,452,811 3,398,748 3,345,766 3,293,844 3,242,961 3,193,095 3,144,227 3,096,336 3,049,402 2,591,138 2,554,309 2,518,216 2,483,852 2,451,306 2,419,412 2,388,155 2,357,523 2,327,504 2,298,086

Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895



Total Fuentes 0 4,541,872 4,247,705 4,193,643 4,140,661 4,088,739 4,037,856 3,987,990 3,939,122 3,891,230 3,844,297 3,386,033 3,349,204 3,313,111 3,278,746 3,246,201 3,214,306 3,183,050 3,152,418 3,122,399 10,403,034

USOS


Caja 376,380

Total Usos 24,223,224 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FLUJO NETO -24,223,224 4,541,872 4,247,705 4,193,643 4,140,661 4,088,739 4,037,856 3,987,990 3,939,122 3,891,230 3,844,297 3,386,033 3,349,204 3,313,111 3,278,746 3,246,201 3,214,306 3,183,050 3,152,418 3,122,399 10,403,034




FLUJO DE FONDOS ECONÒMICO - E S C E N A R I O O P T I M I S T A



Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

FUENTES


Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895




Total Fuentes 11,923,422 4,085,801 3,791,635 3,737,572 3,684,590 3,659,703 3,637,476 3,617,986 3,601,316 3,587,556 3,576,801 3,386,033 3,349,204 3,313,111 3,278,746 3,246,201 3,214,306 3,183,050 3,152,418 3,122,399 10,403,034

USOS


Caja 376,380

Amortización (aporte capital) 0 0 0 706,785 749,192 794,144 841,792 892,300 945,838 1,002,588

Total Usos 24,223,224 0 0 0 706,785 749,192 794,144 841,792 892,300 945,838 1,002,588 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FLUJO NETO -12,299,802 4,085,801 3,791,635 3,737,572 2,977,805 2,910,511 2,843,332 2,776,194 2,709,017 2,641,718 2,574,213 3,386,033 3,349,204 3,313,111 3,278,746 3,246,201 3,214,306 3,183,050 3,152,418 3,122,399 10,403,034


% Tasa interés 6%




FLUJO DE FONDOS FINANCIERO - E S C E N A R I O O P T I M I S T A



Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

FUENTES


Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895



Total Fuentes 0 4,465,966 4,146,494 4,068,436 3,992,720 3,919,276 3,848,034 3,778,930 3,711,899 3,646,879 3,583,810 3,023,916 2,989,874 2,959,137 2,929,321 2,904,684 2,883,464 2,865,540 2,850,413 2,836,584 10,134,677

USOS


Caja 376,380

Total Usos 24,223,224 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FLUJO NETO -24,223,224 4,465,966 4,146,494 4,068,436 3,992,720 3,919,276 3,848,034 3,778,930 3,711,899 3,646,879 3,583,810 3,023,916 2,989,874 2,959,137 2,929,321 2,904,684 2,883,464 2,865,540 2,850,413 2,836,584 10,134,677




FLUJO DE FONDOS ECONÒMICO - E S C E N A R I O P E S I M I S T A



Concepto 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

FUENTES


Deprecaciòn 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895 794,895




Total Fuentes 11,923,422 4,009,895 3,690,423 3,612,365 3,536,649 3,490,239 3,447,655 3,408,927 3,374,094 3,343,205 3,316,314 3,023,916 2,989,874 2,959,137 2,929,321 2,904,684 2,883,464 2,865,540 2,850,413 2,836,584 10,134,677

USOS


Caja 376,380

Amortización (aporte capital) 0 0 0 706,785 749,192 794,144 841,792 892,300 945,838 1,002,588

Total Usos 24,223,224 0 0 0 706,785 749,192 794,144 841,792 892,300 945,838 1,002,588 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FLUJO NETO -12,299,802 4,009,895 3,690,423 3,612,365 2,829,864 2,741,047 2,653,511 2,567,134 2,481,794 2,397,367 2,313,725 3,023,916 2,989,874 2,959,137 2,929,321 2,904,684 2,883,464 2,865,540 2,850,413 2,836,584 10,134,677


% Tasa interés 6%




FLUJO DE FONDOS FINANCIERO - E S C E N A R I O P E S I M I S T A

Investigación de Mercado DISEÑO DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO “CHINCHIPE” - PLAN DE NEGOCIOS

MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS

229

ANEXO C

MANUAL DE FUNCIONES


MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS 230

JUNTA GENERAL DE ACCIONISTAS

a) Misión

Ejercer el gobierno de la empresa, estableciendo los lineamientos generales y

dictando las políticas y estrategias a adoptar para la consecución del objetivo

fundamental de la empresa que es la producción y comercialización de energía

eléctrica.

b) Funciones generales:

1. Dictar las políticas y lineamientos a seguir por parte de la compañía y

aprobar el plan anual de actividades, el presupuesto y sus reformas para

cada ejercicio económico;

2. Designar y remover al Presidente Ejecutivo y a los Directores principales y

sus correspondientes suplentes, a pedido de sus representados y

determinar sus retribuciones;

3. Designar y actualizar la contratación del Comisario y Auditores externos

4. Conocer y aprobar los estados financieros que presente el Presidente

Ejecutivo, acompañado de la opinión del Directorio, así como conocer y

resolver sobre los informes del presidente Ejecutivo, Comisario y Auditoria

externa;

5. Autorizar al Presidente Ejecutivo la contratación por montos superiores a lo

establecido en el estatuto;

6. Decidir sobre la fusión, escisión, transformación, disolución y liquidación de

la compañía;

7. Resolver acerca de la prórroga y la disolución anticipada de la compañía;



8. Ejercer las demás atribuciones previstas en la Ley, Reglamentos y el

Estatuto de la compañía.



COMISARIO

Relación de dependencia: Junta General de Accionistas

Funciones generales:

1. Verificar la aplicación de políticas y procedimientos establecidos por los

niveles jerárquicos que corresponde para las áreas administrativa,

financiera, comercial y técnica, y emitir recomendaciones para mejorar la

gestión en los diferentes estamentos.

2. Analizar la documentación y más anexos sobre las actividades,

transacciones y contrataciones realizadas por la compañía en materia

administrativa, financiera, comercial y técnica, para determinar qué

aspectos requieren una revisión detallada.

3. Realizar el seguimiento de resoluciones adoptadas por la Junta General de

Accionistas y Directorio para verificar el cumplimiento e informar a dichos

organismos.



DIRECTORIO

a) Misión

Administrar la empresa, a través de la fijación de objetivos, metas y estrategias,

de acuerdo con los planes y programas aprobados por la Junta General de

Accionistas, tendientes a explotar y comercializar de manera eficiente los recursos

disponibles para la generación y comercialización de la energía eléctrica.


1. Preparar conjuntamente con el presidente Ejecutivo las políticas,

estrategias y plan de actividades a seguir por parte de la compañía, para

someter a la aprobación de la Junta General de Accionistas;

2. Vigilar el cumplimiento del plan de actividades y lineamientos aprobados

por la Junta, así como la ejecución del presupuesto anual y reformas

aprobadas por la Junta General;

3. Conocer los estados financieros e informes anuales que reflejen la

situación de la compañía, presentados por el Presidente Ejecutivo, y

recomendar a la Junta General de Accionistas lo pertinente;

4. Aprobar los reglamentos necesarios para el funcionamiento de la

compañía;

5. Cumplir las decisiones y acuerdos de la Junta General de Accionistas; y

realizar periódicas evaluaciones sobre la base de la compañía;

6. Todas aquella que por ley o por el estatuto no le correspondan a la Junta

General y al Presidente Ejecutivo;

PRESIDENTE EJECUTIVO



Relación de dependencia: Junta General de Accionistas y Directorio

a) Misión

Fijar las estrategias y políticas del plan estratégico tendientes a lograr los

objetivos de la empresa, administrando eficientemente los recursos disponibles,

como humanos, financieros, materiales y técnicos, coordinando sus actividades

con las diversas unidades a su cargo.


1. Ceñirse estrictamente a las políticas y lineamientos dados por la Junta

General;

2. Elaborar el presupuesto anual de la empresa con sus reformas y someterlo

a consideración del Directorio;

3. Ejercer la representación legal, judicial y extrajudicial de la compañía;

4. Designar y remover a los trabajadores de la compañía de acuerdo al

reglamento aprobado por el Directorio;

5. Autorizar inversiones y gastos por montos aprobados por la Junta General

de Accionistas;

6. Velar por que la compañía cumpla con todas las obligaciones legales y las

resoluciones de los organismos de la compañía;

7. Proveer a la Junta General de Accionistas y al Directorio toda la

información que le fuere requerida;

8. Cumplir y hacer cumplir las resoluciones de la Junta General y del

Directorio;



9. Actuar como secretario de Juntas Generales de Accionistas y sesiones de

Directorio y suscribir las actas respectivas;

10. Dirigir y coordinar la elaboración del plan estratégico;

11. La demás que la ley, el estatuto y los reglamentos le impongan.

Requisitos mínimos:

1. Título Profesional en Ingeniería Eléctrica, Economía o Administración, con

el grado de Magíster en Administración de Empresas;

2. Ocho años de experiencia de haber dirigido empresas del sector eléctrico o

similares.



CONTRALOR

Relación de dependencia: Junta General de Accionistas


1. Programar, organizar, dirigir, coordinar y controlar las actividades de

auditoria interna;

2. Ejercer el control concurrente y posterior de todas las actividades que

realiza la compañía e informar resultados a la Junta General de

Accionistas, Directorio y Presidencia Ejecutiva;

3. Asesorar a la Junta General de Accionistas, Directorio y Presidencia

Ejecutiva, para la adopción de políticas y sistemas para mejorar la gestión

de la Empresa;

4. Presentar periódicamente, y cada vez que sea requerido, informes sobre

actividades específicas de aspectos operativos de mantenimiento,

económicos, financieros, administrativos y de comercialización de la

energía producida y vendida;

6. Elaborar y ejecutar programas de evaluación de control interno relacionado

con contabilidad general, contabilidad de costos, y presupuesto; y evaluar

el control sobre los activos fijos y participar en inventarios para verificar la

entrega-recepción de los equipos y materiales;

7. Analizar los procedimientos e informar a la Junta General de Accionistas,

sobre la baja de bienes, equipos, instalaciones, materiales y cuentas

incobrables, de acuerdo a normas vigentes.




3. Título Profesional en Auditoría (C.P.A.);

4. Seis años de experiencia en labores similares.



ASESOR JURÍDICO

Relación de dependencia: Presidencia Ejecutiva


1. Asesorar a los organismos directivos, ejecutivo y niveles de apoyo y

operativo, en asuntos legales y jurídicos;

2. Intervenir a nombre de la empresa en los trámites de juicios civiles,

laborales, mercantiles, defensa de los trabajadores, etc.

3. Formula, revisar convenios, contratos, minutas, etc. e informar sobre sus

incidencias;

4. Gestionar la recuperación legal de la cartera vencida y más derechos a

favor de la empresa.


1. Doctor en Jurisprudencia o Abogado.

2. Cuatro de experiencia en cargos similares de preferencia en le sector

eléctrico.



GERENTE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Relación de dependencia: Presidente Ejecutivo


1. Programar, organizar dirigir, coordinar y controlar las actividades

relacionadas con la producción de la energía eléctrica, y de la operación y

mantenimiento;

2. Dirigir la elaboración de los programas y cronogramas de trabajo de la

Gerencia, y del proyecto de presupuesto anual del área y ejecutarlo una

vez aprobado;

3. Determinar los requerimientos de equipos, materiales, herramientas e

insumos a utilizarse en la ejecución de los trabajos; mantener el centro del

control que servirá para la operación y mantenimiento de la central;

4. Dirigir la elaboración de las bases y especificaciones técnicas de los

concursos para la adquisición de bienes y servicios para la Gerencia e

intervenir en el análisis de las ofertas presentadas;

5. Aprobar las solicitudes de equipos, materiales, herramientas, repuestos,

combustibles y suministros requeridos para el cumplimiento de las

actividades de la Gerencia y velar por su correcta utilización.

6. Colaborar en la negociación de la compra – venta de energía; revisar,

actualizar y aplicar nuevos procedimientos de trabajo, acorde con la

tecnología actual;

7. Elaborar y evaluar los índices de gestión empresarial; y hacer cumplir las

políticas, normas e instrucciones de seguridad en el trabajo




1. Título Profesional en Ingeniería Eléctrica y grado de magíster en afines;

2. Ocho años de experiencia.



GERENTE ADMINISTRATIVO FINANCIERO



1. Programar, organizar, dirigir, coordinar y controlar las actividades

relacionadas con la administración de recursos humanos, prestación de

servicios generales, recursos económicos, plan de marketing, materiales y

financieros;

2. Administrar los sistemas de reclutamiento, selección, contratación,

promoción y valoración de puestos;

3. Dirigir la elaboración y aplicación de los sistemas de inducción y evaluación

del desempeño; y administrar la prestación de los servicios de bienestar y

asistencia social;

6. Dirigir la elaboración del plan de capacitación y coordinar su ejecución; y,

promover las buenas relaciones entre líderes y liderados.

7. Dirigir la elaboración y actualización de reglamentos, normas,

procedimientos e instructivos requeridos para la administración del recurso

humano, prestación de servicios y recursos financieros y comerciales, y

una vez aprobados velar por su cumplimiento;

8. Procurar la oportuna obtención de recursos financieros y materiales

requeridos para el cumplimiento de los planes y programas de trabajo;

9. Revisar, actualizar y aplicar nuevos sistemas y procedimientos de trabajo

en el área; y, elaborar y administrar el flujo de caja.

11. Velar por que se mantenga actualizada la contabilidad;



12. Dirigir y coordinar la elaboración de la proforma presupuestaria anual y sus

reformas, la liquidación y evaluación presupuestaria y la elaboración de los

estados financieros;

13. Gestionar el cobro de las planillas por venta de la energía.


1. Título Profesional en Administración o Economía y grado de magíster en

afines;

2. Ocho años de experiencia;



GERENTE DE COMERCIALIZACIÓN



1. Elaborar y dirigir el plan de marketing;

2. Elaborar y dirigir el plan de ventas;

3. Gestionar el cobro de facturas por venta de energía a los diferentes

agentes del Mercado Eléctrico Mayorista;

4. Velar por la correcta aplicación de los precios de venta a los clientes, sea a

través del mercado de contratos o del mercado ocasional (spot);

5. Participar en la elaboración de estudios tarifarios relacionados con la

producción de energía.

6. Asesorar a los grandes consumidores para la mejor utilización de la

energía eléctrica;


1. Título Profesional en Administración, Economía o Marketing y grado de

magíster en afines;

2. Ocho años de experiencia.



CONTADOR

Relación de dependencia: Gerente Administrativo Financiero Comercial


1. Programar, organizar, coordinar y controlar las actividades financieras;

2. Elaborar en forma eficaz y oportuna el balance general;

3. Realizar la liquidación contable de las inversiones transferirlas al activo fijo;

4. Preparar la certificación de los saldos de las cuentas contables;

5. Elaborar la proforma presupuestaria anual y sus reformas, la liquidación y

evaluación presupuestaria y la elaboración de los estados financieros;


1. Título Profesional en Administración o Economía;

2. Tres años de experiencia.



JEFATURA DE MARKETING

Relación de dependencia: Gerente de Comercialización


1. Realizar la investigación de mercado y proponer estrategias de mercadeo;

2. Ejecutar el plan de marketing de la empresa;

3. Asesorar a los clientes para la mejor utilización de la energía eléctrica;

4. Mantener contacto físico, telefónico, correo electrónico, etc. con los

clientes.


1. Título Profesional en Administración, Economía o Marketing;

2. Dos años de experiencia.



JEFATURA DE VENTAS

Relación de dependencia: Gerente de Comercialización


1. Promover la venta de la energía eléctrica;

2. Velar por la oportuna atención de servicios al cliente;

3. Gestionar el cobro de las facturas por la venta de energía;

4. Fomentar y mantener buenas relaciones con los clientes;

5. Elaborar las facturas y remitirlas.


1. Título Profesional en Administración, Economía o Marketing;

2. Dos años de experiencia.



JEFE DE ADQUISICIONES

Relación de dependencia: Gerencia Administrativa Financiera Comercial


1. Organizar y mantener actualizado el registro de proveedores y de precios y

de los bienes en el mercado local, nacional e internacional;

2. Realizar el análisis de las cotizaciones y efectuar las compras autorizadas;

3. Supervisar los trámites de importación y pedidos directos, participar en la

recepción de los bienes importados y liquidarlos;

4. Retirar o coordinar el retiro de los bienes adquiridos y entregarlos en la

bodega;

5. Elaborar el plan anual de adquisiciones;

6. Velar porque se mantenga actualizado el archivo de la documentación de

soporte.


1. Título profesional en Administración o Economía;

2. Cuatro años de experiencia.



SECRETARIA EJECUTIVA

Relación de dependencia: Presidencia Ejecutiva


1. Recibir, registrar, tramitar y controlar la correspondencia que ingresa y sale

de la empresa;

2. Mecanografiar oficios, memorandos, boletines, informes y mas

documentos;

3. Operar fax, correo electrónico y otros equipos;

4. Atender a los clientes y público, personal y telefónicamente;

5. Realizar registros en tarjetas y formularios y reproducir documentos;

6. Mantener limpio su equipo de trabajo y velar por su conservación.


1. Titulo en secretariado bilingüe;

2. Dos años de experiencia en labores similares.



JEFE DE LA CENTRAL

Relación de dependencia: Gerente de Operación y Mantenimiento


1. Elaborar el plan de mantenimiento anual de la central con los cronogramas

respectivos.

2. Coordinar con los operadores y mecánicos la operación de la central y el

mantenimiento preventivo y correctivo de la central, equipos auxiliares y

más instalaciones.

3. Coordinar con el CENACE el plan de operación de la central.

4. Analizar la información expost de la producción de energía e informar las

novedades.

5. Solicitar con anticipación los materiales, herramientas, equipos, etc.

necesarios para la operación de la central.

6. Elaborar las bases y especificaciones técnicas de los concursos para la

adquisición de bienes y servicios para la central e intervenir en el análisis

de las ofertas presentadas;


1. Ingeniero Eléctrico, Mecánico o Electromecánico;

2. Cinco años de experiencia en labores similares.



OPERADOR DE GENERACIÓN

Relación de dependencia: Jefe de Planta


7. Coordinar con los tableristas de las subestaciones la entrada, transferencia

de carga y salida de sincronía de las unidades de generación, de acuerdo

al programa de despacho de carga e instrucciones recibidas.

8. Operar y controlar los grupos generadores, tableros y equipos de medición,

protección y auxiliares de la central y cuidar por su buena conservación y

funcionamiento.

9. Realizar el mantenimiento preventivo menor de los equipos de generación

y auxiliares.

4. Controlar que los parámetros de medición de voltaje, corriente, frecuencia,

potencia, presiones, temperatura, factor de potencia, etc., se encuentren

dentro de los límites normales de operación.

5. Controlar los niveles de aceite, electrolito, grasa, combustible, agua, etc.,

se encuentren en los niveles de seguridad para el buen funcionamiento de

la centradle generación.

6. Tomar lectura y registrar, cada hora o de acuerdo a las instrucciones

recibidas, los datos de generación.


1. Tecnólogo eléctrico o electromecánico;


MECÁNICO DE GENERACIÓN





1. Coordinar con el personal de operación, los trabajos de mantenimiento de

los equipos de generación y auxiliares.

2. Realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de los equipos de

generación y auxiliares siguiendo los instructivos.

3. Efectuar el desmontaje, contrastación, calibración, pruebas de las partes y

piezas y montaje de las mismas.

4. Realizar las pruebas de operación y mantenimiento de los equipos

reparados y efectuar la calibración y ajustes de los mismos.

5. Entregar a operación los equipos reparados para su operación y

funcionamiento.


3. Tecnólogo mecánico o electromecánico;




AGUATERO



1. Controlar el nivel del agua de los tanques y canales de conducción e

informar las novedades;

2. Inspeccionar visualmente el estado del agua e informar novedades;

3. Realizar la limpieza de los sistemas hidráulicos;

4. Supervisar e informar al Jefe de Central o a los Operadores cualquier

deficiencia de los sistemas electromecánicos e hidráulicos;


1. Tecnólogo mecánico o electromecánico;




ANEXO D

TASA INTERNA DE RETORNO La Tasa Interna de Retorno (TIR) es el valor expresado en porcentaje que hace igual a 0 a la suma algebraica de la inversión y los flujos netos descontados. La TIR representa el rendimiento generado en un proyecto por medio de la reinversión (se supone que el dinero generado año a año se reinvierte en su totalidad).

0TIR)(1

VSFNE......

TIR)(1

FNE

TIR)(1

FNE

TIR)(1

FNE

TIR)(1

FNEI

n

n

4

4

3

3

2

2

1

10

Donde: Io = Inversión (inicial) en el periodo 0 FNE = Flujo neto de efectivo en cada periodo TIR = Tasa interna de retorno (%) VS = Valor de salvamento

VALOR PRESENTE NETO El Valor Presente Neto (VPN) es el valor monetario que resulta de restar la suma de los flujos descontados a la inversión.

n

n

4

4

3

3

2

2

1

10

)(1

VSFNE......

)(1

FNE

)(1

FNE

)(1

FNE

)(1

FNEI

iiiiiVPN

Donde: Io = Inversión (inicial) en el periodo 0 FNE = Flujo neto de efectivo en cada periodo i = Tasa de descuento (%) VS = Valor de salvamento



APÉNDICE

IINNVVEESSTTIIGGAACCIIOONN DDEE MMEERRCCAADDOO

DISEÑO DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO “CHINCHIPE” - PLAN DE NEGOCIOS



1. INTRODUCCIÓN La energía eléctrica impulsa las actividades productivas, ello se demuestra mediante la relación directa que existe entre el producto interno bruto (PIB) y la demanda de potencia y energía eléctrica, tradicionalmente ha ocurrido que a mayor incremento del PIB la demanda de energía eléctrica también ha crecido y viceversa, como por ejemplo lo ocurrido en 1999 cuando hubo una drástica disminución del PIB en el orden del – 7% y la consecuente disminución del consumo de energía eléctrica en – 5.7%. En el Ecuador, paradójicamente durante los últimos años, se ha producido un incremento notable en la demanda de energía eléctrica y un bajo crecimiento de la oferta de energía, como consecuencia de la falta de inversión en el sector resultado de la inseguridad jurídica. El potencial hidroeléctrico de la zona sur del Ecuador (El Oro, Loja, Zamora Chinchipe y el sur de Morona Santiago) es alto, alrededor de 3.300 MW distribuidos en proyectos mayores a 1 MW que pueden ser aprovechados en emprendimientos de generación eléctrica. Los proyectos hidroeléctricos que se construyan en la región sur del Ecuador tienen como demandante a todos los agentes distribuidores y grandes consumidores calificados en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). En este Mercado se realizan todas las transacciones comerciales del sector, además existe la posibilidad de exportación mediante las interconexiones con Colombia y Perú. 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN Desde 1996 con el cambio de modelo impuesto por la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), se crea el organismo regulador el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC) y la desverticalización del sector, creando unidades de negocio, esto es en generación, transmisión y distribución, que actúan en un mercado “libre” de oferta y demanda. Es así que los agentes del sector se han visto avocadas a cumplir con parámetros de eficiencia en la gestión y la calidad del servicio eléctrico (producto), situación que en el pasado no se contempló, pues el hecho de estar el sector eléctrico en poder total del Estado a través del Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) representó un ambiente monopólico. La generación contemplada en la LRSE, señala que la explotación será por su propia cuenta asumiendo los riesgos comerciales inherentes a tal explotación, bajo los principios de transparencia, libre competencia y eficiencia; es decir el segmento de la generación es el único segmento en el que existe la competencia entre sus actores.



2.1. Calidad en los servicios de distribución

Actualmente, la calidad del servicio eléctrico se encuentra regulado por la LRSE y reglamentos conexos, así como también por disposiciones emanadas por el CONELEC a través de la Regulación Nro. 004/01 “Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución”, misma que se refiere a los siguientes aspectos de calidad: La calidad de servicio se medirá considerando lo siguiente:

Calidad del Producto:

a) Nivel de voltaje b) Perturbaciones de voltaje c) Factor de Potencia

Calidad del Servicio Técnico:

a) Frecuencia de Interrupciones b) Duración de Interrupciones

Calidad del Servicio Comercial:

a) Atención de Solicitudes b) Atención de Reclamos c) Errores en Medición y Facturación

La Regulación señala que el número de consumidores a ser encuestados, será seleccionado en tal forma que la muestra sea estadísticamente representativa; considerando los diferentes tipos de consumidores, los niveles de voltaje y las zonas geográficas. 2.2. Parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad

El CONELEC ha emitido la Regulación Nro. 006/00 que se refiere a los Procedimientos de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado que tiene relación directa con los agentes generadores. Esta Regulación señala que el SNI deberá cumplir con los parámetros de calidad y seguridad establecidos en las normas correspondientes de acuerdo al estado en que se encuentre: condiciones de estado estacionario (operación normal), estado transitorio (operación emergente resultado de desórdenes técnicos) y estado dinámico (operación anormal menor severidad que estado transitorio). Entre otros aspectos, se indica que las unidades de generación del SNI deben ser capaces de soportar una falla trifásica durante 100 ms en bornes del lado de alto voltaje del transformador de la unidad sin perder estabilidad de ángulo con relación a las demás unidades del sistema. El tiempo de 100 ms corresponde a la velocidad de actuación de la protección principal del elemento en falla. En las máquinas de generación, los ángulos del rotor deben oscilar de forma coherente y amortiguada con respecto a una referencia.



Después de la contingencia (falla) en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes en las barras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 p.u.

Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de equilibrio la frecuencia del sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz.

El SNI debe permanecer estable ante la salida de la unidad de mayor capacidad que tenga en su sistema.

En cuanto al mantenimiento preventivo, el Centro Nacional de Control de Energía CENACE, de acuerdo con las solicitudes de mantenimiento presentadas por los agentes generadores, realizará la programación distribuyendo los mantenimientos de las unidades de generación en el horizonte de tal manera que la reserva sea mayor que un margen de reserva en las horas de máxima demanda y durante todo el horizonte del programa.

Los principales parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad para el estado estacionario que permita mantener dentro de los estándares de la calidad del producto y servicio técnico de la energía eléctrica indicada en la reglamentación es la siguiente: 1. La frecuencia objetivo del SNI será 60.00 Hz y su rango de variación en

condiciones de operación normal, mientras no se disponga de un control automático de generación estará entre 59.85 y 60.15 Hz, excepto en estados de emergencia, fallas y períodos de restablecimiento.

2. En condiciones de operación normal, los voltajes en las barras de 138 kV y

230 kV no deberán superar las tolerancias establecidas según el estudio del sistema eléctrico aprobado por el CONELEC. En condiciones de emergencia o de maniobras, los voltajes no deberán superar una tolerancia de ± 10% de su valor nominal.

3. El CENACE dispondrá a un generador la modificación de su potencia

reactiva, de tal manera que en condiciones de operación normal no supere en ± 2 kV el voltaje de la barra de alto voltaje del generador.

4. Los transformadores deberán ser operados sin sobrecarga en condiciones

de operación normal. En condiciones de emergencia el CENACE podrá utilizar los porcentajes de sobrecarga establecidos por el propietario.

5. Los generadores, deberán mantener la reserva asignada para la regulación

primaria de frecuencia, establecido en el despacho económico diario programado o redespacho vigente.

6. En condiciones de operación normal, la reserva asignada a la regulación

de frecuencia, podrá disminuir hasta en un 25% de lo establecido en el despacho económico diario programado, durante un tiempo no mayor a 30 minutos, luego de lo cual, el CENACE tomará los correctivos necesarios para restablecer la reserva rodante.



7. En condiciones de emergencia, el CENACE podrá utilizar toda la reserva rodante, durante un tiempo no mayor a 20 minutos, con el fin de evitar o disminuir sobrecargas en transformadores, generadores, líneas de transmisión y desconexión de carga.

3. OBJETIVOS

3.1. General

Determinar los requerimientos de la calidad del servicio eléctrico de los agentes distribuidores y grandes consumidores que intervienen en el MEM, así como también el nivel de eficiencia en la atención al cliente (servicio comercial) y los mecanismos financieros para las transacciones comerciales, de parte de los agentes generadores. 3.2. Específicos

Determinar la técnica requerida por parte de los agentes distribuidores y

grandes consumidores, haciendo énfasis en las variaciones de voltaje, frecuencia de interrupción y duración de las interrupciones.

Determinar la calidad del servicio comercial y atención al cliente requeridos

por parte de los agentes distribuidores y grandes consumidores. Determinar los requerimientos relacionados con la emisión de facturas por

la venta de potencia y energía eléctrica. Averiguar las percepciones de los precios que los agentes estarían

dispuesto a pagar por la compra de potencia y energía. Conocer el mecanismo de la forma de pago y las garantías que se deben

instaurar en las transacciones comerciales del MEM. 4. HIPÓTESIS El proyecto hidroeléctrico Chinchipe entrega el servicio de energía eléctrica a los agentes distribuidores y grandes consumidores que intervienen en el MEM, cumpliendo con los parámetros de calidad exigidos por el marco jurídico esto hace que los consumidores se encuentren satisfechos por la calidad del producto, la adecuada y oportuna atención al cliente, y el mecanismo financiero implantado en las transacciones comerciales.



5. BREVE DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO CHICNHIPE

5.1. Ubicación El proyecto hidroeléctrico Chinchipe está localizado en la zona más austral del Ecuador, entre las coordenadas: 70 grados 05'E a 79 grados 10'E y entre 4 grados 35'S a 4 grados 51'S. En el cantón Palanda que pertenece a la provincia de Zamora Chinchipe y limita al sur con el Perú. 5.2. Accesos

El acceso se lo realiza utilizando la vía Loja-Yangana-Valladolid-Palanda. La distancia entre Loja y Palanda es de aproximadamente 120 km. 5.3. Descripción del Proyecto y Potencia a Instalarse La central hidroeléctrica Chinchipe aprovecha las aguas del río del mismo nombre, afluente principal del río Mayo. La central será del tipo pasada y estará constituida por las obras de derivación y captación para 24 m3/s, ubicadas en el cauce del río Palanda a la elevación 982 msnm; un túnel de conducción de 1.479 m de longitud, de sección transversal circular de 3.40 m de diámetro, una tubería de presión, de acero de 2.80 m de diámetro y 212 m de longitud hasta la casa de máquinas. La altura bruta desde el tanque de carga hasta el nivel de restitución es de 85 m, lo que permite obtener una potencia instalada total de 17 MW, por medio dos unidades de generación, con turbinas tipo Francis que generarán 8.5 MW cada una. Al final del túnel de conducción (abscisa 1+480,0), se localiza una chimenea de equilibrio de 7 m de diámetro. Las aguas turbinas son restituidas al cauce del río Numbala en la cota 898 msnm. La energía generada por la central se transmitirá al nivel de 69 kV hacia el sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A., sistema que además sirve a las poblaciones que se encuentran en ese sector. 5.4. Producción Energética En Tabla siguiente se presenta las posibilidades energéticas del proyecto hidroeléctrico Chinchipe.



PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO CHINCHIPE

CAUDAL POTENCIA ENERGIA ENERGIA ENERGIA

DISEÑO INSTALADA FIRME SECUNDARIA MEDIA

(m3/s) (MW) (GWh) (GWh) (GWh)

22.00 16.1 105.658 26.636 132.294

24.00 17.4 105.658 34.702 140.361

26.00 18.8 105.658 42.082 147.740

Analizando los resultados obtenidos de la factibilidad de producción energética, tenemos que para el caudal de diseño de 24 m3/s, la energía media anual del proyecto es 140.36 GWh. 6. INVESTIGACIÓN DE MERCADO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

CHINCHIPE 6.1. Metodología

La utilidad de las ciencias, la correcta utilización y aplicación de métodos, técnicas y procedimientos auxiliares son los factores determinantes para el éxito de todo proceso investigativo para el desarrollo del presente trabajo de investigación de mercado se utilizó el Método Inductivo y el Deductivo con lo que se logró recolectar la información de tipo general y específica para la estructuración del trabajo de investigación de mercado, así mismo se utilizaron algunas técnicas como la observación directa, las entrevistas y las encuestas, aplicándose a 75 agentes entre distribuidoras y grandes consumidores, misma que fue remitida a través de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A., con respuestas favorables.

El esquema de la metodología es la siguiente:

Definición del problema

Planteamiento de la hipótesis

Determinación de los objetivos globales

Elaboración del plan de información primaria y secundaria

Elaboración del formato de la entrevista, y ejecución de la entrevista

Tabulación de las entrevistas

Análisis de la entrevista

Diseño y formato de la encuesta

Ejecución de la encuesta a 75 agentes entre distribuidoras y grandes consumidores, misma que será remitida a través de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A., esperando tener respuesta favorable.

Tabulación de las encuestas

Conclusiones y recomendaciones



6.2. Tamaño de la Muestra

Los agentes que pueden intervenir en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para la compra de energía son las empresas eléctricas distribuidoras en un número de 18 y los grandes consumidores calificados como tal por el CONELEC (11 de marzo de 2005) en un número de 73. Lo que representa un total de 91 potenciales clientes de la generación. El tamaño de la muestra de los agentes que deben ser encuestados es la siguiente:

PQZN

PQNZn

22

2/2

)1(

n = tamaño necesaria de la muestra

Z/2 = 1,96 P = probabilidad de que el evento ocurra (50% si no se tiene información) Q = probabilidad de que el evento no ocurra (1-P) = (50% si no se tiene

información)

= 0,05 ó 5% N = tamaño de la población: 94

n = 73.7 ≈ 74

El número total de encuestas a realizar se es de 74.



SEGMENTACIÓN DE MERCADOS

Alcance: Sector Eléctrico Ecuatoriano

1ra. SEGMENTACIÓN

2da. SEGMENTACIÓN ( GWh / mes)

FUENTE

0 – 50 Estadísticas CONELEC


Empresas Eléctricas Distribuidoras 101 – 150 Estadísticas CONELEC




0.0 – 2.0 Estadísticas CONELEC


Grandes Consumidores 4.1 – 6.0 Estadísticas CONELEC






DEFINICIÓN DELPROBLEMA Y DE OBJETIVOS DE INVESTIGACIÓN

CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN

SECUN

DARIA

PRIMARIA FUEN TE DE INFOR-

MACIÓN

QUE DECISIONES

NECESITO TOMAR

OBJETIVOS GLOBALES DE LA

INVESTIGACIÓN

CUALIT

ATIVA

CUANTI

TATIVA

Cuáles son los requerimientos técnicos del servicio eléctrico entregado a los distribuidores y

grandes consumidores ?

Determinar la calidad del servicio eléctrico relacionado con las variaciones de voltaje, la frecuencia

de interrupciones y duración de las mismas.

X CLIEN-TES

Cuáles son los requerimientos de los distribuidores y grandes

consumidores relacionados con los servicios de comercialización y de atención al cliente ?

Determinar parámetros de calidad del servicio comercial y atención al

cliente requeridos en lo relacionado a atención de solicitudes.

X CLIEN-TES

Determinar parámetros de calidad para la atención de solicitudes.

X CLIEN-TES

Determinar parámetros de calidad para la atención de reclamos y

errores de medición y facturación.

X CLIEN- TES

Cuál es el tiempo de respuesta que

se debe dar a un cliente ante algún reclamo por error en la facturación ?

Determinar el tiempo máximo para

resolver los reclamos de los clientes como consecuencia de errores en la facturación.

X CLIEN-

TES

Qué valor estaría dispuesto a pagar el cliente por la compra de potencia y energía eléctrica ?

Determinar el precio de la energía eléctrica que estarían dispuestos a pagar los clientes en los contratos a

plazo.

X CLIEN- TES

Cuál es el mecanismo de pago que los clientes prefieren por las

compras de potencia y energía ?

Fijar el mecanismo de la forma de pago que se deben instaurar en las

transacciones comerciales del MEM.

X CLIEN- TES

Cómo, cuándo y bajo qué

mecanismo debe entregarse una factura emitida por la transacción de potencia y energía ?

Determinar los requerimientos

relacionados con la emisión de facturas por la venta de potencia y energía eléctrica.

X CLIEN-

TES

Qué tipo de garantía prefieren

entregar los clientes por el pago de potencia y energía ?

Fijar el mecanismo de las garantías

que se deben instaurar en las transacciones comerciales del MEM.

X CLIEN-

TES



PLAN DE INFORMACIÓN SECUNDARIA

CRONOGRAMA

SEMANAS

TIPO DE INFORMACIÓN SECUNDARIA

FUENTE PROCEDIMIENTO

DE RECOLECCIÓN 1 2 3 4 RESPONSABLE

Estadísticas consumo energía.

CONELEC Páginas WEB x x x x Autores

Proyección consumo energía.

CONELEC Páginas WEB x x x x Autores


MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS

i

PLAN DE INFORMACIÓN PRIMARIA

Fase Cualitativa: DETERMINACIÓN DE OBJETIVOS

OBJETIVO DE LA INVESTIGACIÓN CUALITATIVA

PREGUNTAS ABIERTAS DE LA ENTREVISTA

Determinar la calidad del servicio eléctrico relacionado con las variaciones de voltaje, la frecuencia de interrupciones y duración de las mismas.

1. Señale las principales características técnicas con las que desearía recibir el servicio eléctrico de parte de los agentes generadores ?

Determinar parámetros de calidad del servicio comercial y atención al cliente en aspectos tales como solicitudes, reclamos, errores de medición y facturación, etc.

2. Qué procedimientos a su criterio deberían implementarse para que la atención por parte de los agentes generadores sea adecuada y oportuna ?

Determinar el tiempo máximo para resolver los reclamos de los clientes como consecuencia de errores en la facturación.

3. Cuál es el tiempo máximo esperado en el que deberían ser satisfechos sus requerimientos o reclamos ya sean en el aspecto técnico o de comercialización ?

Determinar el precio de la energía eléctrica que estarían dispuestos a pagar los clientes en los contratos a plazo.

4. Cuál es el precio que estaría dispuesto a pagar por la compra de energía (se incluye potencia) ?

Determinar las características o cláusulas a incluirse en los contratos a plazo.

5. Qué puntos o cláusulas le gustaría se contemplaran en un contrato de compra venta de energía (contrato a plazo) ?

6. Cuáles son sus sugerencias de reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y Reglamentos que faciliten las transacciones comerciales en el MEM ?

Fijar el mecanismo de la forma de pago que se deben instaurar en las transacciones comerciales del MEM.

7. Cuál es el mecanismo financiero de su preferencia para realizar los pagos por la compra de energía en el MEM ?

Determinar los requerimientos relacionados con la emisión de facturas por la venta de potencia y energía eléctrica.

8. Cómo desearía que sean las facturas (formato, presentación, rubros, etc.) que recibe por la compra de energía de los diferentes agentes del MEM ?

9. Recibe oportunamente las facturas emitidas por los agentes del MEM por la compra de energía eléctrica ? Qué recomendación tiene al respecto ?

Fijar el mecanismo de las garantías que se deben instaurar en las transacciones comerciales del MEM.

10. Está de acuerdo que por la compra de energía, el agente generador le otorgara un plazo, cobrándole el interés respectivo ? Cuál es el plazo que le gustaría le otorgaran: 30, 60, 90, 120 o más días ?

11. Qué tipo de garantía estaría dispuesto a entregar por la compra de energía a crédito?


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS ii

FASE CUALITATIVA: APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE LA INVESTIGACIÓN

GUION DE LA ENTREVISTA

1. Señale las principales características técnicas con las que desearía recibir el servicio eléctrico de parte de los agentes generadores ?

2. Qué procedimientos a su criterio deberían implementarse para que la atención por parte de los agentes generadores sea adecuada y oportuna ?

3. Cuál es el tiempo máximo esperado en el que deberían ser satisfechos sus requerimientos o reclamos ya sean en el aspecto técnico o de comercialización ?

4. Cuál es el precio que estaría dispuesto a pagar por la compra de energía (se incluye potencia) ?

5. Qué puntos o cláusulas le gustaría se contemplaran en un contrato de compra venta de energía (contrato a plazo) ?

6. Cuáles son sus sugerencias de reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y más Reglamentos que faciliten las transacciones comerciales en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM ?

7. Cuál es el mecanismo financiero de su preferencia para realizar los pagos por la compra de energía en el MEM ?

8. Cómo desearía que sean las facturas (formato, presentación, rubros, etc.) que recibe por la compra de energía de los diferentes agentes del MEM ?

9. Recibe oportunamente las facturas emitidas por los agentes del MEM por la compra de energía eléctrica ? Qué recomendación tiene al respecto ?

10. Está de acuerdo que por la compra de energía, el agente generador le otorgara un plazo, cobrándole el interés respectivo ? Cuál es el plazo que le gustaría le otorgaran: 30, 60, 90, 120 o más días ?



MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS iii

Fase Cualitativa: Tabulación de la Entrevista Opciones de Respuesta

Preguntas Abiertas de la Entrevista

Resultados Más Importantes (%)

Señale las principales características técnicas con las que desearía recibir el servicio eléctrico de parte de los agentes generadores ?

1. Servicio continuo y confiable 25

2. Niveles adecuados de voltaje 25

3. Eficiencia en la generación 25

4. Cantidad de potencia y energía en concordancia con las curvas de carga

25

Qué procedimientos a su criterio deberían implementarse para que la atención por parte de los agentes generadores sea adecuada y oportuna ?

1. Implementar oficinas de atención de reclamos

33

2. Atención telefónica 33

3. Los procedimientos son adecuados 33

Cuál es el tiempo máximo esperado en el que deberían ser satisfechos sus requerimientos o reclamos ya sean en el aspecto técnico o de comercialización ?

1. Inmediato 25

2. 48 horas 25

3. Menor tiempo posible 25

4. Establezca CONELEC 25

Cuál es el precio que estaría dispuesto a pagar por la compra de energía (se incluye potencia) ?

1. 3 ¢USD/kWh 33

2. Menor posible 33

3. 3.5 ¢USD/kWh 33

Qué cláusulas le gustaría se contemplaran en un contrato de compra venta de energía (contrato a plazo) ?

1. Fijación o reajustes de precios, plazo. 66

2. Mecanismos de pago 33

3. Montos de energía comprometida. 33


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS iv

Fase Cualitativa: Tabulación de la Entrevista Opciones de Respuesta

Preguntas Abiertas de la Entrevista

Resultados Más Importantes (%)

Cuáles son sus sugerencias de reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y más Reglamentos que faciliten las transacciones comerciales en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM ?

1. Generadores y Transelectric asuman también pérdidas de energía.

20

2. Eliminar el factor de nodo 20

3. Eliminar el esquema de costos marginales.

20

4. Contemplar como delito el hurto de energía.

20

5. Garantizar tarifas reales a los distribuidores

20

Cuál es el mecanismo financiero de su preferencia para realizar los pagos por la compra de energía en el MEM ?

1. Fideicomiso 33

2. Prepago 33

3. Pagos directos 33

Cómo desearía que sean las facturas (formato, presentación, rubros, etc.) que recibe por la compra de energía de los diferentes agentes del MEM ?

1. Comprensibles, formato normalizado del SRI.

33

2. Con las cantidades y precios en forma clara.

33

3. Explicación para su revisión. 33

Recibe oportunamente las facturas emitidas por los agentes del MEM por la compra de energía eléctrica ? Qué recomendación tiene al respecto ?

1. No se recibe oportunamente. 40

2. No se cumple con plazos acordados. 40

3. Deben cruzarse los cargos de los grandes consumidores.

20

Está de acuerdo que por la compra de energía, el agente generador le otorgara un plazo, cobrándole el interés respectivo ? Cuál es el plazo que le gustaría le otorgaran: 30, 60, 90, 120 o más días ?

1. Los plazos actuales son adecuados 33

2. Según las Leyes y Reglamentos 33

3. No debe haber plazo 33

Qué tipo de garantía estaría dispuesto a entregar por la compra de energía a crédito?

1. Garantía Bancaria 33

2. Póliza de seguros 33

3. Aval del gobierno 33


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS v

Fase Cualitativa: Análisis de la Entrevista Preguntas de Selección Múltiple Opciones de Respuesta

Pregunta Orden (%)

Deberían bajarse los requisitos (potencia y energía) para calificarse como gran consumidor ?

1 Si

2 No

3

Deberían los grandes consumidores comprar energía eléctrica en el mercado ocasional en un porcentaje establecido por el CONELEC ?

1 Si

2 No

3

Si es un gran consumidor estaría dispuesto a invertir para la construcción de un proyecto hidroeléctrico que satisfaga su propia demanda de energía eléctrica ?

1 Si

2 No

3

Si su respuesta anterior es si, señale el rango de capacidad de la central hidroeléctrica según sus requerimientos energéticos ?

1 Menos de 10 MW

2 Entre 10 y 30 MW

3 Más de 30 MW


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS vi

Fase Cuantitativa: Determinación de Objetivos Objetivo de la Investigación Cuantitativa

Preguntas cerradas de la Encuesta Instrucción de Respuesta

Determinar la calidad del servicio eléctrico relacionado con las variaciones de voltaje, la frecuencia de interrupciones y duración de las mismas.

Pregunta: Señale las principales características técnicas con las que desearía recibir el servicio eléctrico de parte de los agentes generadores ?

Ponga una ”x” en la casilla que crea conveniente.

1. Servicio continuo y confiable.

2. Niveles adecuados de voltaje Cuando existen fuertes variaciones de voltaje que dañan equipos.

3. Generación eficiente La producción de energía es realizada con equipos y procesos eficientes.

4. Cantidad de potencia y energía en concordancia con las curvas de carga.

Cumplimiento de las curvas de carga cuando han sido contempladas en el contrato.

Determinar parámetros de calidad del servicio comercial y atención al cliente en aspectos tales como solicitudes, reclamos, errores de medición y facturación, etc.

Pregunta: Qué procedimientos a su criterio deberían implementarse para que la atención por parte de los agentes generadores sea adecuada y oportuna ?


1. Implementar oficinas de atención de reclamos.

2. Atención telefónica

3. Otros ………………………… Especifique los de su preferencia.

Determinar el tiempo máximo para resolver los reclamos de los clientes como consecuencia de errores en la facturación.

Pregunta: Cuál es el tiempo máximo esperado en el que deberían ser satisfechos sus requerimientos o reclamos ya sean en el aspecto técnico o de comercialización ?


1. Inmediato

2. 48 horas

3. Menor tiempo posible

4. El que establezca el CONELEC


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS vii



Determinar el precio de la energía eléctrica que estarían dispuestos a pagar los clientes en los contratos a plazo.

Pregunta: Cuál es el precio que estaría dispuesto a pagar por la compra de energía (esta incluido el valor de la potencia) ?


1. 2 a 3 ¢USD/kWh

2. 3 a 4 ¢USD/kWh

3. Más de 4 ¢USD/kWh

Determinar las características o cláusulas a incluirse en los contratos a plazo.

Pregunta: Qué cláusulas le gustaría se contemplaran en un contrato de compra venta de energía (contrato a plazo) ?


1. Fijación o reajustes de precios, plazo.

2. Mecanismos de pago

3. Montos de energía comprometida.

4. Otros ……………………….. Especifique el de su preferencia.


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS viii



Pregunta: Cuáles son sus sugerencias de reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y más Reglamentos que faciliten las transacciones comerciales en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM ?


1. Generadores y Transelectric asuman pérdidas de energía.

2. Eliminar el factor de nodo Factor de nodo se utiliza para reajustar la cantidad de energía entregada y recibida.

3. Eliminar el esquema de costos marginales.

4. Garantizar tarifas reales a los distribuidores.

5. Otro ……………………….

Especifique el de su preferencia.

Fijar el mecanismo de la forma de pago que se deben instaurar en las transacciones comerciales del MEM.

Pregunta: Cuál es el mecanismo financiero de su preferencia para realizar los pagos por la compra de energía en el MEM ?


1. Fideicomiso

2. Prepago

3. Pagos directos Pago realizado mediante el depósito en una cuenta bancaria.

Determinar los requerimientos relacionados con la emisión de facturas por la venta de potencia y energía eléctrica.

Pregunta: Cómo desearía que sean las facturas que recibe por la compra de energía emitidas por los diferentes agentes generadores ?

Ponga una ”x” en la casilla que crea conveniente. Priorizando sus requerimientos.

1. Comprensibles y con formato normalizado del SRI.

2. Con las cantidades y precios en forma clara.

3. Con una explicación para su revisión.


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS ix



Pregunta: Recibe oportunamente las facturas emitidas por los agentes generadores por la compra de energía eléctrica ?


1. Si

2. No

Pregunta: Cuál es la principal recomendación a los agentes generadores ?


1. Emitir oportunamente las facturas.

2. Cruzar los cargos de los grandes consumidores.

3. Otro ……………………...

Especifique el de su preferencia.

Pregunta: Está de acuerdo que por la compra de energía, el agente generador le otorgara un plazo, cobrándole el interés respectivo ?


1. Si

2. No

Fijar el mecanismo de las garantías que se deben instaurar en las transacciones comerciales del MEM.

Pregunta: Qué tipo de garantía estaría dispuesto a entregar por la compra de energía a crédito?


1. Garantía Bancaria

2. Póliza de seguros

3. Aval del gobierno


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS x

Fase Cuantitativa: Diseño de la Encuesta

DISEÑO DE LA ENCUESTA:

REQUERIMIENTOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y GRANDES

CONSUMIDORES EN RELACIÓN A LA ADQUISICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

PREGUNTAS FILTRO:

.......................................................................................................................................... .......................................................................................................................................... .......................................................................................................................................... ..........................................................................................................................................

..........................................................................................................................................

PREGUNTAS DE SALTO: 16. Si su respuesta anterior es si, señale el rango de capacidad de la central

hidroeléctrica según sus requerimientos energéticos ? .......................................................................................................................................... .......................................................................................................................................... .......................................................................................................................................... ..........................................................................................................................................

PREGUNTAS DE CORRELACIÓN:


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xi

1. Cuál es la principal característica técnica con la que desearía recibir el servicio eléctrico de

parte de los agentes generadores ?

Servicio continuo y confiable

Niveles adecuados de voltaje

Generación eficiente

Cantidad de potencia y energía en concordancia con las curvas de carga contratada.

Otros …………………………….…………………....... (especifique)

2. Qué procedimientos a su criterio deberían implementarse para que la atención por parte de

los agentes generadores sea adecuada y oportuna ?

Implementar oficinas de atención de reclamos.

Atención telefónica

Otros …………………………….…………………....... (especifique)

3. Cuál es el tiempo máximo esperado en el que deberían ser satisfechos sus requerimientos o

reclamos ya sean en el aspecto técnico o de comercialización ?

Inmediato

48 horas

Menor tiempo posible

El que establezca el CONELEC

4. Cuál es el precio que estaría dispuesto a pagar por la compra de energía (esta incluido el

valor de la potencia) ?

Entre 2 a 3 ¢USD/kWh

Entre 3 a 4 ¢USD/kWh

FORMATO DE ENCUESTA:



INTRODUCCIÓN: La presente encuesta tiene por objeto determinar los requerimientos de la calidad del servicio eléctrico de los agentes distribuidores y grandes consumidores que intervienen en el MEM, así como también el nivel de eficiencia en la atención al cliente (servicio comercial) y los mecanismos financieros para las transacciones comerciales, de parte de los agentes generadores. Se garantiza absoluta reserva. Nota: Como respuesta a las preguntas coloque una “x” en la casilla que crea conveniente.

CONTENIDO


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xii

Más de 4 ¢USD/kWh

5. Qué cláusulas le gustaría se contemplaran en un contrato de compra venta de energía

(contrato a plazo) ?

Fijación o reajustes de precios

Mecanismo de pago

Montos de energía comprometida

Otros ……………………………………….………....... (especifique)

6. Cuáles son sus sugerencias de reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y más

Reglamentos que faciliten las transacciones comerciales en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM ?

Generadores y Transelectric asuman pérdidas de energía.

Eliminar el factor de nodo

Eliminar el esquema de costos marginales.

Garantizar tarifas reales a los distribuidores

Otros …………………………………….…………....... (especifique)

7. Cuál es el mecanismo financiero de su preferencia para realizar los pagos por la compra de

energía en el MEM ?

Fideicomiso

Prepago

Pagos directos (en una cuenta bancaria)

8. Qué información adicional al normalmente establecido, desearía que se agregara en las

facturas que recibe por la compra de energía emitidas por los diferentes agentes generadores ?

Comprensibles y con formato normalizado del SRI.

Con las cantidades y precios en forma clara

Con una explicación para su revisión

9. Recibe dentro del plazo fijado las facturas emitidas por los agentes generadores por la

compra de energía eléctrica ?

Si





MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xiii

No

10. Cuál es la principal recomendación a los agentes generadores respecto a la emisión de facturas ?

Emitir oportunamente las facturas

Cruzar los cargos de los grandes consumidores

Otros …………………………………….…………....... (especifique)

11. Está de acuerdo que por la compra de energía, el agente generador le otorgara un plazo, cobrándole el interés respectivo ?

Si

No


Garantía Bancaria

Póliza de seguro

Aval Del gobierno

13. Deberían bajarse los requisitos (potencia y energía) para calificarse como gran consumidor ?

Si

No

14. Deberían los grandes consumidores comprar energía eléctrica en el mercado ocasional en un porcentaje establecido por el CONELEC ?

Si

No

15. Si es un gran consumidor estaría dispuesto a invertir para la construcción de un proyecto hidroeléctrico que satisfaga su propia demanda de energía eléctrica ?

Si

No





MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xiv

16. Si su respuesta anterior es si, señale el rango de capacidad de la central hidroeléctrica según sus requerimientos energéticos ?

Menos de 10 MW

Entre 10 y 30 MW

Más de 30 MW


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xv

Fase Cuantitativa: Codificación de la Encuesta

Respuestas posibles

Nro. Preguntas de la Encuesta Nro. Detalle Código

1 Cuál es la principal característica técnica con la que desearía recibir el servicio eléctrico de parte de los agentes generadores ?

1 Servicio continuo y confiable

1.1

2 Niveles adecuados de voltaje

1.2

3 Generación eficiente

1.3

4 Cantidad de potencia y energía en concordancia con las curvas de carga contratada.

1.4

5 Otros ……………....... (especifique)

1.5

2 Qué procedimientos a su criterio deberían implementarse para que la atención por parte de los agentes generadores sea adecuada y oportuna ?

1 Implementar oficinas de atención de reclamos.

2.1

2 Atención telefónica

2.2


2.3

3 Cuál es el tiempo máximo esperado en el que deberían ser satisfechos sus requerimientos o reclamos ya sean en el aspecto técnico o de comercialización ?

1 Inmediato

3.1

2 48 horas

3.2

3 Menor tiempo posible

3.3

4 El que establezca el CONELEC

3.4

4 Cuál es el precio que estaría dispuesto a pagar por la compra de energía (esta incluido el valor de la potencia) ?

1 Entre 2 a 3 ¢USD/kWh

4.1


4.2

3 Más de 4 ¢USD/kWh

4.3

5 Qué cláusulas le gustaría se contemplaran en un contrato de compra venta de energía (contrato a plazo) ?

1 Fijación o reajustes de precios

5.1

2 Mecanismo de pago

5.2

3 Montos de energía comprometida

5.3


5.4


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xvi


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xvii


Respuestas posibles


6 Cuáles son sus sugerencias de reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y más Reglamentos que faciliten las transacciones comerciales en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM ?

1 Generadores y Transelectric asuman pérdidas de energía.

6.1

2 Eliminar el factor de nodo

6.2

3 Eliminar el esquema de costos marginales.

6.3

4 Garantizar tarifas reales a los distribuidores

6.4


6.5

7 Cuál es el mecanismo financiero de su preferencia para realizar los pagos por la compra de energía en el MEM ?

1 Fideicomiso

7.1

2 Prepago

7.2

3 Pagos directos (en una cuenta bancaria)

7.3

8 Qué información adicional al normalmente establecido, desearía que se agregara en las facturas que recibe por la compra de energía emitidas por los diferentes agentes generadores ?

1 Comprensibles y con formato normalizado del SRI.

8.1

2 Con las cantidades y precios en forma clara

8.2

3 Con una explicación para su revisión

8.3

9 Recibe dentro del plazo fijado las facturas emitidas por los agentes generadores por la compra de energía eléctrica ?

1 Si 9.1

2 No 9.2

10 Cuál es la principal recomendación a los agentes generadores respecto a la emisión de facturas ?

1 Emitir oportunamente las facturas

10.1

2 Cruzar los cargos de los grandes consumidores

10.2


10.3


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xviii


Respuestas posibles


11 Está de acuerdo que por la compra de energía, el agente generador le otorgara un plazo, cobrándole el interés respectivo ?

1 Si 11.1

2 No 11.2

12 Qué tipo de garantía estaría dispuesto a entregar por la compra de energía a crédito?

1 Garantía Bancaria

12.1

2 Póliza de seguro

12.2

3 Aval del gobierno

12.3

13 Deberían bajarse los requisitos (potencia y energía) para calificarse como gran consumidor ?

1 Si 13.1

2 No 13.2

14 Deberían los grandes consumidores comprar energía eléctrica en el mercado ocasional en un porcentaje establecido por el CONELEC ?

1 Si 14.1

2 No 14.2

15 Si es un gran consumidor estaría dispuesto a invertir para la construcción de un proyecto hidroeléctrico que satisfaga su propia demanda de energía eléctrica ?

1 Si 15.1

2 No 15.2

16 Si su respuesta anterior es si, señale el rango de capacidad de la central hidroeléctrica según sus requerimientos energéticos ?

1 Menos de 10 MW 16.1

2 Entre 10 y 30 MW 16.2

3 Más de 30 MW 16.3


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xix


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xx

Fase Cuantitativa: Análisis de la Encuesta Respuestas posibles

Nro. Preguntas de la Encuesta Nro. Detalle %

1 Cuál es la principal característica técnica con la que desearía recibir el servicio eléctrico de parte de los agentes generadores ?

1 Servicio continuo y confiable

79.2

2 Niveles adecuados de voltaje

41.7

3 Generación eficiente

16.7

4 Cantidad de potencia y energía en concordancia con las curvas de carga contratada.

16.7

2 Qué procedimientos a su criterio deberían implementarse para que la atención por parte de los agentes generadores sea adecuada y oportuna ?

1 Implementar oficinas de atención de reclamos.

26.1

2 Atención telefónica

56.5

3 Email

13.0

4 Hacer correctamente

4.4

5 Dirigirse al área de mercadeo

4.4

6 Atención adcuada

4.4

3 Cuál es el tiempo máximo esperado en el que deberían ser satisfechos sus requerimientos o reclamos ya sean en el aspecto técnico o de comercialización ?

1 Inmediato

54.2

2 48 horas

16.7

3 Menor tiempo posible

16.7

4 El que establezca el CONELEC

12.5

4 Cuál es el precio que estaría dispuesto a pagar por la compra de energía (esta incluido el valor de la potencia) ?


56.5


39.1

3 Más de 4 ¢USD/kWh

0.0

5 Qué cláusulas le gustaría se contemplaran en un contrato de compra venta de energía (contrato a plazo) ?

1 Fijación o reajustes de precios

62.5

2 Mecanismo de pago

29.2

3 Montos de energía comprometida

45.8

4 Indemnización por incumplimiento

4.2

5 Deben estar contemplados en el contrato

4.2


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxi

Fase Cuantitativa: Análisis de la Encuesta

Respuestas posibles


6 Cuáles son sus sugerencias de reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y más Reglamentos que faciliten las transacciones comerciales en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM ?

1 Generadores y Transelectric asuman pérdidas de energía.

33.3

2 Eliminar el factor de nodo

33.3

3 Eliminar el esquema de costos marginales.

41.7

4 Garantizar tarifas reales a los distribuidores

33.3

5 Garantizar pagos

4.2

7 Cuál es el mecanismo financiero de su preferencia para realizar los pagos por la compra de energía en el MEM ?

1 Fideicomiso

16.7

2 Prepago

4.2

3 Pagos directos (en una cuenta bancaria)

79.2

8 Qué información adicional al normalmente establecido, desearía que se agregara en las facturas que recibe por la compra de energía emitidas por los diferentes agentes generadores ?

1 Comprensibles y con formato normalizado del SRI.

34.8

2 Con las cantidades y precios en forma clara

60.9

3 Con una explicación para su revisión

21.7

9 Recibe dentro del plazo fijado las facturas emitidas por los agentes generadores por la compra de energía eléctrica ?

1 Si 62.5

2 No 37.5

10 Cuál es la principal recomendación a los agentes generadores respecto a la emisión de facturas ?

1 Emitir oportunamente las facturas

62.5

2 Cruzar los cargos de los grandes consumidores

29.2

3 Sistema consolidado del CENACE

4.2

4 Una sola factura

4.2

5 No aplicable

4.2


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxii

Fase Cuantitativa: Análisis de la Encuesta

Respuestas posibles


11 Está de acuerdo que por la compra de energía, el agente generador le otorgara un plazo, cobrándole el interés respectivo ?

1 Si 33.3

2 No 66.7

12 Qué tipo de garantía estaría dispuesto a entregar por la compra de energía a crédito?

1 Garantía Bancaria

52.4

2 Póliza de seguro

28.6

3 Aval del gobierno

23.8

13 Deberían bajarse los requisitos (potencia y energía) para calificarse como gran consumidor ?

1 Si 41.7

2 No 58.3

14 Deberían los grandes consumidores comprar energía eléctrica en el mercado ocasional en un porcentaje establecido por el CONELEC ?

1 Si 58.3

2 No 41.7

15 Si es un gran consumidor estaría dispuesto a invertir para la construcción de un proyecto hidroeléctrico que satisfaga su propia demanda de energía eléctrica ?

1 Si 52.9

2 No 35.3

16 Si su respuesta anterior es si, señale el rango de capacidad de la central hidroeléctrica según sus requerimientos energéticos ?

1 Menos de 10 MW 63.6

2 Entre 10 y 30 MW 9.1

3 Más de 30 MW 18.2


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxiii

OPORTUNIDADES DE NEGOCIO Objetivos de la investigación

Decisiones a tomar

Respaldo de la Investigación Segmento = Requerimiento Estratégico

Códigos

Conclusión Objetivo Empresa =

Determinar la calidad del servicio eléctrico relacionado

con las variaciones de voltaje, la frecuencia de

interrupciones y duración de las mismas.

Aspectos técnicos relacionados con

el producto (energía y potencia).

1.1 1.2 1.3

1.4 1.5

Los consumidores del servicio eléctrico en el 73% requieren que el servicio sea continuo y

confiable y el 38% que el servicio sea entregado con el voltaje adecuado. El 23% aspira

que la generación sea eficiente.

Entregar el servicio eléctrico en forma

continua, confiable y de calidad.

Automatizar los procesos de producción.

Tener la flexibilidad para

adaptarse a las variaciones de voltaje y frecuencia del

sistema eléctrico.

Determinar

parámetros de calidad del servicio comercial y atención

al cliente en aspectos tales como solicitudes,

reclamos, errores de medición y facturación, etc.

Servicios

complementa-rios en la venta del producto.

2.1

2.2 2.3

El 60% requiere que la atención

sea telefónica, seguido del 24% que solicita la apertura de nuevas oficinas de atención al

cliente. El 16% solicita que la atención al cliente sea mediante la implementación de email.

Otorgar atención

personalizada usando el sistema

telefónico o electrónico. Brindar

facilidades para la atención al cliente.

Instalar equipos

de comunicación con tecnología de punta.

Brindar atención personalizada

durante 8 horas diarias.

Determinar el tiempo máximo para

resolver los reclamos de los clientes como

consecuencia de errores en la facturación.

Servicio complementario

3.1 3.2

3.3 3.4

El 50% requiere que tiempo de respuesta de los generadores

ante algún requerimiento de los consumidores sea en forma inmediata. El 19% aspira ser

atendido en 48 horas. El 15% en el menor tiempo posible.

Otorgar atención personalizada en

forma oportuna.

Capacitar al personal para

brindar una atención de calidad en

aspectos técnicos y comerciales.

Determinar el precio de la energía eléctrica que

estarían dispuestos a pagar los clientes en los contratos a

plazo.

Precio 4.1 4.2 4.3

El 52% estarían dispuestos a pagar en un contrato a plazo entre 2 a 3 ¢USD/kWh y el 44%

entre 3 a 4 ¢USD/kWh.

Negociar los contratos a plazos con

precios que oscilan los 3 ¢USD/kWh.

Establecer negociaciones con los clientes

bajo el concepto de ganar ganar.

Determinar las características o

cláusulas a incluirse en los contratos a plazo.

Promoción 5.1 5.2

5.3 5.4

Fijación o reajustes de precios en el 62%, el monto de energía

comprometida el 46% y el mecanismo de pago el 27%.

Determinar los precios en los

contratos a plazo con los reajustes pertinentes.

Cumplir los contratos a plazo

en cantidad de energía y precios pactados.

Establecer mecanismos de compra venta de

energía.

Promoción Producto

6.1 6.2

6.3 6.4 6.5

El 42% tiene el criterio que se debe eliminar el esquema de

costos marginales, el 35% que los generadores y el transmisor deben asumir las pérdidas de

energía, el 38% eliminar el factor de nodo y el 31% garantizar tarifas reales a los

distribuidores.

Colaborar para lograr las

reformas a la LRSE que viabilice las

transacciones comerciales.

Mantener reuniones con

funcionarios y agentes del sector eléctrico

para proponer reformas al marco jurídico.


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxiv

OPORTUNIDADES DE NEGOCIO

Objetivos de la investigación

Decisiones a tomar

Respaldo de la Investigación Segmento = Requerimiento

Estratégico

Códigos


Fijar el mecanismo de la forma de pago

que se deben instaurar en las transacciones

comerciales del MEM.

Promoción 7.1 7.2

7.3

El 81% desea realizar los pagos en forma directa a través de

una cuenta bancaria, en tanto que el 15% a través de un fideicomiso. En un mínimo

porcentaje con sistema prepago.

Otorgar facilidades para

las transferencias económicas.

Suscribir convenios con

instituciones financieras para lograr servicios

bancarios de calidad.

Determinar los

requerimientos relacionados con la emisión de facturas

por la venta de potencia y energía eléctrica.

Comunicación 8.1

8.2 8.3

El 56% desea que las facturas

sean presentadas con las cantidades y precios expresados en forma clara, el

40% que sean comprensibles y con formato normalizado por el SRI (40%). El 20% con una

explicación detallada.

Mejorar los

procesos de comercialización.

Conseguir la

certificación ISO 9000.

Comunicación 9.1 9.2

El 62% manifestaron positivamente que reciben

oportunamente las facturas y solamente el 38% se pronunciaron que no, por lo que

se deberá tener atención en mejorar aún más la entrega en forma oportuna.

Mejorar los procesos de

comercialización.

Conseguir la certificación ISO

9000.

Comunicación 10.1 10.2 10.3

Los consumidores recomiendan a los generadores en el 62% emitir oportunamente las

facturas y remitirlas, el 31% cruzar los cargos de los grandes consumidores, en

menores porcentaje otras de recomendaciones.

Mejorar los procesos de comercialización

.

Conseguir la certificación ISO 9000.

Promoción 11.1

11.2

El 69% manifestó que no

requieren de plazo para el pago de las facturas por la compra de energía eléctrica, en tanto que

el 31% manifestó que sí.

Fijar políticas de

marketing para conseguir mejores

operaciones comerciales.

Otorgar

descuentos por pronto pago.

Fijar el mecanismo de las garantías que se deben instaurar

en las transacciones comerciales del MEM.

Beneficios de las transacciones comerciales

12.1 12.2 12.3

El tipo de garantía que prefieren entregar los consumidores por el crédito que recibirían es la

garantía bancaria en el 52%, seguido de la póliza de seguro en el 26%. El otro 26%

manifestó del aval del gobierno.

Fijar políticas de marketing para conseguir

mejores operaciones comerciales.

Suscribir convenios con instituciones

financieras para lograr servicios bancarios de

calidad.


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxv

OPORTUNIDADES DE NEGOCIO

Objetivos de la investigación

Decisiones a tomar

Respaldo de la Investigación Segmento = Requerimiento

Estratégico

Códigos


ND Beneficio frente a posibles nuevos

consumidores

13.1 13.2

Consultados si es que creen que deberían bajarse los

requisitos para calificarse como gran consumidor, el 58% manifiesta que no y el 42% se

pronuncia en forma favorable

Emprender programas de

fidelización.

ND Promoción y beneficios

comerciales

14.1 14.2

Los encuestados se pronuncian que los grandes consumidores

deberían comprar energía en el mercado ocasional en el 58% y que no en el 42%.

Emprender en programas de

comunicación para dar a conocer las

ventajas de generación hidroeléctrica

relacionadas con los precios.

ND Socios

estratégicos

15.1

15.2

Los grandes consumidores

están dispuestos a invertir en proyectos de generación hidroeléctrica en el 53%,

mientras que el 32% ha manifestado que no esta dispuesto.

Hacer participar

a los grandes consumidores en proyectos

hidroeléctricos de hasta 10 MW.

Convocar a los

grandes consumidores como socios

estratégicos para la conformación de la compañía

de generación.

ND Socios estratégicos

16.1 16.2

16.3

El 54% están interesados en invertir en centrales de

generación hidroeléctrica menores a 10 MW, el 15% se han pronunciado en centrales

entre 10 y 30 MW, así como también el 15% en mayores a 30 MW.


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxvi

PLAN DE MARKETING

Marketing Mix PLAN DE ACTIVIDADES

Nro. Detalle Presupuesto Total

(USD/año)

Tiempo (h/mes)

Responsables Control

Producto

1 Energía eléctrica medida en kWh

Gerente Op. Man.

P. Ejec. Contral.

2 Potencia eléctrica medida en kW

Gerente Op. Man.

P. Ejec. Contral.

3 Calidad del producto en cumplimiento de normas del CONELEC.

Gerente Op. Man.

P. Ejec. Contral.

Precio

1 2.54 ¢USD/kWh para energía (contratos a plazo)

Gerente Ad. Fin. - Com. (Cont. Com.)

P. Ejec. Contral.

2 5.7 USD/kW para la demanda (contratos a plazo y mercado ocasional)


P. Ejec. Contral.

3 Se consideran los precios referenciales de Hidropaute S.A.


P. Ejec. Contral.

Canales de distribución

1 El SNI de propiedad de Transelectric S.A.


P. Ejec. Contral.

2 Los sistemas de distribución de las empresas eléctricas


P. Ejec. Contral.

3 Eventualmente los sistemas eléctricos de grandes consumidores.


P. Ejec. Contral.

Comunicación

1 Atención telefónica y publicidad.

15.000 165 Gerente Ad. Fin. - Com. (tercerizado)

P. Ejec. Contral.

2 Oficinas de atención de reclamos (Quito y Loja).

19.200 165 Gerente Ad. Fin. Com. (Cont. - Com. y Tercerizado)

P. Ejec. Contral.

3 Correo electrónico y publicaciones WEB

9.600 165 Gerente Ad. Fin. Com. (Cont. Com.)

P. Ejec. Contral.

Fidelización

1 Trato personalizado con empresas eléctricas distribuidoras y grandes consumidores de mayor monto transaccional.

8.400 32 Gerente Ad. Fin. Com. (Cont. - Com.)

P. Ejec. Contral.

2 Entregar asesoría técnica y comercial.

6.000 32 Gerente Op. Man. (Jefe Central)

P. Ejec. Contral.

3 Visitas programadas en forma periódica a todos los clientes.


P. Ejec. Contral.


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxvii

4 Organización de eventos de interés de los distribuidores y grandes consumidores.


P. Ejec. Contral.


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxviii

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES a) Los consumidores del servicio eléctrico (empresas eléctricas distribuidoras

y grandes consumidores) en el 73% de los encuestados requieren que el servicio sea continuo y confiable y que el servicio se entregue con el voltaje adecuado respondieron el 38% (ver Fig. A.1).

b) El procedimiento a implementarse que requieren los consumidores es la

atención telefónica, expresado en el 60%, seguido del 24% que solicita la apertura de nuevas oficinas de atención al cliente (ver Fig. A.2).

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10%

20%

30%

40%

50%

60%

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80%

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CALIDAD TÉCNICO DEL SERVICIO ELÉCTRICO REQUERIDO

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10%

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30%

40%

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ATENCIÓN AL CLIENTE REQUERIDO

Fig. A.1: Calidad del servicio Eléctrico Fig. A.2: Atención al cliente

c) El tiempo de respuesta de los generadores ante algún requerimiento de los

consumidores es en forma inmediata así lo manifestaron el 50% de los encuestados. En menor porcentaje se refieren a la atención en 48 horas (19%) o en el menor tiempo posible (15%) (ver Fig. A.3).

d) Preguntados sobre el precio que estarían dispuestos a pagar en un

contrato a plazo, el 52% señalaron entre 2 a 3 ¢USD/kWh y el 44% entre 3 a 4 ¢USD/kWh (ver Fig. A.4).

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

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TIEMPO DE RESPUESTA ANTE REQUERIMIENTOS

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PRECIO DE LA ENERGIA A PAGAR EN PPA's


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxix

Fig. A.3: Tiempo de respuesta Fig. A.4: Precio de la energía

e) Los consumidores demandan que en los contratos a plazo (PPA’s) se

incluyan las siguientes cláusulas: fijación o reajustes de precios en el 62%, el monto de energía comprometida (46%) y el mecanismo de pago (27%) (ver Fig A.5).

f) Los consumidores tienen como criterio que se debe reformar la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico eliminando el esquema de costos marginales (42%), los generadores y el transmisor deben asumir las pérdidas de energía (35%), eliminar el factor de nodo (38%) y garantizar tarifas reales a los distribuidores (31%) (ver Fig. A.6).

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30%

40%

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CLAUSULAS A INCLUIRSE EN PPA's

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5%

10%

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SUGERENCIAS DE REFORMAS A LRSE

Fig. A.5: Cláusulas para contemplarse PPA’s Fig. A.6: Sugerencias de reformas a la LRSE

g) Los consumidores desean realizar los pagos en forma directa para lo cual

se han pronunciado mayoritariamente de esta manera en el 81%, en tanto que a través de un fideicomiso en el 15% (ver Fig. A.7).

h) En relación a la presentación de las facturas, los consumidores desean que

las mismas sean presentadas con las cantidades y precios expresados en forma clara (56%), así como también que sean comprensibles y con formato normalizado por el SRI (40%) (ver Fig. A.8).


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxx

0%

10%

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30%

40%

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60%

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MECANISMO FINANCIERO PARA REALIZAR PAGOS

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INFORMACIÓN ADICIONAL EN LAS FACTURAS

Fig. A.7: Mecanismo para los pagos Fig. A.8: Características facturas

i) Consultados sobre si reciben oportunamente las facturas, el 62%

manifestaron positivamente y solamente el 38% se pronunciaron que no, por lo que se deberá tener atención en mejorar aún más la entrega en forma oportuna (ver Fig. A.9).

j) Los consumidores recomiendan a los generadores emitir oportunamente

las facturas y remitirlas, en el 62%, cruzar los cargos de los grandes consumidores en el 31%, el resto de recomendaciones son minoritarias. (ver Fig. A.10).

0%

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Si No

RECIBE FACTURAS DENTRO DEL PLAZO

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RECOMENDACIÓN PARA EMISION DE FACTURAS

Fig. A.9: Recepción oportuna de facturas Fig. A.10: Emisión de facturas

k) Preguntados si requieren de un plazo para el pago de las facturas por la

compra de energía eléctrica, el 69% manifestó que no, en tanto que el 31% manifestó que sí (ver Fig. A.11).

l) El tipo de garantía que prefieren entregar los consumidores por el crédito

que reciben es la garantía bancaria en el 52%, seguido de la póliza de seguro en el 26% (ver Fig. A.12).


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxxi

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Si No

DESEA UN PLAZO PARA EL PAGO

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TIPO DE GARANTÍA PORA EL PAGO

Fig. A.11: Plazo para el pago de facturas Fig. A.12: Tipo de garantías de pago

m) Consultados si es que creen que deberían bajarse los requisitos para

calificarse como gran consumidor (demanda máxima y energía), el 58% manifiesta que no y el 42% se pronuncia en forma favorable (ver Fig. A.13).

n) Los encuestados se pronuncian que los grandes consumidores deberían

comprar energía en el mercado ocasional en el 58% y que no en el 42%. Esto bajo la consideración que actualmente la energía la compran exclusivamente en contratos (ver Fig. A.14).

0%

10%

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Si No

BAJARSE REQUISITOS PARA GRAN CONSUMIDOR

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Si No

DEBEN LOS GC COMPRAR EN EL M. OCASIONAL

Fig. A.13: Requisitos para gran consumidor Fig. A.14: Compras de energía en el M. Ocas.

o) Los grandes consumidores están dispuestos a invertir en proyectos de

generación hidroeléctrica en el 53%, mientras que el 32% ha manifestado que no esta dispuesto (ver Fig. A.15).

p) Los interesados en invertir lo harían en forma mayoritaria en centrales de

generación hidroeléctrica menores a 10 MW (54%), en forma minoritaria se han pronunciado en centrales entre 10 y 30 MW (15%) así como también mayores a 30 MW (15%) (ver Fig. A.16).


MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS xxxii

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DISPUESTO A INVERTIR EN PCH

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CAPACIDAD (MW) EN PCH A INVERTIR

Fig. A.15: Disposición a invertir en PCH Fig. A.16: Capacidad de centrales a invertir

Plan de Negocios - Diseño del Proyecto Hidroelectrico Chinchipe (Tesis de Maestría Universidad...

Engineering

Transcript of Plan de Negocios - Diseño del Proyecto Hidroelectrico Chinchipe (Tesis de Maestría Universidad...