Plan Maestro de Electrificacion

PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2009 - 2020

ECUADOR

Plan Maestro de Electri cación del Ecuador 2009 - 2020

Capítulo 1

Capítulo 6

Capítulo 2

Capítulo 3

Capítulo 4

Capítulo 5

INTRODUCCIÓN

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN

EVOLUCIÓN Y SITUACIÓN DELSECTOR ELÉCTRICO NACIONAL

EVALUACIÓN Y PERSPECTIVAS PARA EL SECTOR ELÉCTRICO

AMBIENTE

DEMANDA ELÉCTRICA


Capítulo 7

Capítulo 8

Capítulo 9

Capítulo 10

Capítulo 11

PLAN DE EXPANSIÓN TRANSMISIÓN

PLAN DE EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN

DESARROLLO DE LA ENERGIZACIÓN RURAL Y LA

ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL

PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DE RIESGO ANTE AMENAZAS

NATURALES EN EL SECTOR ELÉCTRICO

ASPECTOS ECONÓMICOS


1. INTRODUCCIÓN Y RESUMEN .............................................................................................................11.1. MARCO JURÍDICO ............................................................................................................................21.2. POLÍTICAS, LINEAMIENTOS Y OBJETIVOS .........................................................................................51.3. RESUMEN DEL PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN ........................................................................81.4. INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO ..................................................................................................... 121.5. BENEFICIOS ................................................................................................................................... 121.6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...........................................................................................132. EVOLUCIÓN Y SITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL ........................................................ 152.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 162.2. PRINCIPALES INDICADORES ........................................................................................................... 162.2.1. TERRITORIO Y COBERTURA ELÉCTRICA .......................................................................................... 162.2.2. INDICADORES MACROECONÓMICOS ............................................................................................... 172.3. SECTOR ELÉCTRICO ....................................................................................................................... 182.3.1. BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL AÑO 2008 ........................................................ 182.3.2. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA EN EL AÑO 2008 ........................................................................ 212.3.3. INFORMACIÓN ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO EN EL AÑO 2008 ........................................... 212.4. GENERACIÓN ................................................................................................................................. 232.4.1. POTENCIA TOTAL DE GENERACIÓN E INTERCONEXIONES A DICIEMBRE DE 2008 .............................. 252.4.2. COMPOSICIÓN DEL PARQUE DE GENERACIÓN DEL S.N.I .................................................................. 262.4.3. DEPENDENCIA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PARA LA GENERACIÓN ................................................ 282.5. TRANSMISIÓN ................................................................................................................................ 342.5.1. VOLTAJES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ................................................................................... 372.5.2. ESTADO DE CARGABILIDAD DE LAS SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN ........................................... 372.6. DISTRIBUCIÓN ...............................................................................................................................382.6.1. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS PRINCIPALES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. .............................. 392.6.2. ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES ..................................................................................... 392.6.3. CLIENTES FINALES ......................................................................................................................... 412.6.4. VALOR FACTURADO A CLIENTES FINALES ........................................................................................ 432.6.5. PRECIO MEDIO A CLIENTES FINALES .............................................................................................. 442.6.6. PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ......................................................... 452.6.7. AFECTACIONES A LA CALIDAD DEL SERVICIO .................................................................................. 502.7. ASPECTOS TARIFARIOS .................................................................................................................. 522.7.1. PRINCIPIOS TARIFARIOS (REGULACIÓN NO. CONELEC 006/08 Y ARTÍCULO 53 DE LA LRSE) .............. 532.7.2. COMPONENTES DE LA TARIFA ......................................................................................................... 532.7.3. PLIEGO TARIFARIO ......................................................................................................................... 532.7.4. ÍNDICES DE GESTIÓN ..................................................................................................................... 542.7.5. CRITERIOS ADICIONALES ............................................................................................................... 552.7.6. EVOLUCIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA ............................................................................................ 552.7.7. ESTRUCTURA TARIFARIA 2009 ........................................................................................................ 602.7.8. SUBSIDIO CRUZADO ...................................................................................................................... 602.7.9. TARIFA DIGNIDAD .......................................................................................................................... 61ANEXOS DEL CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................. 63

3. EVALUACIÓN Y PERSPECTIVAS PARA EL SECTOR ELÉCTRICO ......................................................... 1153.1. ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 1163.2. LA PLANIFICACIÓN FRENTE A UN NUEVO MODELO DEL SECTOR ..................................................... 1193.3. PERSPECTIVAS EN LA GENERACIÓN .............................................................................................. 1213.4. PERSPECTIVAS EN LA TRANSMISIÓN ............................................................................................. 1253.5. PERSPECTIVAS EN LA DISTRIBUCIÓN ............................................................................................ 1283.6. REGIONALIZACION - CREACION DE CNEL Y CELEC ......................................................................... 1303.7. PERSPECTIVAS EN EL USO DE ENERGÍAS RENOVABLES Y ENERGIZACIÓN RURAL ............................ 1313.8. ASPECTOS AMBIENTALES Y DE INTERACCIÓN CON LA SOCIEDAD ................................................... 134

PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2009 - 2020Contenido


3.9. USO EFICIENTE Y CONSERVACIÓN DE ENERGÍA ............................................................................ 1353.10. FUTURO DEL MERCADO ELÉCTRICO .............................................................................................. 1373.11. PERSPECTIVAS DE LA TARIFA AL CONSUMIDOR FINAL ................................................................... 1393.11.1. EL FUTURO DE LAS TARIFAS ......................................................................................................... 140

4. AMBIENTE. .................................................................................................................................. 1434.1. ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 1444.1.1. BREVE RESEÑA HISTÓRICA ........................................................................................................... 1444.2. ASPECTOS LEGALES Y REGLAMENTARIOS ...................................................................................... 1454.2.1. CONTEXTO GLOBAL ...................................................................................................................... 1454.2.2. LA CONSTITUCIÓN DEL ECUADOR 2008 ........................................................................................ 1454.2.3. MARCO LEGAL AMBIENTAL............................................................................................................ 1464.2.3.1. PARTICIPACIÓN SOCIAL ............................................................................................................... 1464.2.3.2. MECANISMOS DE DESARROLLO LIMPIO ......................................................................................... 1464.2.3.3. EL AGUA COMO RECURSO ............................................................................................................. 1464.2.4. MARCO LEGAL AMBIENTAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ...................................................................... 1474.3. ENERGÍA, DESARROLLO Y AMBIENTE ............................................................................................ 1474.3.1. EMISIONES .................................................................................................................................. 1484.3.2. POTENCIAL DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES .................................................................................. 1504.4. PARTICIPACIÓN SOCIAL ............................................................................................................... 1524.5. POLÍTICA AMBIENTAL ................................................................................................................... 1534.6. APROBACIONES DE ESTUDIOS AMBIENTALES POR PARTE DEL CONELEC......................................... 1564.7. ASPECTOS RELEVANTES SOBRE TEMAS AMBIENTALES ................................................................... 1574.8. DESAFÍOS DE LA GESTIÓN AMBIENTAL ......................................................................................... 157

5. DEMANDA ELÉCTRICA .................................................................................................................. 1615.1. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA ............................................................................................ 1625.2. PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................... 1645.2.1. RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE CONSUMO DE ENERGÍA ........................................................ 1665.2.2. RECUPERACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA........................................................... 1685.2.3. PROYECCIÓN DE USUARIOS.......................................................................................................... 1695.3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA. HIPÓTESIS 3 1705.4. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN ......................................................... 1725.5. CURVAS DE CARGA DIARIA ........................................................................................................... 175ANEXOS DEL CAPÍTULO 5 ........................................................................................................................... 178

6. PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ..................................................................................... 1916.1. ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 1926.2. LINEAMIENTOS PARA LA MATRIZ ENERGÉTICA DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA 1946.3. IMPORTANCIA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD................... 1966.3.1. LAS ENERGÍAS RENOVABLES COMO MEJOR ALTERNATIVA .............................................................. 1966.3.2. EL ECUADOR EN SU ENCRUCIJADA ENERGÉTICA ........................................................................... 1976.3.3. SÍNTESIS DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES ..................................................................................... 1986.3.4. RECURSOS HIDROENERGÉTICOS .................................................................................................. 2006.3.5. COMPLEMENTARIEDAD HIDROLÓGICA DE LAS VERTIENTES ........................................................... 2046.3.6. RECURSOS DE ENERGÍA SOLAR .................................................................................................... 2066.3.7. RECURSOS DE ENERGÍA EÓLICA ................................................................................................... 2096.3.8. RECURSOS DE BIOMASA ............................................................................................................... 2106.3.9. RECURSOS GEOTÉRMICOS ............................................................................................................ 2116.3.10. EL USO RACIONAL DE LA ENERGÍA................................................................................................ 2156.3.10.1. SECTOR RESIDENCIAL .................................................................................................................. 2166.3.10.2. SECTOR PRODUCTIVO Y DE SERVICIOS......................................................................................... 2166.3.10.3. EDIFICIOS PÚBLICOS ................................................................................................................... 2176.3.10.4. NORMAS DE EFICIENCIA E INCENTIVOS FISCALES ......................................................................... 2176.3.10.5. RESUMEN DE LA GAMA DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS RENOVABLES ............................................. 217


6.4. PROYECTOS DE GENERACIÓN INCORPORADOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ........ 2186.4.1. CENTRALES EÓLICAS .................................................................................................................... 2196.4.2. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS .................................................................................................... 2206.4.3. CENTRALES A BIOMASA ................................................................................................................ 2206.4.4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES ........................................................................................ 2216.4.5. CENTRALES TÉRMICAS CON GAS NATURAL .................................................................................... 2216.4.6. CENTRALES TÉRMICAS ................................................................................................................. 2216.5. DETERMINACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DE GENERACIÓN ....................................................... 2236.5.1. REQUERIMIENTOS PARA LA AUTONOMÍA ENERGÉTICA .................................................................. 2236.5.2. REQUERIMIENTOS PARA REEMPLAZO DE GENERACIÓN TÉRMICA INEFICIENTE ............................... 2256.5.3. REQUERIMIENTOS TOTALES DE NUEVA GENERACIÓN .................................................................... 2256.5.4. PROYECTOS DE GENERACIÓN FUTUROS ........................................................................................ 2266.5.4.1. PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN ....................................................... 2266.5.4.2. PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON CONTRATO FIRMADO CON EL CONELEC, QUE AÚN NO INICIAN LA CONSTRUCCIÓN ..................................................................................... 2346.5.4.3. PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON CERTIFICADO DE PERMISO OTORGADO POR EL CONELEC ....................................................................................................... 2356.5.4.4. PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN TRÁMITE .................................................................. 2376.5.4.5. PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE LAS CUENCAS DE LOS RÍOS GUAYLLABAMBA Y ZAMORA........................................................................................................... 2406.5.5. CATÁLOGO DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DISPONIBLES PARA SER DESARROLLADOS ............. 2406.5.6. ANÁLISIS DE LA COMPLEMENTARIEDAD HIDROLÓGICA .................................................................. 2436.6. PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO ......................... 2476.6.1. REQUERIMIENTOS DE GENERACIÓN TÉRMICA PARA EL CORTO PLAZO ........................................... 2476.6.2. ESTUDIOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN........................... 2506.7. RESULTADOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN .......................................................... 254ANEXOS DEL CAPÍTULO 6 ........................................................................................................................... 256

7. PLAN DE EXPANSIÓN TRANSMISIÓN ............................................................................................. 2657.1. SITUACION ACTUAL DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISION (SNT) ........................................... 2687.2. INFORMACIÓN Y METODOLOGÍA UTILIZADAS PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN .................................. 2707.3. RESTRICCIONES OPERATIVAS ....................................................................................................... 2717.4. PLAN DE EQUIPAMIENTO DEL SNT ................................................................................................ 2717.4.1. AMPLIACIÓN DE SUBESTACIONES ................................................................................................. 2727.4.1.1. SUBESTACIÓN SALITRAL............................................................................................................... 2727.4.1.2. SUBESTACIÓN PASCUALES ............................................................................................................ 2727.4.1.3. SUBESTACIÓN CUENCA ................................................................................................................. 2737.4.1.4. SUBESTACIÓN ESMERALDAS 138/69 KV. SALA DE CONTROL ........................................................... 2737.4.1.5. SUBESTACIÓN ESMERALDAS 138/69 KV ......................................................................................... 2737.4.1.6. SUBESTACIÓN SANTA ELENA 138/69 KV ........................................................................................ 2737.4.1.7. SUBESTACIÓN BABAHOYO 138/69 KV ............................................................................................ 2737.4.1.8. SUBESTACIÓN SANTO DOMINGO 230/138 KV ................................................................................ 2747.4.1.9. SUBESTACIÓN CHONE 138/69 KV .................................................................................................. 2747.4.1.10. SUBESTACIÓN POMASQUI 230/138 KV .......................................................................................... 2747.4.1.11. SUBESTACIÓN SANTO DOMINGO 138/69 KV .................................................................................. 2747.4.1.12. SUBESTACIÓN MULALÓ 138/69 KV ................................................................................................ 2747.4.1.13. SUBESTACIÓN LAS ESCLUSAS ....................................................................................................... 2757.4.1.14. SUBESTACIÓN AMBATO 138/69 KV ................................................................................................ 2757.4.1.15. SUBESTACIÓN SAN GREGORIO DE PORTOVIEJO 138/69 KV ............................................................ 2757.4.1.16. SUBESTACIÓN POSORJA 138/69 KV ............................................................................................... 2757.4.1.17. SUBESTACIÓN LOJA 138/69 KV ..................................................................................................... 2757.4.1.18. OTRAS SUBESTACIONES ............................................................................................................... 2767.4.2. RESERVA PARA SUBESTACIONES ................................................................................................... 2767.4.2.1. TRANSFORMADOR MÓVIL ............................................................................................................. 2767.4.2.2. S/E PASCUALES ............................................................................................................................ 277


7.4.2.3. SUBESTACIÓN NUEVA PROSPERINA (PERIMETRAL) ........................................................................ 2777.4.2.4. SUBESTACIÓN PIFO (EL INGA) ...................................................................................................... 2777.4.2.5. BAHÍAS DE EMERGENCIA Y/O RESERVA DEL SNT ........................................................................... 2777.4.3. MODERNIZACIÓN DE SUBESTACIONES .......................................................................................... 2777.4.4. SISTEMA DE REGISTRO DE EVENTOS ............................................................................................ 2787.4.5. SISTEMA DE TRANSMISIÓN MILAGRO – MACHALA, 230 KV ............................................................ 2787.4.6. SISTEMA DE TRANSMISIÓN CUENCA – LOJA, 138 KV (SEGUNDO CIRCUITO) ................................... 2797.4.7. SISTEMA DE TRANSMISIÓN QUEVEDO – PORTOVIEJO, 230 KV ....................................................... 2807.4.8. SISTEMA DE TRANSMISIÓN PAUTE (ZHORAY) - CUENCA, 230 KV ................................................... 2817.4.9. SISTEMA DE TRANSMISIÓN LAGO DE CHONGÓN – SANTA ELENA, 138 KV ....................................... 2827.4.10. COMPENSACIÓN REACTIVA / CAPACITIVA ..................................................................................... 2827.4.11. SISTEMA DE TRANSMISIÓN STA. ROSA–POMASQUI, II ETAPA ......................................................... 2847.4.12. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NORORIENTE, 138 KV ......................................................................... 2857.4.13. SISTEMA DE TRANSMISIÓN SALITRAL – TRINITARIA, 138 KV ......................................................... 2867.4.14. SUBESTACIÓN NUEVA PROSPERINA (PERIMETRAL), 230/69 KV ....................................................... 2877.4.15. SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRINITARIA – LAS ESCLUSAS, 230 KV .................................................. 2877.4.16. SUBESTACIÓN PIFO (EL INGA) ...................................................................................................... 2887.4.17. SISTEMA DE TRANSMISIÓN TOTORAS – QUEVEDO, 230 KV ........................................................... 2897.4.18. SISTEMA DE TRANSMISIÓN LOJA – CUMBARATZA, 138 KV ............................................................ 2907.4.19. SUBESTACIÓN QUININDÉ, 138/69 KV ........................................................................................... 2917.4.20. LÍNEA TOTORAS –AMBATO 138 KV (REPOTENCIACIÓN) ................................................................. 2927.4.21. SISTEMA DE TRANSMISIÓN COCA CODO SINCLAIR–NUEVA LOJA 230 KV ........................................ 2927.4.22. SISTEMA DE TRANSMISIÓN TOTORAS – GUARANDA 138 KV ........................................................... 2937.4.23. SISTEMA DE TRANSMISIÓN SAN GREGORIO – SAN JUAN DE MANTA ............................................... 2937.4.24. SISTEMA DE TRANSMISIÓN MACHALA – LA UNIÓN – MINAS, 230 KV .............................................. 2947.4.25. SISTEMA DE TRANSMISIÓN POMASQUI - CHESPÍ, 138 KV .............................................................. 2957.4.26. SISTEMA DE TRANSMISIÓN TOACHI - PILATÓN, 230 KV ................................................................. 2967.4.27. SISTEMA DE TRANSMISIÓN YAGUACHI – NUEVA SALITRAL, 230 KV ................................................ 2977.4.28. SUBESTACIÓN CHAVEZPAMBA (TABACUNDO), 138/69 KV ............................................................... 2977.4.29. SISTEMA DE TRANSMISIÓN DOS CERRITOS–LAS ORQUÍDEAS, 138 KV ............................................ 2987.4.30. SISTEMA DE TRANSMISIÓN DOS CERRITOS – DURÁN, 138 KV ........................................................ 2997.4.31. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NUEVA LOJA – FRANCISCO DE ORELLANA 138 KV ................................ 3007.4.32. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NUEVA PROSPERINA–SANTA ELENA 230 KV ......................................... 3007.4.33. SUBESTACIÓN LA TRONCAL, 230/69 KV ......................................................................................... 3017.4.34. SISTEMA DE TRANSMISIÓN ESMERALDAS–SANTO DOMINGO, 230 KV ............................................. 3017.4.35. SISTEMA DE TRANSMISIÓN MILAGRO – LAS ESCLUSAS, 230 KV ..................................................... 3027.4.36. SISTEMA DE TRANSMISIÓN LAS ESCLUSAS - CARAGUAY, 138 KV .................................................... 3037.4.37. SUBESTACIÓN PASCUALES 138/69 KV - AMPLIACIÓN ..................................................................... 3047.4.38. SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE 500 KV .......................................................................................... 3047.5. PRESUPUESTO DEL PLAN DE EXPANSIÓN ...................................................................................... 3087.6. EL SISTEMA DE 500 KV ................................................................................................................. 3117.7. NUEVOS PROYECTOS EN ESTUDIO Y FUTUROS CAMBIOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN. ....................................................................................................................... 311ANEXOS DEL CAPÍTULO 7 ........................................................................................................................... 312

8. PLAN DE EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN ....................................................................................... 3298.1 SITUACIÓN ACTUAL ..................................................................................................................... 3318.1.1 ÁREAS DE CONCESIÓN ................................................................................................................. 3338.1.2 ADMINISTRACIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS ................................................................................. 3348.1.3 PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y RECAUDACIÓN ...................................................................................... 3358.1.4 TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN .......................................................................................................... 3368.1.5 COSTO DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ...................................................................................... 3378.1.6 LA DISTRIBUCIÓN EN EL ÁREA DE GUAYAQUIL .............................................................................. 3388.1.7 EMPRESA ELÉCTRICA SUCUMBÍOS ................................................................................................ 3418.1.8 DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN MANABÍ ......................................................................................... 342


8.1.9 DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN LAS ISLAS GALÁPAGOS ................................................................... 3438.1.10 CONCLUSIONES DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA DISTRIBUCIÓN .................................................. 3448.2 ACCIONES NECESARIAS PARA MEJORAR LA SITUACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS.......... 3448.2.1 DESIGNACIÓN DE CUERPOS DIRECTIVOS Y ADMINISTRATIVOS ..................................................... 3458.2.2 AUDITORÍAS Y PROGRAMAS DE REHABILITACIÓN ......................................................................... 3468.2.3 DETERMINACIÓN DE RESPONSABILIDADES E INCENTIVOS ............................................................ 3468.2.4 FIJACIÓN DE TARIFAS .................................................................................................................. 3478.2.5 POLÍTICA DE SUBSIDIOS .............................................................................................................. 3488.2.6 RECUPERACIÓN DE CARTERA ........................................................................................................ 3498.3 PLAN NACIONAL DE CONTROL Y REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS ........................................................... 3508.3.1 AVANCE EN LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS CONTEMPLADAS EN EL PLANREP ................................... 3518.3.1.1 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA ........................................................................ 3518.3.1.2 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS ...................................................................................... 3528.4 REGIONALIZACIÓN ....................................................................................................................... 3538.5 PARTICIPACIÓN CIUDADANA ........................................................................................................ 3588.6 PLANES DE EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ........................................................ 3588.6.1 PLANES DE EXPANSIÓN PRESENTADOS POR LAS DISTRIBUIDORAS ................................................ 3598.6.2 RESUMEN DE LOS PLANES DE EXPANSIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS .............................................. 3638.6.2.1 E.E. AMBATO S.A. ......................................................................................................................... 3638.6.2.2 E.E. AZOGUES C.A. ...................................................................................................................... 3648.6.2.3 E.E. CENTRO SUR S.A. .................................................................................................................. 3658.6.2.4 CNEL- REGIONAL BOLÍVAR ............................................................................................................ 3668.6.2.5 CNEL- REGIONAL EL ORO ............................................................................................................. 3688.6.2.6 CNEL- REGIONAL ESMERALDAS ..................................................................................................... 3698.6.2.7 CNEL- REGIONAL GUAYAS LOS RÍOS .............................................................................................. 3708.6.2.8 CNEL- REGIONAL LOS RÍOS .......................................................................................................... 3718.6.2.9 CNEL- REGIONAL MANABÍ ............................................................................................................. 3718.6.2.10 CNEL- REGIONAL MILAGRO ........................................................................................................... 3728.6.2.11 CNEL- REGIONAL SANTA ELENA .................................................................................................... 3738.6.2.12 CNEL- REGIONAL SANTO DOMINGO .............................................................................................. 3748.6.2.13 CNEL- REGIONAL SUCUMBÍOS ....................................................................................................... 3768.6.2.14 EMPRESA ELÉCTRICA COTOPAXI S.A. ............................................................................................ 3778.6.2.15 ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL ........................................................................................................... 3788.6.2.16 EMPRESA ELÉCTRICA GALÁPAGOS S.A. .......................................................................................... 3798.6.2.17 EMPRESA ELÉCTRICA NORTE S.A. ................................................................................................. 3808.6.2.18 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. .................................................................................................. 3818.6.2.19 EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A. ............................................................................................ 3828.6.2.20 EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. .............................................................................. 3838.6.3 PRINCIPALES PREVISIONES DE LAS DISTRIBUIDORAS ................................................................... 384ANEXOS CAPÍTULO 8 ................................................................................................................................. 386

9. DESARROLLO DE LA ENERGIZACIÓN RURAL Y LA ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL ................ 4139.1. ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 4149.2. MARCO LEGAL PARA LA ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL ............... 4189.2.1. LEY DE RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO .................................................................................... 4189.2.2. REGLAMENTO PARA LA ADMINISTRACIÓN DEL FERUM ................................................................... 4199.2.3. OTRAS NORMAS ........................................................................................................................... 4209.3. IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS DE LA ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL ......................................................................................... 4219.3.1. EXPANSIÓN Y MEJORAS DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN EL SECTOR RURAL ...................................... 4219.3.2. EXPANSIÓN Y MEJORAS DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN EL SECTOR URBANO-MARGINAL .................. 4229.3.3. CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO RURAL Y URBANO-MARGINAL .................................................... 4239.3.4. PARTICIPACIÓN COMUNITARIA E INSTITUCIONAL ......................................................................... 4249.3.5. PARTICIPACIÓN DEL SECTOR PRIVADO ......................................................................................... 4249.3.6. ASPECTOS TECNOLÓGICOS........................................................................................................... 424


9.3.7. ASPECTOS REGLAMENTARIOS Y FINANCIAMIENTO ........................................................................ 4259.3.8. NORMAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN ........................................................................................ 4259.4. JUSTIFICACIÓN DE LA ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL ................. 4269.5. OBJETIVOS DE LA ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL........................ 4269.5.1. OBJETIVO GENERAL ..................................................................................................................... 4269.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................................................. 4279.6. ESTRATEGIAS PARA LA ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL EN EL ECUADOR ........................................................................................................................... 4279.6.1. MARCO LEGAL .............................................................................................................................. 4279.6.2. PLAN DE ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL ..................................... 4289.6.3. INVERSIÓN PRIVADA Y COMUNITARIA .......................................................................................... 4289.6.4. USO PRODUCTIVO Y AHORRO DE ENERGÍA ................................................................................... 4299.6.5. CAPACITACIÓN ............................................................................................................................. 4299.6.6. TECNOLOGÍA ............................................................................................................................... 4299.6.7. NORMAS DE DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, CALIDAD DE SERVICIO DE SERVICIO Y MANEJO AMBIENTAL .................................................................................................................... 4309.6.8. INFRAESTRUCTURA INSTITUCIONAL ............................................................................................. 4309.6.9. FINANCIAMIENTO DE LOS PROGRAMAS ......................................................................................... 4309.7. POBLACIÓN Y REGIONES A SERVIR CON EL PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL ...................................................................................... 4309.7.1. PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN PARA NUEVAS VIVIENDAS ......................................................... 4349.7.2. PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN RURAL CON ENERGÍAS RENOVABLES ............................................. 4359.8. FINANCIAMIENTO PARA EL PLAN DE ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN URBANO-MARGINAL ..................................................................................................................... 4379.8.1. FINANCIAMIENTO PARA LOS SECTORES RURALES Y URBANO-MARGINALES .................................... 4379.8.2. INVERSIONES ANUALES A TRAVÉS DE LAS DISTRIBUIDORAS ......................................................... 4389.8.3. DISTRIBUCIÓN DE RECURSOS POR EMPRESA A NIVEL PROVINCIAL ................................................ 4399.9. PROGRAMA FERUM 2009 .............................................................................................................. 4419.9.1. NUEVO PROGRAMA FERUM 2009 ................................................................................................... 4439.10. RIESGOS Y SUSTENTABILIDAD ...................................................................................................... 4459.11. RESULTADOS Y NUEVAS PROPUESTAS ........................................................................................... 445ANEXOS DEL CAPÍTULO 9 ........................................................................................................................... 447

10. PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DE RIESGO ANTE AMENAZAS NATURALES EN EL SECTOR ELÉCTRICO .. 45310.1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 45410.2. GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................................................. 45510.3. MARCO LEGAL .............................................................................................................................. 45710.4. MARCO INSTITUCIONAL ............................................................................................................... 45910.5. SITUACIÓN ACTUAL ..................................................................................................................... 46010.5.1 ESTUDIOS REALIZADOS PARA LA PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DEL RIESGO EN LA INFRAESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO. ............................................................................... 46010.5.2 TIPOLOGÍA Y ANÁLISIS DE LAS AMENAZAS DE MAYOR VULNERABILIDAD. ...................................... 46210.5.3 PRINCIPAL INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA EXPUESTA A MAYOR GRADO DE VULNERABILIDAD ........ 46510.6. PLANES DE PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DEL RIESGO REALIZADOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO ....... 46710.7. PROBLEMAS ESPECÍFICOS EN EL SECTOR ...................................................................................... 46710.8 PROYECTOS PRIORITARIOS A SER CONSIDERADOS EN LA GESTIÓN DE RIESGOS. ......................... 46810.9 ACCIONES A IMPLEMENTARSE ...................................................................................................... 468ANEXOS DEL CAPÍTULO 10 ......................................................................................................................... 471

11. ASPECTOS ECONÓMICOS .............................................................................................................. 47711.1. INVERSIONES REQUERIDAS ......................................................................................................... .47811.2. FUENTES DE FINANCIAMIENTO ..................................................................................................... 47911.3 CRONOGRAMA DE INVERSIONES................................................................................................... 48011.4 COSTOS Y PRECIOS ...................................................................................................................... 48211.5 BENEFICIOS ECONÓMICOS Y SOCIALES ........................................................................................ 48611.6 RIESGOS EN CASO DE NO EJECUCIÓN DEL PLAN ........................................................................... 486


Grá co 2.1 Producción e importación de energía (GWh) 20Grá co 2.2 Consumos de energía de servicio público y pérdidas (GWh) 20Grá co 2.3 Balance de energía eléctrica a nivel nacional, período 1999-2008 24Grá co 2.4 Potencia total efectiva a diciembre de 2008 en (MW) 26Grá co 2.5 Potencia efectiva en el S.N.I. (MW) 26Grá co 2.6 Evolución de la potencia incorporada al S.N.I. y porcentajes de reserva, periodo 1998–2008 28Grá co 2.7 Consumo de combustibles líquidos en generación de electricidad, período 1999 – 2008 29Grá co 2.8 Caudales medios anuales a uentes al embalse Amaluza Central Paute-Molino 31Grá co 2.9 Caudales a uentes medios anuales, en el período 1964 - 2008 32Grá co 2.10 Distribución mensual de energía que podrían producir las centrales hidroeléctricas más grandes, con hidrología media 33Grá co 2.11 Energía producida e importada en el año 2008, (GWh) 34Grá co 2.12 Porcentaje de sobrecarga en los transformador del S.N.T. 38Grá co 2.13 Energía facturada a clientes nales de las distribuidoras en el periodo 1999 – 2008 40Grá co 2.14 Distribución porcentual de energía facturada por la empresas de distribución a los clientes regulados en el año 2008 41Grá co 2.15 Número de clientes regulados a diciembre de 2008 41Grá co 2.16 Promedio anual de clientes de las empresa de distribución en el periodo 1999 - 2008 42Grá co 2.17 Valor facturado en USD por energía a los clientes nales de las empresas de distribución en el periodo 1999 – 2008 43Grá co 2.18 Precios medios a clientes nales en el año 2008 44Grá co 2.19 Precio medio de la energía facturada a los clientes nales de las empresas de distribución en el periodo 1999–2008 45Grá co 2.20 Pérdidas de energía en los sistemas de distribución en el año 2008 46Grá co 2.21 Distribución porcentual de pérdidas de energía, año 2008 47Grá co 2.22 Perdidas de energía en los sistemas de distribución en el periodo 1999 -2008 48Grá co 2.23 Valores facturados y recaudados por servicio eléctrico a clientes nales de distribuidoras, año 2008 48Grá co 2.24 Activos en distribución a Diciembre de 2008 49Grá co 2.25 Calidad del servicio técnico frecuencia media de interrupción por kVA nominal instalado para la red total de las distribuidoras, año 2008 50Grá co 2.26 Calidad del servicio técnico frecuencia media de interrupción por kVA nominal instalado para la red total de las distribuidoras, año 2008 51Grá co 2.27 Evolución de la tarifa eléctrica (Abril 1999 – Diciembre 2009) 57Grá co 3.1 Precios de la energía en el mercado eléctrico mayorista 138Grá co 3.2 Propuesta para subsidio cruzado 141Grá co 4.1 Matriz energética de producción 148Grá co 4.2 Emisiones del sector energético 149Grá co 4.3 Evolución de emisiones de CO2 150Grá co 5.1 Tasa de crecimiento anual de la energía eléctrica (Consumo total del sistema nacional interconectado) 162Grá co 5.2 Tasa anual de variación del PIB y de la energía eléctrica 163Grá co 5.3 Composición del consumo anual de energía por sectores 166Grá co 5.4 Variación del porcentaje anual de pérdidas de energía en distribución 169Grá co 5.5 Demanda de potencia máxima mensual en bornes de generador 173Grá co 6.1 Matriz energética – escenario tendencial 195Grá co 6.2 Matriz energética – escenario con intervención 196Grá co 6.3 Mapa de isoyetas del Ecuador 201Grá co 6.4 Cuencas hidrográ cas y vertientes del Ecuador 204Grá co 6.5 Portada del atlas solar del Ecuador 207

LISTADO DE GRÁFICOS

# Descripción


Grá co 6.6 Mapa de insolación directa promedio del Ecuador continental 208Grá co 6.7 Proyectos geotérmicos y principales zonas geotermales 212Grá co 6.8 Los aerogeneradores instalados en la isla de San Cristóbal (2,4 MW) 219Grá co 6.9 Presa Mazar en construcción 227Grá co 6.10 Concepción de la presa Pilatón 228Grá co 6.11 Emplazamiento de la captación en el río Coca 230Grá co 6.12 Concepción del proyecto hidroeléctrico Chespí (167 MW) 238Grá co 8.1 Áreas de concesión de las empresas distribuidoras 355Grá co 8.2 Áreas de concesión de las empresas distribuidoras 356Grá co 8.3 Áreas de concesión de las empresas distribuidoras 357Grá co 8.4 Porcentaje de inversiones previstas por las distribuidoras según elementos del sistema 360Grá co 8.5 Porcentaje de inversión prevista por las distribuidoras período 2009-2020 361Grá co 8.6 Inversiones previstas por las distribuidoras (MUSD) periodo 2009 – 2020 362Grá co 8.7 Inversiones previstas por abonado actual (USD/Abonado) 362Grá co 8.8 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 364Grá co 8.9 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 365Grá co 8.10 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 366Grá co 8.11 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 367Grá co 8.12 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 368Grá co 8.13 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 369Grá co 8.14 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 370Grá co 8.15 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 371Grá co 8.16 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 372Grá co 8.17 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 373Grá co 8.18 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 374Grá co 8.19 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 375Grá co 8.20 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 376Grá co 8.21 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 377Grá co 8.22 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 378Grá co 8.23 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 380Grá co 8.24 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 381Grá co 8.25 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 382Grá co 8.26 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 383Grá co 8.27 Distribución porcentual de las inversiones, periodo 2009-2020 384Grá co 8.28 Mejoras en los sistemas de distribución 385Grá co 9.1 Uso de los recursos FERUM período 1998-2009 417Grá co 9.2 Mapa de índice de extrema pobreza en el Ecuador por provincia 432Grá co 9.3 Viviendas a electri car por provincia 434Grá co 9.4 Viviendas a electri car por región 435Grá co 10.1 Efectos del dé cit hídrico en Sudamérica 462Grá co 10.2 Inundación en la costa ecuatoriana 463Grá co 10.3 Obras de estabilización, deslizamiento de la jose na, provincia del Azuay 463Grá co 10.4 Infraestructura destruida como efecto de un terremoto 464Grá co 10.5 Movimiento de terrenos inestables 465Grá co 10.6 Derrame de combustible, buque Jessica, islas Galápagos, 2001 465Grá co 10.7 Erupción del volcán Tungurahua 466Grá co 10.8 Pérdidas provocadas a la EEQ por erupción del volcán Reventador 466Grá co 10.9 Pérdidas en la central paute provocadas por desastre de la Jose na 467Grá co 10.10 Torre de transmisión inundada, deslizamiento de la jose na, 1993, provincia del Azuay 468Grá co 11.1 Inversión porcentual requerida para el periodo 2009-2020 478Grá co 11.2 Cronograma de inversiones previstas Plan Maestro de Electri cación 2009 - 2020 481Grá co 11.3 Costos jos para la etapa de Generación 482Grá co 11.4 Costos totales para cada distribuidora por componentes 484Grá co 11.5 Costos presentados por las distribuidoras 484Grá co 11.6 Costos del servicio eléctrico 485


Tabla 2.1 Principales indicadores macroeconómicos del Ecuador 14Tabla 2.2 Balance a nivel nacional de energía eléctrica en el año 2008 16Tabla 2.3 Balance de energía eléctrica a nivel nacional, periodo 1999-2008 21Tabla 2.4 Potencia total a diciembre de 2008 22Tabla 2.5 Nueva generación en el S.N.I en los años 2006, 2007 y 2008 25Tabla 2.6 Consumo de combustibles para generación eléctrica año 2008 27Tabla 2.7 Distribución mensual de energía que podrían producir las centrales hidroeléctricas más grandes, con hidrología media 29Tabla 2.8 Detalle de la producción de energía eléctrica en el año 2008 (GWh) 31Tabla 2.9 Reactores en el S.N.T 34Tabla 2.10 Áreas de concesión las distribuidoras ordenadas de mayor a menor área 36Tabla 2.11 Principales características de las distribuidoras en el año 2008 36Tabla 2.12 Promedio anual de clientes nales en el 2008 39Tabla 2.13 Clientes de distribuidoras a diciembre 2008 39Tabla 2.14 Pérdidas de energía en los sistemas de distribución en el año 2008 44Tabla 2.15 Valores de facturados y recaudados por parte de las distribuidoras en el año 2008 46Tabla 2.16 Gastos de operación y mantenimiento 51Tabla 2.17 Tarifa nacional promedio (¢USD/kWh) 53Tabla 2.18 Precio medio (¢USD/kWh) 53Tabla 2.19 Peajes de distribución (USD/kWh) 57Tabla 4.1 Clasi cación de las hidroeléctricas por su tamaño 151Tabla 4.2 Licencias ambientales que ha emitido el CONELEC 156Tabla 5.1 Variación anual del PIB 163Tabla 5.2 Escenarios de crecimiento de la demanda eléctrica (cifras en porcentaje) 165Tabla 5.3 Consumo de energía eléctrica (GWh) 166Tabla 5.4 Requerimientos de consumo de cargas especiales (Potencia en MW) 167Tabla 5.5 Proyección del consumo facturado de energía eléctrica (En GWh, escenario de crecimiento medio) 168Tabla 5.6 Proyección de los abonados del servicio eléctrico (Escenario de crecimiento medio) 170Tabla 5.7 Crecimiento medio anual de la demanda eléctrica período 2008-2020 (En barras de subestación de entrega) 171Tabla 5.8 Proyección anual de energía y potencia máxima al nivel de barras de subestación de entrega - escenario medio 171Tabla 5.9 Demanda de la energía mensual requerida al MEM (MWh) 172Tabla 5.10 Previsión de la demanda máxima anual de potencia (MW) en bornes de generación del SNI y escenario de crecimiento medio 174Tabla 5.11 Proyección de la demanda en bornes de generador 175Tabla 5.12 Curva de carga diaria representativa. proyección sin intervención 175Tabla 5.13 Curva de carga diaria representativa. proyección con intervención: cargas especiales, reemplazo de cocción y calefón a gas por electricidad 176Tabla 6.1 Clasi cación de las cuencas hidrográ cas por su potencial especí co 202Tabla 6.2 Potencial teórico, técnico y económico de las cuencas hidrográ cas 202Tabla 6.3 Períodos lluviosos de las principales centrales y proyectos hidroeléctricos 205Tabla 6.4 Localidades con posible interés para generación de electricidad con energía eólica 210Tabla 6.5 Características principales de los proyectos geotérmicos en el Ecuador 213Tabla 6.6 Resumen de soluciones energéticas con recursos renovables 217Tabla 6.7 Resumen de principales centrales de generación recientemente incorporadas 222Tabla 6.8 Requerimiento de nueva generación período 2009-2020 (MW) 225Tabla 6.9 Proyectos de generación eléctrica en construcción 233Tabla 6.10 Proyectos de generación eléctrica con contrato rmado con el CONELEC, que aún no inician la construcción 235Tabla 6.11 Proyectos de generación eléctrica que poseen certi cado de concesión o permiso otorgado por el CONELEC 237Tabla 6.12 Proyectos de generación eléctrica en trámite 239

LISTADO DE TABLAS

# Descripción


Tabla 6.13 Proyectos hidroeléctricos de las cuencas de los ríos Guayllabamba y Zamora 240Tabla 6.14 Proyectos disponibles para ser desarrollados vertiente del Amazonas 241Tabla 6.15 Proyectos de generación futura localizados en la vertiente del Amazonas 244Tabla 6.16 Proyectos de generación futura localizados en la vertiente del Pací co 246Tabla 6.17 Plan de expansión Caso 1: Hipótesis 3, escenario de crecimiento menor, con importación 252Tabla 6.18 Plan de expansión Caso 2: hipótesis 3, escenario de crecimiento medio, con importación 253Tabla 6.19 Plan de expansión Caso 3: hipótesis 3, escenario de crecimiento alto, con importación 253Tabla 7.1 Requerimiento de capacitores en el S.N.T. (MVAR) Factor de Potencia de la Carga 0,96 283Tabla 7.2 Presupuesto general (miles USD) 308Tabla 7.3 Presupuesto anual (miles USD) 308Tabla 7.4 Proyectos nanciados con mandato No.9 Presupuesto (miles USD) 309Tabla 7.5 Presupuesto por proyecto (miles USD) 310Tabla 8.1 Porcentaje anual de pérdidas de energía de las distribuidoras 335Tabla 8.2 Facturación y recaudación de las distribuidoras año 2008 336Tabla 8.3 Cifras de la CATEG-D a diciembre de 2008 339Tabla 8.4 Asignación por Mandato 9 352Tabla 8.5 Alternativas de Regionalización 354Tabla 8.6 Total de inversiones de las distribuidoras periodo 2009-2020 360Tabla 8.7 Inversiones previstas por las distribuidoras periodo 2009 – 2020 361Tabla 8.8 Características de la infraestructura de E.E. Ambato, periodo 2009 – 2020 363Tabla 8.9 Características de la infraestructura de E.E. Azogues, periodo 2009 – 2020 364Tabla 8.10 Características de la infraestructura de E.E. Centro Sur, periodo 2009 – 2020 365Tabla 8.11 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Bolívar, periodo 2009 – 2020 367Tabla 8.12 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-El Oro, periodo 2009 – 2020 368Tabla 8.13 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Esmeraldas, periodo 2009 – 2020 369Tabla 8.14 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Guayas Los Ríos, periodo 2009 – 2020 370Tabla 8.15 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Los Ríos, periodo 2009 – 2020 371Tabla 8.16 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Manabí, periodo 2009 – 2020 372Tabla 8.17 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Milagro, periodo 2009 – 2020 373Tabla 8.18 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Santa Elena, periodo 2009 – 2020 374Tabla 8.19 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Santo Domingo, periodo 2009 – 2020 375Tabla 8.20 Características de la infraestructura de E.E. CNEL-Sucumbíos, periodo 2009 – 2020 376Tabla 8.21 Características de la infraestructura de E.E. Cotopaxi, periodo 2009 – 2020 377Tabla 8.22 Características de la infraestructura de Eléctrica de Guayaquil, periodo 2009 – 2020 379Tabla 8.23 Características de la infraestructura de E.E. Galápagos, periodo 2009 – 2020 379Tabla 8.24 Características de la infraestructura de E.E. Norte, periodo 2009 – 2020 380Tabla 8.25 Características de la infraestructura de E.E. Quito, periodo 2009 – 2020 381Tabla 8.26 Características de la infraestructura de E.E. Riobamba, periodo 2009 – 2020 382Tabla 8.27 Características de la infraestructura de E.E. Sur, periodo 2009 – 2020 383Tabla 9.1 Propuesta de nanciamiento de la energización rural y electri cación urbano-marginal, aprobada por la Senplades período 2008-2012 415Tabla 9.2 Evolución de las asignaciones del FERUM y otros aportes período 1998-2009 416Tabla 9.3 Distribución de los recursos del FERUM por tipo de proyecto período 1998-2009 417Tabla 9.4 Resumen de la normativa legal relacionada al FERUM 421Tabla 9.5 Cobertura del suministro eléctrico sector rural período 2001-2008 422Tabla 9.6 Cobertura del suministro eléctrico sector urban0-marginal período 2001-2008 423Tabla 9.7 Viviendas por electri car por provincia período 2009-2012 433Tabla 9.8 Viviendas a electri car con energías renovables sector rural período 2009-2012 434Tabla 9.9 Inversiones anuales por provincia -período 2009-2012 435Tabla 9.10 Inversiones anuales por empresa distribuidora período 2009-2012 438Tabla 9.11 Asignación anual por empresa y por provincia período 2009-2012 440Tabla 9.12 Asignación programa FERUM - año 2009 441Tabla 9.13 Proyectos cali cados y aprobados por distribuidora programa FERUM 2009 442Tabla 9.14 Proyectos cali cados y aprobados por provincia programa FERUM 2009 443Tabla 9.15 Proyectos cali cados y priorizados nuevo programa FERUM 2009 444Tabla 10.1 Clasi cación de los países en lo referente a exposición a amenazas naturales 454Tabla 11.1 Cronograma anual de inversiones previstas para el período 2009-2020 481Tabla 11.2 Componentes para el cálculo del PRG 483Tabla 11.3 Cargos tarifarios por distribuidora 486


El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC-, dentro de las funciones establecidas en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, analiza sistemáticamente la situación y perspectivas del sector eléctrico ecuatoriano, evaluando la variación de la demanda de energía eléctrica del país, realizando el seguimiento de la operación del sistema y de la ejecución de los proyectos; recopilando, procesando e informando al país sobre la estadística eléctrica nacional.

Desde mediados del año 2008, a raíz de la expedición del Mandato Constituyente No. 15, el CONELEC tuvo que asumir funciones adicionales, para cumplir las disposiciones de esa norma, que señala, entre otras cosas, el cambio del modelo de mercado del sector eléctrico y el nanciamiento por parte del estado de la inversión que requiera el sector.

Producto del estudio continuo del comportamiento de la oferta y la demanda de potencia y energía eléctrica, y de las perspectivas en cuanto al uso e ciente y ambientalmente sostenible de los recursos naturales, el CONELEC actualiza cada año el Plan Maestro de Electri cación, en cumplimiento de una de sus obligaciones establecidas en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, que dice:

“Art. 13.- … El CONELEC tendrá las siguientes funciones y facultades: … b) Elaborar el Plan Maestro de Electri cación, para que garantice la continuidad del suministro de energía eléctrica, y en particular la de generación basado en el aprovechamiento óptimo de los recursos naturales, promoviendo su ejecución oportuna agotando para ello los mecanismos que la Ley le concede. Para tal efecto, mantendrá actualizado el inventario de los recursos energéticos del país con nes de producción eléctrica, para ser ejecutados directamente por el Estado, con recursos propios o asociándose con empresas especializadas …”

PRESENTACIÓN


El presente Plan Maestro de Electri cación –PME-, correspondiente al período 2009-2020, se ha elaborado teniendo como horizonte el año 2020, a n de articularlo de mejor manera con el período de plani cación de largo plazo previsto por la Secretaría Nacional de Plani cación y Desarrollo, SENPLADES.

Resulta necesario destacar el proceso de socialización y revisiones que, desde mediados del año 2009, se ha aplicado para la aprobación de este Plan por parte de la Administración y el Directorio del CONELEC, pues luego de las revisiones por parte de las Direcciones del CONELEC, se expuso el documento a los Subsecretarios del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y luego a los directivos de SENPLADES, para llegar a la Comisión de Directorio sobre Plani cación y Políticas, con cuyo informe, la versión mejorada del PME fue puesta en consideración del Directorio, el cual autorizó realizar audiencias públicas, las cuales fueron efectuadas en Quito y Guayaquil; y, se publicó el borrador del PME en el portal web del CONELEC. Luego de recibir y procesar las sugerencias recibidas de distintos actores, se introdujeron los ajustes pertinentes y el documento fue analizado nuevamente por la respectiva Comisión del Directorio; y, el Directorio del CONELEC, presidido por el señor Ministro de Electricidad y Energía Renovable, en segunda discusión, lo aprobó.

Estamos seguros de que el Plan Maestro de Electri cación 2009-2020, que presentamos a la ciudadanía y a las autoridades del país, será de utilidad para promover la ejecución oportuna de los proyectos de generación, transmisión, distribución y electri cación rural, necesarios para garantizar un servicio óptimo y con able.

Ing. Fernando Izquierdo T.DIRECTOR EJECUTIVO INTERINO

INTRODUCCIÓN

Capítulo 1

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1. INTRODUCCIÓN Y RESUMEN

La plani cación es una actividad fundamental para lograr un desarrollo armónico de cualquier conglomerado humano, en pos de mejorar su calidad de vida.

El sector energético constituye uno de los pilares para el funcionamiento de un país; y, la energía eléctrica es un insumo básico para los hogares, la agricultura, la industria, el comercio, etc.

Por lo anterior, la plani cación de los sistemas eléctricos del Ecuador, es una tarea primordial que, con sujeción al Plan Nacional de Desarrollo y a las políticas del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, le corresponde al Consejo Nacional de Electricidad, según la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, LRSE.

1.1. MARCO JURÍDICO

Se resumen a continuación, de manera comprimida, las principales normas vigentes, relacionadas con la plani cación y la energía eléctrica.

La Constitución Política del Ecuador, vigente desde el 20 de octubre de 2008, en relación con la plani cación y el sector eléctrico, establece principalmente lo que se transcribe a continuación:

“Art. 3. Son deberes primordiales del Estado: … 5. Plani car el desarrollo nacional, …, para acceder al buen vivir.”

“Art. 15.- El Estado promoverá, en el sector público y privado, el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías alternativas no contaminantes y de bajo impacto. La soberanía energética no se alcanzará en detrimento de la soberanía alimentaria, ni afectará el derecho al agua.”

“Art. 261.- El Estado central tendrá competencias exclusivas sobre: … 4. La plani cación nacional. …11. Los recursos energéticos; minerales, hidrocarburos, hídricos, …. 12. El control y administración de las empresas públicas nacionales.”

“Art. 279.- El sistema nacional descentralizado de plani cación participativa … se conformará por un Consejo Nacional de Plani cación, …. Este consejo tendrá por objetivo dictar los lineamientos y las políticas … y aprobar el Plan Nacional de Desarrollo, y será presidido por la Presidenta o Presidente de la República. Los consejos de plani cación en los gobiernos autónomos descentralizados estarán presididos por sus máximos representantes e integrados de acuerdo con la ley. …”

“Art. 280.- EI Plan Nacional de Desarrollo es el instrumento al que se sujetarán las políticas, programas y proyectos públicos; la programación y ejecución del presupuesto del Estado; y la inversión y la asignación de los recursos públicos; y coordinar las competencias exclusivas entre el Estado central y los gobiernos autónomos descentralizados. Su observancia será de carácter obligatorio para el sector público e indicativo para los demás sectores.”

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“Art. 284.- La política económica tendrá los siguientes objetivos: … 2. Incentivar la producción nacional, … y las actividades productivas complementarias en la integración regional. 3. Asegurar la soberanía alimentaria y energética. …”

“Art. 289. La contratación de deuda pública en todos los niveles del Estado se regirá por las directrices de la respectiva plani cación y presupuesto, …”

“Art. 313.- El Estado se reserva el derecho de administrar, regular, controlar y gestionar los sectores estratégicos, …. Los sectores estratégicos, … son aquellos que por su trascendencia y magnitud tienen decisiva in uencia económica, social, política o ambiental, …. Se consideran sectores estratégicos la energía en todas sus formas, …, los recursos naturales no renovables, el transporte y la re nación de hidrocarburos, …, el agua, y los demás que determine la ley.”

“Art. 314.- El Estado será responsable de la provisión de los servicios públicos de …, energía eléctrica, .... El Estado garantizará que los servicios públicos y su provisión respondan a los principios de obligatoriedad, generalidad, uniformidad, e ciencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad. El Estado dispondrá que los precios y tarifas de los servicios públicos sean equitativos, y establecerá su control y regulación.”

“Art. 315.- El Estado constituirá empresas públicas para la gestión de sectores estratégicos, la prestación de servicios públicos, el aprovechamiento sustentable de recursos naturales o de bienes públicos y el desarrollo de otras actividades económicas. Las empresas públicas estarán bajo la regulación y el control especí co de los organismos pertinentes, de acuerdo con la ley; funcionarán como sociedades de derecho público, con personalidad jurídica, autonomía nanciera, económica, administrativa y de gestión, con altos parámetros de calidad y criterios empresariales, económicos, sociales y ambientales. Los excedentes podrán destinarse a la inversión y reinversión en las mismas empresas o sus subsidiarias, relacionadas o asociadas, de carácter público, en niveles que garanticen su desarrollo. Los excedentes que no fueran invertidos o reinvertidos se transferirán al Presupuesto General del Estado. La ley de nirá la participación de las empresas públicas en empresas mixtas en las que el Estado siempre tendrá la mayoría accionaria, para la participación en la gestión de los sectores estratégicos y la prestación de los servicios públicos.”

“Art. 316.- El Estado podrá delegar la participación en los sectores estratégicos y servicios públicos a empresas mixtas en las cuales tenga mayoría accionaria. La delegación se sujetará al interés nacional y respetará los plazos y límites jados en la ley para cada sector estratégico. El Estado podrá, de forma excepcional, delegar a la iniciativa privada y a la economía popular y solidaria, el ejercicio de estas actividades, en los casos que establezca la ley.”

“Art. 317.- Los recursos naturales no renovables pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado. En su gestión, el Estado priorizará la responsabilidad intergeneracional, la conservación de la naturaleza, el cobro de regalías u otras contribuciones no tributarias y de participaciones empresariales; y minimizará los impactos negativos de carácter ambiental, cultural, social y económico.”

“Art. 318.- El agua es patrimonio nacional estratégico de uso público… . La gestión del agua será exclusivamente pública o comunitaria. El Estado, a través de la autoridad

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única del agua, será el responsable directo de la plani cación y gestión de los recursos hídricos que se destinarán a consumo humano, riego que garantice la soberanía alimentaria, caudal ecológico y actividades productivas, en este orden de prelación. Se requerirá autorización del Estado para el aprovechamiento del agua con nes productivos por parte de los sectores público, privado y de la economía popular y solidaria, de acuerdo con la ley.”

“Art. 326.- El derecho al trabajo se sustenta en los siguientes principios: … 15. Se prohíbe la paralización de los servicios públicos de salud y saneamiento ambiental, educación, justicia, bomberos, seguridad social, energía eléctrica, …”

Art. 375.- El Estado, en todos sus niveles de gobierno, garantizará el derecho al hábitat y a la vivienda digna, para lo cual: 1. Generará la información necesaria para el diseño de estrategias y programas que comprendan las relaciones entre vivienda, servicios… . 2. Mantendrá un catastro nacional integrado georeferenciado, de hábitat y vivienda. … 6. Garantizará la dotación ininterrumpida de los servicios públicos de agua potable y electricidad a las escuelas y hospitales públicos.”

“Art. 408.- Son de propiedad inalienable, imprescriptible e inembargable del Estado los recursos naturales no renovables …. Estos bienes sólo podrán ser explotados en estricto cumplimiento de los principios ambientales establecidos en la Constitución. … El Estado garantizará que los mecanismos de producción, consumo y uso de los recursos naturales y la energía preserven y recuperen los ciclos naturales …”

“Art. 413.- El Estado promoverá la e ciencia energética, …, energías renovables, diversi cadas, de bajo impacto y que no pongan en riesgo la soberanía alimentaria, el equilibrio ecológico … ni el derecho al agua.”

“Art. 423.- La integración, en especial con los países de Latinoamérica y el Caribe será un objetivo estratégico del Estado. En todas las instancias y procesos de integración, el Estado ecuatoriano se comprometerá a: …la cooperación y complementación energética sustentable; …”

“Disposición Transitoria 28.- La ley que regule la participación de los gobiernos autónomos descentralizados en las rentas por la explotación o industrialización de los recursos no renovables, no podrá disminuir las rentas … establecidas en la ley de asignaciones del 5% de las rentas generadas por la venta de energía que realicen las Centrales Hidroeléctricas de Paute, Pisayambo y Agoyán (Ley 047) para bene cio de las provincias de Azuay, Cañar, Morona Santiago y Tungurahua.”

“Disposición Transitoria 30.- El Fondo de Solidaridad, en el plazo de trescientos sesenta días, de forma previa a su liquidación, transformará al régimen de empresas públicas las de régimen privado en las que sea accionista. Para ello, dispondrá que dichas empresas realicen previamente un inventario detallado de sus activos y pasivos, y contraten en forma inmediata la realización de auditorías, cuyos resultados servirán de base para su transformación. Los proyectos de inversión en los sectores eléctrico … que se encuentren aprobados y en ejecución conforme al Mandato Constituyente número nueve, pasarán a las empresas eléctricas … que se creen en virtud de esta disposición transitoria….”

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico, LRSE, en lo relativo a la plani cación, dispone básicamente lo que sigue:

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“Art. 1.- Deber del Estado.- El suministro de energía eléctrica es un servicio de utilidad pública de interés nacional; por tanto, es deber del Estado satisfacer directa o indirectamente las necesidades de energía eléctrica del país, mediante el aprovechamiento óptimo de recursos naturales, de conformidad con el Plan Nacional de Electri cación.”

“Art. 5A.- Política de electri cación.- Corresponde al Presidente de la República, a través del Ministerio de Energía y Minas1 , la formulación y coordinación de la política nacional del sector eléctrico, así como la elaboración del Plan Maestro de Energía del país. Para el desarrollo y ejecución de la política del sector eléctrico, el Estado actuará a través del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC.”

“Art. 13.- Funciones y Facultades.- El CONELEC tendrá las siguientes funciones y facultades: … b) Elaborar el Plan Maestro de Electri cación, para que garantice la continuidad del suministro de energía eléctrica, y en particular la de generación basado en el aprovechamiento óptimo de los recursos naturales, promoviendo su ejecución oportuna agotando para ello los mecanismos que la Ley le concede. Para tal efecto, mantendrá actualizado el inventario de los recursos energéticos del país con nes de producción eléctrica, para ser ejecutados directamente por el Estado, con recursos propios o asociándose con empresas especializadas …”

El Mandato Constituyente No. 15, expedido por la Asamblea Nacional Constituyente el 23 de julio de 2008, establece, entre otros aspectos, lo siguiente:

“Artículo 1.- El Consejo Nacional de Electricidad -CONELEC-, en un plazo máximo de treinta (30) días, aprobará los nuevos pliegos tarifarios para establecer la tarifa única que deben aplicar las empresas eléctricas de distribución, para cada tipo de consumo de energía eléctrica, para lo cual queda facultado, sin limitación alguna, a establecer los nuevos parámetros regulatorios especí cos que se requieran, incluyendo el ajuste automático de los contratos de compra venta de energía vigentes.

Estos parámetros eliminarán el concepto de costos marginales para el cálculo del componente de generación; y, no se considerarán los componentes de inversión para la expansión en los costos de distribución y transmisión.

Los recursos que se requieran para cubrir las inversiones en generación, transmisión y distribución, serán cubiertos por el Estado, constarán obligatoriamente en su Presupuesto General y deberán ser transferidos mensualmente al Fondo de Solidaridad y se considerarán aportes de capital de dicha Institución.”

“Artículo 2.- El Ministerio de Finanzas, cubrirá mensualmente las diferencias entre los costos de generación, distribución, transmisión y la tarifa única jada para el consumidor nal determinada por el CONELEC; para tal efecto, el Ministerio de Finanzas deberá realizar todos los ajustes presupuestarios pertinentes que permitan cumplir con este Mandato.

En caso de incumplimiento de las obligaciones previstas en el presente Mandato, por parte del Ministerio de Finanzas, será causal de pleno derecho para solicitar la destitución del titular de esta Cartera de Estado.

1 Desde la creación del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, le corresponde de nir las políticas.

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Las Empresas Eléctricas de Distribución que a la fecha de expedición de este mandato tengan una tarifa inferior a la tarifa única, mantendrán dicho valor.”

“Artículo 3.- A partir de la expedición del presente Mandato se deja sin efecto el cobro del diez por ciento (10%) adicional para la categoría comercial e industrial por consumo eléctrico establecido en el artículo 62 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico.

El Fondo de Electri cación Rural y Urbano Marginal –FERUM-, se nanciará con recursos del Presupuesto General del Estado, por lo que a partir de la expedición del presente Mandato, el Ministerio de Finanzas entregará al Fondo de Solidaridad, los recursos necesarios, de conformidad con los planes de inversión aprobados de conformidad con el procedimiento previsto en el Mandato No. 9. En los planes de inversión se incluirá el alumbrado público.”

A nes de julio de 2009, la Comisión Legislativa y de Fiscalización de la Asamblea Nacional Constituyente, aprobó la Ley de Empresas Públicas, por lo cual se espera que la misma entre en vigencia, máximo, hasta octubre de 2009.

Se espera que en pocos meses más, se expida una nueva ley para el sector eléctrico, a n de que se ajuste a la nueva Constitución y para incluir lo dispuesto en el Mandato Constituyente No. 15.

1.2. POLÍTICAS, LINEAMIENTOS Y OBJETIVOS

Mediante Acuerdo Ministerial No. 035, publicado en el Registro O cial No. 518 de 30 de Enero del 2009, el señor Ministro de Electricidad y Energía Renovable, estableció las siguientes políticas:

a) “Recuperar para el Estado la rectoría y la plani cación del sector energético;

b) Fortalecer las relaciones entre el Estado y las comunidades;

e) Impulsar un modelo de desarrollo energético con tecnologías ambientalmente amigables;

d) Formular y llevar adelante un Plan Energético Nacional, que de na la expansión optimizada del sector en el marco de un desarrollo sostenible;

e) Promover alianzas estratégicas entre los sectores público y privado nacional y extranjero, para el desarrollo de proyectos energéticos en un ambiente de seguridad jurídica;

f) Promover el desarrollo sustentable de los recursos energéticos e impulsar proyectos con fuentes de generación renovable (hidroeléctrica, geotérmica, solar, eólica) y de nueva generación eléctrica e ciente, incluyendo la nuclear, excluyendo la generación con base en el uso del diesel;

g) Otorgar por parte del estado las garantías requeridas para el pago de la energía generada y la recibida por las empresas eléctricas de distribución o buscar los mejores mecanismos de pago;

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h) Fortalecer la expansión del sistema nacional interconectado y el desarrollo técnico del sector eléctrico regional, a través del consecuente incremento de inversiones, reducción de costos de generación y mayor intercambio de electricidad entre los países de la región;

i) Fortalecer el Sistema Nacional de Transmisión de manera que permita evacuar la energía de centrales de generación y satisfacer los requerimientos de las empresas eléctricas de distribución, en condiciones de calidad, continuidad y seguridad;

j) Fortalecer las instituciones estatales del sector energético:

k) Promover la constitución de empresas de distribución de energía eléctrica proactivas e cientes y competitivas, guiadas por los principios de economía solidaria, manteniendo el principio de servicio público;

l) Implementar tecnologías de uso e ciente de la energía, desarrollar planes de reducción de pérdidas y promover el uso racional y e ciente de la energía en la población;

m) Promover la creación y consolidación de empresas de servicios energéticos como vehículo para llegar a los consumidores y lograr que implementen proyectos de e ciencia energética; y,

n) Reducir el consumo de combustible en el transporte mediante la sustitución por gas natural comprimido - GNC, electricidad y la introducción de tecnologías híbridas.”

Los documentos antes citados, constituyen la base del Plan Maestro de Electri cación 2009-2020 que se pone a consideración del País y persigue los siguientes objetivos:

1. Garantizar el abastecimiento de energía eléctrica a los habitantes del Ecuador, desarrollando la infraestructura de generación, especialmente con fuentes energéticas renovables.

2. Fortalecer la red de transmisión y adaptarla a las actuales y futuras condiciones de la oferta y la demanda de electricidad.

3. Mejorar y expandir los sistemas de distribución y comercialización de energía eléctrica, para asegurar el suministro con calidad adecuada.

4. Aumentar el porcentaje de viviendas con servicio eléctrico, especialmente en sectores rurales, mediante redes y sistemas aislados con energías renovables.

El Plan Maestro de Electri cación será de obligatorio cumplimiento y está orientado a garantizar el abastecimiento de la demanda, con una participación mucho más activa del Estado, sobre todo en la expansión de la generación, sin descuidar su responsabilidad en otras áreas igualmente sensibles y que requieren de toda su atención como son la transmisión, la distribución, la protección ambiental y la energización rural.

En resumen, los objetivos de la política energética son garantizar el desarrollo del sistema eléctrico nacional bajo los lineamientos de seguridad, soberanía y autosu ciencia; uso sustentable de los recursos naturales, con responsabilidad social y protección del medio ambiente; uso racional y e ciente de la energía primaria y secundaria; provisión energética e ciente y de calidad; incremento de la cobertura energética a precios socialmente justos; y, elevación de los estándares de vida de la sociedad ecuatoriana.

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1.3. RESUMEN DEL PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN

La actividad de plani cación y su principal producto, el Plan Maestro de Electri cación, constituye uno de los mecanismos que permitirá dar una señal técnica para la inversión que debe provenir según las normas vigentes desde mediados del año 2008, fundamentalmente, del Presupuesto General del Estado.

A continuación se presentan resúmenes ejecutivos de los capítulos del presente Plan, que cubren los siguientes temas:

• Situación actual• Evaluación y perspectivas• Aspectos ambientales• Proyección de la Demanda• Expansión de la generación• Expansión de la transmisión• Expansión de la distribución• Electri cación rural• Riesgos naturales• Aspectos económicos y nancieros

SITUACIÓN ACTUAL

Ese capítulo describe, con base en estadísticas nacionales y en las estadísticas técnicas del sector eléctrico, recopiladas y procesadas por el CONELEC hasta el año 2008, los indicadores macroeconómicos del país y varios indicadores sobre producción, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, tanto en el Mercado Eléctrico Mayorista cuanto en lo relacionado con los usuarios nales regulados.

Los parámetros principales que se mencionan en el referido capítulo, son: caudales, combustibles, capacidad de generación, producción, autoconsumos, pérdidas de energía, transacciones de importación, venta y compra de electricidad, activos, precios, tarifas, facturación, recaudación, calidad del suministro, etc.

EVALUACIÓN Y PERSPECTIVAS

Esa parte del presente Plan Maestro de Electri cación, realiza un análisis resumido de la situación detallada en el capítulo anterior; y, en lo fundamental, con base en la normativa y políticas vigentes, presenta una visión de lo que sería el sector eléctrico, en los aspectos de generación, transmisión, distribución, electri cación rural, tarifas, e ciencia energética, mercado eléctrico, etc.

Se considera lo previsto una vez que a nes del 2008 e inicios del año 2009, se uni caron en CNEL diez empresas distribuidoras y en CELEC 5 generadoras y la transmisora.

ASPECTOS AMBIENTALES

El desarrollo de la infraestructura que necesita el sector eléctrico para cumplir con su cometido, debe contemplar el estricto cumplimiento de las normas ambientales y el

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respeto a las personas y a las comunidades afectadas, procurando identi car los mecanismos para la remediación de los impactos que pudieren producirse, poniendo especial cuidado en el mantenimiento y preservación de las cuencas hidrográ cas que constituyen las fuentes de vida y de desarrollo en sus respectivas áreas de in uencia.

En resumen, ese capítulo describe el desarrollo que ha experimentado la conciencia ambiental mundial y nacional, la normativa que rige actualmente para el sector eléctrico en cuanto a preservación de los recursos naturales; y, teniendo en cuenta los efectos que producen las actividades eléctricas en el ambiente y en el entorno social, especialmente por emisiones debidas a la generación termoeléctrica, menciona la política ambiental vigente y las licencias emitidas por el CONELEC para proyectos eléctricos, en su calidad de Autoridad Ambiental de Aplicación.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Luego de los capítulos generales de este Plan Maestro de Electri cación, el quinto capítulo contiene el estudio de previsión de las demandas de potencia y energía eléctrica para el período 2009- 2020, lo cual es el fundamento para los posteriores capítulos, que de nen las necesidades de expansión en las diferentes etapas del sector, para satisfacer adecuadamente los crecientes requerimientos energéticos.

En el estudio de proyección de la demanda se han analizado cuatro hipótesis básicas de comportamiento futuro de la demanda, que se resumen a continuación; y, en cada hipótesis tres escenarios de crecimiento: menor, medio y mayor:

• 1. Toma en cuenta el comportamiento tendencial de la demanda nacional y las proyecciones de las distribuidoras.

• 2: Considera la incorporación de las cargas especiales de tipo industrial que han expresado sus requerimientos de conexión al Sistema Nacional de Transmisión.

• 3: Corresponde a la Hipótesis 2, pero incorpora la intervención en la demanda por medio de la sustitución progresiva de cocinas y calefones que funcionan con GLP, por aparatos eléctricos.

• 4: Constituye la integración de las anteriores y se añaden los consumos estimados de la gran industria, básicamente de metalurgia y minería.

EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN

Usando como base los trámites de permiso y concesión efectuados por el CONELEC desde hace varios años, se ha actualizado el estado de avance de cada proyecto de generación y las perspectivas en cuanto a las fechas en las cuales podrían empezar a funcionar, asumiendo las fechas que han sido comprometidas por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. Con esa información, se han de nido algunas nuevas futuras centrales de generación, como jas para la expansión.

Adicionalmente, se han considerado como candidatos otros proyectos, tanto hidroeléctricos como termoeléctricos e cientes, para correr modelos matemáticos de optimización técnico - económica, con lo cual se obtiene el plan de expansión total para el período.

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Se deduce que resulta fundamental acelerar los proyectos de generación hidroeléctrica en construcción, como Mazar y Baba, Iniciar cuanto antes las obras principales de aquellos grandes proyectos que han iniciado trabajos preliminares, como Toachi Pilatón, Sopladora y Coca Codo Sinclair; y, concretar urgentemente proyectos termoeléctricos como Esmeraldas II y Shushu ndi, así como otros módulos con residuo y gas natural, que permitan cubrir la demanda hasta que entren en operación los proyectos hidroeléctricos grandes.

Especial atención se tiene en el presente Plan Maestro a las energías renovables, que representan una real alternativa para el suministro de energía eléctrica al País en condiciones de sustentabilidad, por lo que constituyen, especialmente la hidro energía, la base del Plan Maestro de Electri cación.

Con un solo escenario hidrológico, las 4 hipótesis de demanda, los 3 escenarios de crecimiento en cada hipótesis; y, en cada caso la posibilidad de operar con o sin importación de energía, se con guran 1 x 4 x 3 x 2 = 24 opciones de expansión de la generación, de las cuales se presentan solo las más relevantes en el capítulo respectivo; con rmando la necesidad de instalar con urgencia una alta capacidad en centrales termoeléctricas, durante los primeros años del período, hasta que entren a operar las grandes centrales hidroeléctricas previstas.

EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN

En forma complementaria, las nuevas condiciones de la oferta de energía y el crecimiento sostenido de la demanda, exigen un reforzamiento del Sistema Nacional de Transmisión.

La incorporación de importantes proyectos como el sistema de transmisión de 500 kV y otros de cobertura regional, permitirán que el sistema de transmisión adquiera una nueva estructura, con mayores de niveles de calidad y con abilidad.

Este capítulo resume el Plan de Expansión de Transmisión, PET 2009 – 2020, presentado para el período por la empresa transmisora, que ha sido revisado y aprobado por parte del CONELEC, en cumplimiento de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico.

De manera similar que en el capítulo de generación, se demuestra la urgente necesidad de conseguir y asignar recursos económicos, para construir con celeridad las subestaciones y líneas requeridas para superar las sobrecargas y limitaciones de transporte de energía en varias partes del país, especialmente hacia el nororiente, hacia el sur, en el área de Guayaquil y hacia Manabí.

EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

A más de explicar los cambios en la estructura de las empresas distribuidoras, por la fusión de diez de ellas en la Corporación Nacional Eléctrica S. A., CNEL, se muestra con cifras comparativas, algunos indicadores; y, se comenta respecto de las áreas de distribución que requieren mayor atención.

La grave situación de la distribución, está caracterizada, por un elevado nivel de pérdidas de energía, bajos niveles de recaudación, elevados costos de administración, operación y mantenimiento, ausencia de adecuada plani cación, escasa inversión en redes e infraestructura; y, una inadecuada calidad del producto y del servicio.

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Con ese fundamento, se recomiendan varias acciones para superar los principales inconvenientes, se presentan alternativas de regionalización y se resumen los planes de expansión presentados por las distribuidoras eléctricas al CONELEC.

ELECTRIFICACIÓN RURAL

Ese capítulo contiene un recuento de los avances en cuanto a la atención con servicio de energía eléctrica a las comunidades rurales y urbano marginales del Ecuador, que ha tenido como soporte fundamental durante los últimos años, los programas anuales aprobados por el CONELEC, con asignaciones para nanciar proyectos, con recursos del Fondo de Electri cación Rural y Urbano Marginal FERUM, que según el Mandato 15 debe nutrirse del Presupuesto General del Estado.

La estimación del número de viviendas que faltan por electri car y el porcentaje que representan respecto del total, es un tema fundamental para procurar la más pronta ejecución de diseños y obras, que permitan al Ecuador ser, en pocos años, un país libre de viviendas no energizadas.

Existen zonas aún no servidas, ubicadas especialmente en la Amazonía, a las que no es pertinente llegar con extensión de red, atendiendo a razones de carácter económico, técnico, de impacto ambiental y sobre todo de respeto a la cultura de las etnias locales.

Las energías renovables no convencionales constituyen sin lugar a dudas el eje para un programa de energización rural que pretende mejorar aún más la cobertura. Es importante tener en cuenta que los modelos de gestión con energías renovables deben garantizar la sustentabilidad de los proyectos, para lo cual el Plan contempla adicionalmente la interacción con la comunidad y la capacitación de los actores locales como un elemento fundamental para la gestión de los sistemas.

RIESGOS NATURALES

Ese capítulo del presente plan, describe las principales amenazas por fenómenos naturales, como vulcanismo, fallas geológicas, inundaciones, etc., las cuales sumadas a las condiciones de vulnerabilidad de los distintos componentes de los sistemas eléctricos, con guran un escenario preocupante.

Por tanto, debido a las características del territorio del Ecuador, se ve indispensable continuar los estudios iniciados por el Ministerio de Electricidad, el CONELEC y el Fondo de Solidaridad, a n de contar con planes de contingencia, que permitan evitar en lo posible los efectos de los fenómenos de la naturaleza.

ASPECTOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS

Sobre la base del presente Plan Maestro de Electri cación, el Estado estará en condiciones de enfocar los recursos y de nir los mecanismos para su ejecución, dentro de las diferentes modalidades previstas en la normativa, en donde no se descarta la participación del sector privado.

Se presenta en los capítulos relativos a expansión de las distintas etapas del sistema eléctrico, estimaciones de los costos y formas de nanciamiento. Por la importancia de este tema, en el siguiente punto se detallan algunos aspectos relacionados.

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1.4 INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO

Para la ejecución del plan de expansión de generación, así como de los planes de expansión presentados por las empresas transmisora y distribuidoras, se requerirá de una inversión estimada en 10.931’172.384 dólares para el período 2009-2020, de acuerdo con los detalles que constan en los capítulos siguientes de este Plan.

El nanciamiento de los proyectos deberá estar soportado fundamentalmente por la inversión del Estado, a través de su Presupuesto General, de conformidad con el Mandato Constituyente No. 15, que dispuso uni car las tarifas eléctricas a nivel nacional y no incluir en las mismas el componente para inversión.

Ese presupuesto se nanciará con recursos propios o de créditos internacionales, sin descartar la participación del capital privado ni de otras fuentes. Una fuente propia de cada empresa la resultante de los valores reconocidos en la tarifa para reposición de activos.

1.5 BENEFICIOS

El Plan Maestro de Electri cación cubre todo el espectro de factores que se consideran necesarios para garantizar un adecuado servicio de electricidad, prestado en las mejores condiciones de calidad y economía. Los bene cios que obtendrán el País y el sector eléctrico de la implementación de este Plan, se pueden resumir en lo siguiente:

• A anzamiento del sector eléctrico, de tal manera que se constituya en una palanca que impulse el desarrollo económico y social del País.

• Abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en condiciones de autonomía.• Adecuados niveles de reserva para reducir la dependencia de la importación de energía,

de la importación de combustibles y de condiciones hidrológicas severas Mayor aprovechamiento de los recursos energéticos renovables del País, especialmente de la hidro energía. Mayor incidencia de la generación hidroeléctrica en la matriz de producción energética.

• Reducción en el consumo de combustibles fósiles, en particular de diesel.• Ahorro de recursos económicos en importación de diesel.• Mejor aprovechamiento de los combustibles de producción local.• Reducción en las emisiones de gases contaminantes y causantes del efecto

invernadero.• Generación de puestos de trabajo directo e indirecto con la ejecución de los

proyectos. • Preservación de la cultura de las etnias locales y de la biodiversidad, mediante el uso

de energías renovables.• Reducción de la importación de energía, evitando el ujo de recursos económicos hacia

el exterior.• Posibilidades de exportación de energía a los Países vecinos.• Mejores niveles de e ciencia en las empresas eléctricas.• Mejores índices de calidad de servicio a los usuarios.• Mejores niveles de cobertura en la zona rural y en particular de la Amazonía • Mejoramiento en la calidad de vida de la población rural y urbano-marginal.

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• Mejor capacidad del sector eléctrico para generar sus propios recursos y llegar a ser auto sostenible en su operación y mantenimiento.

• Mejorar las condiciones de competitividad del País en el contexto internacional.

1.6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El presente Plan Maestro de Electri cación, para el período 2009-2020, involucra los proyectos y las acciones que deben emprenderse para superar la crisis de oferta energética que afecta al sector eléctrico y al País.

Este Plan se fundamenta en el uso de energías renovables, como principal alternativa sostenible en el largo plazo; sin embargo, dado que esos proyectos requieren varios años para su conclusión, se rati ca la necesidad, ya comentada en estudios anteriores, realizados con el CENACE y el MEER, de la ejecución inicial de algunos proyectos termoeléctricos e cientes, preferiblemente con combustibles de producción nacional, para garantizar el abastecimiento del país durante el período de análisis.

Deben ejecutarse los grandes proyectos hidroeléctricos de acuerdo con el detalle y cronograma establecidos en el Plan de Expansión de la Generación, poniendo especial atención a los proyectos Mazar, Sopladora, Toachi-Pilatón y Coca Codo Sinclair.

Dadas las nuevas condiciones de oferta de generación, el Plan Maestro de Electri cación incluye el reforzamiento del Sistema Nacional de Transmisión a nivel de 138 y 230 kV, así como la incorporación de un sistema de 500 kV que enlace los principales centros de carga con los nuevos grandes proyectos de generación. Esta infraestructura hará posible que el País siga reforzando su integración eléctrica con los demás de la Comunidad Andina y con otros Países de Latinoamérica, que se maneje bajo los principios de cooperación regional.

Se debe seguir impulsando el Plan de Control y Reducción de Pérdidas, cuya implementación permitirá que en el período que abarca el Plan Maestro, disminuyan signi cativamente las pérdidas de energía, situación que repercutirá en la salud nanciera del sector eléctrico en general.

Es necesario consolidar la institucionalidad, el modelo de gestión y el nanciamiento de la inversión, de nidos en el Mandato Constituyente No. 15, para que permita el desarrollo de los proyectos de generación, transmisión y distribución.

El Plan Maestro de Electri cación 2009-2020 recoge las políticas establecidas por el Gobierno Nacional y recomienda los mecanismos para su implementación.

En el presente Plan Maestro de Electri cación se incorpora la variable importante como es la prevención de Riesgos Naturales en la infraestructura eléctrica.

A la fecha se dispone de pocos estudios para este campo, razón por la cual es urgente que se prepare y emita la normativa legal necesaria, se ubiquen los recursos económicos y se capacite al capital humano para que realicen estudios de evaluación física, social y ambiental para las diferentes amenazas de la infraestructura en el sector eléctrico, que permita establecer el costo – bene cio, respecto a las acciones preventivas frente a la atención de desastres (manejo, rehabilitación y reconstrucción).

Plan Maestro de Electrificacion

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