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3. SITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL
3.1. DATOS GENERALES
A más de los datos geográficos, poblacionales y económicos mencionados al inicio del capítulo 2, conviene indicar lo siguiente:
Se estima que a fines del año 2000, el 81 % de la población disponía de servicio de energía eléctrica, es decir unos 10 243 336 habitantes.
El índice de cobertura de las viviendas que tienen servicio de energía eléctrica en el ámbito urbano se estimaba en 96 % y en el sector rural el 55 %. Solo con los resultados del Censo Nacional de Población y Vivienda, de noviembre de 2001 se podrían tener datos más confiables a fines del 2002.
La distribución y comercialización de la energía eléctrica se realiza por medio de 20 empresas (Anexo: Gráfico 2). De estas empresas, una de ellas, la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. -EMELEC- es totalmente privada y atiende básicamente a la ciudad de Guayaquil, que representa alrededor del 29 % de la energía total facturada en el país.
Respecto de esta empresa, en el año 2000 el CONELEC declaró terminada en forma definitiva la operación que venía desarrollando y en el 2001 contrató una firma para asesorar en la valoración de activos y en la selección de la nueva concesionaria que prestará el servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica en el área de Guayaquil.
Para la operación del servicio eléctrico en el área de la citada empresa, el CONELEC designó según la ley un Administrador Temporal, que está trabajando en coordinación con el representante legal de la compañía.
Las demás empresas están constituidas como sociedades anónimas, siendo los accionistas: el Fondo de Solidaridad, muchos Municipios, los Consejos Provinciales y otras Entidades Públicas. En algunas de estas empresas existen accionistas particulares. En la mayoría de estas empresas de distribución, el principal accionista es el Fondo de Solidaridad.
En el año 2000, la demanda máxima del Sistema Nacional Interconectado (sin considerar los sistemas no incorporados), en bornes de generación, ocurrió el jueves 14 de diciembre y fue de 1 955 MW. (La demanda máxima preliminar del 2001, sujeta a confirmación, ha sido 2 005 MW). En las subestaciones de entrega a las empresas distribuidoras, esta demanda máxima fue de 1 863 MW. Las pérdidas de potencia en el sistema de transmisión y los consumos propios de las plantas generadoras, suman 92 MW que representan el 4,7 %.
La energía bruta producida en el 2000, también medida en bornes de generación (S.N.I. + No Incorporados) , fue de 10 612 GWh. La energía generada en el SNI en el 2001, sujeta a confirmación, ha sido 10 860 GWh. Con excepción de enero, la demanda bruta de energía eléctrica fue superior, respectivamente, a los mismos meses de 1999. La energía en las subestaciones o barras de entrega a las empresas distribuidoras, fue de 10 099 GWh; por lo tanto, las pérdidas de energía por transporte, más los consumos propios de las centrales suman 513 GWh, equivalente al 4,8 %.
En el Anexo 3.01, se indican las cifras correspondientes a la energía generada, autoconsumo y pérdidas en transmisión y distribución al nivel nacional, es decir, S.N.I. más los Sistemas No Incorporados, a partir de 1992. Las pérdidas en distribución se han mantenido en niveles muy altos, con una tendencia de incremento durante el año 2000, alcanzando al 21,99 % frente a un 20,92 % que se obtuvo en 1999.
La estructura del consumo de energía eléctrica al nivel nacional, durante el 2000, fue de 35,4 % para el sector residencial; 17,2 % para el comercial; 27,8 % para el sector industrial; 7,9 % para el alumbrado público; y, 11,7 % para otros suministros. Los datos de consumo correspondientes a las empresas distribuidoras, en los últimos 4 años, se detallan en el Anexo 3.02.
Al total de abonados se les ha facturado en el 2000, 7 889 GWh, por lo cual, el consumo promedio mensual por abonado, se ubica en 273 kWh. Los abonados residenciales tuvieron un consumo promedio unitario de 111 kWh / mes, los comerciales 472 kWh / mes, los industriales 6 214 kWh / mes.
Según las Estadísticas del sector eléctrico del país correspondientes al 2000, elaboradas y publicadas por el CONELEC, existieron 2 404 952 abonados como promedio anual; sin la información del sistema de distribución Tena, el cual forma parte del área de concesión de la empresa Ambato. Un resumen del Anexo 3.03 se indica en el cuadro siguiente:
GRUPO ABONADOS PORCENTAJEResidencial 2 101 967 87,4Comercial 9 991 10,0Industrial 29 454 1,2Al. Público 295 0,01Otros 33 246 1,4TOTAL 2 404 952 100,0
Los abonados correspondientes a las empresas del Sistema Nacional Interconectado representaron alrededor del 99 % del total nacional y el resto aquellos de los sistemas no incorporados (Sucumbíos, Galápagos y Otros sistemas menores).
El consumo facturado anual por habitante alcanza a 624 kWh, cifra que ubica al Ecuador entre los de menor consumo por habitante de América Latina, lo que refleja el bajo grado de industrialización del país.
3.2. GENERACIÓN
A mediados del 2000 se iniciaron las pruebas experimentales de la unidad en la Central “El Carmen” de la Empresa Municipal de Agua Potable y Alcantarillado de Quito, EMAAP-Q. La operación de esta central con su capacidad de 8,2 MW, constituye un aporte del orden de 64 GWh / año a la producción de energía hidroeléctrica. Se ha legalizado ya el contrato de permiso de esta central y se espera suscribir cuanto antes el de la denominada Recuperadora-Papallacta, de la misma empresa, que opera desde hace varios años.
En el Anexo 3.04, se presenta el parque generador disponible en el ámbito nacional, actualizado a diciembre de 2001, descontando las unidades de Ecuapower, que se retiraron en febrero de 2001. Según estos cuadros, la potencia instalada alcanza los 3 860 MW, en tanto que la capacidad efectiva es de 3 247 MW, de los cuales un 53 %, es decir, 1 734 MW constituye la potencia de generación hidroeléctrica efectiva en el país, incluyendo autogeneración y generación no incorporada al S.N.I.
El Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) cuenta a inicios del año 2002 con una potencia de generación instalada nominal, para servicio público (sin autogeneradores), de 3 159 MW, siendo la potencia efectiva de 2 851 MW.
En los sistemas no incorporados de servicio público, se disponía de 40,1 MW como potencia de generación nominal, que podían dar efectivamente 27,8 MW.
Los auto generadores que se autoabastecen parcial o totalmente, relacionados o no con el S.N.I. suman aproximadamente 368 MW de potencia efectiva.
El Anexo 3.05 detalla en varios cuadros las características principales de las unidades de generación eléctrica, de las empresas generadoras y distribuidoras incorporadas al S.N.I.; así como las centrales de autogeneración; en tanto que, el Anexo 3.06 desglosa las unidades de servicio público, de los sistemas no incorporados.
El siguiente cuadro resume la potencia de generación existente en el país:
POTENCIA NOMINAL (MW)
MW NOM / TOTAL
(%)
CAPACIDAD EFECTIVA (MW)
MW EFECT / TOTAL
Hidro Termo Total Hidro Termo Total (%)
S N.I. 1 704,4 1 455,0 3 159,4 81,8% 1 691,5 1 159,8 2 851,3 87,8%
No Incorpor. 2,4 37,7 40,1 1,0% 1,8 26,0 27,8 0,9%Autogeneradores 41,7 618,8 660,5 17,1% 40,5 327,0 367,5 11,3%
Total MW 1 748,6 2 111,5 3 860,0 100,0% 1 733,9 1 512,8 3 246,6 100,0%
Como capacidad de abastecimiento adicional, se puede disponer de 40 MW nominales (24 efectivos) mediante la línea de interconexión en 138 kV que conecta el sistema de la Empresa Eléctrica Norte con el sistema eléctrico colombiano, pero que no puede operar en sincronismo.
En cuanto a la generación termoeléctrica existente para servicio público (S.N.I. + No Incorporados), su disponibilidad es variable por los períodos de vida útil de los equipos, adicionalmente, la potencia efectiva es igualmente diversa. La composición de esta generación es la siguiente:
Tipo de Central Nominal (kW) Efectiva (kW)
Térmica Gas (Opera con diesel) 671 080 495 800Térmica MCI 347 129 249 962Térmica Vapor 474 500 440 000Total Termoeléctrica 1 492 709 1 185 762
La casi totalidad de los motores de combustión interna (MCI) tienen más de 20 años de instalación, razón por la cual sus rendimientos y factores de planta son bajos y deberán salir de servicio en forma progresiva durante los próximos 3 años, desplazadas en el mercado por la incorporación de unidades de generación más eficientes o por obsolescencia. En el Anexo 3.07, se presenta los cuadros con la energía que las plantas del S.N.I. pueden producir en forma mensual, para escenarios de hidrología media y seca, respectivamente, según se describe más adelante. Conviene aclarar que en estos cuadros no se incluyen las plantas eléctricas de uso particular o autogeneradores.
Como se puede observar en el resumen del Anexo 3.07 (Cuadro 1 de 4), la energía disponible en el país, al nivel del S.N.I., en escenario de hidrología seca, es de 12 118 GWh, valor que equivale al 85,3 % de la energía disponible en el escenario de hidrología media (14 200 GWh). La disponibilidad de la energía de las centrales termoeléctricas irá decreciendo por sus características operacionales.
La generación bruta en el 2000, en bornes de generación del S.N.I., alcanzó los 10 521 GWh, de los cuales 7 595 GWh (72,1 %) fueron producidos por las plantas hidroeléctricas. Las condiciones hidrológicas han sido favorables y a pesar de no tener tantos caudales como el año anterior, la producción hidroeléctrica ha sido un 6,2 % más que en 1999, año en el que se generaron 7 151 GWh. El crecimiento de la demanda en el 2000 fue 2,7 % en la energía bruta con respecto a 1999. Aún no se tienen datos finales del año 2001.
La generación termoeléctrica bruta durante el 2000 fue de 2 926 GWh (28 % del total). No se cuenta con información sobre la producción de auto-generadores.
En cuanto a la energía mensual disponible, esta se indica en los cuadros del Anexo 3.07 y es referida a los siguientes escenarios de disponibilidad:
Hidrología Media, 50 % de probabilidad de ocurrencia anual o mayor,
Hidrología Seca, 90 % de probabilidad de ocurrencia o mayor, en función de los caudales mensuales aportados y la capacidad del reservorio.
Esta disponibilidad se puede apreciar en el gráfico siguiente:
Las plantas hidráulicas mayores se encuentran ubicadas en la vertiente amazónica, donde la época lluviosa ocurre generalmente de abril a septiembre y el período seco de octubre a marzo. Por esta razón, los mantenimientos de las plantas térmicas, preferentemente se los programa para la estación lluviosa y los de las unidades hidráulicas para la estación seca.
El 90% de la capacidad existente en centrales hidroeléctricas está constituida principalmente por las cuatro grandes centrales del Sistema Nacional Interconectado: Paute (1075 MW) que es la mayor de todas, seguida por Marcel Laniado (213 MW), Agoyán (156 MW) y Pisayambo - Pucará (74 MW).
La capacidad del embalse Amaluza de la central Paute (81,5 GWh), hace que sea considerada de regulación semanal. Esta limitación provoca dificultades en el abastecimiento eléctrico en época de estiaje ya que su producción se reduce notablemente. La central Agoyán prácticamente no tiene regulación y la central Pisayambo - Pucará (88,5 GWh) no tiene un embalse de importancia, dada la limitada capacidad instalada. Con la central Marcel Laniado se puede operar mejor los otros embalses, ya que afirma energía secundaria de las centrales con embalse y, por estar ubicada en el occidente del país, tiene un régimen hidrológico complementario al de las otras tres centrales principales, situadas en la vertiente oriental o amazónica.
En los cuadros del Anexo 3.08, se indican los caudales afluentes medios mensuales de las cuatro centrales hidroeléctricas más importantes del SNI.
DISPONIBILIDAD MENSUAL DE ENERGÍA - SITUACIÓN ACTUAL
800
1000
1200
1400
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GWhHidrología mediaHidrología seca
En el siguiente cuadro, se presenta la composición mensual de la energía expresada en porcentaje del total anual de cada central, para hidrología media.
Se puede observar que el período crítico de Marcel Laniado se inicia en junio y termina en octubre, período en el cual en el sistema eléctrico ecuatoriano la demanda no es la más alta. En cambio, el período crítico de las otras 3 centrales está comprendido entre los meses de noviembre a marzo, en el cual se encuentra el período de máxima demanda del sistema eléctrico ecuatoriano.
La operación del Mercado Eléctrico Mayorista, se está efectuando de acuerdo con lo establecido en los reglamentos correspondientes. Se considera particularmente importante mencionar en este Plan, los costos variables de producción establecidos por el CENACE en su Plan de Operación del MEM para el período Enero-Diciembre 2001. En el Anexo 3.09 se tienen los costos variables de producción para los grupos de generación para las condiciones de fines del 2000, ordenados de menor a menor, según los siguientes precios de combustible.
PERÍODO
FUEL OIL No. 4(US Dólares / galón)
DIESEL 2(US Dólares / galón)
Enero – Diciembre 2001 0,533427 0,942980
Adicionalmente, en el anexo mencionado, se indican otras características operativas relevantes del actual parque de generación del S.N.I., como datos indicativos que permiten efectuar análisis técnico – económicos de proyectos de generación.
Las principales características de los trasformadores de elevación de las subestaciones iguales o mayores a 10 MVA, acopladas a las centrales que forman parte del S.N.I., se indican en el Anexo 3.10.
DISTRIBUCION MENSUAL DE LA ENERGÍA DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MÁS GRANDES. (%)
Mes Agoyán M. Laniado Paute PisayamboEnero 7,0 13,3 4,8 6,5Febrero 6,8 10,4 5,4 5,9Marzo 8,8 11,5 7,8 4,1Abril 9,2 13,6 10,2 3,1Mayo 9,6 12,3 10,5 1,2Junio 9,6 7,6 11,7 1,2Julio 10,0 4,5 12,2 5,0Agosto 8,8 3,7 10,8 14,3Septiembre 8,4 3,5 8,3 10,9Octubre 7,6 3,9 7,3 7,8Noviembre 7,4 8,3 5,6 17,0Diciembre 6,8 7,4 5,5 22,9TOTAL 100 100 100 100
3.3. TRANSMISIÓN
El Sistema Nacional de Transmisión –SNT- se encuentra conformado por un anillo a 230 kV, con líneas de doble circuito que unen las subestaciones de Paute, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Sto. Domingo, Sta. Rosa (Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba. Vincula fundamentalmente el principal centro de generación del país (Paute), con los dos grandes centros de consumo: Guayaquil y Quito. Además, se dispone de una línea adicional de 230 kV, doble circuito, entre Paute, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil), la misma que, junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones, excepto por voltajes, la generación disponible de la central hidroeléctrica Paute.
Del anillo troncal de transmisión de 230 kV, se derivan líneas radiales de 138 y 69 kV, para enlazar los principales centros de generación y de consumo del país, excepto algunas zonas del oriente y las islas Galápagos, que operan como sistemas aislados.
La configuración actual del SNT más las principales centrales generadoras, se presenta en el Anexo Gráfico 3. Las principales características de las líneas de transmisión y de los transformadores de las subestaciones principales del sistema de transmisión, se indican en los Anexos 3.11 y 3.12.
A diciembre de 2000 el sistema de transmisión, estaba conformado por: 1 041 km de líneas de 230 kV, 1 360 km aislados para 138 kV; y, 2 464 MVA de capacidad OA en transformadores de reducción, de los cuales unos 1 595 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, son de entrega para distribución. En el 2001 ha habido pequeños cambios que constará en las estadísticas que se publican en el primer semestre del año siguiente.
Casi en su totalidad, las líneas de 230 kV y las de 138 kV, han sido construidas en torres de acero galvanizado y conductores ACSR.
La configuración predominante en las subestaciones de 230 kV, es la de doble barra y un disyuntor; en cambio, en 138 kV predomina el esquema de barra principal y transferencia, con algunas excepciones, donde existe doble barra y un disyuntor. El equipamiento de las subestaciones del SNT es de tipo convencional, excepto el de la S/E Policentro y los patios de maniobra de las centrales Paute, Agoyán y Trinitaria, que son de tipo compacto en SF6.
Además de las líneas de TRANSELECTRIC indicadas en el Anexo 3.11, existen líneas de 138 kV como la Sta. Rosa - Selva Alegre - S/E 19 – Pomasqui, que es de propiedad de la Empresa Eléctrica Quito; la línea Papallacta – El Carmen - Sta. Rosa, que pertenece a la Empresa Municipal de Agua Potable de Quito (EMAAP-Q); y la línea Baños – Puyo, que opera a 69 kV, de propiedad de la Empresa Eléctrica Ambato.
Las líneas de TRANSELECTRIC Puyo – Tena y Cuenca – Limón (Plan de Milagro), son aisladas para 138 kV pero operan a 69 kV.
Desde hace algunos años y aún a fines del 2000, el Sistema de Transmisión se encontraba operando en condiciones críticas debido principalmente a:
Retraso en las actividades de mantenimiento que requiere el sistema;
Demora en la ejecución de las obras programadas;
Limitaciones financieras de la empresa de transmisión, Transelectric S.A.; y,
Restricciones en el Sistema que han obligado a soluciones emergentes, las cuales están afectando la calidad del servicio;
Esto ha ocasionado sobrecargas y fallas en transformadores importantes del sistema, además de condiciones de inseguridad, disminución de los niveles de confiabilidad, bajos voltajes, generación forzada y pérdidas excesivas en algunos de sus elementos.
Las principales restricciones y modificaciones provisionales y emergentes en el Sistema Nacional de Transmisión, se mencionan enseguida:
- Operación a 138 kV de uno de los dos circuitos de la línea de 230 kV Milagro - Pascuales, para controlar la sobrecarga de los transformadores 230 / 69 kV y 69 / 138 kV de la subestación Milagro. Este cambio permite servir la carga de la Empresa Los Ríos desde Pascuales.
- Sobrecarga del transformador 138 / 69 kV, 150 MVA, de la subestación Salitral, tanto en condiciones de alta disponibilidad hídrica en la Central Paute, como en condiciones de estiaje en la mencionada central, al no poder evacuar la generación térmica ubicada en la ciudad de Guayaquil
- Sobrecarga del transformador 138 / 46 kV de la subestación Santa Rosa. Esta restricción fue parcialmente superada instalando la subestación móvil de reserva 138 / 69 / 46 kV y por la redistribución de la carga efectuada por la Empresa Eléctrica Quito. Posteriormente se ha instalado un transformador nuevo según convenio con la mencionada empresa para la adquisición e instalación de este equipo.
- Deficiente regulación de voltaje en las áreas de Manabí, debido al estado de carga de la línea de transmisión Quevedo – Daule Peripa – Portoviejo de 138 kV, razón por la cual se requiere recurrir a generación térmica local. La situación puede ser aún más crítica cuando la central Marcel Laniado deba estar fuera de operación.
- La línea de transmisión Santo Domingo – Quevedo de 230 kV, doble circuito, estaba operando únicamente con un circuito, por cuanto la posición
de línea en la subestación Santo Domingo era ocupada por la empresa Ecuapower. Por esta circunstancia el anillo de 230 kV del Sistema Nacional de Transmisión no estaba operando en forma completa de acuerdo a su diseño, situación que le restaba confiabilidad. Esta condición fue superada en febrero del 2001, pues se retiró Ecuapower.
3.3.1. Voltajes en el Sistema de transmisión
Según las regulaciones del CONELEC, es responsabilidad del transmisor mantener los voltajes nominales en las barras de entrega, con variaciones no mayores de 5% para 230 y 138 kV; y, de 3% para 69, 46 y 34,5 kV.
De los registros de operación proporcionados por el CENACE y Transelectric, se advierte que es en el período lluvioso, en las horas de máxima demanda, cuando se presentan los más bajos voltajes en algunas subestaciones del sistema. Esto se debe a que en esta época, el sistema de transmisión se encuentra más cargado, ya que la central hidroeléctrica Paute produce mayor potencia y energía, que se transporta a los centros de consumo y las centrales térmicas ubicadas junto a ellos, generan en menor proporción.
Se han registrado varios períodos con voltajes menores o iguales al 95 % del nominal en las barras de entrega a los sistemas de distribución, referidos a niveles de 34,5, 46 y 69 kV. Esta condición desfavorable para la calidad del suministro, es el resultado de las limitaciones técnicas en las cuales ha operado el SNT (Anexo 3.13).
Adicionalmente, considerando los LTC y las posiciones de las derivaciones de los transformadores, los voltajes en por unidad en las barras de recepción pueden ser aún menores a los de las barras de entrega.
El sistema de transmisión dispone de bancos de condensadores, en los terciarios de los transformadores de las siguientes subestaciones, que totalizaban 54 MVAR, según se indica a continuación: Milagro 18, Machala 12, Policentro 12 e Ibarra 12 MVAR.
También para controlar los altos voltajes que se producen en condiciones de mínima demanda, el sistema contaba con 90 MVAR en bancos de reactores en derivación (Shunt), instalados en los terciarios de los transformadores (13,8 kV), de las siguientes subestaciones del anillo de transmisión de 230 kV:
Subestación MVAR Subestación MVAR Paute 20 Sta. Rosa 20Pascuales 20 Totoras 10Sto. Domingo 10 Riobamba 10
3.3.2. Estado de cargabilidad de las Subestaciones de Transmisión
En el Anexo 3.13 se presenta también el estado de cargabilidad de los transformadores del SNT a diciembre de 2000. Se observa que algunos equipos se encontraban cerca de su capacidad nominal (OA) y, en algunos casos, las sobrepasaban. Los más cargados eran:
Transformador Relación kV Capacidad (MVA) Carga (%) Totoras 230 /138 60/80/100 129Ibarra 138 / 69 20/26/33 113Milagro 230 / 69 150 111Pascuales 230 / 138 225/300/375 104
3.4. DISTRIBUCIÓN
Existen en el país 20 Empresas Eléctricas que se dedican a la distribución; 19 de las cuales están conformadas como Sociedades Anónimas, con participación casi exclusiva de accionistas del sector público; y, una, EMELEC Inc., que es de propiedad privada y actualmente está en proceso de valoración y trámite de licitación para concesión a una nueva empresa.
La Empresa Eléctrica Sucumbíos S.A., maneja un sistema de distribución aislado (no incorporado al S.N.I.), que no tiene conexión con el Sistema Nacional de Transmisión. Según el Plan de Expansión del Sistema Nacional de Transmisión, este sistema aislado se incorporaría al S.N.I. en el 2004, mediante la línea Tena – Coca de 138 kV. Esa empresa maneja además, varios sistemas aislados en Putumayo, Nuevo Rocafuerte, etc.
Por otra parte, la Empresa Eléctrica Azogues C.A., opera un sistema de distribución enlazado al SNT por medio de líneas y subestaciones de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur S. A..
En febrero de 1999 se conformó la empresa eléctrica Provincial Galápagos, para atender con el servicio eléctrico a 4 islas habitadas de la provincia insular del mismo nombre.
En ciertos sectores de las provincias orientales existen pequeños sistemas menores o no incorporados que están dentro del área de concesión de algunas empresas distribuidoras; por lo que, esos sistemas deben formar parte de las respectivas empresas.
Algunas Empresas Distribuidoras operan también sistemas no incorporados; por ejemplo: E.E. El Oro en el Archipiélago de Jambelí, E.E. Guayas - Los Ríos en la Isla Puná, E.E. Sur en Zamora Chinchipe, E.E. Quito en Oyacachi, E.E. Centro Sur en Santiago y E.E. Esmeraldas en la zona norte.
Las empresas filiales de Petroecuador y las compañías petroleras que trabajan especialmente en el nor-oriente, disponen de sistemas de generación y distribución independientes. En especial la filial Petroproducción cuenta con un importante sistema con líneas de subtransmisión a 34,5 kV, aislado en parte para 69 kV; y, líneas de 13,8 kV.
Los datos más importantes correspondientes al año 2000, de las 20 Empresas de distribución, se resumen en el Anexo 3.14, en relación con: Provincias a las que sirven total o parcialmente (con signo %), área de concesión, subestaciones del SNT a las que se conectan, número de abonados, longitud de redes primarias, demanda máxima de potencia, factor de carga, energía disponible, energía facturada y pérdidas porcentuales de energía.
A su vez, en el Anexo 3.15 se visualizan en porcentaje, las energías facturadas por cada una de las Empresas, representando EMELEC y la Empresa Eléctrica Quito, el 28,7 y el 25,2 %, respectivamente.
Los problemas más críticos en la mayoría de las empresas de distribución son:
Falta de información actualizada y confiable sobre las redes eléctricas, los usuarios que reciben energía de las mismas (usuarios registrados y no registrados) y sobre las curvas de demanda en cada elemento del sistema.
Excesivas pérdidas de potencia y energía eléctricas.
Ampliaciones sin la suficiente planificación y optimización técnico - económica.
Falta de cumplimiento con la disposición de escindir su generación.
Características técnicas inadecuadas de equipos y redes.
Protecciones de sobrecorriente y sobrevoltaje sin coordinación.
Como consecuencia de lo anterior, se tienen altas pérdidas de energía, mínima confiabilidad de suministro a los clientes, voltajes bajos y variables en muchos puntos del sistema, sobredimensionamientos y en otros casos sobrecargas en conductores y transformadores.
Vale anotar que los datos estadísticos del año 2001 estarán disponibles una vez que las empresas eléctricas generadoras, transmisora y distribuidoras, reporten al CONELEC en los formularios normalizados, los datos revisados de todos los meses del referido año; con lo cual en el primer semestre del año siguiente se puede contar con la información consolidada.
EMPRESA AÑO RESI-
DENCIAL COMER-
CIAL INDUS-TRIAL
ALUMB. PÚBLICO
OTROS TOTAL
1997 102 897 29 714 44 298 18 474 22 396 217 7791998 115 264 33 751 49 682 20 778 23 582 243 0571999 95 548 29 042 47 776 19 822 19 811 211 9992000 92 484 29 001 54 892 20 649 37 519 234 5461997 16 815 2 932 13 018 3 414 1 102 37 2821998 18 351 3 531 9 623 3 579 1 250 36 3331999 15 690 3 497 12 291 3 546 1 157 36 1822000 15 665 3 480 12 867 3 683 1 141 36 8361997 20 329 3 720 488 7 211 2 140 33 8871998 23 123 3 563 521 7 211 3 254 37 6711999 18 815 3 712 537 7 120 2 757 32 9422000 18 862 3 972 619 7 211 4 246 34 9111997 176 921 41 307 137 463 29 337 16 862 401 8911998 191 071 45 108 135 916 30 467 19 491 422 0531999 160 374 42 640 137 987 28 805 19 762 389 5682000 183 241 48 622 161 622 32 429 24 743 450 6561997 45 713 7 690 60 411 8 314 12 279 134 4061998 51 797 8 720 66 752 9 143 13 452 149 8631999 44 316 8 122 67 222 9 765 12 129 141 5552000 37 648 8 360 74 487 10 602 13 390 144 4871997 155 976 47 270 36 795 28 263 30 262 298 5661998 165 742 53 403 42 100 30 078 28 908 320 2301999 130 142 49 726 42 134 30 351 30 845 283 1972000 120 092 51 339 44 783 31 608 29 089 276 9111997 856 199 519 652 790 605 66 368 182 897 2 415 7211998 856 472 598 542 714 231 66 839 182 776 2 418 8591999 722 755 531 433 735 720 74 916 220 703 2 285 5272000 703 599 539 850 674 990 78 366 256 936 2 253 7411997 65 968 18 868 35 986 16 870 23 196 160 8871998 75 014 20 731 50 244 22 353 19 787 188 1291999 59 814 21 762 23 597 21 986 45 060 172 2212000 58 354 21 523 28 423 22 919 59 611 190 8301997 4 849 2 840 203 290 1 839 10 0211998 5 501 3 143 124 290 2 222 11 2801999 5 131 3 183 143 1 021 2 408 11 8852000 5 636 3 554 170 1 056 2 449 12 8661997 194 834 47 344 97 635 32 399 175 086 547 2981998 208 360 55 399 106 981 31 879 176 213 578 8311999 171 034 50 445 109 554 34 220 172 339 537 5912000 148 644 49 235 100 587 33 671 173 441 505 5791997 63 127 17 231 29 021 9 206 15 513 134 0971998 73 503 19 324 26 340 10 848 16 290 146 3051999 70 625 20 541 34 119 10 848 11 005 147 1392000 67 800 19 628 34 138 12 375 18 863 152 8041997 197 447 51 176 69 818 84 593 62 443 465 4771998 212 377 55 220 79 943 98 562 54 453 500 5551999 169 454 50 756 79 501 100 499 55 569 455 7792000 160 185 58 509 80 217 104 919 64 668 468 4981997 84 510 36 011 63 546 11 148 17 297 212 5131998 89 065 34 276 75 712 12 000 19 556 230 6091999 74 617 33 773 83 893 11 332 19 241 222 8552000 62 313 31 597 103 512 11 642 34 492 243 556
(1) 1997 y 1998 incluye sistema eléctrico Tena
(2) 1999 no incluye sistema Morona
BOLÍVAR
CENTRO SUR (2)
1 de 2
ENERGÍA FACTURADA (MWh) (Clientes finales + Distribuidoras)
AMBATO (1)
AZOGUES
Anexo 3.02
MANABÍ
MILAGRO
COTOPAXI
EL ORO
GUAYAS-LOS RÍOS
LOS RÍOS
EMELEC
ESMERALDAS
GALÁPAGOS
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000ENERGÍA GENERADA BRUTA
(GWh) 7 196 7 411 8 144 8 429 9 679 10 362 10 890 10 332 10 612
(GWh) 134 111 111 146 139 158 181 197 163% 1,9 1,5 1,4 1,7 1,4 1,5 1,7 1,9 1,5
ENERGÍA GENERADA NETA
(GWh) 7 062 7 300 8 033 8 282 9 540 10 203 10 710 10 135 10 449
(GWh) 233 284 349 352 763 422 420 325 350% 3,29 3,89 4,35 4,25 8,00 4,13 3,92 3,21 3,35
ENERGÍA DISPONIBLE S/E DE ENTREGA
(GWh) 6 830 7 017 7 683 7 931 8 777 9 782 10 290 9 810 10 099
(GWh) 1 350 1 480 1 612 1 542 1 715 1 981 2 095 2 053 2 221% 19,77 21,10 20,98 19,45 19,54 20,25 20,36 20,92 21,99
ENERGÍA FACTURADA (CONSUMO)
(GWh) 5 480 5 536 6 071 6 388 7 062 7 801 8 195 7 757 7 878
(GWh) 1 582 1 764 1 962 1 894 2 478 2 402 2 515 2 378 2 571% 22,41 24,17 24,42 22,87 25,98 23,54 23,48 23,46 24,60
GENERACIÓN Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS
- INCLUYE LAS E.E. GALÁPAGOS Y SUCUMBÍOS, QUE SON NO INCORPORADOS
Anexo 3.01
SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DEL PAÍS(SNI Y NO INCORPORADOS) (1)
AUTOCONSUMO GENERACIÓN
PÉRDIDA EN TRANSMISION
PÉRDIDA EN DISTRIBUCIÓN
PÉRDIDA TOTAL
DESCRIPCIÓN
FUENTE: BOLETÍN ESTADÍSTICO DEL CONELEC, CON AJUSTES ÚLTIMOS
- EN LA ENERGÍA FACTURADA 2000 SE HA DISMINUIDO 11 GWh POR UN PROBLEMA DE FACTURACIÓN DE LA E.E. CENTRO SUR
GENERACIÓN Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000
11 000
12 000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
S.N.I. Y NO INCORPORADOS
GWh
-
5
10
15
20
25
30
Año
%
ENERGÍA GENERADA BRUTA
ENERGÍA GENERADA NETA
ENERGÍA DISPONIBLE S/E DE ENTREGA
ENERGÍA FACTURADA (CONSUMO)
PÉRDIDA EN DISTRIBUCIÓN
PERDIDA TOTAL PAIS
EMPRESA AÑO RESI-
DENCIAL COMER-
CIAL INDUS-TRIAL
ALUMB. PÚBLICO
OTROS TOTAL
1997 108 349 23 111 80 507 17 700 14 281 243 9481998 116 263 27 133 79 565 19 400 15 524 257 8851999 105 701 28 179 65 926 20 400 15 066 235 2712000 100 684 28 376 70 949 20 400 14 745 235 1541997 827 703 287 695 452 791 122 920 154 155 1845 2641998 857 390 314 417 520 168 132 728 145 690 1970 3921999 802 327 279 703 501 430 141 674 153 573 1878 7082000 745 850 355 427 599 880 150 899 127 266 1979 3221997 71 421 14 722 38 243 12 418 7 352 144 1561998 77 011 16 590 34 859 16 492 11 512 156 4641999 69 507 16 968 30 119 19 882 8 428 144 9032000 60 413 17 764 44 205 19 383 8 955 150 7191997 93 397 19 684 38 163 17 639 18 619 187 5021998 87 776 18 942 40 463 19 054 14 955 181 1901999 73 999 19 245 57 671 20 317 13 211 184 4422000 66 466 21 457 64 736 21 040 15 559 189 2581997 76 829 32 782 28 813 12 025 8 042 158 4901998 82 764 37 681 29 730 12 008 11 890 174 0731999 73 601 37 934 33 003 12 551 14 118 171 2072000 67 700 38 105 35 029 13 760 11 959 166 5541997 16 191 10 001 3 483 3 048 1 533 34 2551998 18 824 11 703 3 946 3 869 3 291 41 6331999 15 505 11 310 4 006 3 936 4 144 38 9012000 14 262 11 306 4 495 3 769 5 557 39 3911997 68 814 13 508 4 354 14 250 15 708 116 6331998 75 846 15 523 5 241 15 629 15 923 128 1621999 65 359 16 238 4 792 16 885 16 933 120 2072000 64 116 18 087 5 675 18 903 15 528 122 3091997 665 389 21 0 10 1 0851998 852 499 28 0 13 1 393199920001997 3 248 955 1 227 646 2 025 661 515 885 783 010 7 801 1581998 3 402 366 1 377 197 2 072 168 563 207 780 031 8 194 9671999 2 944 312 1 258 208 2 071 423 589 876 838 259 7 702 0792000 2 794 016 1 359 192 2 196 278 619 283 920 157 7 888 9261997 41,6% 15,7% 26,0% 6,6% 10,0% 100%1998 41,5% 16,8% 25,3% 6,9% 9,5% 100%1999 38,2% 16,3% 26,9% 7,7% 10,9% 100%2000 35,4% 17,2% 27,8% 7,9% 11,7% 100%1997 145 460 6 535 280 983 2 244 3021998 145 507 6 390 284 448 2 093 3051999 121 454 6 137 157 552 2 218 2782000 111 472 6 214 174 939 2 306 273
(3) Sin los pequeños sistemas no incorporados que opera en el nororiente
(4) No se dispone de datos de Otros Sistemas pequeños no incorporados
% de Total
kWh/ab/mes
SUCUMBÍOS (3)
SUR
TOTALES
OTROS SISTEMAS
(4)
QUITO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DOMINGO
Anexo 3.02 2 de 2
ENERGÍA FACTURADA (MWh) (Clientes finales y Distribuidoras)
NORTE
EMPRESA AÑO RESI-
DENCIAL COMER-
CIAL INDUS-TRIAL
ALUMB. PÚBLICO
OTROS TOTAL
1997 101 927 13 627 2 402 17 3 240 121 2131998 106 580 13 645 2 642 17 3 441 126 3251999 106 290 12 680 2 759 16 3 142 124 8872000 111 706 13 108 2 987 16 3 183 131 0001997 18 311 1 340 218 2 384 20 2551998 18 929 1 390 246 2 421 20 9881999 19 318 1 433 263 1 420 21 4352000 20 214 1 451 264 1 421 22 3511997 30 706 2 219 111 7 698 33 7411998 31 725 1 960 103 7 1 004 34 7991999 32 341 2 029 104 28 1 025 35 5272000 32 487 2 141 100 7 1 029 35 7641997 157 534 13 682 3 037 2 2 148 176 4031998 164 243 13 950 3 235 2 2 352 183 7821999 163 237 13 435 3 228 12 1 914 181 8262000 179 556 15 019 3 599 16 2 510 200 7001997 55 228 3 458 2 119 1 1 194 62 0001998 57 643 3 533 2 242 1 1 265 64 6841999 59 064 3 579 2 303 1 1 312 66 2592000 60 666 3 668 2 325 1 1 376 68 0361997 95 561 11 136 1 006 17 1 708 109 4281998 99 074 10 788 1 066 28 1 744 112 7001999 102 592 11 510 1 156 26 1 817 117 1012000 110 133 12 731 1 267 32 1 967 126 1301997 265 537 46 707 3 318 1 1 086 316 6491998 271 162 47 108 3 236 1 858 322 3651999 278 948 46 696 3 186 45 1 301 330 1762000 283 521 47 607 3 165 42 1 341 335 6761997 41 645 4 680 368 6 904 47 6031998 42 497 4 719 402 6 945 48 5691999 42 311 4 693 414 6 1 003 48 4272000 46 396 4 962 471 6 1 102 52 9371997 2 482 562 69 1 210 3 3241998 2 733 575 67 1 221 3 5971999 2 984 646 80 4 264 3 9782000 3 288 722 100 4 271 4 3851997 108 163 8 535 596 31 1 439 118 7641998 117 643 8 948 620 31 1 536 128 7781999 122 380 9 413 623 31 1 596 134 0432000 120 210 9 151 644 27 1 503 131 5351997 43 854 5 211 499 9 889 50 4621998 45 855 5 002 505 9 923 52 2941999 48 251 5 248 515 9 1 089 55 1122000 50 248 5 509 530 9 998 57 2941997 129 380 9 749 397 1 1 875 141 4021998 137 623 9 881 405 1 1 992 149 9021999 146 142 10 063 414 1 2 020 158 6402000 151 623 10 271 408 1 2 119 164 422
(1) 1997 y 1998 incluye sistema eléctrico Tena
(2) 1999 no incluye sistema Morona
COTOPAXI
EL ORO
EMELEC
ESMERALDAS
GUAYAS-LOS RÍOS
LOS RÍOS
MANABÍ
1 de 2Anexo 3.03
NÚMERO DE CONSUMIDORES PROMEDIO ANUAL
GALÁPAGOS
AMBATO (1)
AZOGUES
BOLÍVAR
CENTRO SUR (2)
2 de 2
EMPRESA AÑO RESI-
DENCIAL COMER-
CIAL INDUS-TRIAL
ALUMB. PUBLICO
OTROS TOTAL
1997 63 069 11 162 150 1 974 75 3561998 65 410 11 244 159 1 1 072 77 8861999 67 909 11 346 164 81 1 012 80 5122000 69 688 11 323 179 83 1 237 82 5101997 96 301 8 106 1 885 14 2 344 108 6501998 99 955 8 494 1 996 14 2 372 112 8311999 105 662 9 005 2 246 14 1 939 118 8662000 111 610 9 651 2 247 14 2 062 125 5841997 391 746 51 154 7 475 1 4 071 454 4471998 408 662 53 375 7 872 1 4 519 474 4291999 426 404 56 406 8 367 1 4 894 496 0722000 441 456 58 318 8 789 1 5 133 513 6971997 86 083 8 723 369 2 940 96 1171998 89 018 9 031 382 2 1 031 99 4641999 91 817 9 190 386 2 1 213 102 6082000 93 690 9 293 394 1 1 202 104 5801997 49 500 3 565 308 5 931 54 3091998 50 688 3 370 273 5 917 55 2531999 52 250 3 522 319 5 749 56 8452000 52 671 3 881 350 5 786 57 6931997 51 593 9 239 149 3 950 61 9341998 55 397 9 031 156 3 1 045 65 6321999 59 601 9 270 159 3 1 136 70 1692000 64 219 9 743 170 3 1 214 75 3491997 10 718 2 997 299 6 257 14 2771998 11 897 3 173 307 7 358 15 7421999 13 441 3 425 333 1 463 17 6632000 14 615 3 639 349 1 558 19 1621997 71 722 6 583 1 041 25 2 838 82 2091998 75 545 6 789 1 090 25 3 044 86 4931999 79 110 7 178 1 110 25 3 180 90 6032000 83 973 7 802 1 115 26 3 234 96 1501997 849 186 15 1 1 1 0521998 1 035 227 19 1 1 1 283199920001997 1 871 908 222 622 25 830 153 29 080 2 149 5931998 1 953 312 226 233 27 022 165 31 058 2 237 7891999 2 020 051 230 766 28 129 312 31 488 2 310 7462000 2 101 967 239 991 29 454 295 33 246 2 404 9521997 87,29% 10,11% 1,21% 0,01% 1,39% 100%1998 87,42% 9,99% 1,22% 0,01% 1,36% 100%1999 87,40% 9,98% 1,22% 0,01% 1,38% 100%2000 87,29% 10,11% 1,21% 0,01% 1,39% 100%
(3) Sin los pequeños sistemas no incorporados que opera en el nororiente(4) No se dispone de datos de Otros Sistemas pequeños no incorporados
SUR
OTROS SISTEMAS (4)
% de Total
RIOBAMBA
STA. ELENA
TOTALES
STO. DOMINGO
SUCUMBIOS (3)
Anexo 3.03
NÚMERO DE CONSUMIDORES PROMEDIO ANUAL
NORTE
QUITO
MILAGRO
SistemaTipo de
EmpresaEmpresa / Entidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
Ecuapower (2) 0 0 0 0Elecaustro 38 400 38 400 30 825 22 900 69 225 61 300Electroecuador 188 440 160 000 63 000 57 000 251 440 217 000Electroguayas 132 940 112 000 279 000 258 000 411 940 370 000Electroquil 160 000 160 000 160 000 160 000Energycorp (3) 115 000 0 115 000 0Ex - Inecel 23 400 18 800 7 420 4 548 30 820 23 348Hidroagoyán 156 000 156 000 156 000 156 000Hidronación 213 000 213 000 213 000 213 000Hidropaute 1 075 000 1 075 000 1 075 000 1 075 000Hidropucará (4) 76 000 74 000 76 000 74 000Termoesmeraldas 132 500 125 000 132 500 125 000Termopichincha 51 300 45 000 31 200 29 400 82 500 74 400
1 558 400 1 556 400 671 080 495 800 69 445 56 848 474 500 440 000 2 773 425 2 549 048Ambato 4 176 2 940 10 980 7 700 15 156 10 640Bolívar 1 785 1 550 2 350 1 600 4 135 3 150Centro Sur 560 360 560 360Cotopaxi 11 060 10 000 11 060 10 000El Oro 41 344 34 000 41 344 34 000Esmeraldas 10 500 7 000 10 500 7 000Los Ríos 11 460 11 460 11 460 11 460Manabí 50 600 22 000 50 600 22 000Milagro 15 000 12 000 15 000 12 000Norte 14 600 13 600 2 500 1 600 17 100 15 200Quito 96 896 90 976 43 395 34 300 140 291 125 276Riobamba 14 508 13 300 3 060 2 400 17 568 15 700Sta. Elena 24 070 18 600 24 070 18 600Sto. Domingo (1) 5 000 0 5 000 0Sur 2 400 2 400 19 736 14 500 22 136 16 900
145 985 135 126 0 0 239 995 167 160 0 0 385 980 302 286 40 137 39 235 282 912 79 553 38 852 31 250 361 901 150 038
1 744 522 1 730 761 671 080 495 800 592 352 303 561 513 352 471 250 3 521 306 3 001 372Cotopaxi 1 100 900 1 100 900El Oro 401 295 401 295Esmeraldas 1 361 1 178 1 361 1 178Galápagos 7 887 6 310 7 887 6 310Guayas-Los Ríos 700 700 700 700Norte 298 174 298 174Sucumbíos 400 200 22 550 14 100 22 950 14 300Sur 240 200 240 200Ex - Inecel (6) 405 336 4 791 3 372 5 196 3 708
2 443 1 810 0 0 37 690 25 954 0 0 40 133 27 763 1 600 1 300 70 170 60 900 218 918 148 671 7 910 6 628 298 598 217 499 4 043 3 110 70 170 60 900 256 608 174 624 7 910 6 628 338 731 245 262
1 748 565 1 733 871 741 250 556 700 848 960 478 185 521 262 477 878 3 860 037 3 246 63445% 53% 19% 17% 22% 15% 14% 15% 100% 100%
(8) Las Empresas Eléctricas Distribuidoras deben escindir su generación conectada al S.N.I.(9) Además se puede disponer 40 MW nominales (24 efectivos), conectando parte del sistema de E.E. Norte a Colombia-Según la LRSE, ninguna Empresa debe tener más del 25% del total, excepto Hidropaute, que puede tener, temporalmente hasta el 33 %.
(4) Hidropucará desde feb-2001 es absorvida por Hidroagoyán S.A.(5) La mayoría de los Autogeneradores no pueden trabajar en sincronismo con el S.N.I.(6) Pequeñas centrales del Ex -Inecel están siendo transferidas por el Ministerio de Energía y Minas a las Empresas Eléctricas(7) Principalmente empresas petroleras en el nororiente
RELACIÓN CON TOTALES
(2) Ecuapower se retira del mercado en Feb-2001(3) Energycorp sin permiso de operación desde inicios de 2000
(1) Central Toachi / Sto. Domingo deja de operar a fines del 2000 MCI: Motor de Combustión Interna
Total Nominal
(kW)
Total Efectiva
(kW)
Total GENERADORAS
AUTOGENERADORES (5)
Térmica MCI Térmica Vapor
Total NO INCORPORADO
Total G E N E R A L (9)
NO IN
CORP
ORA
DO A
L S.
N.I.
DISTRI-BUIDORA
Total DISTRIBUIDORAS
AUTOGENERADORES (7)
Anexo 3.04
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAResumen por Empresa o Entidad Dic-2000
Total S.N.I.
Hidráulica Térmica Gas
SIS
TE
MA
NA
CIO
NA
L I
NT
ER
CO
NE
CTA
DO
DISTRI-BUIDORA (8)
Total DISTRIBUIDORAS
GENERA-DORA
1 de 7
Empresa / Entidad
Tipo de Central
Tipo de Combustible Central Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
Sta. Elena 1 - - 1 - - 2 - - 1 4 000 4 0002 4 000 4 0003 8 000 8 0004 8 000 8 0001 1 250 1 2502 1 250 1 2503 1 950 1 9504 1 950 1 9505 4 000 4 0006 4 000 4 0001 4 800 4 0002 4 800 4 0003 4 800 4 0004 4 800 4 0001 1 500 1 0002 1 500 1 0003 1 500 1 0004 2 375 1 3005 2 375 1 3006 2 375 1 3001 40 000 35 0002 34 940 34 0001 20 000 20 0002 20 000 20 0003 20 000 15 0005 20 000 18 0006 20 000 18 000
Guayaquil (G) 1 13 500 0Aníbal Santos (V) 1 33 000 27 000
1 5 000 5 0002 5 000 5 0003 10 000 10 0004 10 000 10 000
Anexo 3.05
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Empresas Eléctricas Generadoras en el SNI (1 de 2)
Diesel
Hidráulica ----
Saucay 1-2
Saymirín 1-2
Saymirín 3-4
Térmica MCI
Diesel
Monay
Electroecuador
Térmica Gas
Alvaro Tinajero
Aníbal Santos (G)
Térmica Vapor
BunkerGuayaquil (V)
Elecaustro
Bunker El Descanso
Ecuapower Térmica Gas DieselSto. Domingo
2 de 7
Empresa / EntidadTipo de Central
Tipo de Combustible Central Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
E.García (Pascuales)
1 102 000 92 000
G. Zevallos (G) 1 30 940 20 0001 73 000 62 5002 73 000 62 500
Trinitaria 1 133 000 133 0001 40 000 40 0002 40 000 40 0003 40 000 40 0004 40 000 40 000
Energycorp Térmica Gas Nafta Barcaza 1 115 000 01 78 000 78 0002 78 000 78 0001 71 000 71 0002 71 000 71 0003 71 000 71 0001 100 000 100 000
10 115 000 115 0002 100 000 100 0003 100 000 100 0004 100 000 100 0005 100 000 100 0006 115 000 115 0007 115 000 115 0008 115 000 115 0009 115 000 115 0001 38 000 37 0002 38 000 37 000
Termoesmeraldas Térmica Vapor Bunker Esmeraldas 1 132 500 125 0001 17 100 15 0002 17 100 15 0003 17 100 15 0001 5 200 4 9002 5 200 4 9003 5 200 4 9004 5 200 4 9005 5 200 4 9006 5 200 4 900
2 742 605 2 525 700
Térmica Gas Diesel
Térmica Vapor Bunker
GuangopoloDiesel
Hidroagoyán Agoyán
Hidronación M. Laniado
Hidropaute Paute Molino
HidropucaráPisayambo (Pucará)
Total general
Térmica Gas
Hidráulica ----
Hidráulica ----
Termopichincha
Térmica Gas Sta. Rosa
Térmica MCI
Hidráulica ----
Diesel
Hidráulica
Anexo 3.05
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Empresas Eléctricas Generadoras en el SNI (2 de 2)
----
G. Zevallos (V)
Electroquil DieselElectroquil 2
Electroquil 3
Electroguayas
3 de 7
Empresa / Entidad
Tipo de Central
Tipo de Combustible Central Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
1 264 02 264 03 528 04 120 01 500 4802 500 4803 500 4804 1 500 1 5001 750 02 750 5003 1 500 1 0004 2 980 2 2001 2 500 2 0002 2 500 2 0001 235 2002 450 4503 1 100 9001 1 575 1 2002 775 400
Coyoctor 1 360 360Sumblid 1 200 0
1 850 4002 850 4001 680 6002 680 6003 1 400 1 4004 1 400 1 4001 2 600 2 6002 2 600 2 6001 4 088 3 8002 4 088 3 8003 5 500 4 6004 5 500 4 3001 2 144 1 5002 2 144 1 5003 2 144 2 0004 2 500 2 0005 2 500 2 0006 4 088 3 0007 4 088 3 5008 2 560 2 000
Térmica MCI
Anexo 3.05
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras en el SNI (1 de 4) Dic-2000
Hidráulica ----Centro Sur
Chimbo
Guaranda
Ambato
Hidráulica
El Estado
Illuchi 1
Illuchi 2
El Oro
BunkerColin Lockett (El Cambio)
DieselMachala
Hidráulica ----Cotopaxi
BolívarHidráulica ----
Térmica MCI Diesel
----
Miraflores
Península
Térmica MCI DieselEl Batán
Lligua
4 de 7
Empresa / Entidad
Tipo de Central
Tipo de Combustible Central Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
Térmica MCI La Propicia 3 4 000 3 5004 4 000 3 500
Diesel La Propicia 1 2 500 01 7 750 6 2002 7 900 6 4003 7 750 6 200
Térmica MCI 1 1 140 6002 2 500 1 5003 1 140 6001 1 320 9242 1 320 924
Térmica MCI 1 2 865 2 8652 2 865 2 8653 2 865 2 8654 2 865 2 8651 3 400 02 3 400 03 3 400 2 0004 3 400 0
10 2 500 2 00011 6 000 012 6 000 013 2 500 2 00014 2 500 2 00015 2 500 2 00016 2 500 2 00018 2 500 2 00022 2 500 2 0007 2 500 2 0008 2 500 2 0009 2 500 2 0003 2 500 2 0004 2 500 2 0005 2 500 2 0006 2 500 2 0007 2 500 2 0008 2 500 2 000
Térmica Gas
Milagro Milagro
Térmica MCI
Térmica MCI
Diesel
Diesel
Diesel
Manabí
Bunker
Miraflores
Los RíosCentro Industrial
Anexo 3.05
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras en el SNI (2 de 4) Dic-2000
Diesel
Grupos Mexicanos
Macas
Tena
EsmeraldasBunker
Ex - Inecel
5 de 7
Empresa / Entidad
Tipo de Central
Tipo de Combustible Central Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
1 4 000 4 0002 4 000 4 0001 200 1802 200 1801 200 1802 200 1801 200 1802 200 01 400 4002 400 4003 400 4001 200 02 200 0
Otavalo 2 1 400 400San Gabriel 1 400 200San Miguel de Car 1 3 000 2 900
Térmica MCI Diesel San Francisco 1 2 500 1 6001 10 000 10 0002 10 000 10 0003 10 000 10 0004 10 000 10 0001 1 700 1 7002 1 700 1 7003 2 000 1 5004 2 000 1 5005 2 000 1 5006 11 520 7 1001 888 8882 888 8881 14 850 14 8502 14 850 14 8501 2 250 2 2502 2 250 2 2501 5 720 5 3002 5 720 5 0003 5 720 04 5 720 5 3005 5 720 5 3006 5 720 5 30011 3 025 2 70012 3 025 2 70013 3 025 2 700
Anexo 3.05
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras en el SNI (3 de 4) Dic-2000
Pasochoa
G. Hernández
Diesel Luluncoto
Cumbayá
Guangopolo
Los Chillos
Nayón
Térmica MCI
Bunker
NorteHidráulica ----
----
Quito
Hidráulica
La Playa
Otavalo 1
Ambi
Atuntaqui
Cotacachi
Espejo
6 de 7
Empresa / Entidad
Tipo de Central
Tipo de Combustible Central Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
1 2 624 2 5002 2 624 2 5003 2 624 2 5004 2 624 2 500
Cordovez 1 700 300Nizag 1 312 300Río Blanco 1 3 000 2 700
Térmica MCI Alausí 1 560 400Riobamba 1 2 500 2 000
Térmica MCI 8 4 440 3 3009 4 440 3 300
Diesel 1 2 500 2 00010 2 500 2 00011 2 500 2 00012 2 500 2 0005 1 150 1 000
Playas 4 1 200 1 000Posorja 5 2 840 2 000
Térmica MCI Diesel 11 2 500 09 2 500 01 600 6002 600 6003 1 200 1 2001 1 280 900
10 2 500 1 8002 1 280 9003 766 5004 1 575 1 0005 1 575 1 1006 2 880 2 3007 2 880 2 5008 2 500 2 0009 2 500 1 500
416 800 325 634
RiobambaHidráulica ----
Alao
Diesel
Catamayo
Sta. Elena
Bunker
La Libertad
Sto. Domingo
Toachi
Anexo 3.05
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras en el SNI (4 de 4) Dic-2000
Total general
Sur
Hidráulica ----C. Mora (San Francisco)
Térmica MCI Diesel
7 de 7
Provincia Tipo de CentralTipo de
Combustible Nominal (kW) Efectiva (kW)
Térmica MCI Diesel 10 709 890Térmica Vapor Bunker 4 952 2 200
Bolívar Térmica MCI Diesel 164 170Cañar Térmica MCI Diesel 4 210 1 380Carchi Térmica MCI Diesel 100 150
Hidráulica ---- 1 600 1 300Bunker 5 262 4 000Diesel 375 480Diesel 7 714 5 676Diesel-Bunker 3 600 3 600
El Oro Térmica MCI Diesel 8 865 0Térmica MCI Diesel 1 369 1 075Térmica Vapor Fuel Oil No.4 30 750 26 500
Galápagos Térmica MCI Diesel 30 30Térmica Gas Gas 5 020 3 900
Bunker 38 912 38 912Diesel 124 423 13 580
Térmica Vapor Bunker 4 000 3 500Hidráulica ---- 3 275 3 275
Bunker 12 510 0Diesel 509 445
Hidráulica ---- 650 600Diesel 1 646 575Gasolina 9 0
Térmica Vapor Bagazo 3 150 2 550Los Ríos Térmica MCI Diesel 12 409 155Manabí Térmica MCI Diesel 14 295 2 530Morona S. Térmica MCI Diesel 20 0
Hidráulica ---- 6 440 6 000Térmica MCI Diesel 20 285 4 200
Diesel 37 000 34 000Gas-Diesel 4 000 3 200Diesel 50 155 19 782Gas 23 160 18 988
Térmica Vapor Diesel 1 735 1 388Diesel 2 746 870Diesel-Crudo 15 900 15 000
Hidráulica ---- 29 772 29 360Bunker 2 000 0Diesel 31 338 3 783
Por determinarTérmica MCI Diesel 1 438 1 438Térmica Gas Gas-Diesel 17 750 14 200
Diesel 47 054 41 278Gas 14 019 11 381Gas-Diesel 27 700 25 900
Térmica Vapor Diesel 2 175 1 740Térmica Gas Diesel 6 400 5 600
Diesel 11 740 8 992Gas 3 445 2 756
Tungurahua Térmica MCI Diesel 3 719 208660 499 367 537
POTENCIA DE GENERACIÓN INSTALADAUnidades de Autogeneradores Dic-2000
Térmica MCI
Térmica MCI
Térmica MCI
Pastaza Térmica MCI
Pichincha
Térmica MCI
Azuay
Anexo 3.05
Napo
OrellanaTérmica MCI
Térmica Gas
Loja Térmica MCI
Guayas Térmica MCI
Imbabura
Total general
Térmica MCI
Sucumbíos Térmica MCI
Chimborazo
Cotopaxi
Esmeraldas
Sucumbíos
1 de 2
Empresa / Entidad Tipo de CentralTipo de
CombustibleCentral Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
1 150 150 2 150 150 1 400 300 2 400 300
Bella Vista 1 105 74 Costa Rica 1 53 37
1 100 77 2 100 77
Pongalillo 1 43 30 Ancón de Sardinas 6 37 26 Palma Real 1 37 26 Pampanal De Bolívar 1 37 26 San Lorenzo 1 1.250 1.100 Archidona 1 55 55 Isimanchi 1 130 91 Molleturo 1 120 120 Oyacachi 1 100 70
1 228 160 2 420 294 3 185 130 4 275 193
Chito 1 50 35 Chontapunta 1 60 60
1 100 70 2 60 42
El Chorro 1 50 35 Loreto 1 920 644 Nuevo Rocafuerte 1 250 175
1 50 35 2 160 112
San Andrés 1 50 35 1 175 123 2 75 53 1 113 79 2 60 42 1 100 70 2 40 28 1 113 79 2 50 35 3 50 35
Zumba 1 1.157 810
Térmica MCI
Térmica MCI
Diesel
Diesel
----
Carmen de Putumayo
Dayuma
Palma Roja
Santiago
Taracoa
Tarapoa
Tiputini
El OroJambelí
Esmeraldas
Ex - Inecel
Hidráulica
Térmica MCI Diesel
Anexo 3.06
UNIDADES GENERADORAS DE SERVICIO PÚBLICOUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras no incorporadas al SNI Dic-2000
Cotopaxi Hidráulica ----Angamarca
Catazacón (Quinzaloma)
2 de 2
Empresa / Entidad Tipo de CentralTipo de
CombustibleCentral Unidad
Nominal (kW)
Efectiva (kW)
1 400 320 2 315 252 1 740 592 2 740 592 3 740 592 4 740 592 5 740 592 1 650 520 2 650 520 3 650 520 4 650 520 1 160 128 2 320 256 3 392 314 1 350 350 2 350 350
Buenos Aires 1 150 70 La Plata 1 148 104
1 200 100 2 200 100 1 2.500 2.000 2 750 - 3 750 - 4 2.500 2.500 1 2.500 1.400 2 2.500 1.800 3 2.500 1.600 4 2.500 1.200 1 750 - 2 650 400 3 1.500 1.000 4 2.500 1.800 5 650 400
Sur Hidráulica ---- Valladolid 1 240 200 40.133 27.763
Térmica MCI Diesel
Hidráulica
Hidráulica
----
----
Galápagos
Floreana
Pto. Ayora
Pto. Baquerizo
Pto. Villamil
DieselTérmica MCI
Lumbaqui
Térmica MCI Diesel
C.Castellanos (Laguna)
Anexo 3.06
UNIDADES GENERADORAS DE SERVICIO PÚBLICOUnidades de Empresas Eléctricas Distribuidoras no incorporadas al SNI Dic-2000
Total general
Guayas-Los Ríos Puná
Norte
SucumbíosJivino
Payamino
Tipo de central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoHidráulica 437,1 454,3 607,1 734,1 744,5 778,5 795,6 724,1 586,4 529,6 474,5 472,6 7 338,4Termoeléctrica 628,8 605,2 592,1 565,8 530,9 512,2 486,2 530,6 544,9 584,8 633,0 647,4 6 861,8
Térmica Gas 256,0 264,5 275,7 261,9 255,4 243,2 246,6 222,0 242,7 266,8 265,7 270,4 3 071,0Térmica MCI 64,7 62,4 69,9 65,3 59,8 60,3 54,8 62,1 63,7 71,5 69,1 68,9 772,5Térmica Vapor 308,1 278,3 246,5 238,5 215,7 208,7 184,9 246,5 238,5 246,5 298,1 308,1 3 018,3
Total S.N.I. 1 065,9 1 059,5 1 199,2 1 299,9 1 275,4 1 290,6 1 281,8 1 254,7 1 131,4 1 114,4 1 107,4 1 120,0 14 200,2
Tipo de central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoHidráulica 297,1 297,8 405,8 532,0 495,2 547,7 693,5 503,1 401,4 398,8 349,0 334,7 5 256,2Termoeléctrica 628,8 605,2 592,1 565,8 530,9 512,2 486,2 530,6 544,9 584,8 633,0 647,4 6 861,8Total S.N.I. 925,9 903,0 997,9 1 097,8 1 026,1 1 059,9 1 179,8 1 033,7 946,3 983,5 981,9 982,1 12 118,0
Tipo de central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Año
Hidráulica 297,1 297,8 405,8 532,0 495,2 547,7 693,5 503,1 401,4 398,8 349,0 334,7 5 256,2
Termoeléctrica 534,6 520,1 516,7 492,9 465,0 448,4 429,7 455,3 472,0 509,4 541,8 553,2 5 939,2
Total S.N.I. 831,7 817,9 922,6 1 024,9 960,2 996,1 1 123,3 958,4 873,4 908,2 890,8 888,0 11 195,4
Tipo de centralHidráulicaTermoeléctrica
Térmica GasTérmica MCITérmica Vapor
Total S.N.I.
ENERGÍA (GWh) CON HIDROLOGÍA SECA (Probabilidad 90% mensual)
1 704,41 455,0
309,4
kW Nom. kW Efec.1 691,51 159,8
224,0
ENERGÍA CON HIDROLOGÍA SECA y SIN CENTRAL TÉRMICA MAYOR (Trinitaria 133 MW)
1 de 4
ENERGÍA DISPONIBLE Y POTENCIA (CAPACIDAD) EN EL SNI
ENERGÍA (GWh) CON HIDROLOGÍA MEDIA ( Probabilidad 50% anual)
CON DISPONIBILIDAD TOTAL DE CENTRALES (Servicio público, No Autogeneradores)
Anexo 3.07
CAPACIDAD DE GENERACIÓN A DIC-00 (MW)
495,8
440,0
671,1
2 851,3 474,5
3 159,4
DISPONIBILIDAD MENSUAL DE ENERGÍA - SITUACIÓN ACTUAL
800
1000
1200
1400
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Hidrología mediaHidrología seca
EMPRESA Central Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoAmbato Miraflores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ambato Península 0,3 0,3 0,8 1,0 1,4 1,4 1,4 0,9 0,8 0,8 0,4 0,4 9,9Bolívar Chimbo 0,4 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,4 0,4 0,6 0,3 6,2Cotopaxi El Estado 0,5 0,4 0,5 0,7 0,3 0,7 0,8 0,8 0,9 0,7 0,7 0,7 7,8Cotopaxi Illuchi 1 1,2 1,1 1,1 1,0 1,1 1,7 1,9 1,3 1,1 1,1 1,0 0,7 14,4Cotopaxi Illuchi 2 0,9 1,3 1,4 1,4 1,5 2,2 2,5 1,7 1,4 1,4 1,3 0,9 17,8Elecaustro Coyoctor 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Elecaustro Saucay 1-2 7,8 7,3 10,3 8,1 9,8 9,8 13,2 9,2 6,9 5,2 8,3 5,1 100,8Elecaustro Saymirín 1-2 1,8 3,1 3,5 2,5 2,8 3,8 2,5 3,4 3,5 4,3 1,7 3,5 36,5Elecaustro Saymirín 3-4 2,2 3,8 4,4 3,2 3,5 4,7 3,2 3,4 3,5 4,3 2,1 4,4 42,8Elecaustro Sumblid 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0EMAAP-Q Papallacta 3,6 3,5 5,2 5,8 8 7,7 6,8 8,4 6,3 4,3 1 1,6 62,2EMAAP-Q El Carmen 5,3 4,8 5,3 5,1 5,3 5,8 5,8 5,8 5,6 5,3 5,1 5,3 64,5HCJB Papallacta 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 7,6Hidroagoyán Agoyán 64,2 62,7 81,2 85,3 88,3 88,35 92,25 81,49 77,52 70,39 68,31 63,09 923,1Hidronación M. Laniado 56,9 44,6 49,5 58,2 52,9 32,7 19,2 15,9 14,9 16,7 35,5 31,9 428,9Hidropaute Molino A-B-C 232,1 264,2 381,4 500,4 511,7 570,4 593,9 527,1 405,5 357,9 272,7 268,7 4 886,0Hidropucará Pisayambo 11,9 10,7 7,5 5,7 2,1 2,2 9,0 26,0 19,8 14,2 30,9 41,7 181,7Norte Ambi 4,0 3,1 3,0 1,1 1,8 1,3 2,1 2,0 3,9 4,6 3,2 2,6 32,7Norte Atuntaqui 0,2 0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,0 0,2 0,2 1,8Norte Cotacachi 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,1 0,0 0,0 2,5Norte Espejo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte La Playa 0,5 0,5 0,5 0,8 0,7 0,7 0,6 0,7 0,5 0,6 0,6 0,6 7,3Norte Otavalo 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte Otavalo 2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 1,8Norte San Gabriel 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,1 0,7Norte S. Miguel Car 0,7 0,7 0,7 1,2 1,4 1,4 1,0 1,0 0,7 0,8 1,3 1,4 12,3Quito Cumbayá 12,9 12,5 14,9 15,4 15,2 12,1 10,3 8,9 8,3 9,8 11,3 11,6 143,1Quito Guangopolo 9,8 9,5 11,3 11,7 11,5 9,2 7,8 6,7 6,3 7,4 8,6 8,8 108,5Quito Los Chillos 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 6,4Quito Nayón 9,6 9,3 11,1 11,5 11,3 9,0 7,7 6,6 6,1 7,2 8,4 8,6 106,2Quito Pasochoa 1,4 1,4 1,7 1,7 1,7 1,4 1,2 1,0 0,9 1,1 1,3 1,3 16,1Riobamba Alao 4,5 4,5 5,7 6,0 5,9 6,0 6,4 6,1 6,4 6,2 5,6 4,9 68,3Riobamba Cordovéz 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4 0,3 0,3 0,3 3,7Riobamba Nizag 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,2 0,2 0,1 0,1 1,7Riobamba Río Blanco 1,3 1,3 1,6 1,7 1,7 1,7 1,8 1,7 1,8 1,7 1,6 1,4 19,3Sur C.Mora (S.Fco) 1,3 1,1 1,5 1,4 1,5 1,5 1,4 1,4 1,5 1,4 1,1 1,2 16,0
437 454 607 734 744 778 796 724 586 530 474 473 7 338TOTAL
Anexo 3.07
HIDROLOGÍA MEDIA (Probab. 50 % anual)ENERGÍA HIDROELÉCTRICA DISPONIBLE (GWh)
CENTRALES (Servicio público al S.N.I.)
2 de 4
EMPRESA CENTRAL Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Año
Ambato Miraflores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ambato Península 0,2 0,2 0,6 0,8 0,9 0,9 0,9 0,6 0,5 0,5 0,3 0,2 6,6Bolívar Chimbo 0,3 0,3 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,3 0,3 0,5 0,3 5,0Cotopaxi El Estado 0,5 0,4 0,5 0,6 0,3 0,6 0,7 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 6,9Cotopaxi Illuchi 1 1,0 0,9 1,0 0,9 1,0 1,5 1,7 1,2 1,0 1,0 0,9 0,6 12,8Cotopaxi Illuchi 2 0,8 1,2 1,2 1,2 1,3 2,0 2,2 1,5 1,2 1,2 1,1 0,8 15,8Elecaustro Coyoctor 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Elecaustro Saucay 1-2 7,9 6,3 9,1 5,7 7,0 7,0 9,4 6,5 4,9 3,7 5,9 3,6 76,8Elecaustro Saymirín 1-2 1,8 2,6 3,1 1,8 2,0 2,7 1,8 2,4 2,5 3,0 1,2 2,5 27,5Elecaustro Saymirín 3-4 2,3 3,3 3,9 2,3 2,5 3,3 2,3 2,4 2,5 3,0 1,5 3,1 32,4Elecaustro Sumblid 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0EMAAP-Q Papallacta 2,5 2,5 3,6 4,1 5,6 5,4 4,8 5,9 4,4 3,0 0,7 1,1 43,5EMAAP-Q El Carmen 3,7 3,4 3,7 3,6 3,7 4,1 4,1 4,1 3,9 3,7 3,6 3,7 45,2HCJB Papallacta 0,5 0,4 0,5 0,4 0,5 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,5 5,3Hidroagoyán Agoyán 50,3 54,0 67,7 70,1 76,3 86,2 90,8 80,2 61,3 58,8 58,3 55,3 809,4Hidronación M. Laniado 38,5 42,3 49,5 52,8 52,9 32,7 19,2 15,9 14,9 16,7 35,5 31,1 401,9Hidropaute Molino A-B-C 139,1 134,1 214,6 338,5 292,3 361,0 511,4 341,3 262,2 233,8 177,3 177,9 3 183,6Hidropucará Pisayambo 7,5 6,8 0,0 1,8 1,5 2,3 7,5 7,4 8,2 32,8 25,2 17,9 118,9Norte Ambi 2,2 2,6 2,5 0,9 1,5 1,1 1,8 1,6 3,2 3,9 2,7 2,2 26,3Norte Atuntaqui 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 1,5Norte Cotacachi 0,2 0,2 0,3 0,2 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,0 0,0 2,1Norte Espejo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte La Playa 0,4 0,4 0,4 0,7 0,6 0,5 0,5 0,6 0,4 0,5 0,5 0,5 6,1Norte Otavalo 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Norte Otavalo 2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,2Norte San Gabriel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4Norte S. Miguel Car 0,6 0,6 0,6 1,0 1,2 1,2 0,9 0,9 0,6 0,7 1,1 1,2 10,3Quito Cumbayá 11,4 10,9 12,9 13,4 13,2 9,7 9,0 7,7 7,2 8,5 9,1 9,2 122,2Quito Guangopolo 8,7 8,3 9,8 10,2 10,0 7,3 6,8 5,8 5,5 6,4 6,9 7,0 92,7Quito Los Chillos 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,4 0,4 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 5,5Quito Nayón 8,5 8,1 9,6 10,0 9,8 7,2 6,7 5,7 5,3 6,3 6,7 6,9 90,8Quito Pasochoa 1,3 1,2 1,5 1,5 1,5 1,1 1,0 0,9 0,8 1,0 1,0 1,0 13,8Riobamba Alao 3,8 3,8 4,8 5,0 4,9 5,0 5,3 5,1 5,4 5,1 4,7 4,1 57,0Riobamba Cordovéz 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,2 0,2 0,2 2,7Riobamba Nizag 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,2Riobamba Río Blanco 1,1 1,1 1,4 1,4 1,4 1,4 1,5 1,4 1,5 1,5 1,3 1,2 16,3Sur C.Mora (S.Fco) 1,0 1,0 1,3 1,2 1,3 1,3 1,2 1,2 1,3 1,2 1,0 1,1 14,4
297 298 406 532 495 548 694 503 401 399 349 335 5 256TOTAL
CENTRALES (Servicio público S.N.I.)
Anexo 3.07
ENERGÍA HIDROELÉCTRICA DISPONIBLE (GWh)HIDROLOGÍA SECA (Probab. 90 % mensual)
3 de 4
EMPRESA CENTRAL Tipo Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic AñoAmbato Batán MCI - - - - - - - - - - - - 0,0Ambato Lligua MCI 0,5 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 5,6Bolívar Guaranda MCI 0,1 0,1 0,1 0,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 1,9El Oro C. Loked (El Cambio) MCI 2,5 2,3 2,5 2,4 2,5 2,4 1,9 1,9 2,4 2,5 2,4 2,5 28,2El Oro Machala MCI 0,8 0,7 0,8 0,7 0,6 0,6 0,8 0,8 0,7 0,8 0,7 0,8 8,8Elecaustro El Descanso MCI 8,6 7,7 8,6 4,1 4,3 4,1 6,4 6,4 6,2 8,6 8,3 8,6 82,0Elecaustro Monay MCI 1,4 1,3 1,8 1,7 1,4 1,4 1,4 1,8 1,7 1,8 1,7 1,8 19,5Esmeraldas La Propicia MCI 1,6 1,4 1,6 1,5 1,6 1,5 0,8 0,8 1,1 1,1 1,1 1,1 15,0Ex - Inecel Macas MCI 0,5 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 5,7Ex - Inecel Tena MCI 0,3 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 3,1Los Ríos Centro Industrial MCI 4,4 4,0 4,4 4,3 4,4 2,5 2,6 2,6 4,3 4,4 4,3 4,4 46,5Manabí Miraflores MCI 5,0 4,8 4,4 5,1 4,7 5,0 5,4 5,9 5,4 6,1 5,0 4,3 61,0Milagro Milagro MCI 1,5 1,4 1,5 1,5 1,5 1,5 0,6 0,6 0,6 1,5 1,5 1,5 15,5Norte San Francisco MCI 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,0Quito G. Hernández MCI 17,5 18,4 19,0 19,0 17,8 15,9 12,3 15,9 18,4 19,0 19,0 18,4 210,4Quito Luluncoto MCI 2,4 2,2 2,4 1,6 0,8 1,6 0,8 2,4 2,3 2,4 2,3 2,4 23,6Riobamba Alausí MCI - - - - - - - - - - - - 0,0Riobamba Riobamba MCI 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 4,9Sta. Elena La Libertad MCI 2,8 3,0 4,0 4,0 2,9 4,0 2,5 2,5 2,5 4,0 3,1 3,8 39,0Sta. Elena Playas MCI 0,0 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,0 0,3 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0Sta. Elena Posorja MCI 0,0 0,0 0,0 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,0 0,7 0,7 5,6Sto. Domingo Toachi MCI - - - - - - - - - - - - 0,0Sur Catamayo MCI 1,5 1,4 1,7 1,4 2,1 1,8 1,5 1,9 1,7 2,1 2,0 2,1 21,1Termopichincha Guangopolo MCI 12,9 11,7 15,1 15,2 12,4 15,2 15,5 15,7 13,9 15,1 15,0 14,6 172,2
64,7 62,4 69,9 65,3 59,8 60,3 54,8 62,1 63,7 71,5 69,1 68,9 772,5Ecuapower Sta. Elena TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ecuapower Sto. Domingo TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Electroecuador Alvaro Tinajero TG 32,6 48,3 50,0 48,4 45,4 33,8 34,9 7,0 23,6 46,5 42,8 46,5 459,8Electroecuador Aníbal Santos (G) TG 37,0 34,7 39,2 35,8 27,0 34,0 34,2 39,2 38,0 38,3 38,5 37,4 433,4Electroecuador Guayaquil (G) TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Electroguayas G. Zevallos (G) TG 10,1 9,1 10,1 9,7 10,1 9,7 10,1 10,1 9,7 5,5 9,7 10,1 114,0Electroguayas Pascuales (E.García) TG 50,4 45,5 50,4 48,8 50,4 48,8 50,4 50,4 48,8 50,4 48,8 50,4 593,3Electroquil Electroquil 2 TG 49,8 49,8 49,8 49,8 49,8 45,3 45,3 45,3 49,8 49,8 49,8 49,8 583,7Electroquil Electroquil 3 TG 49,3 51,9 49,3 50,1 49,3 45,5 44,8 44,8 50,1 49,3 50,1 49,3 583,7Energycorp Barcaza (Nafta) TG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0Ex - Inecel Grupos Mexicanos TG 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 8,8Termopichincha Sta. Rosa TG 26,2 24,5 26,2 18,6 22,8 25,4 26,2 24,5 22,0 26,2 25,4 26,2 294,3
256,0 264,5 275,7 261,9 255,4 243,2 246,6 222,0 242,7 266,8 265,7 270,4 3071,0Electroecuador Aníbal Santos (V) TV 21,2 19,1 16,9 16,4 14,8 14,3 12,7 16,9 16,4 16,9 20,5 21,2 207,5Electroecuador Guayaquil (V) TV 20,2 18,3 16,2 15,7 14,2 13,7 12,1 16,2 15,7 16,2 19,6 20,2 198,3Electroguayas G. Zevallos (V) TV 98,2 88,7 78,5 76,0 68,7 66,5 58,9 78,5 76,0 78,5 95,0 98,2 961,6Electroguayas Trinitaria TV 94,2 85,1 75,3 72,9 65,9 63,8 56,5 75,3 72,9 75,3 91,1 94,2 922,6Termoesmeraldas Esmeraldas TV 74,3 67,2 59,5 57,6 52,0 50,4 44,6 59,5 57,6 59,5 71,9 74,3 728,3
308,1 278,3 246,5 238,5 215,7 208,7 184,9 246,5 238,5 246,5 298,1 308,1 3018,3
629 605 592 566 531 512 486 531 545 585 633 647 6862TOTAL TERMOELÉCTRICAS
Total Motores Combustión Interna (MCI)
Total Turbinas a Gas (Diesel) (TG)
Total Turbinas a Vapor (Bunker) (TV)
ENERGÍA TERMOELÉCTRICA DISPONIBLE (GWh) Anexo 3.07
CENTRALES (Servicio público S.N.I.)
4 de 4
AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA
1964 81,0 66,2 82,1 154,8 200,4 250,5 139,3 177,9 221,4 84,5 66,5 42,6 130,61965 48,0 45,9 60,5 102,6 175,6 243,6 183,2 125,9 134,3 100,8 140,4 62,0 118,61966 118,7 83,3 109,5 107,3 82,4 92,6 123,0 127,5 89,2 82,1 44,4 46,1 92,21967 88,8 72,3 61,4 91,6 170,8 172,7 241,6 198,2 102,9 114,1 65,5 55,1 119,61968 80,1 30,6 95,3 100,3 61,6 101,1 238,2 139,1 106,5 119,5 55,7 25,8 96,21969 36,9 73,3 66,7 188,8 103,7 141,2 147,6 159,0 122,4 65,6 88,7 115,0 109,11970 108,7 190,7 145,9 164,4 172,0 299,4 161,9 214,4 161,9 107,6 103,0 103,6 161,11971 84,5 102,5 182,8 146,7 100,6 163,3 220,7 173,4 168,6 124,9 67,0 59,1 132,81972 117,6 95,5 106,0 134,8 149,3 178,3 264,0 116,7 155,6 93,8 104,9 87,5 133,71973 98,6 128,3 98,4 137,4 140,7 136,9 173,9 178,7 145,6 72,3 74,5 47,0 119,41974 49,8 128,3 90,2 70,2 181,9 122,7 273,1 137,5 185,6 179,0 110,8 104,1 136,11975 105,2 92,4 166,0 120,7 175,0 308,2 215,0 235,6 124,5 135,2 114,0 53,9 153,81976 74,0 61,8 72,9 202,1 247,7 278,8 343,0 238,9 119,2 59,0 77,9 60,6 153,01977 51,2 105,2 132,6 193,2 108,8 214,5 176,3 129,5 144,8 111,0 46,5 61,2 122,91978 49,1 71,2 137,9 229,6 198,1 287,1 214,9 196,4 140,2 181,9 51,3 42,4 150,01979 33,8 26,3 79,7 150,5 136,2 138,7 136,7 106,4 64,3 53,7 36,0 56,5 84,91980 45,0 62,1 79,2 148,9 118,3 183,8 191,3 118,5 109,9 147,3 100,6 74,7 115,01981 34,1 58,0 126,5 127,1 74,6 134,2 151,7 65,7 79,5 46,1 31,4 51,9 81,71982 43,9 40,9 43,7 130,1 139,5 97,4 154,6 164,8 96,9 118,6 95,5 129,9 104,71983 103,3 120,6 132,4 185,4 167,9 101,8 113,0 123,1 110,4 142,9 58,2 78,5 119,81984 47,6 158,4 127,7 258,9 108,4 188,3 201,8 138,1 96,3 88,4 59,3 82,7 129,71985 41,2 45,4 42,0 46,1 92,5 252,3 206,8 167,1 87,5 77,7 66,0 45,7 97,51986 46,8 52,8 62,9 134,7 136,7 144,8 245,7 92,4 144,8 112,7 114,5 79,8 114,11987 61,6 152,7 128,5 142,7 181,5 140,9 158,5 115,2 112,1 102,3 42,7 59,2 116,51988 54,9 110,3 64,8 192,8 183,4 98,5 177,2 95,5 68,5 128,3 129,0 58,1 113,41989 109,5 124,9 179,9 107,8 203,9 268,4 247,3 107,0 78,7 129,6 72,0 30,8 138,31990 62,8 64,1 135,8 130,3 138,5 253,0 163,3 154,0 82,4 97,2 84,1 73,5 119,91991 46,8 97,0 82,2 101,7 119,2 168,5 226,3 155,9 93,2 73,3 80,7 47,0 107,71992 34,1 39,3 104,0 109,7 81,1 169,8 144,2 91,5 84,1 57,8 47,8 43,9 82,61993 56,8 75,2 192,8 103,6 188,3 206,2 203,3 126,9 121,5 89,1 78,1 93,6 127,51994 71,3 87,2 114,3 186,3 263,9 315,0 252,7 255,4 208,6 97,3 134,4 102,6 173,71995 62,9 42,0 52,6 80,2 150,0 133,5 150,6 47,0 64,5 50,0 91,0 74,7 83,11996 54,8 134,9 114,5 125,6 185,9 123,0 241,9 138,9 108,3 93,7 48,1 52,0 118,51997 35,8 97,7 118,2 141,1 241,6 73,0 211,3 141,9 87,8 51,3 127,2 101,9 119,51998 71,5 83,3 97,7 152,9 129,8 187,0 248,8 108,1 56,5 79,5 79,0 34,1 111,11999 67,0 116,3 158,4 337,8 283,1 147,0 175,7 180,8 98,1 96,3 47,3 93,6 149,12000 44,8 91,3 136,3 189,0 278,8 176,5 143,3 124,4 123,1 93,9 40,2 53,7 124,7
MEDIA 65,5 87,2 107,6 146,7 158,7 180,9 196,3 145,1 116,2 98,9 77,7 67,1 120,7MAXIMO 118,7 190,7 192,8 337,8 283,1 315,0 343,0 255,4 221,4 181,9 140,4 129,9 225,8MINIMO 33,8 26,3 42,0 46,1 61,6 73,0 113,0 47,0 56,5 46,1 31,4 25,8 50,2
CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES RÍO PAUTE (m3 / seg)
EMBALSE AMALUZA
Anexo 3.08 1 de 4
AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA1962 12,8 12,9 11,6 9,7 8,0 5,8 5,3 9,41963 4,5 3,4 4,9 4,6 6,3 8,6 6,8 7,5 5,1 3,9 5,2 8,3 5,81964 3,2 2,1 6,0 5,4 8,9 14,6 9,3 11,7 15,9 4,8 4,1 2,2 7,41965 2,8 2,6 4,5 4,8 10,6 16,1 14,2 11,4 8,2 5,5 7,1 4,9 7,71966 7,1 6,4 11,4 8,7 6,5 7,0 13,2 10,9 7,2 5,0 2,3 5,1 7,61967 12,3 4,2 3,7 5,4 4,2 12,8 17,5 13,8 8,7 7,0 4,0 4,3 8,21968 8,4 3,8 6,3 7,0 3,5 10,8 18,1 7,8 5,5 6,0 3,2 3,7 7,01969 2,7 3,0 3,9 6,7 8,0 11,4 11,5 14,7 9,5 4,9 5,3 4,9 7,21970 9,9 9,9 11,3 9,4 11,5 16,4 9,3 13,4 11,0 5,1 5,4 4,2 9,71971 3,5 3,4 6,1 6,7 6,3 14,2 14,3 14,7 9,8 6,5 3,9 6,0 8,01972 8,8 5,1 4,2 7,5 8,4 13,6 20,1 8,2 9,7 6,1 5,2 6,9 8,71973 8,3 9,0 6,8 6,7 8,6 6,4 10,5 11,1 9,9 4,2 3,1 3,5 7,31974 5,9 6,5 5,8 6,6 11,0 11,0 16,3 11,1 9,5 9,1 7,3 9,7 9,21975 8,3 5,4 4,7 5,3 10,6 13,4 22,9 14,3 10,2 9,3 5,2 4,4 9,51976 6,0 4,8 5,9 6,9 11,0 19,1 22,3 14,4 10,2 5,0 4,3 4,5 9,51977 5,3 3,9 6,1 7,1 6,2 14,6 13,1 12,2 10,3 6,1 3,4 6,7 7,91978 1,7 5,1 8,4 7,7 4,8 10,5 8,6 9,1 5,5 5,0 2,6 1,6 5,91979 1,5 1,6 2,2 7,4 7,3 9,3 8,9 8,2 5,9 5,2 3,2 5,4 5,51980 4,6 2,0 7,3 9,6 10,8 14,0 11,0 8,8 7,3 6,4 3,9 2,5 7,41981 1,5 3,7 4,0 4,9 5,4 8,3 12,3 5,4 5,6 4,2 2,5 3,9 5,11982 3,4 2,2 2,3 6,5 8,4 6,7 11,5 11,9 6,6 4,7 4,4 4,6 6,11983 6,1 9,9 8,5 8,8 11,0 6,2 9,8 10,3 11,3 8,3 3,4 3,4 8,11984 4,4 6,2 5,0 5,4 6,1 14,6 11,7 7,7 10,0 5,8 4,1 4,1 7,11985 1,9 5,0 6,5 2,9 11,2 14,3 14,6 11,9 8,0 5,0 2,8 2,0 7,21986 2,4 1,7 5,9 5,7 6,3 13,3 17,3 8,4 8,1 5,1 3,6 7,2 7,11987 4,2 14,4 6,2 11,5 10,6 8,8 10,1 9,0 6,5 5,0 3,2 6,1 8,01988 3,8 7,3 8,2 8,5 11,1 9,0 13,5 8,3 5,7 7,0 6,1 3,5 7,71989 5,7 5,6 8,7 5,4 13,0 16,3 11,5 7,0 6,2 6,7 4,1 1,5 7,61990 5,9 5,2 11,2 7,3 9,4 17,3 10,7 9,9 7,5 5,0 3,6 3,8 8,11991 3,5 6,5 4,8 6,4 9,0 10,9 15,4 11,1 5,1 4,5 3,7 2,0 6,91992 2,5 3,0 6,9 8,7 5,5 11,1 12,7 8,8 6,9 3,6 2,8 2,4 6,21993 3,7 3,4 7,5 6,2 6,6 12,7 11,1 9,6 8,6 6,1 4,8 3,8 7,01994 2,1 3,7 4,5 7,9 10,5 15,6 10,8 12,0 8,8 4,8 7,6 7,7 8,01995 5,4 2,0 3,8 4,2 8,3 8,7 10,6 4,2 5,7 3,1 4,8 2,9 5,31996 2,2 7,6 4,9 5,5 8,0 8,1 10,9 8,5 7,2 3,6 2,6 3,6 6,11997 2,4 8,5 7,1 5,2 12,1 4,6 12,9 9,1 4,8 2,4 4,6 5,0 6,61998 4,7 4,6 4,3 7,9 7,2 16,3 16,1 9,8 5,6 6,2 4,2 3,2 7,51999 4,7 5,8 5,4 14,1 9,8 11,5 11,6 10,2 9,2 6,7 3,4 4,9 8,12000 3,8 4,8 5,5 8,6 14,3 9,4 25,1 12,0 7,1 7,3 3,1 6,1 8,9
MEDIA 4,7 5,1 6,1 7,0 8,6 11,8 13,4 10,2 8,0 5,5 4,2 4,5 7,4MAXIMO 12,3 14,4 11,4 14,1 14,3 19,1 25,1 14,7 15,9 9,3 7,6 9,7 14,0MINIMO 1,5 1,6 2,2 2,9 3,5 4,6 6,8 4,2 4,8 2,4 2,3 1,5 3,2
CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES (m3 / seg)EMBALSE PISAYAMBO
Anexo 3.08 2 de 4
AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA1963 122,4 95,7 100,3 76,9 68,7 85,0 123,5 96,11964 69,6 56,1 98,4 111,3 137,7 209,6 138,1 181,0 241,8 98,9 80,8 56,0 123,31965 60,0 61,1 72,8 96,8 163,9 250,3 193,4 141,6 131,1 104,8 154,8 87,9 126,51966 118,8 107,1 175,2 152,6 105,4 103,7 155,2 142,1 113,7 87,6 58,5 87,5 117,31967 151,9 90,2 81,3 74,6 84,7 188,9 238,2 200,8 113,1 134,0 88,8 63,8 125,91968 107,5 67,8 104,4 95,2 65,4 115,4 241,0 128,3 104,3 127,9 70,6 38,6 105,51969 47,1 63,7 78,4 143,7 108,6 167,9 154,8 184,5 144,4 84,2 105,1 123,5 117,21970 163,7 187,9 164,6 172,3 205,9 280,6 148,8 168,5 158,8 92,7 110,1 89,8 162,01971 76,8 76,1 138,4 136,3 108,6 177,8 193,7 184,0 158,4 133,5 90,8 287,1 146,81972 126,3 108,9 92,4 137,7 135,7 211,5 290,5 132,5 149,3 90,0 103,4 101,0 139,91973 123,1 120,7 110,2 138,8 155,2 133,2 174,5 181,2 156,8 99,3 68,2 46,5 125,61974 52,3 99,5 100,2 85,9 177,8 160,9 255,9 168,8 147,4 162,4 128,8 142,9 140,21975 155,1 137,1 154,6 129,5 145,2 316,2 254,2 249,9 156,6 154,8 131,9 80,6 172,11976 146,8 112,2 99,2 156,1 260,9 338,6 332,3 228,7 139,2 88,1 120,5 90,3 176,11977 65,0 134,1 160,6 166,7 118,2 175,8 164,2 132,4 141,3 116,5 71,9 82,6 127,41978 73,3 110,6 137,1 182,0 146,0 201,6 173,8 167,2 124,8 123,5 64,2 64,0 130,71979 50,5 41,7 75,4 102,0 115,5 126,8 108,4 109,7 88,4 75,1 55,6 69,2 84,91980 66,2 71,9 102,1 142,8 121,3 168,3 150,0 117,4 114,4 119,2 87,0 66,6 110,61981 48,2 77,3 96,7 93,2 81,4 99,5 153,8 75,9 84,1 64,1 64,3 68,1 83,91982 64,5 55,1 58,4 102,5 120,8 104,0 139,6 154,7 104,5 99,0 106,4 114,3 102,01983 122,7 139,3 164,5 215,8 241,4 117,9 118,0 123,6 137,3 139,5 75,5 85,4 140,11984 70,7 119,3 112,9 149,8 147,2 198,0 186,1 133,0 139,6 109,2 82,4 88,0 128,01985 54,3 68,9 79,8 68,8 144,5 177,4 170,4 147,6 97,5 92,3 64,2 54,0 101,61986 60,2 53,6 75,0 111,4 102,3 139,3 210,6 113,7 128,3 102,1 97,4 104,5 108,21987 83,4 175,7 118,4 167,0 201,4 132,3 134,4 112,8 104,7 109,4 68,1 76,7 123,71988 69,2 108,8 113,6 151,9 157,5 112,9 197,9 110,4 85,6 109,5 127,2 74,9 118,31989 115,1 101,7 159,6 112,0 222,3 316,5 251,7 111,6 93,6 113,7 76,5 55,2 144,11990 80,6 91,7 138,0 121,4 140,2 224,2 149,7 141,0 99,1 105,2 77,6 70,2 119,91991 68,1 112,9 93,8 92,7 118,2 140,1 222,3 151,0 93,3 77,7 80,7 64,2 109,61992 64,1 64,2 99,5 134,5 86,8 123,1 124,3 115,0 89,4 65,3 58,5 61,5 90,51993 58,9 78,6 145,1 163,7 114,5 161,1 184,3 117,7 120,4 89,1 59,1 74,4 113,91994 62,5 82,3 104,1 143,1 174,1 240,5 190,0 240,2 160,7 85,7 109,2 109,3 141,81995 89,3 64,2 62,2 80,1 102,0 110,1 154,8 70,3 80,5 59,3 90,4 62,0 85,41996 55,3 109,0 125,9 108,6 127,6 97,7 189,9 132,2 104,5 74,8 54,3 70,4 104,21997 65,2 135,0 109,0 103,9 165,8 89,3 195,4 121,1 85,9 72,4 114,2 109,6 113,91998 83,0 93,0 88,0 163,0 136,0 229,0 277,0 141,0 87,0 89,0 96,0 59,0 128,41999 79,0 115,0 126,0 266,0 190,0 184,0 163,0 193,0 125,2 118,0 47,0 85,0 140,92000 75,0 107,0 139,0 173,0 305,0 249,5 165,8 153,8 117,8 109,5 60,7 83,8 145,0
MEDIA 84,4 97,3 112,3 133,7 146,9 177,7 187,7 148,1 122,2 102,1 86,5 85,1 123,7MAXIMO 163,7 187,9 175,2 266,0 305,0 338,6 332,3 249,9 241,8 162,4 154,8 287,1 238,7MINIMO 47,1 41,7 58,4 68,8 65,4 89,3 108,4 70,3 80,5 59,3 47,0 38,6 64,6
CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES RÍO PASTAZA (m3 / seg)EMBALSE AGOYÁN
Anexo 3.08 3 de 4
AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA1950 26,1 286,6 816,8 327,6 95,4 72,6 28,9 15,6 11,3 15,8 12,3 113,9 151,91951 65,1 321,7 450,4 519,4 233,1 289,2 274,3 52,4 25,5 24,1 21,7 16,6 191,11952 72,6 198,2 158,8 277,9 183,0 94,3 66,2 34,1 37,9 14,4 7,5 22,0 97,21953 137,8 561,3 507,2 487,8 1054,0 87,8 61,1 30,6 25,3 22,2 30,3 21,8 252,31954 41,4 231,0 742,3 205,1 184,3 111,0 49,3 26,6 25,2 19,9 11,8 96,1 145,31955 521,5 444,9 428,3 449,8 146,1 23,6 55,9 31,9 31,8 14,2 11,5 10,3 180,81956 36,5 255,8 993,9 455,3 104,9 70,6 28,8 19,5 15,0 15,2 11,6 19,3 168,91957 37,1 530,7 605,0 282,3 524,3 251,5 177,5 38,9 42,7 21,1 12,9 21,4 212,11958 61,2 563,5 1036,0 383,4 164,2 89,4 20,1 19,5 14,6 17,1 11,4 18,2 199,91959 38,5 230,3 842,0 318,3 339,3 235,2 31,5 31,1 24,2 13,9 13,7 43,4 180,11960 91,3 198,5 436,6 566,5 188,8 13,3 19,3 15,9 15,2 10,2 6,7 6,7 130,81961 45,1 544,4 548,9 196,8 130,4 27,3 24,0 18,3 16,3 44,1 11,7 17,6 135,41962 96,2 255,4 630,8 631,0 153,6 66,7 27,8 14,8 15,6 9,2 12,2 11,6 160,41963 27,1 86,5 193,1 167,2 103,2 28,7 16,3 11,6 6,9 6,5 6,8 10,4 55,41964 178,8 321,2 688,2 759,2 118,4 45,0 29,7 23,5 21,2 18,2 15,2 16,8 186,31965 57,4 260,7 755,2 834,2 527,2 222,6 74,3 33,7 23,4 23,6 21,9 15,2 237,51966 252,6 532,1 634,1 235,4 144,8 72,8 28,2 26,6 15,7 18,4 12,4 15,6 165,71967 298,1 534,5 369,6 144,7 99,7 45,0 30,5 22,2 18,0 17,0 11,9 11,7 133,61968 36,9 136,0 167,5 163,5 38,4 28,5 21,3 16,0 14,1 10,3 9,3 8,8 54,21969 32,1 49,0 239,9 509,4 434,8 289,1 75,1 32,2 22,0 16,3 15,2 20,2 144,61970 63,1 170,3 167,0 858,4 358,2 80,9 37,4 25,5 20,0 16,0 14,1 16,5 152,31971 51,3 370,8 853,1 349,2 66,5 35,2 24,6 19,2 15,5 14,3 12,4 15,5 152,31972 66,3 369,4 608,7 405,8 150,6 464,4 208,0 64,4 37,3 34,1 24,5 108,7 211,91973 415,4 544,0 514,0 745,2 500,7 101,2 58,1 33,0 26,8 22,6 18,4 19,5 249,91974 28,8 329,2 275,6 98,2 121,7 37,5 26,0 18,4 14,0 12,9 9,8 21,1 82,81975 288,0 659,9 586,0 652,5 125,9 87,4 41,7 27,3 20,3 15,0 11,7 26,1 211,81976 369,7 585,9 734,2 743,5 543,1 152,0 61,9 32,6 16,9 16,9 15,6 22,2 274,51977 145,6 293,6 619,3 214,0 93,5 67,2 34,5 22,5 23,6 23,6 8,6 13,7 130,01978 60,1 315,8 215,9 297,0 250,7 49,7 27,3 18,4 11,5 11,5 11,5 10,2 106,61979 33,2 143,7 232,6 320,0 60,4 57,0 31,7 18,4 13,8 13,8 9,2 7,2 78,41980 12,8 117,6 109,2 423,3 186,8 57,9 27,1 18,0 11,0 11,0 10,1 10,2 82,91981 52,8 596,8 478,5 399,6 62,7 26,7 18,0 13,6 8,5 8,5 6,9 9,2 140,21982 57,6 263,6 112,2 143,9 103,1 53,2 22,9 14,4 10,0 10,0 600,9 768,1 180,01983 803,5 617,5 802,0 743,3 566,0 464,3 247,3 181,0 98,1 98,1 54,5 56,1 394,31984 43,8 448,2 627,4 447,3 214,0 68,1 39,5 22,8 14,5 14,5 10,3 42,7 166,11985 195,6 177,0 246,0 111,7 53,1 54,2 27,7 17,2 9,2 9,2 6,6 47,3 79,61986 151,0 120,0 220,7 338,5 210,1 50,7 27,5 18,6 12,6 13,7 13 19 99,61987 339,2 782,2 554,4 609,7 427,8 98,2 45,8 39,4 18,9 17,1 14,4 18,6 247,11988 112,8 374,0 218,7 167,3 237,3 54,6 40,4 37,0 32,0 31,6 42,4 47,8 116,31989 181,5 640,8 449,7 484,5 132,4 64,4 35,1 20,5 17,2 15,9 14,3 11,5 172,31990 40,1 203,7 338,9 382,9 106,2 35,7 22,5 10,3 7,0 4,2 2,8 13,7 97,31991 21,3 451,1 466,5 312,0 161,7 51,1 38,5 30,0 39,7 40,0 30,8 29,8 139,41992 206,5 495,5 1124,0 581,3 701,5 298,0 102,9 34,5 26,3 24,5 31,0 39,3 305,41993 122,3 578,2 693,4 785,0 327,5 76,3 34,9 27,3 20,7 13,7 19,8 36,6 228,01994 163,7 526,7 410,7 561,4 404,0 109,1 45,0 37,9 25,1 27,0 27,1 80,1 201,51995 272,6 458,8 168,2 344,0 126,8 85,1 56,0 41,6 27,2 30,7 24,7 40,6 139,71996 66,5 325,3 471,7 336,7 110,9 49,1 39,4 39,7 9,3 14,8 24,2 13,7 125,11997 77,6 336,9 436,8 558,1 437,8 507,0 411,7 502,8 464,9 498,3 39,0 864,2 427,91998 800,4 773,2 1317,0 1592,0 722,0 684,7 220,5 117,4 77,0 53,3 46,6 34,7 536,61999 57,5 652,6 593,0 736,7 267,4 90,5 42,4 12,9 16,3 11,9 8,2 35,8 210,42000 51,1 367,9 487,1 384,2 227,9 49,5 25,3 14,1 10,1 5,6 5,8 10,1 136,6
MEDIA 147,2 385,0 517,2 451,8 255,4 124,0 64,0 40,1 30,9 29,1 28,2 59,0 177,7MAXIMO 803,5 782,2 1317,0 1592,0 1054,0 684,7 411,7 502,8 464,9 498,3 600,9 864,2 798,0MINIMO 12,8 49,0 109,2 98,2 38,4 13,3 16,3 10,3 6,9 4,2 2,8 6,7 30,7
CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES (m3 / seg) EMBALSE DAULE PERIPA
Anexo 3.08 4 de 4
1 de 2
No. EMPRESA CENTRAL / UNIDADTIPO DE
CENTRALCVP Dic-2000 U$
/ MWhSALIDAS
FORZADAS (%)CONSUMO
AUXILIARES (%) kWh / gal
1 HIDROPAUTE PAUTE E 2,00 0,42 0,00 -2 HIDROAGOYÁN PUCARÁ E 2,00 0,01 0,00 -3 HIDRONACION M. LANIADO E 2,00 0,50 0,00 -4 HIDROAGOYÁN AGOYÁN P 2,00 0,50 0,09 -5 QUITO QUITO_H P 2,00 0,50 0,01 -6 ELECAUSTRO ELECAUSTRO_H P 2,00 0,50 0,04 -7 RIOBAMBA RIOBAMBA_H P 2,00 0,50 0,07 -8 COTOPAXI COTOPAXI_H P 2,00 0,50 0,07 -9 NORTE NORTE_H P 2,00 0,50 0,07 -10 AMBATO AMBATO_H P 2,00 0,50 0,17 -11 BOLÍVAR BOLIVAR_H P 2,00 0,50 0,17 -12 SUR SUR_H P 2,00 0,50 0,17 -13 EMAAP-Q PAPALLACTA P 2,00 0,50 0,17 -14 EMAAP-Q EL CARMEN P 2,00 0,50 0,17 -15 TERMOESMERALDAS ESMERALDAS V 38,08 0,30 6,25 12,216 ELECTROGUAYAS TRINITARIA V 38,36 3,00 7,11 9,217 ELECAUSTRO EL DESCANSO 4 B 43,60 7,00 3,58 15,218 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 V 44,41 0,09 5,31 9,019 ELECAUSTRO EL DESCANSO 1 B 44,68 7,00 3,58 14,020 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 B 45,20 7,00 3,58 14,221 ELECAUSTRO EL DESCANSO 3 B 45,22 7,00 3,58 15,722 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 V 45,68 0,51 5,31 9,123 ELECTROECUADOR A.SANTOS V 48,07 2,00 4,49 9,124 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 6 B 51,86 7,00 3,00 14,525 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 5 B 51,88 7,00 3,00 12,026 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 2 B 51,90 7,00 3,00 14,927 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 1 B 52,31 7,00 3,00 12,628 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 4 B 52,33 7,00 3,00 14,429 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 3 B 53,02 7,00 3,00 14,530 QUITO G.HERNANDEZ 4 B 53,74 7,00 4,07 16,531 QUITO G.HERNANDEZ 2 B 53,87 7,00 4,07 16,532 QUITO G.HERNANDEZ 1 B 54,07 7,00 4,07 16,533 QUITO G.HERNANDEZ 5 B 54,10 7,00 4,07 16,534 QUITO G.HERNANDEZ 3 B 54,10 7,00 4,07 16,535 QUITO G.HERNANDEZ 6 B 54,10 7,00 4,07 16,536 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 1 V 62,30 8,26 5,00 16,137 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 2 V 63,29 5,45 5,00 16,138 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 3 V 64,17 4,08 5,00 16,139 ELECTROECUADOR V.GUAYAQUIL 4 V 64,97 10,99 5,00 16,140 ELECTROECUADOR A. TINAJERO1 G 70,10 0,70 0,85 12,041 MANABÍ MIRAFLORES 12 D 71,31 7,00 2,00 11,542 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 3 G 74,75 5,00 1,11 16,143 STA. ELENA LA LIBERTAD 11 D 74,82 5,00 2,30 14,444 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 4 G 75,24 5,00 1,11 16,145 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 2 G 75,75 5,00 1,25 11,646 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 1 G 76,26 5,00 1,25 14,647 ELECTROGUAYAS ENRIQUE GARCIA G 76,73 2,50 1,69 12,548 STA. ELENA LA LIBERTAD 10 D 76,80 5,00 2,30 13,049 STA. ELENA POSORJA 5 D 78,22 5,00 2,29 12,550 ESMERALDAS LA PROPICIA 1 D 78,24 7,00 2,29 13,051 ESMERALDAS LA PROPICIA 2 D 78,24 7,00 2,29 13,052 MILAGRO MILAGRO 6 D 78,43 7,00 2,25 13,053 STA. ELENA LA LIBERTAD 9 D 78,89 5,00 2,30 12,554 MILAGRO MILAGRO 4 D 79,08 7,00 2,25 12,655 MILAGRO MILAGRO 7 D 80,34 7,00 2,25 12,656 SUR CATAMAYO 6 D 83,01 7,00 2,25 12,657 SUR CATAMAYO 7 D 85,00 7,00 2,25 14,458 SUR CATAMAYO 9 D 86,39 7,00 2,25 13,059 STA. ELENA PLAYAS 4 D 88,26 5,00 2,30 13,060 SUR CATAMAYO 2 D 89,32 7,00 2,30 11,561 LOS RÍOS CENTRO IND. 2 D 71,19 7,00 2,00 11,162 MILAGRO MILAGRO 5 D 71,63 7,00 2,25 10,1
COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN (CVP) DE UNIDADES DE GENERACIÓN DEL S.N.I., DETERMINADOS POR EL CENACE
Anexo 3.09
2 de 2
No. EMPRESA CENTRAL / UNIDADTIPO DE
CENTRALCVP Dic-2000 U$
/ MWhSALIDAS
FORZADAS (%)CONSUMO
AUXILIARES (%) kWh / gal
63 LOS RÍOS CENTRO IND. 1 D 71,63 7,00 2,00 14,064 LOS RÍOS CENTRO IND. 3 D 72,66 7,00 2,00 11,165 LOS RÍOS CENTRO IND. 4 D 72,90 7,00 2,00 8,966 AMBATO LLIGUA 1 D 75,59 7,00 2,33 7,867 AMBATO LLIGUA 2 D 76,15 7,00 2,33 12,568 STA. ELENA LA LIBERTAD 1 D 76,58 5,00 2,96 12,369 QUITO LULUNCOTO 13 D 76,87 7,00 4,69 12,370 QUITO LULUNCOTO 12 D 77,16 7,00 4,69 12,371 QUITO LULUNCOTO 11 D 77,35 7,00 4,69 12,572 MANABÏ MIRAFLORES 11 D 79,82 7,00 2,00 10,473 NORTE SAN FRANCISCO D 81,28 2,00 3,00 12,374 ELECAUSTRO MONAY 1 D 81,28 7,00 2,33 12,375 AMBATO BATAN 3 D 82,74 7,00 2,33 14,776 MANABÏ MIRAFLORES 10 D 83,36 7,00 2,00 12,577 MANABÏ MIRAFLORES 13 D 83,36 7,00 2,00 12,578 MANABÏ MIRAFLORES 14 D 83,36 7,00 2,00 12,579 MANABÏ MIRAFLORES 15 D 83,36 7,00 2,00 12,580 EL ORO EL ORO CAMBIO 4 D 83,37 7,00 7,00 12,381 ELECAUSTRO MONAY 3 D 83,55 7,00 2,33 12,782 MANABÏ MIRAFLORES 7 D 84,11 7,00 2,00 12,583 EL ORO EL ORO CAMBIO 3 D 84,38 7,00 7,00 12,384 EL ORO EL ORO MACHALA 4 D 84,43 7,00 5,00 12,385 BOLIVAR BOLIVAR 1 D 84,58 7,00 2,36 9,586 MANABÏ MIRAFLORES 22 D 84,67 7,00 2,00 12,387 MANABÏ MIRAFLORES 16 D 84,85 7,00 2,00 11,988 MANABÏ MIRAFLORES 18 D 84,86 7,00 2,00 15,189 MANABÏ MIRAFLORES 8 D 85,08 7,00 2,00 13,690 ELECAUSTRO MONAY 2 D 85,54 7,00 2,33 13,691 ELECTROECUADOR A. TINAJERO 2 G 85,84 0,70 0,29 12,392 SUR CATAMAYO 8 D 86,12 7,00 2,25 12,393 SUR CATAMAYO 10 D 87,08 7,00 2,25 12,594 STA. ELENA LA LIBERTAD 8 D 87,77 5,00 2,30 12,395 RIOBAMBA RIOBAMBA D 90,35 7,00 2,00 8,396 TERMOPICHINCHA STA. ROSA 3 G 91,96 9,00 0,78 10,497 TERMOPICHINCHA STA. ROSA 1 G 92,84 9,00 0,78 12,298 ECUAPOWER EPW-STO DOMINGO 1 G 93,92 2,00 1,14 12,299 ECUAPOWER EPW-STO DOMINGO 2 G 93,92 2,00 1,14 12,3
100 TERMOPICHINCHA STA. ROSA 2 G 93,94 9,00 0,78 12,7101 SUR CATAMAYO 5 D 103,51 7,00 2,30 12,3102 SUR CATAMAYO 4 D 103,87 7,00 2,30 13,6103 ELECTROECUADOR A. SANTOS 1 G 104,28 2,30 0,35 14,8104 ELECAUSTRO MONAY 6 D 104,43 7,00 2,33 8,4105 ELECAUSTRO MONAY 4 D 104,46 7,00 2,33 10,5106 ELECTROECUADOR A. SANTOS 2 G 104,82 2,30 0,35 14,5107 ELECAUSTRO MONAY 5 D 104,90 7,00 2,33 8,1108 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TG4 G 106,90 16,00 0,70 12,5109 ELECTROECUADOR A. SANTOS 5 G 107,56 3,60 0,33 12,0110 ELECTROECUADOR A. SANTOS 6 G 107,87 3,60 0,33 12,0111 ECUAPOWER EPW-STA ELENA G 109,80 2,00 1,47 14,4112 ELECTROECUADOR A. SANTOS 3 G 116,53 2,30 0,50 11,4113 MANABÏ MIRAFLORES 3 D 120,65 7,00 2,00 15,2114 SUR CATAMAYO 1 D 2000,00 7,00 2,30 10,3115 MILAGRO MILAGRO 3 D 2000,00 7,00 2,25 8,2116 MILAGRO MILAGRO 8 D 2000,00 7,00 2,25 13,5117 EL ORO MACHALA 5 D 2000,00 7,00 5,00 13,7118 STA. ELENA STA. ELENA 12 D 2000,00 5,00 2,30 14,7E:P: Central hidroeléctrica de pasadaV: Central / unidad termoeléctrica a vaporG: Central / unidad termoeléctrica de gas (Opera con diesel)B: Central / unidad termoeléctrica; motor de combustión interna a BunkerD: Central / unidad termoeléctrica; motor de combustión interna a Diesel
Anexo 3.09COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN (CVP) DE UNIDADES DE GENERACIÓN DEL
S.N.I., DETERMINADOS POR EL CENACE
Central hidroeléctrica con embalse
Capacidad (MVA) OA FA FOA Terciario
Agoyán 2 TRAF-3f 13,8/145 85,0 - - -Álvaro Tinajero 1 TRAF-3f 13,8/68,8 25,0 33,0 - -Álvaro Tinajero 1 TRAF-3f 13,8/68,8 18,0 24,0 - -Aníbal Santos (V) 2 TRAF-3f 13,8/68,8 15,0 20,0 - -Aníbal Santos (G1-3) 2 TRAF-3f 13,2/68,8 16,5 22,0 27,5 -Aníbal Santos (G4-5) 2 TRAF-3f 13,2/68,9 20,0 26,7 - -Aníbal Santos (G2) 1 TRAF-3f 13,2/68,10 15,0 20,0 25,0 -Cumbayá 4 TRAF-3f 4,16/46 10,0 12,5 - -El Carmen 1 TRAF-3f 6,6/138 10,5 - - -El Descanso 1 TRAF-3f 6,3/22 20,0 24,0 - -Electroquil 2 2 TRAF-3f 13,8/69 64,0 - - -Electroquil 3 3 TRAF-3f 13,8/138 56,0 - - -Electroquito 1 TRAF-3f 13,2/69 60,0 - - -Esmeraldas 1 TRAF-3f 13,8/147,5 90,0 120,0 160,0 -G. Hernández 1 TRAF-3f 13,8/46 33,0 46,5 52,5 -G. Hernández 1 TRAF-3f 13.8/138 16,3 21,5 27,3 -G. Zevallos (V) 2 TRAF-3f 13,2/69 52,0 70,0 86,0 -G. Zevallos (G) 1 TRAF-3f 13,8/69 20,0 27,2 34,0 -Guangopolo (T.Pichincha) 2 TRAF-3f 6,6/138 15,0 20,0 - -Guayaquil (V) 2 TRAF-3f 13,8/68,8 16,5 22,0 27,5 -Marcel Laniado 3 TRAF-3f 13,8/138 86,0 - - -Miraflores 2 TRAF-3f 13,8/69 10,0 12,5 - -Nayón 2 TRAF-3f 6,9/46 12,5 16,5 - -Recuperadora 1 TRAF-3f 6,9/138 12,6 18,0 - -Paute Molino A-B 5 TRAF-3f 13,8/138 114,0 127,7 - -Paute Molino A-B (x) 3 AUTO-1f 138/230/13,8 225,0 300,0 375,0 60/80/100Paute Molino A-B (x) 3+1 AUTO-1f 138/230/13,9 225,0 300,0 375,0 60/80/100Paute Molino C 5 TRAF-3f 13,8/246,3 134,0 - - -Pascuales (G) 1 TRAF-3f 13,8/69 100,0 114,0 - -Pisayambo 2 TRAF-3f 13,8/138 40,0 - - -Saucay 1 1 TRAF-3f 4,16/69 10,0 - - -Saucay 2 2 TRAF-3f 4,16/70 10,0 - - -S.Elena (Ecuapower) 1 TRAF-3f 13,8/69 43,8 - - -S.Domingo (Ecuapower) 1 TRAF-3f 13,8/230 105,0 140,0 175,0 -Sta. Rosa 3 TRAF-3f 13,8/138 28,0 - - -Trinitaria 1 TRAF-3f 13,8/138 90,0 120,0 160,0 -
TOTALES 3 622,2
(x) Conexión YYd. Todos los otros son conexión DY
SUBESTACIONES >= 10 MVA, ACOPLADAS A LAS CENTRALES Anexo 3.10
Central GeneradoraNo.
Transf.Tipo
Relación kV
(Dic-2000)
Voltaje Longitud Número Conductor LímiteDESDE: HASTA: (kV) (km) Circuitos ACSR Térmico
(MCM) (MVA) (1)
Sta. Rosa Sto. Domingo 230 77,6 2 1113 342Sto. Domingo Quevedo (2) 230 107,6 2 1113 353Quevedo Pascuales 230 144,4 2 1113 353Paute Milagro 230 135,7 2 1113 342Milagro Pascuales (3) 230 52,7 2 1113 353Paute Totoras (4) 230 201,0 2 1113 342Paute Riobamba (4) 230 (163,0) - - -Riobamba Totoras (4) 230 (38,0) - - -Totoras Sta. Rosa 230 105,0 2 1113 342Paute Pascuales 230 188,4 2 1113 342Pascuales Trinitaria (5) 230 28,3 2 1113 353
1 040,7
Pucará Ambato 138 27,7 1 477 112Pucará Mulaló 138 35,0 1 477 112Mulaló Vicentina 138 74,0 1 477 112Vicentina Guangopolo 138 7,0 1 477 112Vicentina Ibarra 138 80,2 1 477 112Pascuales Salitral (6) 138 17,0 2 477 126Sta.Rosa Vicentina 138 18,5 1 477 112Quevedo Marcel Laniado (7) 138 43,2 2 397,5 113Marcel Laniado Portoviejo (7) 138 91,2 2 397,5 113Sto. Domingo Esmeraldas 138 154,3 2 397,5 113Paute Cuenca 138 67,1 2 397,5 99Milagro Babahoyo 138 47,0 1 397,5 113Cuenca Loja 138 135,0 1 397,5 99Pascuales Las Juntas (8) 138 45,7 2 397,5 113Las Juntas Sta. Elena 138 62,0 1 397,5 113Las Juntas Posorja 138 53,0 1 397,5 113Electroquil Estructura 56 (9) 138 13,8 2 397,5 113Milagro Machala 138 133,7 2 397,5 113Totoras Agoyán 138 33,0 2 636 133Totoras Ambato 138 7,0 1 397,5 99Pascuales Policentro 138 16,0 2 477 126Ibarra Tulcán 138 67,0 1 477 115Tulcán Frontera (10) 138 7,0 1 477 115Puyo Tena (11) 138 66,5 1 266,8 89Cuenca Gualaceo (12) 138 20,8 1 266,8 89Gualaceo Limón (12) 138 37,7 1 266,8 89Recuperadora El Carmen (13) 138 31,6 1 397,5 99El Carmen Sta. Rosa (13) 138 31,6 1 397,5 99
1 423,6
NOTAS:(1) El límite térmico es por circuito y por características electromecánicas de la línea
(2) Opera solo un circuito. La posición del otro se usaba para la generación de Ecuapower hasta febrero de 2001
(3) Un circuito opera a 138 kV para servir a Los Ríos por sobrecarga S/E Milagro, hasta junio de 2001
(4) Un circuito de la línea Paute - Riobamba - Totoras, se secciona en Riobamba
(5) Un circuito operaba a 69 kV y el otro a 138 kV, por daño de Transformador Trinitaria. En el 2001 operan a 230 KV y 138 kV
(6) Opera solo un circuito. La posición del otro se usaba para la línea Milagro-Pascuales (nota 3) hasta junio de 2001
(7) Se abrió línea Quevedo-Portoviejo para que opere la central Marcel Laniado (Daule Peripa)
Los tramos de entrada y salida a la central (13,7 km c/u) son de propiedad de Hidronación
(8) Las Juntas no es S/E sino solo un punto en que la línea de 2 circuitos se abre en dos.
(9) Propiedad de Electroquil. Se conecta a una terna de la L/T Pascuales - Las Juntas
(10) Para transferir energía de S/E Panamericana, Colombia, se aisla del SNI parte del sistema
de E.E. Norte. 10 km de línea están en lado colombiano
(11) Opera a 69 kV, desde la línea Ambato -Baños, aislada para 138 kV, de la E.E. Ambato
(12) Línea Cuenca-Gualaceo-Plan de Milagro opera a 69 kV. Plan de Milagro-Limón es de 69 kV
(13) Propiedad de EMAAP-Q
LONGITUD TOTAL L/T 230 kV
LONGITUD TOTAL L/T 138 kV
Anexo 3.11LÍNEAS DE TRANSMISIÓN (SNT y OTRAS) (Dic-2000)
Capacidad (MVA) OA FA FOA Terciario
Pascuales 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 225 300 375 60/80/100 NoQuevedo 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 100 133 167 27/36/45 NoSta.Rosa 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 225 300 375 60/80/100 NoSto. Domingo 3 AUTO-1f 230/138/13,8 100 133 167 27/36/45 NoMilagro (b) 3+1 AUTO-1f 230/69/13,8 100 133 167 33/39/45 NoTotoras 3+1 AUTO-1f 230/138/13,8 60 80 100 20/27/33 NoRiobamba 3 AUTO-1f 230/69/13,8 60 80 100 20/27/33 SiTrinitaria (c) 3 AUTO-1f 230/138/13,8 225 300 375 60/80/100 No
1 095 1 459 1 826
Vicentina 1 TRAF-3f 138/46/13,8 33 44 44 11/14 NoVicentina 1 TRAF-3f 138/46/13,8 33 44 44 11/14 NoAmbato 1 AUTO-3f 138/69/13,8 33 44 44 11/14 NoIbarra 1 TRAF-3f 138/34,5/13,8 30 40 50 10 SiSalitral (d) 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 90 120 150 30 NoSta. Rosa (e) 1 TRAF-3f 138/46/13,8 45 60 75 15/20/25 SiSta. Rosa (Móvil) (e) 1 TRAF-3f 138/69/46 30 30 30 - NoEsmeraldas 1 AUTO-3f 138/69/13,8 45 60 75 15/20/25 SiPortoviejo 1 AUTO-3f 138/69/13,8 45 60 75 15/20/25 SiPortoviejo 1 AUTO-3f 138/69/13,8 45 60 75 15/20/25 SiQuevedo -1 (a) 1 TRAF-3f 138/69/13,8 20 27 33 20 SiQuevedo -2 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 20 SiSto. Domingo 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 16/22/27 NoCuenca 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 16/22/27 NoPascuales 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 200 224 - SiTotoras 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 20/27/33 NoLoja 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiMachala 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 20/27/33 SiMilagro (b) 3 AUTO-1f 138/69/13,8 60 80 100 20/27/33 SiPosorja 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 7/9/11 SiSta. Elena 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiPolicentro 3 AUTO-1f 138/69/13,8 90 120 150 30/40/50 SiIbarra 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 7/9/11 SiBabahoyo 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiMulaló 1 AUTO-3f 138/69/13,8 40 53 66 14/18/22 SiTulcán 1 AUTO-3f 138/69/13,8 20 27 33 7/9/11 SiTrinitaria 3+1 AUTO-1f 138/69/13,8 90 120 150 30/40/50 Si
1 369 1 773 1 891
NOTAS:-Todos los transformadores y bancos tienen conexión YYda) Es equipo de reserva para todo el S.N.T., por lo que debe reponérselob) Sobrecargados. Para aliviar carga se estaba transmitiendo a Los Ríos desde Pascuales. En junio de 2001 se instala transformador trifásico 230/138 kV y se solucionan las restriccionesc) Cambiado en el 2000 por equipo de 225 MVAd) Sobrecarga en condiciones de alta o baja generación en Paute. Se instala banco 138/69 kV y 150 MVA en septiembre de 2001e) Por sobrecarga estaba operando S/E móvil en forma permanente. Se instala transformador trifásico 138/46 kV y 75 MVA en septiembre 2001 y S/E móvil se reubica en S/E Ibarra
Anexo 3.12
Total S/E 230 / 138 kV
SUBESTACIÓNNo.
Transf.TIPO
RELACIÓN DE TRANSFORM.
TOTAL S/E 138 /69 o /46 o /34,5 kV
SUBESTACIONES PRINCIPALES DE ENTREGA DEL S.N.T.(Dic-2000)
LTC
Capa-cidad Máx.
Demanda Máxima
Max. (p.u.)
Min. (p.u.)
Max. (p.u.)
Min. (p.u.)
Max. (p.u.)
Min. (p.u.)
AMBATO 138/69 T1 43,0 29,52 69 jun 1,03 0,97 1,03 0,97 BABAHOYO 138/69 ATQ 66,7 39,80 60 abr 1,03 0,91 1,04 0,93 CUENCA 138/69 ATQ 100,0 90,50 91 dic 1,02 0,96 1,01 0,94 ESMERALDAS 138/69 AA1 75,0 52,20 70 dic 1,05 0,93 1,03 0,96
138/34,5 T1 40,0 18,60 47 may 1,04 0,97 138/69 ATQ 33,0 37,20 113 jun 1,05 0,99
LOJA 138/69 ATQ 66,7 32,90 49 oct 1,04 0,94 1,03 0,96 MACHALA 138/69 ATQ 100,0 79,00 79 may 1,05 0,91 1,04 0,93
230/69 ATK 150,0 166,00 111 dic 1,00 0,93 138/69 ATQ 100,0 81,00 81 jun 1,09 0,97
MOVIL (Sta. Rosa) 138/69/46 ATQ 30,0 28,60 95 sep 1,04 0,97 1,02 0,96 MULALÓ 138/69 ATQ 66,7 26,00 39 nov 1,04 0,99 1,05 0,96
230/138 ATU 375,0 391,00 104 abr 0,99 0,94 1,01 0,95 138/69 OHIO 220,0 148,90 68 nov - 1,04 0,97
POLICENTRO 138/69 ATQ 150,0 113,00 75 abr 1,04 0,89 1,02 0,91 138/69 AA1 75,0 63,10 84 may138/69 AA2 75,0 61,10 81 nov
POSORJA 138/69 ATQ 33,3 12,90 39 dic 1,09 0,92 1,04 0,93 230/138 ATT 165,0 128,80 78 nov 1,00 0,89 1,05 0,93 138/69 TRQ 33,0 19,40 59 may138/69 OSAKA 30,0 22,21 74 dic 1,03 0,91
RIOBAMBA 230/69 TRK 100,0 41,80 42 nov 1,04 0,97 1,02 0,96 SALITRAL 138/69 ATQ 150,0 141,70 94 abr 1,04 0,88 STA. ELENA 138/69 ATQ 66,7 43,40 65 mar 1,04 0,86 1,04 0,88
230/138 ATU 375,0 345,30 92 oct 1,00 0,96 1,04 0,97 138/46 TRN 75,0 72,00 96 ago 1,04 0,97 1,02 0,96 230/138 ATU 165,0 94,00 57 oct 1,02 0,94 1,03 0,97 138/69 ATR 100,0 51,00 51 oct 1,04 0,95 230/138 ATT 100,0 128,50 129 oct 1,03 0,97 1,04 0,99 138/69 ATQ 100,0 50,40 50 dic 1,04 0,99 1,03 0,98 230/238 ATT 375,0 139,60 37 dic 1,00 0,93 1,03 0,88 138/69 ATQ 150,0 114,00 76 oct 1,03 0,88 1,04 0,89
TULCÁN 138/69 ATQ 33,0 15,40 47 may 1,05 0,97 1,03 0,96 138/46 T1 48,0 40,80 85 jul 1,00 0,92 1,02 0,96 138/46 T2 43,0 37,10 86 oct 1,00 0,92 1,02 0,96
Los valores con sombra están fuera del rango: 3% en 230 y 138; 5% en 34,5...69 kV
0,94 1,07
VICENTINA
STA. ROSA
TRINITARIA
TOTORAS
Anexo 3.13
IBARRA
Potencia (MVA)
PASCUALES
Subestación
1,03
QUEVEDO
PORTOVIEJO
Rel
ació
n de
tr
ansf
orm
.
Den
omin
a-ci
ón
MILAGRO
1,03
STO. DOMINGO
- -
1,04 0,91
0,96
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES Y VOLTAJES EN SUBESTACIONES DEL S.N.T.- 2000
Porcent. de Carga
(%)
Mes de Demanda Máxima
230 kV 138 kV <=69 kV
0,95
# EMPRESAPROVINCIAS A LAS
QUE SIRVE
Area de Conce-
sión (km²)
CONEXIÓN A S/Es DE S.N.T.
Clientes Promed.
Redes Media
Tensión (km)
Dem. Max. (MW)
Factor de
Carga (%)
Energía Dispo-nible
(MWh)
Venta a distribui-
doras (MWh)
Venta a clientes finales ( MWh)
Venta a clientes finales
(% país)
Precio medio venta
(U$c/kWh)
PÉRDIDA ENERGÍA
(%)
1 AMBATO TUNGURAHUA, PASTAZA, %MORONA
40 805 AMBATO, TOTORAS 131 000 2 011 61 51% 272 278 14 852 219 694 2,8 4,4 13,86
2 AZOGUES % CAÑAR 1 187 E.E. CENTRO SUR 22 351 476 10 50% 42 174 36 836 0,5 4,5 12,663 BOLÍVAR BOLÍVAR 3 997 RIOBAMBA 35 765 1 257 12 42% 44 115 1 049 33 862 0,4 4,4 20,864 CENTRO SUR AZUAY, CAÑAR, %MORONA 28 962 CUENCA 200 700 4 522 101 55% 490 726 440 056 5,6 4,0 10,335 COTOPAXI COTOPAXI 5 556 LATACUNGA, MULALÓ 68 036 2 443 38 53% 177 720 144 487 1,8 4,4 18,76 EL ORO EL ORO, % AZUAY 6 745 MACHALA 126 131 2 472 73 60% 380 955 276 911 3,5 4,0 27,317 EMELEC % GUAYAS 1 399 PASCUALES, SALITRAL,
POLICENTRO, TRINITARIA 335 676 1 747 530 64% 2 981 748 2 253 741 28,7 2,8 24,42
10 ESMERALDAS ESMERALDAS 15 366 ESMERALDAS 52 937 1 017 48 58% 245 090 0 190 830 2,4 5,0 22,148 GALÁPAGOS GALÁPAGOS 7 942 SISTEMA AISLADO 4 384 141 4 42% 14 469 0 12 866 0,2 3,7 11,089 GUAYAS-LOS
RÍOS
GUAYAS, LOS RÍOS, %MANABÍ, %COTOPAXI, %AZUAY
10 511 PASCUALES, MILAGRO, QUEVEDO
131 535 2 447 134 64% 748 117 2 604 502 974 6,4 4,8 32,42
11 LOS RÍOS % LOS RÍOS, %GUAYAS, %BOLIVAR, %COTOPAXI
4 059 BABAHOYO 57 294 1 315 38 60% 198 070 152 804 1,9 4,0 22,85
12 MANABÍ MANABÍ 16 865 PORTOVIEJO 164 422 7 450 127 60% 672 370 646 467 851 6,0 4,2 30,3213 MILAGRO % GUAYAS, %CAÑAR, %
CHIMBORAZO 6 175 MILAGRO 82 510 1 809 59 63% 326 333 0 243 556 3,1 4,1 25,37
14 NORTE CARCHI, IMBABURA, %PICHINCHA, %SUCUMBÍOS
11 979 IBARRA, TULCÁN 125 584 3 122 65 51% 288 359 235 154 3,0 4,1 18,45
15 QUITO PICHINCHA, %NAPO 14 971 STA. ROSA, VICENTINA, GUANGOPOLO
513 696 5 102 450 60% 2 368 802 1 979 322 25,2 3,2 16,44
16 RIOBAMBA CHIMBORAZO 5 940 RIOBAMBA 104 580 2 585 40 51% 180 117 150 719 1,9 4,0 16,3217 STA. ELENA % GUAYAS 6 774 STA. ELENA, POSORJA 57 693 1 870 55 50% 243 016 189 258 2,4 4,4 22,1218 STO. DOMINGO % PICHINCHA, % ESMERALDAS 6 574 STO. DOMINGO 75 349 2 559 45 55% 218 648 166 554 2,1 4,2 23,83
19 SUCUMBÍOS SUCUMBÍOS, NAPO, ORELLANA 37 842 SISTEMA AISLADO 19 161 823 15 43% 57 930 39 391 0,5 5,1 32,00
20 SUR LOJA, ZAMORA, %MORONA 22 721 LOJA 96 150 4 382 35 48% 148 141 64 122 245 1,6 4,4 17,44 256 370 2 404 952 49 549 1 913 59% 10 099 176 19 215 7 859 111 100 3,6 21,99
-Las Empresas Distribuidoras deben escindir la generación que tienen actualmente; excepto aquella de sistemas no incorporados como los de Galápagos y Sucumbíos-En energía facturada no se incluye el sistema Tena por falta de información -La Empresa Eléctrica Galápagos empezó a operar como persona jurídica en Enero de 1999-El total de demanda máxima la coincidente del SNI, al nivel de S/E de entrega-%Guayas significa que sirve a un cierto porcentaje de esa provincia
SITUACIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO 2000
Anexo 3.14
TOTAL
ÁREAS DE CONCESIÓN PARA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICAGRÁFICO 2
Anexo 3.15PORCENTAJE DE ENERGÍA ELÉCTRICA FACTURADA
POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORASA CLIENTES FINALES.- AÑO 2000
2,8
0,5
0,4
5,6
1,8
3,5
2,4
0,2
6,4
1,9
6,0
3,1
3,0
1,9
2,4
2,1
0,5
1,6
28,7
25,2
0 5 10 15 20 25 30
AMBATO
AZOGUES
BOLÍVAR
CENTRO SUR
COTOPAXI
EL ORO
EMELEC
ESMERALDAS
GALÁPAGOS
GUAYAS-LOS RÍOS
LOS RÍOS
MANABÍ
MILAGRO
NORTE
QUITO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DOMINGO
SUCUMBÍOS
SUR
% del Total
G R Á F IC O 3
