Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano - CONELEC

Estadística del Sector
Eléctrico Ecuatoriano
Resumen del año 2009

________________________________________________
Directorio del Consejo Nacional de Electricidad
-CONELEC-
Quito – Ecuador, mayo de 2010
________________________________________________
PRESIDENTE
Doctor Miguel Calahorrano Camino
Delegado del Señor Presidente de la República y
Ministro de Electricidad y Energía Renovable
VICEPRESIDENTE
Doctor Javier Abad Vicuña
Representante Permanente del Señor Presidente de la
República
MIEMBROS DEL DIRECTORIO:
Señor Michael Mera Giler
Representante del Señor Presidente de la República
Economista. René Alberto Ramírez
Secretario Nacional de Planificación y Desarrollo
Abogado Heinz Moeller Gómez
Representante de las Cámaras de la Producción
Ingeniero Diego Ormaza Andrade
Representante de los Trabajadores del Sector Eléctrico
DIRECTORA EJECUTIVA INTERINA
Ingeniera Claudia Otero Narváez
El Folleto resumen de la Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano, es publicado en forma
semestral y anual por el Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC- y se distribuye a las
Generadoras, Transmisora, Distribuidoras, Autogeneradoras, CENACE, Grandes Consumidores,
y demás entidades y organismos relacionados con el sector eléctrico, a nivel nacional e
internacional.
Procesamiento y elaboración:
Electricidad y Telecomunicaciones Computarizada ASTUREG S.A.
asturegsa@yahoo.es
Administración General:
Coordinación Gestión de la
Información Sectorial
Revisión técnica:
Aprobación:
DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN - CONELEC
planificacion@conelec.gov.ec
Jorge Mendieta B.
jmendieta@conelec.gov.ec
Jorge Mendieta B.
Andrés Bravo A.
abravo@conelec.gov.ec
CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD – CONELECconelec@conelec.gov.ec
Quito, mayo de 2010

PRESENTACIÓN
Siendo la energía eléctrica el motor y eje fundamental del desarrollo del país y coadyuvante
fundamental del mejoramiento de la calidad de vida del ser humano, el Consejo Nacional de
Electricidad –CONELEC- pone a disposición de todas las instituciones y personas vinculadas con
la actividad del sector eléctrico, el RESUMEN DE LAS ESTADÍSTICAS DEL SECTOR
ELÉCTRICO ECUATORIANO DEL AÑO 2009, a fin de que éste constituya una herramienta de
consulta para todas y cada una de las personas que de una u otra manera reconocen la
importancia de este recurso estratégico.
En este documento se refleja los principales indicadores del Sector, que permitirán realizar
monitoreos de la producción de energía, consumo de combustibles, transacciones de compra y
venta de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista –MEM-, disponibilidades de energía en los
sistemas de distribución, facturación de los consumos a los clientes finales, balance de energía de
los sistemas de distribución, pérdidas técnicas y comerciales de energía.
Se brinda también una breve revisión a la infraestructura actual que disponen las empresas que
conforman el sector eléctrico ecuatoriano.
Se destaca el apoyo recibido de todas las empresas que conforman el Sector Eléctrico
Ecuatoriano; esto es: las empresas generadoras, autogeneradoras, transmisora, distribuidoras,
grandes consumidores; y además, el Centro Nacional de Control de Energía –CENACE- y más
entidades y personas que han brindado soporte técnico para la elaboración de este folleto.
En procura de mejorar las condiciones de servicio a los usuarios, el marco legal en el cual se
enmarcan nuestras actividades, ha sufrido varios cambios, que buscan facilitar el desarrollo de este
Sector.
El CONELEC aspira a que este documento constituya un medio de análisis y orientación sobre el
desenvolvimiento del sector eléctrico ecuatoriano, especialmente para quienes están vinculados
con esta importante área de desarrollo del país.
Ing. Claudia Otero Narváez
DIRECTORA EJECUTIVA INTERINA

ÍNDICE
INDICE DE TABLAS .......................................................................................................................................... 5
INDICE DE GRÁFICOS ...................................................................................................................................... 6
INDICE DE FIGURAS ......................................................................................................................................... 6
1. ANTECEDENTES ................................................................................................................................... 7
2. RESUMEN DE LOS PRINCIPALES INDICADORES ELÉCTRICOS NACIONALES EN EL
PERIODO 2000 – 2009 ........................................................................................................................... 8
3. EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LOS PRINCIPALES INDICADORES ELÉCTRICOS
NACIONALES EN EL PERÍODO 2000-2009 .......................................................................................... 9
4. BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL AÑO 2009 .............................................. 11
5. POTENCIA EN CENTRALES DE GENERACIÓN E INTERCONEXIÓN EN EL AÑO 2009 ................. 17
6. PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL
AÑO 2009 .............................................................................................................................................. 21
7. RESUMEN ECONÓMICO A NIVEL NACIONAL DE LA VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN
EL AÑO 2009 ........................................................................................................................................ 26
8. RESUMEN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN (S.N.T.) EN EL AÑO 2009 .................... 28
9. PRECIOS MEDIOS DE COMPRA DE ENERGÍA POR LAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO
2009 ....................................................................................................................................................... 29
10. RESUMEN ENERGÉTICO – ECONÓMICO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL
AÑO 2009 .............................................................................................................................................. 30
11. BALANCE DE ENERGÍA, PÉRDIDAS Y PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL AÑO 2009 .............................................................................. 33
11.1. BALANCE DE ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL AÑO 2009 ............................ 33
11.2. PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL AÑO 2009 .......................... 34
12. RESUMEN ENERGÉTICO – ECONÓMICO DE LAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO 2009 .............. 35
12.1. ENERGÍA RECIBIDA Y FACTURADA POR LAS DISTRIBUIDORAS .............................................. 35
12.2. NÚMERO, ENERGÍA FACTURADA Y CONSUMO PROMEDIO (CP) MENSUALES DE
CLIENTES REGULADOS ................................................................................................................. 36
12.3. NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR EMPRESA ELÉCTRICA DISTRIBUIDORA EN
EL AÑO 2009 .................................................................................................................................... 37
12.4. VALORES FACTURADOS Y PRECIOS MEDIOS POR VENTA DE ENERGÍA A CLIENTES
FINALES DE LAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO 2009 ................................................................. 38
13. PERSONAL DE LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO A DICIEMBRE DE 2009 ................. 40
14. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS DISTRIBUIDORAS A DICIEMBRE DE 2009 .................... 41
15. TRANSACCIONES DE LOS GRANDES CONSUMIDORES EN EL AÑO 2009 .................................. 42
16. ENERGÍA ENTREGADA COMO CONSUMOS PROPIOS EN EL AÑO 2009 ...................................... 43
17. DIVISIÓN POLÍTICA DE LA REPÚBLICA DEL ECUADOR .................................................................. 45
18. COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA REPÚBLICA DEL ECUADOR ................................ 46
19. SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA .......................................................................................................................................... 47
20. ÁREAS DE CONCESIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS ............................ 48
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 4

ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Resumen de los principales indicadores del Sector Eléctrico Ecuatoriano en el periodo 2000-
2009 ...................................................................................................................................................... 8
Tabla 2: Balance de energía del sistema eléctrico ecuatoriano, año 2009 ....................................................... 12
Tabla 3: Balance de energía mensual en el año 2009 ...................................................................................... 15
Tabla 4: Potencia en centrales de generación e interconexión por tipo de sistema.......................................... 17
Tabla 5: Potencia en centrales de generación e interconexión por tipo de central ........................................... 17
Tabla 6 Variación de la potencia en centrales de generación e interconexión respecto a diciembre de
2008 .................................................................................................................................................... 18
Tabla 7: Potencia nominal y efectiva de las centrales de generación según su fuente de energía. ................. 20
Tabla 8: Potencia en centrales de generación e interconexión por tipo de servicio .......................................... 20
Tabla 9: Balance de producción de energía por tipo de sistema ...................................................................... 21
Tabla 10: Balance de producción de energía por tipo de central ...................................................................... 21
Tabla 11: Producción por tipo de fuente de energía ......................................................................................... 22
Tabla 12: Producción de energía por tipo de servicio ....................................................................................... 23
Tabla 13: Consumo de combustibles y equivalencias en TEP* ........................................................................ 24
Tabla 14: Consumo de combustibles por empresa ........................................................................................... 24
Tabla 15: Consumo de combustibles en Toneladas Equivalente de Petróleo TEP por empresa ..................... 25
Tabla 16: Energía vendida por tipo de empresa y tipo de cliente ..................................................................... 26
Tabla 17: Energía mensual vendida por tipo de mercado y precios medios ..................................................... 27
Tabla 18: Energía comprada por las distribuidoras por tipo de mercado .......................................................... 29
Tabla 19: Energía facturada por grupo de cliente y precios medios ................................................................. 30
Tabla 20: Energía entregada a los consumos propios de las autogeneradoras ............................................... 30
Tabla 21: Precios medios mensuales por grupo de consumo a clientes finales de los sistemas de
distribución. ......................................................................................................................................... 31
Tabla 22: Precios medios mensuales por área de concesión a clientes finales de los sistemas de
distribución. ......................................................................................................................................... 31
Tabla 23: Balance de energía de los sistemas de distribución. ........................................................................ 33
Tabla 24: Pérdidas de energía en las diferentes etapas funcionales de los sistemas de distribución. ............. 34
Tabla 25: Energía recibida y entregada por las distribuidoras en el año 2009 ................................................. 35
Tabla 26: Número de clientes, energía facturada y consumos promedios mensuales en el año 2009 ............ 36
Tabla 27: Número mensual de clientes regulados por grupo de consumo en el año 2009 ............................... 37
Tabla 28: Número mensual de clientes regulados por grupo de consumo y nivel de voltaje en el año
2009 .................................................................................................................................................... 37
Tabla 29: Valores facturados a clientes finales de las distribuidoras ................................................................ 38
Tabla 30: Precios medios de clientes regulados ............................................................................................... 38
Tabla 31: Precios medios mensuales de clientes regulados por distribuidora (USD ¢/kWh) ............................ 39
Tabla 32: Personal que laboró en el sector eléctrico ecuatoriano en el año 2009 ............................................ 40
Tabla 33: Principales características técnicas de las distribuidoras en el año 2009 ......................................... 41
Tabla 34: Energía facturada a grandes consumidores* .................................................................................... 42
Tabla 35: Energía recibida por los consumos propios de las autogeneradoras (1/2) ....................................... 43
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 5

INDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1: Demanda en el Sistema Nacional Interconectado, periodo 2000-2009 .............................................. 9
Gráfico 2: Balance de energía disponible para servicio público, periodo 2000-2009 .......................................... 9
Gráfico 3: Energía facturada a clientes finales, periodo 2000-2009.................................................................. 10
Gráfico 4: Pérdidas de los sistemas de distribución, periodo 2000-2009 .......................................................... 10
Gráfico 5 Generación de energía por tipo de empresa ..................................................................................... 13
Gráfico 6 Distribución de la energía entregada para Servicio Público .............................................................. 13
Gráfico 7: Distribución de la energía bruta generada e importada .................................................................... 16
Gráfico 8: Distribución de la energía bruta generada e importada .................................................................... 16
Gráfico 9: Potencia efectiva No Incorporada al S.N.I. ....................................................................................... 18
Gráfico 10: Potencia efectiva Incorporada al S.N.I. .......................................................................................... 18
Gráfico 11: Potencia nominal de centrales en bases a energía renovable ....................................................... 19
Gráfico 12: Potencia nominal de centrales en bases a energía no renovable .................................................. 19
Gráfico 13: Potencia efectiva según la fuente de energía ................................................................................. 19
Gráfico 14: Energía bruta por tipo de sistema y tipo de central ........................................................................ 22
Gráfico 15: Consumo de combustibles en TEP ................................................................................................ 25
Gráfico 16: Valores facturados por venta de energía en el MEM por tipo de empresa y por tipo de
mercado .............................................................................................................................................. 26
Gráfico 17: Valores facturados por venta de energía en el MEM por tipo de empresa y por tipo de
mercado .............................................................................................................................................. 27
Gráfico 18: Precios medios de compra de energía por las distribuidoras ......................................................... 29
Gráfico 19: Precio medio nacional y precios medios por área de concesión a clientes finales en
distribución, año 2009 ......................................................................................................................... 32
Gráfico 20: Precios medios mensuales a clientes finales en distribución, año 2009 ........................................ 32
Gráfico 21: Pérdidas de energía en los sistemas de distribución ..................................................................... 34
Gráfico 22: Energía facturada a clientes regulados de las distribuidoras ......................................................... 35
Gráfico 23: Número de clientes regulados por distribuidora ............................................................................. 37
Gráfico 24: Precios medios a clientes regulados por grupos de consumos ..................................................... 39
Gráfico 25: Energía de los grandes consumidores ........................................................................................... 42
INDICE DE FIGURAS
Figura 1: Flujo de la energía en sistema eléctrico ecuatoriano ......................................................................... 14
Figura 2: Unidad de generación de Ecoluz ....................................................................................................... 18
Figura 3: Torre de Transmisión ......................................................................................................................... 28
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 6

1. ANTECEDENTES
La Ley de Régimen del Sector Eléctrico, LRSE, de 10 de octubre de 1996, señala que el Consejo
Nacional de Electricidad, CONELEC, debe proveerse de las herramientas para ejercer sus
funciones de planificación para el desarrollo del sector, proveer información y ejercer todas las
actividades de regulación y control definidas en esta Ley. En el año 2009, se han producido
algunos cambios en la normativa jurídica y operativa de la Institución, que inciden en la
planificación y ejecución de las actividades que cumple el CONELEC dentro de la política del
sector eléctrico del país, las que a continuación mencionamos:
1. El Mandato Constituyente N° 15 expedido el 23 de julio de 2008, publicado en el Registro
Oficial N° 393 de 31 de julio de 2008, asigna al CONELEC, la responsabilidad de aprobar
nuevos pliegos tarifarios para establecer la tarifa única que deben aplicar las empresas
eléctricas de distribución, para cada tipo de consumo de energía eléctrica, para lo cual
debe establecer los nuevos parámetros regulatorios específicos que se requieran,
incluyendo el ajuste automático de los contratos de compra venta de energía vigentes.
Además, en este mismo mandato se establece que las empresas de generación,
distribución y transmisión, en las que el Estado Ecuatoriano tiene participación accionaria
mayoritaria, extinguirán, eliminarán y/o darán de baja todas las cuentas por cobrar y pagar
de los rubros, compra-venta de energía, peaje de transmisión y combustible destinado para
generación que existe entre esas empresas; para lo cual éstas, realizarán los ajustes
contables necesarios que permitan el cumplimiento de las disposiciones de este mandato.
Debido a las disposiciones del citado Mandato, los valores indicados en este Folleto, a la
fecha de su emisión, están sujetos al ajuste contable de las transacciones del Mercado
Eléctrico, por lo que, en las Tablas estadísticas que los afecte, tienen el carácter de
provisionales.
2. A partir del mes de marzo de 2009, se conformó La Corporación Nacional de Electricidad
(CNEL) con plenos derechos y obligaciones para operar en el sector eléctrico nacional
como empresa distribuidora de electricidad, asociando como gerencias regionales a las
Empresas Eléctricas Esmeraldas S.A.; Regional Manabí S.A.; Santo Domingo S.A.;
Regional Guayas-Los Ríos S.A.; Los Ríos C.A.; Milagro C.A.; Península de Santa Elena
S.A.; El Oro S.A.; Bolívar S.A.; y, Regional Sucumbíos S.A.
3. En este mismo sentido, se creó la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC), integrada
por cinco empresas de generación (Compañía de Generación Hidroeléctrica Paute S.A. –
Hidropaute; Compañía de Generación Hidroeléctrica Hidroagoyán S.A. – Hidroagoyán;
Compañía de Generación Termoeléctrica Guayas S.A.- Electroguayas; Compañía de
Generación Termoeléctrica Esmeraldas S.A. – Termoesmeraldas y, Compañía de
Generación Termoeléctrica Pichincha S.A. - Termopichincha), más la empresa transmisora
de electricidad CELEC-Transelectric. Las seis empresas pasan a convertirse en Unidades
de Negocio.
4. La Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil (CATEG) en sus
secciones de generación y distribución, a través del Decreto Ejecutivo N° 1786 de 18 de
junio de 2009, se convirtió en la Unidad de Generación, Distribución y Comercialización de
Energía Eléctrica de Guayaquil –ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 7

2. RESUMEN DE LOS PRINCIPALES INDICADORES ELÉCTRICOS NACIONALES EN EL PERIODO 2000 – 2009
El siguiente resumen muestra los principales índices obtenidos como resultado de la generación, transmisión, distribución y consumo de la
energía eléctrica en Ecuador durante el periodo 2000-2009.
Tabla 1: Resumen de los principales indicadores del Sector Eléctrico Ecuatoriano en el periodo 2000-2009
AÑO
CONCEPTO
Unidad 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Energía generada e importada Bruta Total GWh 10.612,44 11.072,03 11.943,86 12.665,74 14.226,46 15.127,47 16.686,32 18.197,52 19.108,69 19.472,96
Energía no disponible para Servicio Público (1) GWh n.d. 49,37 287,41 337,76 1.086,79 1.219,30 1.850,67 2.540,75 2.610,30 2.587,07
Energía generada e importada para Servicio Público GWh 10.612,44 11.022,66 11.656,45 12.327,98 13.139,67 13.908,16 14.835,65 15.656,78 16.498,39 16.885,89
Autoconsumos en generación para servicio público (2)
GWh 173,82 203,54 234,00 238,09 215,22 270,93 300,91 307,25 321,84 304,89
% 1,64% 1,85% 2,01% 1,93% 1,64% 1,95% 2,03% 1,96% 1,95% 1,81%
Energía disponible para servicio público GWh 10.438,62 10.819,12 11.422,45 12.089,89 12.924,45 13.637,23 14.534,74 15.349,52 16.176,54 16.581,00
Pérdidas en Transmisión (3)
Energía Exportada a Colombia
GWh
GWh
343,36
n.a.
344,95
67,20
394,20
34,97
389,28
16,03
458,31
1,07
430,95
38,39
426,61
37,53
485,46
20,76
614,73 606,23
%
%
3,24%
n.a.
3,13%
0,55%
3,38%
0,27%
3,16%
0,12%
3,49%
0,01%
3,10%
0,25%
2,88%
0,23%
3,10%
0,12%
3,73% 3,59%
Energía entregada a Grandes Consumidores en GWh n.a. 11,07 129,15 127,62 125,59 133,22 315,57 397,81 264,70 -
Subtransmisión (Holcim Gye-> sep/05 - ago/08 e Interagua -
> dic/01 - ago/08)
% n.a. 0,10% 1,13% 1,06% 0,97% 0,98% 2,17% 2,59% 1,64% 0,00%
Energía disponible en Sistemas de Distribución GWh 10.095,26 10.463,11 10.899,09 11.505,78 12.305,57 13.057,04 13.791,49 14.427,86 15.259,58 15.954,01
GWh 2.210,12 2.334,09 2.453,62 2.633,41 2.831,31 2.971,72 3.069,01 3.089,83 2.993,08 2.733,36
Pérdidas Totales de Energía en Sistemas de Distribución
% 21,89% 22,31% 22,51% 22,89% 23,01% 22,76% 22,25% 21,42% 19,61% 17,13%
Energía Facturada a Clientes Finales (4) GWh 7.885,14 8.129,02 8.445,47 8.872,37 9.474,26 10.085,32 10.722,48 11.338,02 12.266,51 13.220,65
Valor por Energía Facturada a Clientes Regulados de
distribuidoras
Valor por Energía Facturada (Grandes Consumidores y
Clientes No Regulados) (5)
Millones
USD
Millones
USD
285,43 514,93 690,04 749,92 778,58 797,39 847,81 888,93 948,30 1.017,14
n.a. 27,28 27,13 45,41 52,13 70,39 49,50 59,80 45,20 10,27
Clientes Regulados de distribuidoras al final del periodo # 2.453.686 2.546.698 2.676.421 2.809.060 2.952.800 3.079.458 3.229.890 3.370.914 3.553.493 3.744.816
Grandes Consumidores # n.a. 16 20 35 62 78 89 73 27 5
Consumos Propios (6) # n.a.
14 49 50 75
Demanda Máxima en Bornes de Generación
(Solo SNI) (7)
GW 1,95 2,00 2,13 2,22 2,36 2,42 2,64 2,71 2,79 2,77
Demanda Máxima en Subestaciones Principales
(Solo SNI)
GW 1,91 1,91 2,06 2,13 2,29 2,33 2,48 2,61 2,73 2,74
(1): Corresponde a la energía utilizada internamente para procesos productivos y de explotación (el total de la energía producida por las empresas autogeneradoras Andes Petro, Agip, Consorcio Bloque 7 y 21 (actualmente administrada por Petroamazonas), OCP,
Petroamazonas, y Petroproducción; y, una parte de la energía generada por Agua y Gas de Sillunchi, Ecoluz, EMAAP-Q, Hidroimbabura, Lafarge, La Internacional, Molinos La Unión, Perlabí y Repsol YPF).
(2): Es la energía utilizada por las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación, para los procesos de generación de energía eléctrica que estará disponible para el Servicio Público.
(3): Considera todo el transporte de energía a nivel nacional. Incluye aquella que no es transportada por el Sistema Nacional de Transmisión.
(4): Incluye clientes Regulados y No Regulados excepto la energía exportada a Colombia y la entregada a los grandes consumidores en subtransmisión (Holcim Gye-> sep/05 - ago/08 e Interagua -> dic/01 - ago/08)
(5): Por efectos de la aplicación del Mandato 15 y al reducirse las tarifas, muchos grandes consumidores pasaron a ser Clientes Regulados, por ello la reducción de la facturación a Clientes No Regulados.
(6): Incluye las empresas filiales de las Autogeneradoras Enermax, Ecoluz, Hidroabanico e Hidroimbabura y los consumos propios de Electroandina, Electrocórdova, Hidroservice y Perlabí.
(7): Para el año 2009, la demanda máxima se produjo el 21 de abril de 2009.
Los porcentajes referentes a la energía total son calculados respecto a la energía generada para Servicio Público y los de consumos en distribución, respecto a la Energía disponible en Sistemas de Distribución;
n.d. -> no disponible n.a.-> no aplica.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 8

3. EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LOS PRINCIPALES INDICADORES ELÉCTRICOS
NACIONALES EN EL PERÍODO 2000-2009
La demanda en Bornes de Generación en cada año se refiere a la sumatoria de las demandas
máximas no coincidentes de cada mes, medida a la salida de las centrales de generación, y tuvo
un crecimiento en este periodo del 41,71%, mientras que en la relación 2009-2008, experimentó
una disminución del 0,54%, debido a la crisis energética sufrida especialmente en los meses de
noviembre y diciembre de 2009. Por otro lado, la demanda Máxima en Subestaciones Principales,
es la resultante de la sumatoria de las demandas máximas no coincidentes de cada uno de los
sistemas de distribución conectados al Sistema Nacional Interconectado S.N.I. El crecimiento en el
periodo fue del 43,23% mientras que en el periodo 2008-2009, apenas creció en el 0,44%.
Demandas en el S.N.I. (MW)
2.134
1.955 2.002
2.058
1.913 1.908
2.223
2.133
2.360
2.424
2.289 2.325
2.642 2.706
2.614
2.480
2.785 2.770
2.728 2.740
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Demanda Máxima en Bornes de Generación (Solo SNI)
Demanda Máxima en Subestaciones Principales (Solo SNI)
Gráfico 1: Demanda en el Sistema Nacional Interconectado, periodo 2000-2009
La energía disponible para servicio público, es aquella que se entrega a los clientes finales a través
de los sistemas de transmisión y distribución. El gráfico siguiente muestra los valores totales
anuales, donde se deduce que en el periodo esta energía se incrementó en un 58,84%, mientras
que en el 2009 creció en un 2,50% respecto al 2008.
GWh
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
-
Balance de Energía Disponible para Servicio Público
16.176,54
16.581,00
15.349,52
14.534,74
13.637,23
12.924,45
12.089,89
11.422,45
10.438,62 10.819,12
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Energía Facturada a Clientes Finales
Pérdidas de energía en distribución
Energía de grandes consumidores en subtransmisión Energía Exportada a Colombia
Pérdidas en Transmisión
Energía Disponible para Servicio Público
Gráfico 2: Balance de energía disponible para servicio público, periodo 2000-2009
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 9

La energía facturada a clientes finales incluye a los clientes regulados y a los no regulados dentro
de los sistemas de distribución. De acuerdo al gráfico, este valor en el periodo 2000-2009, se
incrementó en el 67,02% y la variación entre los años 2009 y 2008 fue del 7,78%. En estos valores
no se incluye la energía que se exportó a Colombia (abr/2003 – dic/2009) ni la consumida por los
grandes consumidores Holcim (sep/2005 – ago/2008) e Interagua (ene/02 – ago/2008), ya que ésta
fue liquidada en el sistema de transmisión.
GWh
14.000
12.000
10.000
8.000
Energía Facturada a Clientes Finales
9.474
8.872
7.885
8.129
8.445
10.085
10.722
11.338
12.267
13.221
6.000
4.000
2.000
-
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Gráfico 3: Energía facturada a clientes finales, periodo 2000-2009
Las pérdidas de energía en los sistemas de distribución en el periodo 2000-2009 han tenido un
incremento del 23,05%; sin embargo en el año 2009, disminuyeron en un 8,72% respecto al 2008.
Si las pérdidas son analizadas en función de la energía disponible en los sistemas de distribución,
se observa en el gráfico que éstas han sufrido una disminución considerable, pues del 21,89%
obtenidas en el año 2000, que luego se incrementaron al 23,01% en el 2004, pasaron al 17,13% en
el año 2009 (variación total en el periodo del 4,86%).
GWh
Evolución de las pérdidas de energía en los Sistemas de Distribución
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
-
19,61% 17,13%
2.972
3.069 3.089
2.994
2.826
2.615
2.446
2.221
2.327
2.733
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Pérdidas Técnicas (GWh)
Pérdidas No Técnicas (GWh)
Total Pérdidas de Energía (%)
Total Pérdidas de Energía (GWh)
Gráfico 4: Pérdidas de los sistemas de distribución, periodo 2000-2009
25%
20%
15%
10%
5%
0%
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 10

4. BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL AÑO 2009
La siguiente tabla muestra un Balance de la Energía entre la producción e importación, las
pérdidas y el consumo a nivel nacional, enfocado principalmente desde el punto de vista de la
energía que se puso a disposición del servicio público. Nótese que las pérdidas en transmisión, no
corresponden exactamente a las pérdidas del Sistema Nacional de Transmisión S.N.T., ya que en
este análisis se incluye la energía que no fluye por dicho Sistema.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 11

Tabla 2: Balance de energía del sistema eléctrico ecuatoriano, año 2009
A: PRODUCCIÓN TOTAL DE ENERGÍA A NIVEL NACIONAL
GWh %
Hidráulica 9.222,44 46,84
A.1: Energía Renovable
Eólica 3,20 0,02
Fotovoltaica 0,01 0,00
Térmica* 216,52 1,10
Subtotal A.1:
9.442,18 47,96
A.2: Energía No Renovable Térmica 9.126,88 46,35
Total Producción Nacional (A.1 + A.2):
18.569,05 94,31
A.3: Interconexión Importación 1.120,43 5,69
TOTAL (A = A.1 + A.2 + A.3):
19.689,48 100,00
I: DESGLOSE DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA
I.1: Consumos internos (1) GWh %
Auxiliares de unidades 301,35 1,55
I.1.1: Consumos
Locales 2.285,72 11,74
Subtotal Consumos Internos de Autogeneradoras (I.1):
2.587,07 13,29
I.2: Oferta de energía para Servicio Público GWh %
Hidráulica 9.175,86 47,12
I.2.1: Renovable
Eólica 3,20 0,02
Fotovoltaica 0,01 0,00
Subtotal I.2.1:
9.179,07 47,14
I.2.2: Energía No Renovable Térmica 6.586,39 33,82
Subtotal Producción Nacional (I.2.1 + I.2.2):
15.765,46 80,96
I.2.3: Interconexión Importación 1.120,43 5,75
Subtotal Oferta de energía para Servicio Público (I.2):
16.885,89 86,71
TOTAL (I = I.1 + I.2):
19.472,96 100,00
B: ENERGÍA DISPONIBLE PARA SERVICIO PÚBLICO
GWh %
B.1 = I.2: Oferta de energía para Servicio Público
16.885,89 100,00
B.2: Consumos Auxiliares de unidades y otros 304,89 1,81
B.3: Pérdidas Transmisión 606,23 3,59
ENERGÍA DISPONIBLE PARA SERVICIO PÚBLICO (B.1 - B.2 - B.3)
15.974,77 94,60
C: CONSUMOS DE ENERGÍA DE SERVICIO PÚBLICO
C.1 Energía disponible para Servicio Público
C.2: Clientes a nivel nacional
C.3: Exportación
GWh %
15.974,77 100,00
Residencial 4.686,55 29,34
Comercial (2) 2.581,22 16,16
Industrial (3) 3.994,46 25,00
Alumbrado Público 820,29 5,13
Otros 1.137,91 7,12
Perú (4) 0,22 0,00
Colombia (5) 20,76 0,13
13.241,42 82,89
TOTAL C: (C.1 - C.2 - C.3)
D: PÉRDIDAS EN DISTRIBUCIÓN (6) GWh %
Distribución
Técnicas 1.394,06 8,73
No Técnicas 1.339,29 8,38
TOTAL D: (7)
2.733,36 17,11
(*) Corresponde a la energía generada con el uso de Biomasa (Bagazo de caña).
(1) Corresponde a la energía generada y consumida en los procesos internos de explotación o producción de las Autogeneradoras.
(2) Incluye la energía de clientes regulados y no regulados para uso comercial, además de los consumos propios de las Autogeneradoras que entran al SNI.
(3) Incluye la energía de clientes regulados y clientes no regulados para uso industrial, además de los consumos propios de las Autogeneradoras que
(4) entregan Corresponde energía a al la SNI. energía vendida por la E.E. Sur a 7 clientes del norte de Perú.
(5) Corresponde a la energía vendida a Colombia por la interconexión de 230 kV.
(6) Puesto que las pérdidas están refereridas al Sistema de Distribución, no se desagrega para este cálculo la energía reconocida en los peajes respectivos.
(7) Los porcentajes de consumos y pérdidas en distribución están referidos a la energía disponible para servicio público, incluye la energía exportada a
colombia (C.1)
En el año 2009, la generación de energía eléctrica en Ecuador tuvo dos fuentes importantes:
Generación Nacional e Importación.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 12

Dentro de la Generación Nacional, se tiene tres tipos de agentes: Generadoras, Distribuidoras con
Generación y Autogeneradoras.
La importación de energía se la realizó a través de los sistemas interconectados con las
Repúblicas de Colombia (enero-diciembre) y Perú (noviembre-diciembre).
El siguiente gráfico muestra los totales y porcentajes por cada uno de los tipos de agentes que
contribuyeron con la producción de energía.
Generación Total (GWh)
Distribuidora
1.353,20
6,95%
Generadora
13.773,87
70,73%
Autogeneradora
3.225,46
16,56%
Importación
1.120,43
5,75%
Gráfico 5 Generación de energía por tipo de empresa
La energía entregada para servicio público, sin considerar las pérdidas de transmisión, alcanzó los
15.974,77 GWh que se repartieron de acuerdo a lo indicado en el gráfico que a continuación se
indica, del cual podemos deducir que el consumo residencial fue el de mayor valor.
También se puede apreciar que las pérdidas de distribución, a pesar de haber disminuido en
relación a los años anteriores, aún siguen siendo importantes; así por ejemplo, las pérdidas
técnicas y las no técnicas son mayores que los grupos de consumo Otros y Alumbrado Público y
en conjunto las pérdidas de distribución superan el valor del consumo comercial.
Consumo de Energía para Servicio Público y Pérdidas
(GWh)
Comercial
2.581,25
16,16%
Industrial
3.992,49
25,00%
Residencial
4.686,57
29,34%
Pérdidas en
distribución
2.732,57
17,11%
Otros
1.138,09
7,13%
Exportación
20,98
0,13%
Alumbrado
Público
820,29
5,14%
Pérdidas
Técnicas
1.394,06
8,73%
Pérdidas
No Técnicas
1.338,51
8,38%
Gráfico 6 Distribución de la energía entregada para Servicio Público
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 13

Para explicar el flujo de energía, se ha elaborado el siguiente diagrama: la primera sección indica
la contribución de generación de los agentes y sus consumos de combustibles (en unidades
térmicas); a continuación se ha excluido la energía utilizada en servicios auxiliares de generación y
la energía que no ingresa al Sistema de Transmisión (sistemas que no están integrados al S.N.I., ni
directa ni indirectamente), para obtener la energía que fluye por los sistemas de transmisión. De
este resultado se descarta la energía que se exporta a Colombia y las pérdidas de transmisión
para obtener el valor de la energía que llega por la transmisión a los sistemas de distribución, los
cuales reciben aportes de sistemas de distribución no incorporados. Si de este total restamos las
pérdidas de distribución, tendremos como resultado final, la energía que los sistemas de
distribución entregan a sus clientes finales (regulados y no regulados).
Figura 1: Flujo de la energía en sistema eléctrico ecuatoriano
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 14

La siguiente tabla muestra el desglose del Balance mensual de energía a nivel Nacional, en el cual se separa los valores correspondientes a las
tres etapas principales del sector eléctrico ecuatoriano: generación, transmisión y distribución-comercialización. Por tanto la energía disponible en
sistemas de distribución (15.954,01 GWh) se puede obtener de la energía disponible para servicio público (16.581,00GWh) menos la exportada a
Colombia (20,76 GWh) y menos las pérdidas de Transmisión (606,23 GWh).
Tabla 3: Balance de energía mensual en el año 2009
Concepto Unidad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Energía generada e
importada Bruta Total
Energía no disponible para
Servicio Público (1)
Energía generada e
importada para Servicio
Público
Autoconsumos en
Generación (2)
Energía disponible para
Servicio Público
Pérdidas en Transmisión
(3)
Energía Exportada a
Colombia
Energía disponible en
Sistemas de Distribución
(4)
Pérdidas de Energía en
Sistemas de Distribución
Energía Facturada a
Clientes Regulados
Energía Facturada a
Clientes No Regulados (5).
(GWh) 1.627,61 1.483,32 1.674,71 1.643,78 1.684,87 1.613,92 1.667,53 1.651,88 1.628,03 1.683,33 1.501,57 1.612,41 19.472,96
(GWh) 216,50 191,17 209,33 202,20 209,30 203,88 224,51 228,51 222,48 231,24 226,46 221,50 2.587,07
% 13,30% 12,89% 12,50% 12,30% 12,42% 12,63% 13,46% 13,83% 13,67% 13,74% 15,08% 13,74% 13,29%
(GWh) 1.411,11 1.292,16 1.465,38 1.441,58 1.475,57 1.410,03 1.443,03 1.423,38 1.405,54 1.452,09 1.275,11 1.390,91 16.885,89
% 86,70% 87,11% 87,50% 87,70% 87,58% 87,37% 86,54% 86,17% 86,33% 86,26% 84,92% 86,26% 86,71%
(GWh) 24,92 19,98 24,36 26,44 23,82 24,06 23,58 23,86 26,14 28,56 27,76 31,41 304,89
% 1,77% 1,55% 1,66% 1,83% 1,61% 1,71% 1,63% 1,68% 1,86% 1,97% 2,18% 2,26% 1,81%
(GWh) 1.386,19 1.272,18 1.441,02 1.415,14 1.451,75 1.385,97 1.419,44 1.399,52 1.379,40 1.423,52 1.247,35 1.359,50 16.581,00
(GWh) 58,23 52,63 52,34 56,49 59,15 54,97 57,49 50,39 41,59 44,15 37,58 41,21 606,23
% 4,13% 4,07% 3,57% 3,92% 4,01% 3,90% 3,98% 3,54% 2,96% 3,04% 2,95% 2,96% 3,59%
(GWh) 0,59 0,14 0,84 4,56 4,56 3,22 4,38 1,53 0,11 0,09 0,22 0,53 20,76
% 0,04% 0,01% 0,06% 0,32% 0,31% 0,23% 0,30% 0,11% 0,01% 0,01% 0,02% 0,04% 0,12%
(GWh) 1.327,37 1.219,41 1.387,85 1.354,08 1.388,05 1.327,78 1.357,57 1.347,60 1.337,71 1.379,28 1.209,55 1.317,76 15.954,01
(GWh) 234,30 155,64 288,26 252,35 266,77 203,02 250,38 234,18 226,07 233,68 127,87 260,85 2.733,36
% 17,65% 12,76% 20,77% 18,64% 19,22% 15,29% 18,44% 17,38% 16,90% 16,94% 10,57% 19,80% 17,13%
(GWh) 1.043,24 1.017,32 1.051,22 1.062,57 1.083,55 1.085,31 1.068,51 1.076,81 1.076,13 1.109,91 1.048,15 1.025,21 12.747,92
(GWh) 49,84 46,45 48,37 39,16 37,73 39,45 38,68 36,61 35,51 35,69 33,53 31,70 472,73
(1): Corresponde a la energía utilizada internamente para procesos productivos y de explotación (el total de la energía producida por las empresas autogeneradoras Andes Petro, Agip, Consorcio Bloque 7 y 21 (actualmente
administrada por Petroamazonas), OCP, Petroamazonas, Petroproducción y Repsol YPF; y, una parte de la energía generada por Agua y Gas de Sillunchi, Ecoluz, EMAAP-Q, Hidroimbabura, Lafarge, La Internacional, Molinos La
Unión y Perlabí).
(2): Es la energía utilizada por las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación, para los procesos de generación de energía eléctrica que estará disponible para el Servicio Público.
(3): Considera todo el transporte de energía a nivel nacional. Incluye aquella que no es transportada por el Sistema Nacional de Transmisión.
(4): Incluye clientes Regulados y No Regulados excepto la energía exportada a Colombia.
(5): Por efectos de la aplicación del Mandato 15 y al reducirse las tarifas, muchos grandes consumidores pasaron a ser Clientes Regulados, por ello la reducción de la facturación a Clientes No Regulados.
Los porcentajes referentes a la energía total son calculados respecto a la energía generada para Servicio Público y los de consumos en distribución, respecto a la Energía disponible en Sistemas de Distribución.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 15

El gráfico tipo pastel mostrado a continuación indica los valores de cada una de las etapas donde
se distribuyó la energía total generada e importada; por consiguiente Los porcentajes mostrados
están referidos a este último valor.
Facturación a Clientes
No Regulados
472,73
2,43%
Facturación a Clientes
Regulados
12.747,92
65,46%
Energía no
disponible para
Servicio Público
2.587,07
13,29% Autoconsumos en
Generación
304,89
1,57%
Pérdidas en Sistemas
de Distribución
2.733,36
14,04%
Pérdidas en
Transmisión
606,23
3,11%
Exportación a
Colombia
20,76
0,11%
Gráfico 7: Distribución de la energía bruta generada e importada
El gráfico siguiente muestra la distribución mensual de la energía en cada una de las etapas
indicadas en párrafos anteriores
GWh
1.800
1.627,61
1.674,71 1.684,87 1.667,53 1.628,03
1.643,78 1.651,88 1.683,33 1.612,41
1.613,92
1.501,57
1.600
1.483,32
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
-
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Facturación a Clientes No Regulados 49,84 46,45 48,37 39,16 37,73 39,45 38,68 36,61 35,51 35,69 33,53 31,70
Facturación a Clientes Regulados 1.043, 1.017, 1.051, 1.062, 1.083, 1.085, 1.068, 1.076, 1.076, 1.109, 1.048, 1.025,
Pérdidas en Sistemas de Distribución 234,30 155,64 288,26 252,35 266,77 203,02 250,38 234,18 226,07 233,68 127,87 260,85
Exportación a Colombia 0,59 0,14 0,84 4,56 4,56 3,22 4,38 1,53 0,11 0,09 0,22 0,53
Pérdidas en Transmisión 58,23 52,63 52,34 56,49 59,15 54,97 57,49 50,39 41,59 44,15 37,58 41,21
Autoconsumos en Generación 24,92 19,98 24,36 26,44 23,82 24,06 23,58 23,86 26,14 28,56 27,76 31,41
Energía no disponible para Servicio Público 216,50 191,17 209,33 202,20 209,30 203,88 224,51 228,51 222,48 231,24 226,46 221,50
Energía generada e importada Bruta Total 1.627, 1.483, 1.674, 1.643, 1.684, 1.613, 1.667, 1.651, 1.628, 1.683, 1.501, 1.612,
Gráfico 8: Distribución de la energía bruta generada e importada
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 16

5. POTENCIA EN CENTRALES DE GENERACIÓN E INTERCONEXIÓN EN EL AÑO 2009
A diciembre de 2009, Ecuador tuvo una capacidad instala de 5.488,71 MW y una potencia efectiva
de 5.050,32 MW, de los cuales 4.817,12 MW (87,76%) nominales están incorporadas al Sistema
Nacional Interconectado y 671,59 MW (12,24%) fueron instalados en sistemas aislados o no
incorporados. La potencia efectiva, se ubicó así: 4.554,38 MW (90,18%) incorporados al S.N.I. y
495,94 MW (9,82%) en sistemas no incorporados (aislados).
Tabla 4: Potencia en centrales de generación e interconexión por tipo de sistema
Sistema
S.N.I.
Total S.N.I.
No Inc.
Total No Inc.
Total general
Tipo de
Empresa
Tipo
Central
#
Potencia Nominal
Potencia Efectiva
(MW) (%) (MW) (%)
Hidráulica Pasada 8 456,13 8,31 436,16 8,64
Hidráulica Embalse 3 1.361,00 24,80 1.358,00 26,89
Generadora Térmica MCI 10 413,78 7,54 328,43 6,50
Térmica Turbogas 7 742,37 13,53 704,70 13,95
Térmica Turbovapor 3 411,50 7,50 410,00 8,12
Hidráulica Pasada 16 140,07 2,55 138,78 2,75
Distribuidora
Térmica MCI 16 163,20 2,97 115,72 2,29
Térmica Turbogas 2 201,57 3,67 172,50 3,42
Térmica Turbovapor 1 34,50 0,63 33,00 0,65
Hidráulica Pasada 18 97,81 1,78 95,49 1,89
Autogeneradora Térmica MCI 3 38,39 0,70 32,10 0,64
Térmica Turbovapor 3 106,80 1,95 94,50 1,87
Interconexión Interconexión 4 650,00 11,84 635,00 12,57
94 4.817,12 87,76 4.554,38 90,18
Generadora
Eólica 1 2,40 0,04 2,40 0,05
Térmica MCI 3 2,03 0,04 1,99 0,04
Hidráulica Pasada 7 3,96 0,07 3,55 0,07
Distribuidora Solar 1 0,02 0,00 0,02 0,00
Térmica MCI 21 55,29 1,01 34,48 0,68
Autogeneradora Térmica MCI 96 607,89 11,08 453,49 8,98
129 671,59 12,24 495,94 9,82
223 5.488,71 100,00 5.050,32 100,00
La siguiente Tabla clasifica la potencia de las centrales de acuerdo a su accionamiento primario o
tipo de central, pudiéndose observar que las centrales hidroeléctricas fueron las de mayor
capacidad efectiva, aportando con 2.031,98 MW (40,25%), mientras que las Térmicas MCI (Motor
de Combustión Interna) lo hicieron con 966,22 (19,14%), las Térmicas Turbogas 1 con 877,20 MW
(17,34%), las Térmicas Turbovapor con 537,50 MW (10,65%). Las centrales eólicas y solares
aportaron con 2,42 MW (0,05%). Por otro lado se tuvo la interconexión con los países vecinos de
Colombia (525 MW) y Perú (110 MW), cuyo total (635 MW) significó una contribución del 12,58%.
Tabla 5: Potencia en centrales de generación e interconexión por tipo de central
Tipo de Central
Potencia
Nominal
(MW)
S.N.I.
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(MW)
No Inc.
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Totales
Potencia
Nominal
(%)
Potencia
Efectiva
(%)
Hidráulica 2.055,01 2.028,43 3,96 3,55 2.058,97 2.031,98 37,51 40,23
Eólica - - 2,40 2,40 2,40 2,40 0,04 0,05
Solar - - 0,02 0,02 0,02 0,02 0,00 0,00
Térmica MCI 615,37 476,25 665,21 489,97 1.280,58 966,22 23,33 19,13
Térmica Turbogas 943,94 877,20 - - 943,94 877,20 17,20 17,37
Térmica Turbovapor 552,80 537,50 - - 552,80 537,50 10,07 10,64
Interconexión 650,00 635,00 - - 650,00 635,00 11,84 12,57
Total general 4.817,11 4.554,38 671,59 495,94 5.488,70 5.050,32 100,00 100,00
Se indica la información de las centrales de autogeneración respecto de las cuales se ha conseguido información, pero se conoce que existen
muchas más unidades de generación particular, especialmente para emergencia, en compañías mineras, fábricas, edificios, etc., que no han sido
1 Se incluye la central térmica gas natural de la generadora Machala Power (133,70 MW).
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 17

Los siguientes gráficos indican cómo se distribuyó la potencia efectiva en los sistemas, de acuerdo
al tipo de central.
Potencia Efectiva S.N.I. (MW)
Hidráulica
2.028,43
44,54%
Térmica
MCI
476,25
10,46%
Térmica
Turbogas
877,20
19,26%
Interconexión
635,00
13,94%
Térmica
Turbovapor
537,50
11,80%
Potencia Efectiva No Inc. (MW)
Térmica
MCI
489,97
98,80%
Hidráulica
3,55
0,72%
Eólica
2,40
0,48%
Solar
0,02
0,00%
Gráfico 10: Potencia efectiva Incorporada al
S.N.I.
Gráfico 9: Potencia efectiva No Incorporada
al S.N.I.
La capacidad de generación en el país a diciembre de 2009, registra un incremento de 282,34
(5,42%) MW (nominal), y 369,90 (7,90%) MW (efectiva), respecto a diciembre de 2008, debida
principalmente a la activación de la línea de interconexión con Perú, la incorporación de nuevas
centrales de generación en las empresas generadoras y autogeneradoras y la repotenciación de
pequeñas unidades térmicas, como se resume en la siguiente tabla:
Tabla 6 Variación de la potencia en centrales de generación e interconexión respecto
a diciembre de 2008
Sistema
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(%)
Potencia
Efectiva
(%)
Generadora 3.359,64 3.197,97 3.384,77 3.237,29 25,13 39,32 0,75 1,23
S.N.I.
Distribuidora 342,75 284,56 539,34 460,00 196,58 175,44 57,35 61,65
Autogeneradora 226,32 207,87 243,01 222,09 16,69 14,22 7,37 6,84
Interconexión 650,00 525,00 650,00 635,00 - 110,00 - 20,95
Total S.N.I.
4.578,72 4.215,40 4.817,12 4.554,38 238,40 338,98 5,21 8,04
Generadora 2,40 2,40 4,43 4,39 2,03 1,99 - -
No Inc. Distribuidora 50,96 34,04 59,27 38,05 8,31 4,01 16,30 11,77
Autogeneradora 574,29 428,57 607,89 453,49 33,60 24,92 5,85 5,82
Total No Inc.
Total general
Tipo de
Empresa
Diciembre de 2008 Diciembre de 2009 Variación
627,65 465,01 671,59 495,94 43,94 30,92 7,00 6,65
5.206,37 4.680,42 5.488,71 5.050,32 282,34 369,90 5,42 7,90
Figura 2: Unidad de generación de Ecoluz
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 18

Otra manera de clasificar las potencias instalada y efectiva, es según el tipo de fuente de energía,
las cuales se han clasificado como Renovables (energía que se obtiene de fuentes naturales
virtualmente inagotables, unas por la inmensa cantidad de energía que contienen, y otras porque
son capaces de regenerarse por medios naturales. En esta Estadística se han considerado como
Energía Renovable a las fuentes Hidroeléctrica, Solar y Eólica.) y No Renovales (aquellas fuentes
de energía que se encuentran en la naturaleza en una cantidad limitada y que, una vez
consumidas en su totalidad, no pueden sustituirse, ya que no existe sistema de producción o
extracción viable, o la producción desde otras fuentes es demasiado pequeña como para resultar
útil a corto plazo).
Potencia Nominal (2.168,19 MW; 39,50%)
Centrales de Energía Renovable
Potencia Nominal [2.670,51 MW; 48,65%]
Centrales Energía No Renovable
Hidráulica
2.058,97
94,96%
Térmica
Turbovapor
106,80
4,93%
Térmica
Turbogas
943,94
35,35% Térmica
Turbovapor
446,00
18,66%
Solar
0,02
0,00%
Eólica
2,40
0,11%
Térmica MCI
1.280,58
47,95%
Gráfico 11: Potencia nominal de centrales
en bases a energía renovable
Gráfico 12: Potencia nominal de centrales
en bases a energía no renovable
Interconexión
635,00
12,57%
Potencia Efectiva [5.050,32 MW]
Térmica
Turbovapor
443,00
8,77%
Térmica
Turbogas
877,20
17,37%
Térmica
MCI
966,22
19,13%
Renovable
2.128,90
42,15%
Solar
0,02
0,00%
Eólica
2,40
0,05%
Térmica
Turbovapor*
94,50
1,87%
Hidráulica
2.031,98
40,25%
Gráfico 13: Potencia efectiva según la fuente de energía
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 19

En la tabla a continuación se muestra los valores de las diferentes centrales de generación según
su fuente de energía y tipo de central:
Tabla 7: Potencia nominal y efectiva de las centrales de generación según su fuente
de energía.
Fuente de
Energía
Tipo Central
Potencia Nominal
Potencia Efectiva
(MW) % (MW) %
Hidráulica 2.058,97 37,51 2.031,98 40,23
Renovable
Eólica 2,40 0,04 2,40 0,05
Solar 0,02 0,00 0,02 0,00
Térmica Turbovapor* 106,80 1,95 94,50 1,87
Total Renovable
2.168,19 39,50 2.128,90 42,15
Térmica MCI 1.280,58 23,33 966,22 19,13
No Renovable Térmica Turbovapor 446,00 8,13 443,00 8,77
Térmica Turbogas 943,94 17,20 877,20 17,37
Total No Renovable
2.670,51 48,65 2.286,42 45,27
Interconexión Interconexión 650,00 11,84 635,00 12,57
Total Interconexión
650,00 11,84 635,00 12,57
Total general
5.488,71 100,00 5.050,32 100,00
*Se refiere a la energía producida por las centrales que utilizan la Biomasa (Bagazo de caña como
combustible).
Según su objetivo principal, las diferentes empresas que conforman el sector eléctrico ecuatoriano,
disponen de centrales cuya producción se destina al servicio público (energía eléctrica que se
produce para ponerla a disposición de los consumidores finales, a través de los distintos sistemas
de distribución) o para su consumo interno, también conocida como energía de servicio no público
(energía eléctrica que producen las autogeneradoras para satisfacer sus propias necesidades o las
de sus empresas asociadas y que no se puede poner a disposición de los consumidores finales).
La tabla a continuación detalla los valores de las centrales que están destinadas para producir
energía de servicio público y de servicio no público, de la cual se deduce que la energía producida
por las empresas generadoras y distribuidoras y la interconexión, está destinada en un 100% al
servicio público, mientras que las autogeneradoras, cuyo objetivo principal no es el negocio de la
electricidad, utilizan sus centrales eléctricas para satisfacer sus necesidades productivas y en los
casos de disponer excedentes, éstos son vendidos o entregados al servicio público.
Tabla 8: Potencia en centrales de generación e interconexión por tipo de servicio
Tipo Central
Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.)
Servicio No
Servicio Público
Totales
Público
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Servicio Público
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
No Incorporado
Servicio No
Público
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Potencia
Nominal
(MW)
Totales
Potencia
Efectiva
(MW)
Generadora 3.384,77 3.237,29 - - 3.384,77 3.235,29 4,43 4,39 - - 4,43 4,39
Distribuidora 539,33 460,00 - - 539,33 460,00 59,27 38,05 - - 59,27 38,05
Autogeneradora 140,27 129,42 102,73 92,67 243,01 222,09 - - 607,89 453,49 607,89 453,49
Interconexión 650,00 635,00 - - 650,00 635,00 - - - - - -
Total general 4.714,38 4.461,71 102,73 92,67 4.817,11 4.554,37 63,70 42,44 607,89 453,49 671,59 495,94
Se indica la información de las centrales de autogeneración respecto de las cuales se ha conseguido información, pero se conoce que existen muchas más unidades de
generación particular, especialmente para emergencia, en compañías mineras, fábricas, edificios, etc., que no han sido consideradas en este cuadro.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 20

6. PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN
EL AÑO 2009
La producción e importación de energía durante el año 2009 fue de 19.472,96 GWh, de los cuales
16.458,41 GWh (84,52%) se entregaron al Mercado Eléctrico Mayorista MEM. Las tablas a
continuación permiten ver el aporte de cada uno de los tipos de centrales disponibles y los valores
de la importación de energía a través de las interconexiones con los países vecinos, Colombia
(enero a diciembre) y Perú (noviembre y diciembre).
Tabla 9: Balance de producción de energía por tipo de sistema
Sistema
Tipo de Central
Energía
Bruta
(GWh)
Energía
Disponible
(GWh)
Energía
Entregada al
MEM
(GWh)
Energía
Generada No
Incorporada al
MEM
(GWh)
Hidráulica 9.207,89 9.101,90 9.074,46 27,45
Térmica Turbovapor 3.009,19 2.755,35 2.725,96 29,39
S.N.I.
Térmica Turbogas 2.307,98 2.264,70 2.264,65 0,04
Térmica MCI 1.410,29 1.272,61 1.268,96 3,65
Interconexión 1.120,43 1.120,43 1.120,43 -
Total S.N.I.
17.055,78 16.514,98 16.454,45 60,53
Hidráulica 14,56 14,41 - 14,41
No Inc.
Eólica* 3,20 3,20 3,20 -
Solar 0,01 0,01 - 0,01
Térmica MCI** 2.399,41 2.320,89 0,75 2.320,13
Total No Inc.
2.417,18 2.338,51 3,96 2.334,55
Total general
19.472,96 18.853,49 16.458,41 2.395,08
* Por efectos estadísticos se asume que la energía vendida por la generadora Eolicsa a la E.E. Galápagos es entregada al MEM.
**Corresponde a la energía producida por las centrales no incorporadas de CELEC-Termopichincha, la cual si es registrada en el MEM.
Tabla 10: Balance de producción de energía por tipo de central
Tipo de Central
Energía
Bruta
(GWh)
Consumo en
Auxiliares de
generación
(GWh)
Energía
Disponible
(GWh)
Energía
Entregada al
MEM
(GWh)
Energía
Generada No
Incorporada
al MEM
(GWh)
Energía
Generada
para Servicio
Público
(GWh)
Energía
Generada
para Servicio
No Público
(GWh)
Hidráulica 9.222,44 106,13 9.116,31 9.074,46 41,86 9.175,86 17,69
Eólica 3,20 - 3,20 3,20 - 3,20 -
Solar 0,01 - 0,01 - 0,01 0,01 -
Térmica MCI 3.809,70 216,21 3.593,49 1.269,71 2.323,78 1.381,60 2.228,88
Térmica Turbogas 2.307,98 43,29 2.264,70 2.264,65 0,04 2.307,98 -
Térmica Turbovapor 3.009,19 253,84 2.755,35 2.725,96 29,39 2.896,81 29,26
Interconexión 1.120,43 - 1.120,43 1.120,43 - 1.120,43 -
Total general 19.472,96 619,46 18.853,49 16.458,41 2.395,08 16.885,89 2.275,83
La Energía Generada para Servicio Público incluye la energía que se consume en los auxiliares de
generación necesarios para la producción de energía.
La Energía Generada no Incorporada al MEM incluye aquella energía que producen las
distribuidoras para el consumo de sus clientes finales; esto se produce cuando sus sistemas están
aislados del S.N.I.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 21

Energía Bruta por tipo de sistema y tipo de central
(GWh)
Térmica
Turbovapor
3.009,19
15,45%
Térmica
Turbogas
11,85%
Térmica MCI
1.410,29
7,24% Interconexión
1.120,43
5,75% Hidráulica
14,56
0,07%
Hidráulica
9.207,89
47,29%
No
Incorporado
2.417,18
12,41%
Térmica
MCI
2.399,41
12,32%
Solar
0,01
0,00%
Eólica
3,20
0,02%
Gráfico 14: Energía bruta por tipo de sistema y tipo de central
Eólica-> Energía producida por la Central Eólica (Viento) Tropezón (San Cristóbal-Galápagos) de la generadora Eolicsa.
Solar -> Energía producida por la Central Solar (Fotovoltaica) Floreana 2 de la E.E. Galápagos.
MCI -> Motor de Combustión Interna.
En el año 2009, la mayor cantidad de energía fue producida por medio de fuentes de energía
renovable cuyo aporte fue de 9.442,18 GWh, es decir contribuyó con el 48,49% del total de la
energía producida, mientras que las centrales que utilizan energía no renovable contribuyó con
8.910,36 GWh (45,76%).
La importación de energía a través de las interconexiones con Colombia y Perú fue de 1.120,43
GWh (5,75%) 2 .
Tabla 11: Producción por tipo de fuente de energía
Fuente de Energía
Tipo Central
Energía
Bruta
(GWh)
Hidráulica 9.222,44 47,36
Renovable
Eólica 3,20 0,02
Solar 0,01 0,00
Térmica Turbovapor * 216,52 1,11
Total Renovable
9.442,18 48,49
Térmica Turbovapor 2.792,67 14,34
No Renovable Térmica Turbogas 2.307,98 11,85
Térmica MCI 3.809,70 19,56
Total No Renovable
8.910,36 45,76
Interconexión Interconexión 1.120,43 5,75
Total Interconexión
1.120,43 5,75
Total general
19.472,96 100,00
*Se refiere a la energía producida por las centrales que utilizan la Biomasa (Bagazo de
caña) como combustible.
%
2 Ya que nuestro sistema recibe la energía neta de las interconexiones, no se puede determinar en qué porcentaje ésta
utilizó fuentes renovables y que porcentaje fue con los recursos no renovables.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 22

La energía puesta a disposición del servicio público y la que utilizaron las autogeneradoras para
satisfacer sus necesidades productivas se puede apreciar en la siguiente tabla, donde el total de la
producción de las generadoras, distribuidoras e importación se destinó al servicio público.
Tabla 12: Producción de energía por tipo de servicio
Tipo de
Empresa
Empresa
Bruta
Consumida
en
Auxiliares
Energía (GWh)
Disponible
Entregada
para Servicio
Público
No Entregada
para Servicio
Público
CELEC-Electroguayas 2.014,89 102,32 1.912,57 1.912,40 -
CELEC-Hidroagoyán 1.197,82 2,15 1.195,67 1.195,67 -
CELEC-Hidropaute 4.796,31 58,42 4.737,89 4.737,89 -
CELEC-Termoesmeraldas 1.013,24 69,71 943,53 943,53 -
CELEC-Termopichincha 290,91 10,44 280,46 280,46 -
Ecoluz 14,38 0,04 14,34 14,34 -
Elecaustro 291,22 5,17 286,06 286,06 -
Electroquil 546,23 18,65 527,58 527,58 -
Generadora EMAAP-Q 46,69 0,77 45,92 45,92 -
Eolicsa 3,20 - 3,20 3,20 -
Generoca 172,82 4,29 168,53 168,53 -
Hidronación 599,27 9,88 589,39 589,39 -
Hidropastaza 1.064,82 2,24 1.062,58 1.062,58 -
Hidrosibimbe 86,19 - 86,19 86,19 -
Intervisa Trade 136,92 0,39 136,53 136,53 -
Machala Power 921,02 19,18 901,84 901,84 -
Termoguayas 577,93 - 577,93 577,93 -
Total Generadora
13.773,87 303,66 13.470,21 13.470,03 -
Ambato 11,68 0,02 11,66 11,66 -
Centro Sur 0,55 - 0,55 0,55 -
CNEL-Bolívar 3,28 0,01 3,27 3,27 -
CNEL-El Oro 1,95 0,00 1,95 1,95 -
CNEL-Sucumbíos 55,52 1,86 53,66 53,66 -
Distribuidora
Cotopaxi 53,94 0,30 53,64 53,64 -
Eléctrica de Guayaquil 399,47 3,65 395,82 395,82 -
Galápagos 28,29 0,11 28,18 28,18 -
Norte 51,11 - 51,11 51,11 -
Quito 598,71 7,62 591,09 591,09 -
Riobamba 99,08 0,17 98,90 98,90 -
Sur 49,61 0,72 48,90 48,90 -
Total Distribuidora
1.353,20 14,45 1.338,75 1.338,75 -
Agip 192,32 8,73 183,58 - 183,58
Agua y Gas de Sillunchi 2,53 2,49 0,04 0,04 -
Andes Petro 388,58 14,10 374,48 - 374,48
Consejo Provincial de Tungurahua 0,34 - 0,34 0,34 -
Ecoelectric 76,64 7,19 69,45 40,19 29,26
Ecoluz 25,29 2,73 22,56 22,56 -
Ecudos 69,27 38,62 30,66 30,66 -
Electroandina 0,06 - 0,06 0,06 -
Electrocórdova 0,10 - 0,10 0,10 -
EMAAP-Q 103,63 25,27 78,36 78,27 0,09
Enermax 81,19 0,02 81,16 81,16 -
Hidroabanico 318,50 (2,30) 320,80 320,80 -
Autogeneradora Hidroimbabura 1,57 - 1,57 1,57 -
Hidroservice 0,29 - 0,29 0,29 -
I.M.Mejía 5,63 - 5,63 5,63 -
La Internacional 19,72 0,70 19,02 1,51 17,51
Lafarge 116,44 112,59 3,85 3,85 -
Molinos La Unión 4,70 0,07 4,63 4,63 -
OCP 25,03 (6,05) 31,07 7,75 23,32
Perlabí 13,95 0,05 13,90 13,90 -
Petroamazonas 606,69 37,87 568,82 1,78 567,03
Petroproducción 287,35 8,62 278,73 - 278,73
REPSOL YPF 783,10 12,79 770,30 - 770,30
San Carlos 70,60 37,31 33,29 33,29 0,00
SIPEC 31,96 0,52 31,43 - 31,43
Total Autogeneradora
3.225,46 301,35 2.924,11 648,37 2.275,74
Importación
Inter. Colombia 1.058,20 - 1.058,20 1.058,20 -
Inter. Perú 62,22 - 62,22 62,22 -
Total Importación
1.120,43 - 1.120,43 1.120,43 -
Total general
19.472,96 619,46 18.853,49 16.577,58 2.275,74
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 23

Las centrales de generación térmica utilizan como fuente de energía primaria varios tipos de
combustibles, especialmente aquellos derivados del petróleo; sin embargo se ha incluido en estas
tablas, el consumo del bagazo de caña, que aunque es una fuente de energía renovable, se
combustiona para producir calor el cual evapora agua que mueve las turbinas conectada a los
generadores de electricidad. Estas centrales usaron combustibles en las siguientes cantidades:
Tabla 13: Consumo de combustibles y equivalencias en TEP*
Combustibles
Equivalencias
(TEP) *
Tabla 14: Consumo de combustibles por empresa
Total
(TEP)
226,48 millones de galones de Fuel Oil; 1 galón = 0,003404736 771.114,93
207,92 millones de galones de Diesel 2; 1 galón = 0,003302303 686.627,84
9,95 millones de galones de Nafta; 1 galón = 0,002907111 28.935,03
18,10 millones de pies cúbicos de Gas Natural; 1 pie³ = 0,022278869 403.263,81
38,95 millones de galones de Residuo; 1 galón = 0,003302303 128.617,71
56,88 millones de galones de Crudo y, 1 galón = 0,003404736 193.647,39
836,12 miles de Toneladas de Bagazo de Caña* 1 Tonelada = 0,181997480 152.170,96
7,58 millones de galones de LPG; 1 galón = 0,002046800 15.524,74
* Fuente: OLADE, SIEE.
Tipo de
Empresa
Empresa
FUEL OIL
(Miles gal)
Diesel 2
(Miles gal)
Nafta
(Miles gal)
Gas
Natural
(Miles mpc)
Residuo
(Miles gal)
Crudo
(Miles gal)
Bagazo de
Caña
(Miles Tn)
LPG
(Miles gal)
CELEC-Electroguayas 117.893,85 25.176,86 - - - - - -
CELEC-
Termoesmeraldas
63.640,68 56,99 - - - - - -
CELEC-Termopichincha - 12.462,64 - - 8.199,15 - - -
Generadora
Elecaustro - 483,96 - - 4.286,32 - - -
Electroquil - 39.379,73 - - - - - -
Generoca - 723,21 - - 10.736,18 - - -
Intervisa Trade - 2.162,92 9.953,19 - - - - -
Machala Power - - - 10.448,60 - - - -
Termoguayas 39.149,86 - - - - - - -
Total Generadora
220.684,39 80.446,31 9.953,19 10.448,60 23.221,65 - - -
Ambato - 52,24 - - - - - -
CNEL-Bolívar - - - - - - - -
CNEL-El Oro - 159,36 - - - - - -
CNEL-Sucumbíos - 1.441,53 - - - 2.175,86 - -
Distribuidora
Eléctrica de Guayaquil 4.212,28 32.375,20 - - - - - -
Galápagos - 2.370,58 - - - - - -
Norte - 337,51 - - - - - -
Quito 1.586,36 11.220,68 - - - - - -
Riobamba - 225,44 - - - - - -
Sur - 2.428,78 - - - - - -
Total Distribuidora
5.798,64 50.611,31 - - - 2.175,86 - -
Agip - 415,36 - - - 14.144,07 - -
Andes Petro - 16.838,83 - 1.613,88 8.999,93 - - 7.584,88
Ecoelectric - - - - - - 333,14 -
Ecudos - - - - - - 295,92 -
Lafarge - 1.053,35 - - 6.726,30 - - -
Autogeneradora
Molinos La Unión - - - - - - - -
OCP - 529,99 - - - 1.285,03 - -
Petroamazonas - 17.728,78 - 1.298,58 - 18.018,26 - -
Petroproducción - 16.432,29 - 1.634,81 - 2.054,67 - -
REPSOL YPF - 23.588,06 - 2.880,27 - 19.198,00 - -
San Carlos - - - - - - 207,06 -
SIPEC - 279,64 - 224,60 - - - -
Total Autogeneradora
- 76.866,31 - 7.652,13 15.726,24 54.700,03 836,12 7.584,88
Total general
226.483,03 207.923,93 9.953,19 18.100,73 38.947,88 56.875,89 836,12 7.584,88
A partir del mes de febrero de 2009, la Regional CNEL-Sucumbíos incorpora 2 unidades con consumo de crudo, en la central Jivino.
A partir de los meses de mayo y junio de 2009, las Regionales CNEL-Guayas-Los Ríos y CNEL-Manabí ceden sus derechos sobre sus centrales de generación a la Unidad de Negocio
CELEC-Termopichincha.
LPG -> Gas Licuado de Petróleo
* TEP -> Toneladas Equivalentes de Petróleo: equivalente que se consumiría en toneladas de petróleo para generar energía
en lugar del combustible normalmente utilizado, o de la misma energía.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 24

Tabla 15: Consumo de combustibles en Toneladas Equivalente de Petróleo TEP por empresa
Tipo Empresa TEP Fuel Oil TEP Diesel 2 TEP Nafta
TEP Gas
natural
TEP Residuo
TEP Crudo
TEP Bagazo
de Caña
TEP LPG
CELEC-Electroguayas 401.397,45 83.141,62 - - - - - -
CELEC-Termoesmeraldas 216.679,71 188,20 - - - - - -
CELEC-Termopichincha - 41.155,42 - - 27.076,07 - - -
Elecaustro - 1.598,18 - - 14.154,71 - - -
Generadora Electroquil - 130.043,80 - - - - - -
Generoca - 2.388,26 - - 35.454,14 - - -
Intervisa Trade - 7.142,62 28.935,03 - - - - -
Machala Power - - - 232.783,03 - - - -
Termoguayas 133.294,93 - - - - - - -
Total Generadora
751.372,09 265.658,10 28.935,03 232.783,03 76.684,92 - - -
Ambato - 172,50 - - - - - -
CNEL-Bolívar - - - - - - - -
CNEL-El Oro - 526,25 - - - - - -
CNEL-Sucumbíos - 4.760,37 - - - 7.408,23 - -
Distribuidora
Eléctrica de Guayaquil 14.341,69 106.912,73 - - - - - -
Galápagos - 7.828,37 - - - - - -
Norte - 1.114,54 - - - - - -
Quito 5.401,14 37.054,09 - - - - - -
Riobamba - 744,47 - - - - - -
Sur - 8.020,57 - - - - - -
Total Distribuidora
19.742,83 167.133,89 - - - 7.408,23 - -
Agip - 1.371,63 - - - 48.156,83 - -
Andes Petro - 55.606,93 - 35.955,32 29.720,51 - - 15.524,74
Ecoelectric - - - - - - 60.630,44 -
Ecudos - - - - - - 53.856,62 -
Lafarge - 3.478,47 - - 22.212,29 - - -
Autogeneradora
Molinos La Unión - - - - - - - -
OCP - 1.750,20 - - - 4.375,18 - -
Petroamazonas - 58.545,81 - 28.930,80 - 61.347,43 - -
Petroproducción - 54.264,41 - 36.421,66 - 6.995,60 - -
REPSOL YPF - 77.894,93 - 64.169,11 - 65.364,13 - -
San Carlos - - - - - - 37.683,89 -
SIPEC - 923,47 - 5.003,89 - - - -
Total Autogeneradora
Total general
- 253.835,86 - 170.480,78 51.932,80 186.239,16 152.170,96 15.524,74
771.114,93 686.627,84 28.935,03 403.263,81 128.617,71 193.647,39 152.170,96 15.524,74
A partir del mes de febrero de 2009, la Regional CNEL-Sucumbíos incorpora 2 unidades con consumo de crudo, en la central Jivino.
A partir de los meses de mayo y junio de 2009, las Regionales CNEL-Guayas-Los Ríos y CNEL-Manabí ceden sus derechos sobre sus centrales de generación a la Unidad de Negocio CELEC-
Termopichincha.
A partir de este año, todas las centrales de generación del Consorcio Bloque 7 y 21, son administradas por Petroamazonas.
Toneladas Equivalentes
de Petróleo (TEP)
Consumos de Combustibles en TEP
1400 000
1200 000
1000 000
800 000
600 000
400 000
200 000
0
Generadora Distribuidora Autogeneradora
TEP Fuel Oil 751.372,09 19.742,83 -
TEP Diesel 2 265.658,10 167.133,89 253.835,86
TEP Nafta 28.935,03 - -
TEP Gas natural 232.783,03 - 170.480,78
TEP Residuo 76.684,92 - 51.932,80
TEP Crudo - 7.408,23 186.239,16
TEP Bagazo de Caña - - 152.170,96
TEP LPG - - 15.524,74
Gráfico 15: Consumo de combustibles en TEP
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 25

7. RESUMEN ECONÓMICO A NIVEL NACIONAL DE LA VENTA DE ENERGÍA
ELÉCTRICA EN EL AÑO 2009
La facturación total por las transacciones de venta de energía a las empresas distribuidoras,
importación, exportación y grandes consumidores alcanzó los USD 1.057,61 millones:
USD 280,41 millones (27,15%) por energía vendida en el Mercado Ocasional;
USD 649,61 millones (62,89%) en contratos a plazo;
USD 1,08 millones (0,10%) por exportación a Colombia; y,
USD 126,29 millones (9,86%) por importación desde Colombia y Perú.
El precio medio total por la venta de energía, en el MEM, fue de 6,37 USD ¢/kWh:
10,77 USD ¢/kWh, en el mercado ocasional; 5,06 en contratos; 11,27 por importación desde
Colombia y Perú; y, 5,19 USD ¢/kWh por exportación a Colombia.
Millones
USD
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
TRANSACCIONES TOTALES DE VENTA DE ENERGÍA POR EMPRESAS
815,55
86,88
Tipo Mercado
Tipo de
Transacción
27,82 1,08
Energía
Vendida
(GWh)
Total
(Millones
USD)
126,29
Generadoras Distribuidoras Autogeneradoras Exportación Importación
Precio Medio
(USD ¢/kWh)
M. Ocasional M. Ocasional 2.606,42 280,64 10,77
Total M. Ocasional
2.606,42 280,64 10,77
Contratos
Distribuidora 12.649,92 641,39 5,07
Gran Consumidor 199,72 8,22 4,12
Total Contratos
12.849,65 649,61 5,06
Importación Colombia
Interconexión
y Perú
1.120,43 126,29 11,27
Total Importación Colombia y Perú 1.120,43 126,29 11,27
Exportación Colombia Interconexión 20,76 1,08 5,19
Total Exportación Colombia
20,76 1,08 5,19
Total
16.597,26 1.057,61 6,37
Gráfico 16: Valores facturados por venta de energía en el MEM por tipo de empresa y por
tipo de mercado
Tabla 16: Energía vendida por tipo de empresa y tipo de cliente
Tipo de
Empresa
Tipo
Cliente
Energía Vendida
(GWh)
Total
(Millones USD)
Precio
Medio
(USD
¢/kWh)
M. Ocasional 1.245,08 183,12 14,71
Generadora Distribuidora 12.317,19 626,13 5,08
Gran Consumidor 154,88 6,29 4,06
Total Generadora
13.717,16 815,55 5,95
M. Ocasional 1.248,20 85,98 6,89
Distribuidora Distribuidora 1,79 0,14 8,05
Gran Consumidor 18,84 0,75 4,00
Total Distribuidora
1.268,83 86,88 6,85
M. Ocasional 113,13 11,53 10,19
Autogeneradora Distribuidora 330,94 15,11 4,57
Gran Consumidor 26,00 1,17 4,51
Total Autogeneradora
470,08 27,82 5,92
Exportación Interconexión 20,76 1,08 5,19
Total Exportación
20,76 1,08 5,19
Importación Interconexión 1.120,43 126,29 11,27
Total Importación
Total general
1.120,43 126,29 11,27
16.597,26 1.057,61 6,37
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 26

Tabla 17: Energía mensual vendida por tipo de mercado y precios medios
Mes
Energía
Vendida
(GWh)
Energía
Vendida M.
Ocasional
(GWh)
Energía
Vendida
Contratos
(GWh)
Facturación
M. Ocasional
(Millones
USD)
Facturación
Contratos
(Millones
USD)
Precio
Medio M.
Ocasional*
(USD ¢/kWh)
Precio
Medio
Contratos
(USD ¢/kWh)
Precio
Medio MEM
(USD ¢/kWh)
Ene 1.376,39 376,65 999,75 41,76 47,46 11,09 4,75 6,48
Feb 1.264,13 309,87 954,25 32,17 46,44 10,38 4,87 6,22
Mar 1.448,70 497,45 951,25 52,37 49,87 10,53 5,24 7,06
Abr 1.390,24 336,58 1.053,66 32,39 36,75 9,62 3,49 4,97
May 1.425,35 302,81 1.122,54 28,68 40,77 9,47 3,63 4,87
Jun 1.362,77 240,54 1.122,23 24,77 42,41 10,30 3,78 4,93
Jul 1.397,71 237,49 1.160,22 27,22 41,24 11,46 3,55 4,90
Ago 1.424,70 329,90 1.094,79 36,79 47,93 11,15 4,38 5,95
Sep 1.403,21 314,75 1.088,47 32,94 65,53 10,47 6,02 7,02
Oct 1.449,24 229,10 1.220,14 23,25 73,32 10,15 6,01 6,66
Nov 1.271,07 255,98 1.015,08 34,72 75,94 13,56 7,48 8,71
Dic 1.383,75 295,72 1.088,03 40,94 81,94 13,85 7,53 8,88
Total 16.597,26 3.726,84 12.870,41 408,00 649,61 10,95 5,05 6,37
* En las transacciones del M. Ocasional se incluyen la exportación de energía a Colombia y la importacón desde Colombia y Perú.
La Energía Vendida se refiere a la indicada por los agentes en bornes de generación menos los
consumos de auxiliares y la energía vendida directamente a las distribuidoras por algunas
autogeneradoras con excedentes; los valores en USD a la fecha de emisión de este folleto se
encuentran en reliquidación y podrían variar.
En la facturación del Mercado Ocasional se incluyen los servicios de mercado, esto es valores por
venta de energía, por potencia, reservas y Otros, No se incluyen los valores por compras en el
Mercado Ocasional para cumplir Contratos.
No se incluyen los costos por peajes de distribución facturados a los grandes consumidores, ya
que aquellos los manejan las Distribuidoras.
(USD ¢/kWh)
14
Precios medios de venta de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM
13,56 13,85
12
10
11,09
10,38 10,53
9,62 9,47
10,30
11,46
11,15
10,47
10,15
8,71 8,88
8
6
4
6,48 6,22
4,75 4,87
7,06
5,24
4,97 4,87 4,93 4,90
3,49 3,63 3,78 3,55
5,95
4,38
7,02
6,66
6,02 6,01
7,48 7,53
2
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Precio Medio M. Ocasional* Precio Medio Contratos Precio Medio MEM
Gráfico 17: Valores facturados por venta de energía en el MEM por tipo de empresa y por
tipo de mercado
* En las transacciones del M. Ocasional se incluyen la exportación de energía a Colombia y la importación desde Colombia
y Perú.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 27

8. RESUMEN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN (S.N.T.) EN EL AÑO 2009
El Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.)*, es administrado por la Corporación Eléctrica del
Ecuador CELEC, a través de la Unidad de Negocio Transelectric (CELEC-Transelectric).
Recibió en sus subestaciones, 16.418,36
GWh, de los cuales utilizó en Consumos de
Auxiliares 4,89 GWh.(0,03%) y entregó a las
subestaciones de los sistemas de distribución
15.803,38 GWh (96,25%), deduciéndose que
sus pérdidas se ubicaron en 610,10 GWh.
(3,72%)
CELEC-Transelectric facturó USD 48,34
millones**, resultando un precio medio de
0,305 USD ¢/kWh.
El total de líneas de transmisión, que
conforman el Sistema Nacional de
Transmisión (S.N.T.) tiene una longitud de
3.425 km, repartidos así:
1.671 km. a 230 kV; y,
1.754 km. a 138 kV
La capacidad máxima de las subestaciones
del S.N.T., para entrega de energía a los
sistemas de distribución es de 7.640,58 MVA,
de los cuales operaron 6.758,59 MVA y
881,99 MVA están en reserva.
Según su capacidad por tipo de enfriamiento,
la capacidad operativa de las
subestaciones fue:
Figura 3: Torre de Transmisión
4.741,88 MVA enfriado por aire (OA).
6.207,70 MVA enfriado por aire forzado (FA).
7.640,58 MVA enfriado por aire y aceite forzado (FOA).
De las 34 subestaciones del S.N.T., 11 funcionan a 230 kV, 21 a 138 kV (dos de ellas son de
seccionamiento: San Idelfonso y Pucará) y, dos móviles (Portoviejo y Quinindé a 138 kV; esta
última se encuentra arrendada a la Regional CNEL-Esmeraldas).
*La información se refiere a la energía recibida y entregada por CELEC-Transelectric de acuerdo a los registros del
CENACE
**De acuerdo al Mandato 15 de la Asamblea Constituyente, emitida en julio de 2008, se eliminaron los valores por
Expansión de Transmisión, sin embargo a la fecha de emisión de este folleto (Abr. 2010), dichos valores se encuentran en
reliquidación.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 28

Ambato
Azogues
Centro Sur
CNEL-Bolívar
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Guayas-Los Ríos
CNEL-Los Ríos
CNEL-Manabí
CNEL-Milagro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sucumbíos
Cotopaxi
Eléctrica de Guayaquil
**Galápagos
Norte
Quito
Riobamba
Sur
9. PRECIOS MEDIOS DE COMPRA DE ENERGÍA POR LAS DISTRIBUIDORAS EN EL
AÑO 2009
Las distribuidoras compraron energía por un valor de USD 901,60 millones*
USD 373,65 millones (41,44%) en el mercado ocasional; y,
USD 527,95 millones (58,56%) en contratos
(USD ¢/kWh)
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Precios medios de compra de energía por la distribuidoras
Precio Medio Compra MEM= 5,82
(USD ¢/kWh)
5,56 5,98 5,85
Precio Medio Compra M. Ocasional=13,25 (USD
¢/kWh)
Precio Medio Compra Contratos= 4,17 (USD
¢/kWh)
6,40 6,01 5,97 5,85 5,79 6,08 6,03 6,21 4,75 5,67 5,56 5,91
12,82
5,84 5,67 5,83 5,24
Distribuidora Precio Medio MEM Precio Medio
M. Ocasional
El precio medio de compra de energía fue de 5,82 USD ¢/kWh:
Precio Medio Contratos
Gráfico 18: Precios medios de compra de energía por las distribuidoras
13,25 USD ¢/kWh en el Mercado Ocasional (Incluye: potencia de contratos, transmisión,
cargos de Interconexión y rubros por servicios de mercado); y,
4,17 USD ¢/kWh en Contratos a plazo.
*A la fecha de emisión de este folleto, estos valores se encuentran en reliquidación y podrían variar
** Por fines estadísticos se ha incluido la compra de energía de la E.E. Galápagos a la generadora
Eolicsa, aunque esta transacción no se la hace en el MEM.
Se incluye la compra de energía entre distribuidoras (E.E. Ambato compró 1.111 MWh a .E. E.
Cotopaxi; CNEL-Bolívar 642 MWh a CNEL-Los Ríos; CNEL-Los Ríos 40 MWh a CNEL-Bolívar;
E.E. Norte 191 MWh a E.E. Quito); y, a empresas autogeneradoras cuya capacidad instalada es
menor a 1 MW y por tanto, sus transacciones no son registradas en el CENACE.
Por la energía comprada, al cierre de esta emisión las distribuidoras cancelaron USD 454.715, lo
que equivales al 50,43% del valor total por facturas recibidas.
Tabla 18: Energía comprada por las distribuidoras por tipo de mercado
Mercado
Tipo de
Empresa
Vendedora
Energía
Comprada
(GWh)
Factura
Energía
(Miles USD)
Servicios de
Transmisión
Mercado
(Miles USD)
(Miles USD)
Total
Factura
(Miles USD)
Precio
Medio
Compra
(USD ¢/kWh)
Valor
Pagado
(Miles USD)
Valor
Pagado
(%)
M. Ocasional M. Ocasional 2.820,57 207.327,08 130.140,08 36.181,60 373.648,76 13,25 233.605,04 62,52
Total M. Ocasional
2.820,57 207.327,08 130.140,08 36.181,60 373.648,76 13,25 233.605,04 62,52
Generadora 12.411,67 514.797,90 1.630,56 - 516.428,46 4,16 213.712,31 41,38
Contratos Distribuidora 1,98 106,18 - - 106,18 5,35 30,62 28,83
Autogeneradora 249,74 11.380,47 36,76 - 11.417,22 4,57 7.367,16 64,53
Total Contratos
12.663,40 526.284,54 1.667,32 - 527.951,86 4,17 221.110,08 41,88
Total
15.483,97 733.611,62 131.807,39 36.181,60 901.600,62 5,82 454.715,13 50,43
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 29

10. RESUMEN ENERGÉTICO – ECONÓMICO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN
EL AÑO 2009
En este capítulo se resumen los valores de energía que consumieron los clientes de los sistemas
de distribución, es decir, no se considerarán las operaciones realizadas en la transmisión como son
la venta de energía a Colombia a través de la interconexión, ni las pérdidas por transmisión.
La energía total puesta a disposición de los clientes finales en los sistemas de distribución alcanzó
los 13.220,65 GWh, repartidos en: 12.747,92 GWh (96,42%) a clientes regulados y 472,73 GWh
(3,58%) a clientes no regulados; para estos últimos la energía se distribuyó de la siguiente manera:
154,88 GWh (1,17%) a grandes consumidores clientes de generadoras;
18,84 GWh (0,14%) a los grandes consumidores clientes de las distribuidoras;
7,68 GWh (0,06%) a los grandes consumidores clientes en el Mercado Ocasional;
26,00 GWh (0,20%) a los grandes consumidores clientes de autogeneradoras;
0,22 GWh (0,00%) vendidos por la E.E. Sur a 7 clientes del norte de Perú; y,
265,11 GWh (2,01%) entregados a los consumos propios de las autogeneradoras.
Estos valores se detallan en las siguientes dos tablas; en la primera no se considera la energía
entregada por las autogeneradoras a sus filiales como consumos propios, los cuales son
mostrados en la segunda tabla de esta página.
Tabla 19: Energía facturada por grupo de cliente y precios medios
Grupo de
Cliente
Regulado
Total Regulado
No
Regulado
Tipo de
Cliente
Total No Regulado
Total general
Grupo de
Consumo
Factura
Energía
(GWh)
Factura
Energía
(Miles USD)
Factura
Peajes
(Miles
USD)
Factura
Servicios
Mercado
(Miles
USD)
Factura
Transmisión
(Miles USD)
Total Factura
Servicio
Eléctrico
(Miles USD)
Precio
Medio Total Recaudación
(USD (Miles USD)
¢/kWh)
Recaudación
(%)
Residencial 4.686,55 421.258,53 - - - 421.258,53 8,99 392.209,42 93,10
Comercial 2.513,70 195.283,00 - - - 195.283,00 7,77 195.570,21 100,15
Regulado Industrial 3.589,47 230.739,43 - - - 230.739,43 6,43 225.083,47 97,55
A.Público 820,29 87.441,17 - - - 87.441,17 10,66 81.730,25 93,47
Otros 1.137,91 82.417,44 - - - 82.417,44 7,24 66.143,23 80,25
12.747,92 1.017.139,58 - - - 1.017.139,58 7,98 960.736,59 94,45
Gran Industrial 207,40 8.643,61 610,44 13.697,05 37,19 22.988,29 11,08 6.943,57 30,20
Consumidor
Exportación Otros 0,22 22,64 - - - 22,64 10,53 16,83 74,35
207,62 8.666,25 610,44 13.697,05 37,19 23.010,93 11,08 6.960,40 30,25
12.955,54 1.025.805,83 610,44 13.697,05 37,19 1.040.150,51 8,03 967.696,99 93,03
En esta tabla no se incluye la exportación a Colombia porque su energía es entregada por el sistema de transmisión.
No se incluye la energía de consumos propios, ya que no se informa sobre los valores facturados.
Las facturas por Peajes de distribución, Servicios de Mercado y Transmisión a los Clientes
Regulados está dentro de sus respectivas tarifas, por la cual no se los detalla en esta tabla.
La siguiente tabla indica los valores de energía entregada a los consumos propios de las
autogeneradoras, pudiéndose apreciar que el único valor por este concepto corresponde a los
peajes de distribución facturados por las distribuidoras.
Tabla 20: Energía entregada a los consumos propios de las autogeneradoras
Grupo de
Cliente
Tipo de
Cliente
No Consumo
Regulado Propio
Total general
Grupo de
Consumo
Energía
Entregada
(GWh)
Factura
Energía
(Miles USD)
Factura
Peajes
(Miles
USD)
Factura
Servicios
Mercado
(Miles
USD)
Factura
Transmisión
(Miles USD)
Total Factura
Servicio
Eléctrico
(Miles USD)
Precio
Medio Total
(USD
¢/kWh)
Comercial 67,52 - 635,49 507,31 0,58 1.143,37 1,69
Industrial 197,59 - 1.126,58 846,14 0,09 1.972,80 1,00
265,11 - 1.762,06 1.353,44 0,67 3.116,18 1,18
No se informa sobre los valores facturados por la energía entregada por medio de los sistemas de distribución a los consumos propios de empresas
autogeneradoras.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 30

Las siguientes tablas indican los Precios Medios mensuales por grupo de consumo y área de
concesión y el gráfico los Precios Medios, a clientes finales por empresa distribuidora (En el
Grupo de Consumo Comercial e Industrial se incluyen los valores facturados a clientes no
regulados que recibieron energía por medio de contratos a término y sus respectivos peajes de
distribución). No se incluyen los consumos propios ni los impuestos.
Tabla 21: Precios medios mensuales por grupo de consumo a clientes finales de los
sistemas de distribución.
Mes
Precios Medios por Grupo de Consumo
(USD ¢/kWh)
Total
(USD
¢/kWh)
Residencial Comercial Industrial A.Público Otros
Ene 9,11 7,83 6,35 11,20 7,17 8,05
Feb 8,98 7,77 6,45 11,45 7,19 8,01
Mar 9,01 7,69 6,30 10,99 7,14 7,92
Abr 9,09 7,90 6,42 10,77 7,04 8,01
May 9,14 7,75 6,45 11,02 7,17 8,03
Jun 8,98 7,69 6,36 11,14 7,05 7,92
Jul 9,04 7,74 6,45 11,09 7,14 7,99
Ago 9,03 7,72 6,79 10,07 6,88 8,00
Sep 8,79 7,79 6,70 10,12 7,93 7,98
Oct 8,70 7,76 6,77 10,10 8,34 8,00
Nov 9,01 7,81 7,28 9,85 7,15 8,15
Dic 8,98 7,80 7,90 10,08 7,03 8,34
Total 8,99 7,77 6,68 10,66 7,28 8,03
Tabla 22: Precios medios mensuales por área de concesión a clientes finales de los
sistemas de distribución.
Area de Concesión
Precios Medios por Grupo de Consumo
(USD ¢/kWh)
Residencial Comercial Industrial A.Público Otros
Total
(USD
¢/kWh)
Ambato 10,04 8,45 7,64 13,13 6,79 9,16
Azogues 10,05 8,27 5,56 12,27 6,88 7,48
Centro Sur 9,85 8,03 6,82 11,24 6,58 8,56
CNEL-Bolívar 11,30 8,70 9,00 11,48 11,13 10,97
CNEL-El Oro 9,77 7,95 7,04 10,90 7,26 8,74
CNEL-Esmeraldas 9,56 8,37 7,25 9,61 8,46 8,68
CNEL-Guayas-Los Ríos 8,92 8,18 6,82 11,35 6,55 7,99
CNEL-Los Ríos 10,32 10,63 10,85 11,72 10,44 10,54
CNEL-Manabí 9,93 7,85 6,56 9,66 6,67 8,39
CNEL-Milagro 9,91 7,89 14,98 11,37 7,65 10,92
CNEL-Sta. Elena 10,13 8,33 7,02 11,19 7,43 8,66
CNEL-Sto. Domingo 7,99 8,20 6,92 12,87 6,57 8,16
CNEL-Sucumbíos 9,50 8,00 8,68 11,07 7,30 8,78
Cotopaxi 10,49 8,32 6,55 12,82 7,55 8,25
Eléctrica de Guayaquil 8,05 7,35 5,59 9,38 7,34 6,94
Galápagos 9,34 8,83 13,38 11,45 8,30 9,12
Norte 9,98 8,14 7,71 12,38 7,49 9,12
Quito 8,33 7,62 6,67 9,85 7,35 7,74
Riobamba 10,21 8,41 6,59 11,36 7,37 8,95
Sur 10,28 8,44 9,58 11,29 7,96 9,74
Total 8,99 7,77 6,68 10,66 7,28 8,03
Como se puede apreciar, el precio medio nacional a los clientes finales (incluidos los clientes no
regulados y exceptuados los consumos propios) se ubicó en 8,03 USD ¢/kWh, mientras que el
precio medio para los clientes regulados fue de 7,98 y para los no regulados 11,08 USD ¢/kWh.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 31

CNEL-Bolívar
Ene
CNEL-Milagro
CNEL-Los Ríos
Feb
Sur
Ambato
Mar
Galápagos
Abr
Norte
Riobamba
May
CNEL-Sucumbíos
CNEL-El Oro
Jun
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Sta. Elena
Jul
Centro Sur
Ago
CNEL-Manabí
Cotopaxi
Sep
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Guayas-Los Ríos
Oct
Quito
Nov
Azogues
Eléctrica de Guayaquil
Dic
Debido a la particularidad de cada área de concesión y a la aplicación de los pliegos tarifarios,
cada una de ellas registró su propio valor; en el gráfico siguiente se observa que la Regional
CNEL-Bolívar tuvo el precio medio más alto a nivel nacional, mientras que las distribuidoras Quito,
Azogues y Eléctrica de Guayaquil facturaron el consumo de energía a un precio medio menor al
promedio nacional.
USD ¢/kWh
14
12
Precios medios anuales a clientes finales en el Sistema de Distribución por áreas de Concesión
10,97 10,92 10,54
9,74
Precio Medio Nacional 2009
8,03 USD ¢/kWh
10
9,16 9,12 9,12 8,95 8,78 8,74 8,68 8,66 8,56 8,39 8,25 8,16 7,99 7,74 7,48 6,94
8
6
4
2
0
Área de Concesión
Total
Gráfico 19: Precio medio nacional y precios medios por área de concesión a clientes finales
en distribución, año 2009
USD ¢/kWh
14
12
Precios medios mensuales a clientes finales en el Sistema de Distribución
Precio Medio Nacional 2009 8,03 USD
¢/kWh
10
8
8,05 8,01 7,92 8,01 8,03 7,92 7,99 8,00 7,98 8,00 8,15 8,34
6
4
2
0
Mes
Total
Gráfico 20: Precios medios mensuales a clientes finales en distribución, año 2009
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 32

11. BALANCE DE ENERGÍA, PÉRDIDAS Y PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL AÑO 2009
11.1. BALANCE DE ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL AÑO 2009
Tabla 23: Balance de energía de los sistemas de distribución.
Empresa
Energía
Disponible por
el Sistema
(MWh)
Energía Facturada
a Clientes No
Regulados
(MWh)
Energía Facturada
a Clientes
Regulados
(MWh)
Energía
Entregada a
Terceros
(MWh)
Pérdidas del
Sistema
(MWh)
Pérdidas del
Sistema
(%)
Demanda
Máxima No
Coincidente
(MW)
Factor de
carga
(%)
Promedio de
clientes
regulados en el
año 2009
Precio Medio
Clientes
Regulados
(USD ¢/kWh)
Área de
Concesión
(km²)
Ambato 441.226 3.750 385.815 11.780 39.880 9,04 84,79 59,41 196.114 9,29 40.805
Azogues 92.797 11.838 76.122 - 4.838 5,21 16,13 65,68 29.118 8,02 1.187
Centro Sur 728.982 - 683.027 2.094 43.861 6,02 135,07 61,61 283.851 8,56 28.962
CNEL-Bolívar 61.645 40 51.311 - 10.293 16,70 14,38 48,92 48.895 10,69 3.997
CNEL-El Oro 628.284 - 499.525 - 128.758 20,49 105,54 67,96 183.031 8,74 6.745
CNEL-Esmeraldas 415.953 - 300.422 3.650 111.880 26,90 75,04 63,28 97.302 8,68 15.366
CNEL-Guayas-Los Ríos 1.311.201 - 926.862 53.805 330.533 25,21 218,70 68,44 231.922 8,12 10.511
CNEL-Los Ríos 300.964 - 218.194 - 82.770 27,50 61,69 55,70 84.569 10,44 4.059
CNEL-Manabí 1.239.245 - 775.340 2.412 461.493 37,24 205,57 68,82 223.629 8,39 16.865
CNEL-Milagro 519.722 - 324.574 74.473 120.675 23,22 89,89 66,00 116.467 8,62 6.175
CNEL-Sta. Elena 387.431 - 313.111 4.442 69.879 18,04 70,82 62,45 94.514 8,69 6.774
CNEL-Sto. Domingo 394.161 - 334.854 7.930 51.377 13,03 70,42 63,90 131.360 8,16 6.574
CNEL-Sucumbíos 173.775 - 126.673 - 47.102 27,11 33,67 58,92 52.233 8,78 37.842
Cotopaxi 319.814 - 217.825 72.109 29.880 9,34 56,88 64,19 96.707 8,66 5.556
Eléctrica de Guayaquil 4.451.287 2.927 3.556.046 62.224 830.090 18,65 738,06 68,85 515.237 6,94 1.399
Galápagos 31.387 - 29.009 - 2.377 7,57 5,79 61,94 7.573 9,12 7.942
Norte 446.864 325 387.023 11.540 47.977 10,74 84,95 60,05 186.041 9,12 11.979
Quito 3.514.259 - 3.113.368 147.549 253.343 7,21 624,54 64,23 792.644 7,74 14.971
Riobamba 257.738 - 220.073 - 37.664 14,61 51,71 56,90 136.984 8,95 5.940
Sur 237.647 215 208.748 - 28.683 12,07 47,34 57,30 147.096 9,74 22.721
Total distribuidoras 15.954.382 19.095 12.747.924 454.007 2.733.356 17,13 2.790,96 65,26 3.655.284 7,98 256.370
Exportación Colombia 20.764 20.764 207,26 1,14 1 5,19 -
Total Exportación 20.764 20.764 - - - - 207,26 1,14 1 5,19 -
Total general 15.975.146 39.859 12.747.924 454.007 2.733.356 17,11 2.998,22 60,82 3.655.285 7,97 256.370
Energía facturada a Clientes No Regulados:
Energía Entregada a Terceros:
E.E. Ambato al Gran Consumidor Teimsa (enero-agosto).
E.E. Azogues al Gran Consumidor Guapán (enero-marzo).
CNEL-Bolívar a CNEL-Los Ríos.
Eléctrica de Guayaquil a los grandes consumidores Hotel Colón (enero-febrero), Tecnoplast
(enero) y Veconsa (enero-febrero).
E.E. Norte al gran consumidor Ecuajugos.
E.E. Sur a 7 clientes del Norte de Perú
En la energía entregada a terceros se incluye la de los consumos propios de las autogeneradoras:
Hidroabanico entregó energía a: Avícola San Isidro, Codesa, Delisoda, EBC Guayaquil, EBC Quito, EBC Sto. Domingo, Familia Sancela, Gus
Uyumbicho, Interfibra, KFC Planta Avícola Tambillo, Novopan, Pintex, Plasticsacks y Sintofil.
Enermax entregó energía a toda la cadena Supermaxi y sus empresas asociadas en todo el país, entre las que se encuentran: Akí
Terminal Terrestre, Camal Sto. Domingo, Centro De Distribución, Flexiplast, Gran Akí Manta, Gran Akí Outlet Durán, Juguetón Mall del Sol,
Juguetón Manta, Juguetón Plaza Del Sur (Almendros), Megamaxi Ceibos, Megamaxi Condado, Megamaxi Mall de los Andes, Megamaxi Mall
del Sol, Megamaxi Mall del Sur, Megamaxi Quito Norte, Megamaxi Quito Sur, Megamaxi San Luis, Multicentro, Planta Panificadora , S.S.G.G
Mall de los Andes, S.S.G.G. Centro Comercial El Jardín, S.S.G.G. Megamaxi Quito, Sukasa Cuenca, Sukasa El Bosque, Sukasa El Jardín,
Supermaxi Eloy Alfaro, Supermaxi Garzota, Supermaxi Ibarra, Supermaxi Iñaquito, Supermaxi Manta, Supermaxi Miraflores, Supermaxi
Parque California, Supermaxi Plaza Norte, Supermaxi Plaza Valle, Supermaxi Policentro 220, Supermaxi Policentro 440, Supermaxi
Quitumbe, Supermaxi Recreo, Supermaxi Salinas, Supermaxi Sto. Domingo, Supermaxi Tumbaco, Supermaxi Vergel y Todo Hogar Manta.
Así mismo las autogeneradoras Ecoluz, Electroandina, Electrocórdova, Hidroimbabura, Hidroservice y Perlabí, produjeron energía
únicamente para que sea consumida por sus empresas dentros de varios sistemas de distribución .
La exportación a Colombia se la realiza por intermedio del sistema de transmisión.
E.E. Ambato a los consumos propios de Enermax: Megamaxi y , S.S.G.G Mall de los Andes y Supermaxi Caracol y al
gran consumidor Plasticaucho (enero-julio).
E.E. Centro Sur a los consumos propios de Enermax: Sukasa Cuenca y Supermaxis Américas, Miraflores y Vergel.
CNEL-Guayas-Los Ríos a los grandes consumidores Expalsa (enero-septiembre), Gisis (enero-febrero), Plastigama
(enero-diciembre), Promarisco (enero-marzo) y a los consumos propios de Hidroabanico: Avícola San Isidro y de
Enermax: Gran Akí Outlet Durán y Supermaxi Arcos.
CNEL-Manabí a los consumos propios de Enermax: Gran Akí Manta, Juguetón Manta, Supermaxi Manta y Todo Hogar
Manta. CNEL-Milagro a los grandes consumidores Azucarera Valdez (enero-febrero y septiembre-diciembre), Papelera y San
Carlos y a los consumos propios Azucarera Valdez (junio) y Ecudos (enero).
CNEL-Sta. Elena al gran consumidor Salica (enero-abril)y al consumo propio de Enermax: Supermaxi Salinas.
CNEL-Sto. Domingo a los consumos propios de Enermax: Camal Sto. Domingo, Supermaxi Sto. Domingo y de
Hidroabanico; EBC Sto. Domingo.
Cotopaxi a los grandes consumidores Acosa y Novacero y al consumo propio Familia Sancela.
Eléctrica de Guayaquil a los grandes consumidores Base Naval (enero-febrero), Plastiguayas (enero-agosto) y Unilever
(enero-abril); a los consumos propios de Enermax: Juguetón Mall del Sol y Plaza Del Sur (Almendros), Megamaxi
Ceibos, Mall del Sol y Mall del Sur, Sukasa Mall del Sol, Supermaxis Albán Borja, Garzota, Parque California, Policentro
220, Policentro 440 y de Hidroabanico: Delisoda y EBC Guayaquil.
Norte a los consumos propios de Enermax: Supermaxi Ibarra y de otras: Electroandina, Electrocórdova, Hidroimbabura e
Hidroservice.
Quito al gran consumidor Incasa (enero-junio) y a los consumos propios de Ecoluz: HCJB Antenas, HCJB H. Voz de los
Andes y HCJB Pichincha; Enermax: Centro De Distribución, Flexiplast, Megamaxis Condado, Quito Norte, Quito Sur y San
Luis, Multicentro, Planta Panificadora , S.S.G.G. Centro Comercial El Jardín y Megamaxi Quito, Sukasa El Bosque y El
Jardín, Supermaxis 12 De Octubre, Aeropuerto, América, Atahualpa, Carcelén, Cumbayá, El Bosque, El Jardín, Eloy
Alfaro, Iñaquito, Plaza Norte, Plaza Valle, Quitumbe, Recreo y Tumbaco y Uravía, de Hidroabanico: EBC Quito, Gus
Uyumbicho, Interfibra, KFC Planta Avícola Tambillo, Novopan, Pintex, Plasticsacks, Sintofil.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 33

Eléctrica de Guayaquil
CNEL-Manabí
CNEL-Guayas-Los Ríos
Quito
CNEL-El Oro
CNEL-Milagro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Sto. Domingo
Norte
CNEL-Sucumbíos
Centro Sur
Ambato
Riobamba
Cotopaxi
Sur
CNEL-Bolívar
Azogues
Galápagos
11.2. PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL AÑO 2009
La energía disponible por los Sistemas de Distribución alcanzó los 15.954,38 GWh, de los
cuales se entregaron 13.221,02 GWh a clientes finales: 12.747,92 GWh a clientes regulados; y,
473,10 GWh a clientes no regulados.
Las pérdidas alcanzaron los 2.733,36 GWh (17,13 % de la energía disponible) repartidos en
1.394,06 GWh (8,74%) por pérdidas técnicas; y, 1.339,29 GWh (8,39%) por pérdidas no técnicas.
La siguiente tabla detalla los valores de pérdidas en GWh y en % producidos en las diferentes
etapas funcionales de los sistemas de distribución:
Tabla 24: Pérdidas de energía en las diferentes etapas funcionales de los sistemas de
distribución.
Pérdidas
Nivel de
Voltaje
Etapa funcional GWh %
Alto
Líneas ST (MWh) 188,33 6,89
Subestaciones (MWh) 74,57 2,73
Total Alto Voltaje
262,90 9,62
Medio
Alim.Primarios (MWh) 262,84 9,62
Transformadores (MWh) 343,56 12,57
Técnicas Total Medio Voltaje
606,40 22,19
Secundarios (MWh) 333,22 12,19
Bajo
A.Público (MWh) 87,11 3,19
Acometidas (MWh) 67,67 2,48
Medidores (MWh) 36,77 1,35
Total Bajo Voltaje
524,77 19,20
Total Pérdidas Técnicas
1.394,06 51,00
Medio No Técnicas MT (MWh) 152,70 5,59
No Total Medio Voltaje
152,70 5,59
Técnicas Bajo No Técnicas BT (MWh) 1.186,60 43,41
Total Bajo Voltaje
1.186,60 43,41
Total Pérdidas No Técnicas
1.339,29 49,00
Total Pérdidas en distribución
2.733,36 100,00
Los porcentajes de pérdidas se refieren al total de pérdidas en GWh.
GWh
Pérdidas por Sistema de Distribución en el año 2009 (GWh),%)
900
830,09
37,24%
40%
800
700
600
500
400
300
200
100
0
26,90% 27,50% 27,11%
25,21%
23,22%
461,49
20,49%
18,65%
18,04%
16,70%
330,53
14,61%
13,03%
253,34
12,07%
10,74%
9,04% 9,34%
7,21%
7,57%
128,76 120,68 111,88
6,02%
5,21%
82,77 69,88
51,38 47,98 47,10 43,86 39,88 37,66 29,88 28,68 10,29 4,84 2,38
30%
20%
10%
0%
Pérdidas No Técnicas (GWh) Pérdidas Técnicas (GWh) Total Pérdidas (GWh) Total Pérdidas (%)
Gráfico 21: Pérdidas de energía en los sistemas de distribución
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 34

12. RESUMEN ENERGÉTICO – ECONÓMICO DE LAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO 2009
A continuación se hace un análisis de la energía que recibieron las distribuidoras para vender a sus
clientes finales, entre los cuales tenemos: Clientes Regulados, Grande Consumidores que
mantuvieron contratos a plazo con las distribuidoras, transferencia de energía entre distribuidoras y
7 clientes del norte de Perú. (No se incluyen aquellos clientes de las generadoras o
autogeneradoras a quienes las distribuidoras únicamente brindaron servicio de transporte de
energía y por cual facturaron los respectivos peajes de distribución).
12.1. ENERGÍA RECIBIDA Y FACTURADA POR LAS DISTRIBUIDORAS
En la presente tabla se puede apreciar un resumen de la energía que fue recibida y entregada por
las distribudoras en el año 2009. Nótese que no se han incluido las pérdidas de distribución ya que
éstas están calculadas respecto a la energía disponible por los sitemas de distribución.
Tabla 25: Energía recibida y entregada por las distribuidoras en el año 2009
Energía
Recibida del MEM para Distribuidora
Comprada a E.E. Distribuidoras
Vendida o Transferida a E.E. Distribuidoras
Comprada a Autogeneradoras
Generada No Incorporada al MEM
Disponible para las distribuidoras
GWh %
15.375,91 99,20
3,83 0,02
(2,15) (0,01)
25,91 0,17
96,10 0,62
15.499,60 100,00
Residencial 4.686,55 30,24
Comercial 2.513,70 16,22
Facturada a Clientes
Industrial 3.589,47 23,16
Regulados
A.Público 820,29 5,29
Otros 1.137,91 7,34
Total Clientes Regulados
12.747,92 82,25
Grandes
Facturada a Clientes No
18,84 0,12
Consumidores
Regulados(Clientes de las
7 Clientes Norte
distribuidoras)
0,22 0,00
Perú
Total Facturada a Clientes No Regulados
(Clientes de las distribuidoras)
19,06 0,12
CNEL-Bolívar
51,31
0,40%
Centro Sur
683,03
5,36%
Cotopaxi
217,82
1,71%
Energía Facturada a Clientes Regulados en el año 2009 (GWh;%)
Eléctrica de Guayaquil
3.556,05
27,90%
CNEL-El Oro
499,53
3,92%
CNEL-Esmeraldas
300,42
2,36%
Azogues
76,12
0,60%
Ambato
385,82
3,03%
Sur
208,75
1,64%
CNEL-Sucumbíos
126,67
0,99%
CNEL-Sto. Domingo
334,85
2,63%
CNEL-Sta. Elena
313,11
2,46%
Riobamba
220,07
1,73%
Quito
3.113,37
24,42%
CNEL-Manabí
775,34
6,08%
Norte
387,02
3,04%
Galápagos
29,01
0,23%
CNEL-Guayas-Los Ríos
926,86
7,27%
CNEL-Los Ríos
218,19
1,71%
CNEL-Milagro
324,57
2,55%
Gráfico 22: Energía facturada a clientes regulados de las distribuidoras
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 35

12.2. NÚMERO, ENERGÍA FACTURADA Y CONSUMO PROMEDIO (CP) MENSUALES DE CLIENTES REGULADOS
Los clientes regulados se clasificaron de acuerdo al uso de su energía consumida, para lo cual las distribuidoras aplicaron los pliegos
tarifarios establecidos por el CONELEC; de aquí se desprende la clasificación de dichos clientes en 5 grupos de consumo: Residencial,
Comercial, Industrial, Alumbrado Público y Otros.
En la tabla que sigue, se indica el número de clientes, la energía facturada y el consumo promedio mensual de cada grupo de consumo a nivel
nacional. Los valores promedios en kWh/Cliente se establecieron en 121,98 para los Residenciales, 582,71 para los comerciales, 6.969,36 para
los Industriales, 1.873,49 para el grupo Otros y 153.871,85 para el Alumbrado Público; este último valor se refleja muy elevado por cuanto existen
pocos clientes clasificados con esta tarifa, en especial los gobiernos municipales a quienes las distribuidoras aplican el excedente que resulta de
la facturación calculada por la capacidad y tiempo de uso de las luminarias instaladas en su área de concesión, menos la sumatoria del
equivalente de energía facturado como impuesto por alumbrado público a los otros grupos de consumo.
Tabla 26: Número de clientes, energía facturada y consumos promedios mensuales en el año 2009
Grupo de
Consumo
Total # Clientes
Total Energía Facturada (GWh)
Total Consumo promedio (kWh/Cliente)
Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
# Clientes 3.122.877 3.135.821 3.148.919 3.163.052 3.180.877 3.196.693 3.209.733 3.220.884 3.239.401 3.254.466 3.268.242 3.280.759 3.201.810
Residencial Energía Facturada (GWh) 396,59 384,00 383,98 397,55 395,01 396,83 389,70 390,49 388,54 397,72 379,22 386,93 391
Consumo promedio (kWh/Cliente) 127,00 122,45 121,94 125,69 124,18 124,14 121,41 121,24 119,94 122,21 116,03 117,94 121,98
# Clientes 352.046 353.091 354.048 355.847 356.924 357.772 359.242 360.533 362.953 365.255 367.342 368.820 359.489
Comercial Energía Facturada (GWh) 208,46 203,33 215,05 198,25 213,46 218,50 211,34 214,00 210,72 213,68 204,18 202,74 209
Consumo promedio (kWh/Cliente) 592,15 575,86 607,40 557,11 598,05 610,72 588,29 593,56 580,57 585,01 555,83 549,70 582,70
# Clientes 42.404 42.512 42.569 42.689 42.801 42.867 43.055 43.042 43.126 43.225 43.282 43.433 42.917
Industrial Energía Facturada (GWh) 271,02 273,59 287,80 302,61 305,56 305,06 303,95 308,06 311,83 325,68 306,25 288,06 299
Consumo promedio (kWh/Cliente) 6.391,42 6.435,48 6.760,74 7.088,62 7.139,10 7.116,36 7.059,65 7.157,16 7.230,66 7.534,52 7.075,79 6.632,38 6.969,77
# Clientes 490 497 511 515 521 518 499 357 360 363 352 348 444
A.Público Energía Facturada (GWh) 69,92 64,41 69,02 69,23 70,58 68,77 70,00 70,65 69,74 70,87 65,90 61,20 68
Consumo promedio (kWh/Cliente) 142.700 129.602 135.066 134.427 135.471 132.769 140.274 197.911 193.712 195.238 187.205 175.854 153.871,85
# Clientes 49.402 49.808 50.165 50.433 50.657 50.760 50.547 50.994 50.682 51.146 51.420 51.456 50.623
Otros Energía Facturada (GWh) 97,24 92,00 95,37 94,94 98,94 96,15 93,52 93,61 95,30 101,97 92,60 86,28 95
Consumo promedio (kWh/Cliente) 1.968,24 1.847,03 1.901,17 1.882,47 1.953,11 1.894,24 1.850,14 1.835,64 1.880,34 1.993,64 1.800,92 1.676,83 1.873,20
3.567.219 3.581.729 3.596.212 3.612.536 3.631.780 3.648.610 3.663.076 3.675.810 3.696.522 3.714.455 3.730.638 3.744.816 3.655.284
1.043,24 1.017,32 1.051,22 1.062,57 1.083,55 1.085,31 1.068,51 1.076,81 1.076,13 1.109,91 1.048,15 1.025,21 1.062
292,45 284,03 292,31 294,14 298,35 297,46 291,70 292,94 291,12 298,81 280,96 273,77 290,63
El consumo promedio de grupo alumbrado público se ve elevado por que la mayoría de las distribuidoras toman como clientes a los municipios dentro de su área de concesión, cuyo número es reducido en relacióna los otros grupos.
El número de clientes Total es el promedio de los doce meses.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 36

Quito
Eléctrica de Guayaquil
Centro Sur
CNEL-Guayas-Los
Ríos
CNEL-Manabí
Ambato
Norte
CNEL-El Oro
Sur
Riobamba
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Milagro
CNEL-Esmeraldas
Cotopaxi
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
Azogues
Galápagos
12.3. NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR EMPRESA ELÉCTRICA DISTRIBUIDORA
EN EL AÑO 2009
Tabla 27: Número mensual de clientes regulados por grupo de consumo en el año 2009
Mes Residencial Comercial Industrial A.Público Otros Total
Ene 3.122.877 352.046 42.404 490 49.402 3.567.219
Feb 3.135.821 353.091 42.512 497 49.808 3.581.729
Mar 3.148.919 354.048 42.569 511 50.165 3.596.212
Abr 3.163.052 355.847 42.689 515 50.433 3.612.536
May 3.180.877 356.924 42.801 521 50.657 3.631.780
Jun 3.196.693 357.772 42.867 518 50.760 3.648.610
Jul 3.209.733 359.242 43.055 499 50.547 3.663.076
Ago 3.220.884 360.533 43.042 357 50.994 3.675.810
Sep 3.239.401 362.953 43.126 360 50.682 3.696.522
Oct 3.254.466 365.255 43.225 363 51.146 3.714.455
Nov 3.268.242 367.342 43.282 352 51.420 3.730.638
Dic 3.280.759 368.820 43.433 348 51.456 3.744.816
Total 3.201.810 359.489 42.917 444 50.623 3.655.284
El Total corresponde a los promedios del periodo.
Tabla 28: Número mensual de clientes regulados por grupo de consumo y nivel de voltaje en
el año 2009
Mes Alto Voltaje Medio Voltaje Bajo Voltaje
Industrial Otros Residencial Comercial Industrial Otros Residencial Comercial Industrial A.Público Otros
Ene 60 9 226 14.345 6.141 5.603 3.122.651 337.701 36.203 490 43.790 3.567.219
Feb 60 7 226 14.421 6.181 5.641 3.135.595 338.670 36.271 497 44.160 3.581.729
Mar 61 6 226 14.489 6.163 6.071 3.148.693 339.559 36.345 511 44.088 3.596.212
Abr 69 5 226 14.105 6.238 5.669 3.162.826 341.742 36.382 515 44.759 3.612.536
May 69 5 225 14.152 6.208 5.698 3.180.652 342.772 36.524 521 44.954 3.631.780
Jun 66 5 224 14.203 6.208 5.722 3.196.469 343.569 36.593 518 45.033 3.648.610
Jul 70 5 224 14.263 6.266 5.737 3.209.509 344.979 36.719 499 44.805 3.663.076
Ago 75 5 223 14.270 6.150 5.761 3.220.661 346.263 36.817 357 45.228 3.675.810
Sep 72 7 223 13.979 6.049 5.542 3.239.178 348.974 37.005 360 45.133 3.696.522
Oct 71 7 222 14.062 6.094 5.948 3.254.244 351.193 37.060 363 45.191 3.714.455
Nov 71 6 - 14.204 6.124 6.145 3.268.242 353.138 37.087 352 45.269 3.730.638
Dic 70 6 - 14.008 5.956 6.255 3.280.759 354.812 37.407 348 45.195 3.744.816
Total 68 6 187 14.208 6.148 5.816 3.201.623 345.281 36.701 444 44.800 3.655.284
El Total corresponde a los promedios del periodo.
Nro. de Clientes por Grupo de Consumo
Total
Número de clientes regulados a diciembre de 2009
900.000
800.000
809.398
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
-
533.632
288.888
240.123 200.613
149.358
119.594
232.111 188.970 140.418
96.203
185.848
99.003
135.054
98.126
85.501
55.060
49.504 29.618 7.794
Gráfico 23: Número de clientes regulados por distribuidora
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 37

12.4. VALORES FACTURADOS Y PRECIOS MEDIOS POR VENTA DE ENERGÍA A
CLIENTES FINALES DE LAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO 2009
Las distribuidoras facturaron a sus clientes finales USD 1.018,57 millones, a un precio medio
de 7,98 USD ¢/kWh:
A clientes regulados se facturó USD 1.017,14 millones; precio medio de 7,98 USD ¢/kWh;
y,
A los clientes no regulados de las distribuidoras se facturó USD 1,43 millones a un precio
medio de 7,51 USD ¢/kWh. (Incluye los grandes consumidores clientes de las
distribuidoras y energía facturada a 7 clientes del norte de Perú).
Como se puede apreciar en la siguiente tabla, la venta de las distribuidoras a clientes no regulados
no alcanzó valores mayores, razón por la cual prácticamente no influye en el precio medio total.
Tabla 29: Valores facturados a clientes finales de las distribuidoras
Grupo de
Cliente
Tipo de
Cliente
Grupo de
Consumo
Factura
Energía
(GWh)
Factura
Energía
(Miles USD)
Factura
Peajes
(Miles
USD)
Factura
Servicios
Mercado
(Miles
USD)
Total Factura
Servicio
Eléctrico
(Miles USD)
Precio
Medio Total Recaudación
(USD (Miles USD)
¢/kWh)
Recaudación
(%)
Residencial 4.686,55 421.258,53 - - 421.258,53 8,99 392.209,42 93,10
Comercial 2.513,70 195.283,00 - - 195.283,00 7,77 195.570,21 100,15
Regulado Regulado Industrial 3.589,47 230.739,43 - - 230.739,43 6,43 225.083,47 97,55
A.Público 820,29 87.441,17 - - 87.441,17 10,66 81.730,25 93,47
Otros 1.137,91 82.417,44 - - 82.417,44 7,24 66.143,23 80,25
Total Regulado
12.747,92 1.017.139,58 - - 1.017.139,58 7,98 960.736,59 94,45
Gran
No
Industrial 18,84 753,00 610,44 44,61 1.408,05 7,47 1.459,52 103,66
Consumidor
Regulado
Exportación Otros 0,22 22,64 - - 22,64 10,53 16,83 74,35
Total No Regulado
19,06 775,64 610,44 44,61 1.430,69 7,51 1.476,36 103,19
Total general
12.766,98 1.017.915,22 610,44 44,61 1.018.570,27 7,98 962.212,95 94,47
En esta tabla no se incluye la exportación a Colombia porque su energía es entregada por el sistema de transmisión.
No se incluye la energía de grandes consumidores clientes de generadoras ni de los consumos propios, ya que no son clientes finales de las distribuidoras.
A continuación se mostrarán los precios medios por la energía vendida a los clientes regulados de
las distribuidoras, los mismos que han sufrido una disminución debido principalmente a las
regulaciones emitidas por el CONELEC en cumplimiento del Mandato 15 (por ejemplo, eliminación
del componente de expansión en Valor Agregado de Distribución VAD, el cual es componente de
las tarifas indicadas en los pliegos tarifarios)
Tabla 30: Precios medios de clientes regulados
Mes
Precios medios por grupo de consumo (USD ¢/kWh)
Residencial Comercial Industrial A.Público Otros 8,13714
Ene 9,11 7,83 6,54 11,20 7,11 8,14
Feb 8,98 7,77 6,63 11,45 7,12 8,10
Mar 9,01 7,69 6,46 10,99 7,07 8,00
Abr 9,09 7,90 6,44 10,77 6,98 8,03
May 9,14 7,75 6,46 11,02 7,14 8,05
Jun 8,98 7,69 6,38 11,14 7,02 7,95
Jul 9,04 7,74 6,47 11,09 7,11 8,02
Ago 9,03 7,72 6,43 10,07 6,89 7,91
Sep 8,79 7,79 6,43 10,12 7,94 7,92
Oct 8,70 7,76 6,25 10,10 8,31 7,86
Nov 9,01 7,81 6,37 9,85 7,12 7,89
Dic 8,98 7,80 6,31 10,08 7,00 7,90
Precio Medio Total 8,99 7,77 6,43 10,66 7,24 7,98
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 38

(USD ¢/kWh)
12
11
10
Precio Medio de Venta a Clientes Regulados (USD ¢/kWh)
Precio Medio
Nacional 7,98 USD
¢/kWh
9
8
7
6
5
4
3
9,04
7,74
6,47
11,09
7,11
2
1
0
Residencial Comercial Industrial A.Público Otros
Gráfico 24: Precios medios a clientes regulados por grupos de consumos
La siguiente tabal indica los precios medios mensuales por distribuidora, donde se observa que los
de las distribuidoras Quito (7,74 USD ¢/kWh) y Eléctrica de Guayaquil (6,94 USD ¢/kWh), son
inferiores al promedio nacional (7,98 USD ¢/kWh).
Tabla 31: Precios medios mensuales de clientes regulados por distribuidora (USD ¢/kWh)
Empresa Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Medio
Ambato 9,43 9,41 9,32 9,33 9,33 9,31 9,26 9,17 9,20 9,16 9,28 9,33 9,29
Azogues 9,68 9,80 9,71 7,82 8,23 7,28 7,48 7,83 7,72 7,72 7,96 7,72 8,02
Centro Sur 8,58 8,61 8,49 8,53 8,50 8,51 8,49 8,63 8,53 8,64 8,66 8,53 8,56
CNEL-Bolívar 10,74 10,50 10,84 10,59 10,56 10,46 10,35 10,98 10,63 10,76 10,67 11,20 10,69
CNEL-El Oro 8,93 8,79 8,92 8,77 8,80 8,77 8,81 8,82 8,71 8,82 7,93 8,79 8,74
CNEL-Esmeraldas 8,98 8,98 9,01 8,82 8,56 9,06 9,36 9,00 8,74 8,91 7,37 7,17 8,68
CNEL-Guayas-Los Ríos 8,28 8,15 7,89 8,27 8,17 8,17 8,13 8,18 7,88 7,95 8,18 8,27 8,12
CNEL-Los Ríos 12,15 11,43 11,16 10,50 11,64 10,76 10,54 10,90 9,94 10,71 8,15 8,14 10,44
CNEL-Manabí 8,87 8,70 8,63 8,88 8,75 9,01 8,93 7,86 7,95 7,74 7,79 7,91 8,39
CNEL-Milagro 8,68 8,71 8,68 8,52 8,54 8,48 8,64 8,88 8,55 8,52 8,61 8,65 8,62
CNEL-Sta. Elena 8,68 9,65 8,43 8,87 8,58 8,64 8,65 8,64 8,76 8,44 8,70 8,31 8,69
CNEL-Sto. Domingo 8,42 8,28 8,39 8,42 8,34 8,05 8,03 8,07 8,04 8,09 7,89 7,95 8,16
CNEL-Sucumbíos 8,39 8,36 9,53 8,13 8,48 8,87 8,83 8,84 8,88 8,99 9,00 8,98 8,78
Cotopaxi 8,73 8,87 8,58 8,44 8,70 8,70 8,65 8,62 8,62 8,60 8,75 8,63 8,66
Eléctrica de Guayaquil 7,11 6,96 6,94 7,02 7,08 6,89 6,85 6,74 6,87 6,85 7,04 6,98 6,94
Galápagos 9,11 9,06 9,07 9,05 8,99 9,01 9,15 9,43 9,01 9,21 9,51 8,96 9,12
Norte 9,21 9,17 9,03 9,04 9,04 8,99 9,50 8,94 9,06 8,87 9,19 9,44 9,12
Quito 7,78 7,84 7,76 7,80 7,77 7,57 7,78 7,73 7,75 7,61 7,78 7,76 7,74
Riobamba 9,06 9,10 9,03 9,18 8,85 8,99 8,91 8,96 9,06 8,70 8,90 8,67 8,95
Sur 9,90 9,70 9,83 9,71 9,73 9,70 9,82 9,65 9,67 9,73 9,73 9,76 9,74
Medio Total 8,14 8,10 8,00 8,03 8,05 7,95 8,02 7,91 7,92 7,86 7,89 7,90 7,98
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 39

13. PERSONAL DE LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO A DICIEMBRE DE 2009
Tabla 32: Personal que laboró en el sector eléctrico ecuatoriano en el año 2009
Tipo de
Empresa
Empresa
Empleados y
Trabajadores
Fijos
Empleados y
Trabajadores
por Contratos
Empleados y
Trabajadores
en Prestación de
Servicios
Total
Empleados y
Trabajadores
CELEC-Electroguayas 28 111 213 352
CELEC-Hidroagoyán 150 38 - 188
CELEC-Hidropaute 164 - - 164
CELEC-Termoesmeraldas 146 20 - 166
CELEC-Termopichincha 157 11 - 168
Elecaustro 123 - 9 132
Electroquil 41 11 - 52
EMAAP-Q 99 4 14 117
Generadora Eolicsa 1 1 - 2
Generoca 38 - - 38
Hidronación 22 46 - 68
Hidropastaza 21 9 3 33
Hidrosibimbe 54 - - 54
Intervisa 28 - - 28
Machala Power - 43 - 43
Termoguayas 272 - - 272
Ulysseas 20 1 27 48
Total Generadora
1.364 295 266 1.925
Ambato 40 45 23 108
Azogues 106 36 - 142
Centro Sur 432 50 - 482
CNEL-Bolívar 148 69 - 217
CNEL-El Oro 551 20 - 571
CNEL-Esmeraldas 190 35 123 348
CNEL-Guayas-Los Ríos 455 359 - 814
CNEL-Los Ríos 216 48 - 264
CNEL-Manabí 344 58 462 864
Distribuidora
CNEL-Milagro 209 79 - 288
CNEL-Sta. Elena 52 268 7 327
CNEL-Sto. Domingo 265 54 - 319
CNEL-Sucumbíos 153 124 - 277
Cotopaxi 203 136 - 339
Eléctrica de Guayaquil 878 - 918 1.796
Galápagos 53 17 - 70
Norte 392 164 - 556
Quito 1.524 48 - 1.572
Riobamba 206 180 - 386
Sur 338 91 - 429
Total Distribuidora
6.755 1.881 1.533 10.169
Transmisora CELEC-Transelectric 591 - - 591
Total Transmisora
591 - - 591
Agip 23 - 3 26
Agua y Gas de Sillunchi 4 1 - 5
Andes Petro 26 - - 26
Consejo Provincial de Tungurahua 1 - - 1
Ecoelectric 25 6 - 31
Ecoluz 20 - - 20
Ecudos 6 47 - 53
EMAAP-Q 71 10 - 81
Enermax - 17 - 17
Autogeneradora Hidroabanico 35 - - 35
Hidroimbabura 11 - - 11
La Internacional 14 - - 14
Lafarge 11 - 2 13
Manageneración 42 - - 42
Perlabí 5 - - 5
Petroamazonas 69 59 12 140
Repsol 52 35 - 87
San Carlos 20 12 - 32
SIPEC 20 - - 20
Total Autogeneradora
455 187 17 659
Total general
9.165,00 2.363,00 1.816,00 13.344,00
La CATEG-G se incorporó a la Eléctrica de Guayaquil calificada como distribuidora.
Se indican los desgloses de las empresas CNEL y CELEC con sus gerencias regionales y unidades de negocio respectivamente.
El personal que opera Machala Pow er pertenece a la Administradora EDC Ecuador Ltd.
En el presente año, la autogeneradora Consorcio Bloque 7 y 21 pasa a ser administrada por Petroamazonas, por lo que su personal se incluye en esta
última.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 40

14. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS DISTRIBUIDORAS A DICIEMBRE DE 2009
La siguiente tabla resume las características principales de las instalaciones o infraestructura de las distribuidoras a diciembre de 2009.
Tabla 33: Principales características técnicas de las distribuidoras en el año 2009
Distribuidora
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Cant.
(#)
Cant.
(#)
(MVA)
Cant.
(#)
Potencia
(kW)
Ambato 13,42 6,20 3 86,13 200,25 3.783,38 10.190 208,08 6.057,53 47.628 7.377,03 208.353 201.481
Azogues n.a. n.a. n.a. 26,88 12,50 613,69 1.266 23,10 1.053,53 9.892 1.445,78 29.481 29.482
Centro Sur 5,16 3,00 2 274,00 309,38 7.067,99 14.609 374,12 9.717,54 72.266 11.945,13 235.846 287.847
CNEL-Bolívar 4,91 4,16 2 115,61 22,63 548,08 n.e. n.e. 5.085,88 10.050 1.971,30 49.679 49.444
CNEL-El Oro 16,39 13,24 6 252,46 180,25 3.440,35 9.091 296,15 4.100,45 53.082 10.753,57 172.611 172.532
CNEL-
Esmeraldas
1,10 0,90 1 284,50 66,55 1.442,52 4.779 138,96 2.050,00 24.146 4.992,04 96.738 82.986
CNEL-Guayas-
Los Ríos
n.a. n.a. n.a. 379,91 283,00 2.211,97 10.185 918,55 5.403,19 39.578 8.010,55 231.530 222.685
CNEL-Los Ríos 11,46 9,78 1 97,50 65,00 2.485,11 5.190 87,58 1.351,84 13.565 3.087,43 85.501 85.502
CNEL-Manabí n.a. n.a. n.a. 721,91 261,26 8.100,37 322 326,67 13.959,74 91.091 21.004,92 233.383 207.255
CNEL-Milagro 15,00 10,20 1 230,50 128,50 2.086,18 6.216 122,04 6.058,00 24.809 3.979,60 119.400 119.449
CNEL-Sta.
Elena
31,94 9,00 3 183,74 107,00 931,17 5.330 156,79 1.399,83 27.188 4.831,63 96.203 96.203
CNEL-Sto.
Domingo
n.a. n.a. n.a. 160,37 106,50 2.892,96 7.773 162,39 7.724,00 28.069 4.254,97 129.092 145.773
CNEL-
Sucumbíos
44,22 25,64 12 152,00 87,87 2.525,90 3.607 85,41 2.298,15 17.728 2.573,50 51.936 49.734
Cotopaxi 12,19 11,88 5 107,91 85,95 2.726,93 4.915 20,51 4.198,86 26.681 3.922,67 98.126 98.126
Eléctrica de
Guayaquil
236,07 205,50 3 194,46 1.360,30 1.139,94 24.157 1.497,91 2.978,20 130.547 24.262,84 440.609 499.111
Galápagos 9,87 7,79 5 n.a. 14,08 174,41 436 93,57 206,21 2.163 240,71 6.347 7.842
Norte 15,00 14,27 5 271,64 146,69 4.824,52 12.367 269,56 4.934,51 58.721 7.429,29 129.349 192.388
Quito 143,39 143,39 9 267,63 1.337,25 6.765,63 31.315 1.822,87 6.299,90 187.547 26.858,99 410.591 800.825
Riobamba 16,34 15,30 4 132,24 94,87 3.116,44 7.980 137,35 5.085,88 23.866 3.490,86 136.745 138.898
Sur 22,14 17,80 2 553,16 112,15 6.162,56 11.393 238,48 3.458,79 37.609 4.651,78 147.148 150.068
Totales 598,61 498,05 64 4.492,55 4.981,97 63.040,09 171.121 6.980,08 93.422,02 926.226 157.084,54 3.108.668 3.637.631
n.a. -> No aplica.
Centrales de Generación
n.e. ->Agente no entregó información.
Líneas
Transmisión y
Subtransmisión
(km)
Subestaciones
de
Distribución
(MVA)
Redes de
Medio
Voltaje
(km)
Transformadores
de
Distribución
Redes de
Bajo
Voltaje
(km)
Las regionales CNEL-Guayas-Los Ríos y CNEL-Manabí, cedieron sus derechos sobre sus centrales de generación a la Unidad de Negocio CELEC-Termopichincha.
No existe variación con respecto a la información del Primer Semestre de 2009.
Luminarias
Acometidas
(#)
Medidores
(#)
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 41

15. TRANSACCIONES DE LOS GRANDES CONSUMIDORES EN EL AÑO 2009
Tabla 34: Energía facturada a grandes consumidores*
Cliente
Área de Concesión
Agente Proveedor de
Servicios
Factura
Energía
(MWh)
Factura
Energía
(USD)
Precio Medio
por Energía
(USD ¢/kWh)
(1)
Factura
Peajes
(USD)
Factura
Servicios
Mercado
(USD)
Factura
Transmisión
(USD)
Total Factura
Servicio
Eléctrico
(USD)
Precio Medio
Total
(USD ¢/kWh)
(2)
Acosa Cotopaxi
Cotopaxi - - 98.132 - - 98.132
4,51
Hidroabanico 26.003 1.173.368 - 273.567 13 1.446.947
5,94
Hidronación 898 35.908 - (1.626) (0) 34.282
Azucarera
CNEL-Milagro M. Ocasional 585 - 2,42 - 6.639.009 (300) 6.638.709
Valdez
CNEL-Milagro - - 17.376 - - 17.376
451,38
Ecudos CNEL-Milagro
Hidronación 339 13.564 - (807) (0) 12.757
4,00
CNEL-Milagro - - 552 - - 552
3,92
Expalsa
Hidronación 19.434 777.358 - 160.488 7 937.854
CNEL-Guayas-Los Ríos
4,00
CNEL-Guayas-Los Ríos - - 46.584 - - 46.584
5,07
Hidronación 724 25.338 - (999) (0) 24.339
Gisis
CNEL-Guayas-Los Ríos M. Ocasional 724 42.892 4,71
- 2.967 - 45.859
5,80
CNEL-Guayas-Los Ríos - - 13.784 - - 13.784
Guapán Azogues Azogues 11.838 440.358 3,84 24.884 9.692 0 474.934 4,11
Hotel Colón Eléctrica de Guayaquil Eléctrica de Guayaquil 1.398 68.396 5,51 - - - 68.396 8,82
Quito - - 57.409 - - 57.409
Incasa Quito
M. Ocasional 491 35.694 4,36
- 2.781 2.443 40.918
6,87
CELEC-Hidroagoyán 6.031 248.462 - 101.020 9 349.491
Novacero
Papelera
Plasticaucho
Cotopaxi
CNEL-Milagro
Ambato
Cotopaxi - - 13.320 - - 13.320
4,65
Hidrosibimbe 15.331 713.546 - 263.813 19 977.378
Hidronación 69.416 2.776.640 - 662.675 11 3.439.326
4,00
CNEL-Milagro - - 125.389 - - 125.389
Ambato - - 55.780 - - 55.780
4,06
Hidronación 9.591 389.374 - 68.537 5 457.916
6,46
5,14
5,36
Plastigama
Hidronación 20.063 802.539 - 197.425 12 999.977
CNEL-Guayas-Los Ríos
4,00
CNEL-Guayas-Los Ríos - - 48.458 - - 48.458
5,23
Hidronación 1.981 79.231 - 25.041 5 104.276
Plastiguayas Eléctrica de Guayaquil M. Ocasional 2.847 177.118 5,31
- 84.039 13.422 274.579
8,35
Eléctrica de Guayaquil - - 24.380 - - 24.380
Hidronación 1.744 69.774 - (4.227) (0) 65.546
Promarisco CNEL-Guayas-Los Ríos M. Ocasional 1.100 82.151 5,34
- 7.749 - 89.900
5,71
CNEL-Guayas-Los Ríos - - 7.008 - - 7.008
M. Ocasional 66 4.164 - 315 408 4.886
Salica CNEL-Sta. Elena CNEL-Sta. Elena - - 4,04 6.815 - - 6.815
5,33
CELEC-Hidroagoyán 3.516 140.641 - 38.612 4 179.256
M. Ocasional 1.865 80.638 - 5.124.279 21.132 5.226.049
San Carlos CNEL-Milagro
CNEL-Milagro - - 3,86 25.083 - - 25.083 170,95
CELEC-Hidroagoyán 1.238 39.167 - 14.319 3 53.489
Tecnoplast Eléctrica de Guayaquil Eléctrica de Guayaquil 620 29.933 4,29 - - - 29.933 5,68
Teimsa Ambato Ambato 3.750 157.511 4,09 25.950 34.659 7 218.128 4,74
Unilever Eléctrica de Guayaquil
Hidronación 4.576 183.042 - (6.536) (0) 176.506
4,00
Eléctrica de Guayaquil - - 2.052 - - 2.052
3,90
Veconsa Eléctrica de Guayaquil Eléctrica de Guayaquil 910 44.200 4,86 - - - 44.200 4,86
Total general
207.077 8.631.005 4,17 592.957 13.696.792 37.200 22.957.954 11,09
Distribuidora asume costos de Servicios de Mercado y Transmisión.
La facturación de Peajes es realizada de acuerdo al área de concesión, por la distribuidora respectiva.
No existen cobros de Peajes de distribución por parte de la Distribuidora.
(2) Se refiere al cociente entre el valor total facturado de energía, peajes, servicios de mercado y transmisión en USD y la energía total facturada en kWh.
La facturación de Transmisión es realizada por CELEC-Transelectric.
(1) Se refiere al cociente entre el valor total facturado de energía en USD y la energía total facturada en kWh. La facturación de Servicios de Mercado es realizada por el Mercado Ocasional (CENACE).
Ecudos
Tecnoplast
Veconsa
Hotel Colón
Gisis
Azucarera Valdez
Promarisco
San Carlos
Salica
Teimsa
Unilever
Plastiguayas
Incasa
Plasticaucho
Guapán
Novacero
Expalsa
Plastigama
Acosa
Papelera
0,34 Energía Facturada a Grandes Consumidores (GWh)
0,62
0,91
1,40
1,45
1,48
2,84
3,10
3,58
3,75
4,58
4,83
6,52
9,59
11,84
15,33
19,43
20,06
26,00
69,42
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Gráfico 25: Energía de los grandes consumidores
* Gran parte de los grandes consumidores en el año 2009, debido a la disminución de las tarifas eléctricas, optaron por no
renovar sus contratos de provisión de energía y actuaron como clientes regulados de las distribuidoras.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 42

16. ENERGÍA ENTREGADA COMO CONSUMOS PROPIOS EN EL AÑO 2009
Tabla 35: Energía recibida por los consumos propios de las autogeneradoras (1/2)
Área de
Concesión
Consumo Propio
Energía
Recibida
(MWh)
Factura
Energía
(USD)
Factura
Peajes
(USD)
Factura
Servicios
Mercado
(USD)
Factura
Transmisión
(USD)
Total Factura
Servicio
Eléctrico
(USD)
Precio
Medio
Total *
(USD
¢/kWh)
Enermax_Sukasa Cuenca 217 - 4.242 1.895 11 6.148 2,84
Centro Sur
Enermax_Supermaxi Américas 591 - 9.796 4.377 9 14.183 2,40
Enermax_Supermaxi Miraflores 590 - 10.096 4.503 9 14.608 2,48
Enermax_Supermaxi Vergel 697 - 11.380 5.304 9 16.693 2,40
Total Centro Sur
2.094 - 35.514 16.079 38 51.632 2,47
CNEL-Esmeraldas Codesa 3.650 - 44.135 23.283 8 67.425 1,85
Total CNEL-Esmeraldas
3.650 - 44.135 23.283 8 67.425 1,85
Avícola San Isidro 6.903 - 73.254 39.766 7 113.027 1,64
CNEL-Guayas-Los Enermax_Gran Akí Outlet
Ríos
Durán
693 - 8.799 6.602 11 15.412 2,22
Enermax_Supermaxi Arcos 2.420 - 24.904 18.470 9 43.382 1,79
Total CNEL-Guayas-Los Ríos
10.015 - 106.957 64.838 26 171.821 1,72
Enermax_Gran Akí Manta 761 - 7.325 6.239 10 13.574 1,78
CNEL-Manabí
Enermax_Juguetón Manta 230 - 2.666 2.396 13 5.075 2,21
Enermax_Supermaxi Manta 1.058 - 9.535 8.075 9 17.620 1,66
Enermax_Todo Hogar Manta 362 - 3.509 3.201 11 6.721 1,85
Total CNEL-Manabí
2.412 - 23.036 19.911 43 42.990 1,78
CNEL-Sta. Elena Enermax_Supermaxi Salinas 860 - 12.410 6.334 10 18.754 2,18
Total CNEL-Sta. Elena
860 - 12.410 6.334 10 18.754 2,18
EBC Sto. Domingo 3.961 - 27.315 24.060 18 51.394 1,30
Enermax_Camal Sto. Domingo 3.032 - 12.268 22.596 9 34.873 1,15
CNEL-Sto. Domingo
Enermax_Supermaxi Sto.
937 - 7.089 7.863 10 14.962 1,60
Domingo
Total CNEL-Sto. Domingo
7.930 - 46.672 54.520 37 101.230 1,28
Cotopaxi Familia Sancela 30.775 - 110.802 139.438 5 250.246 0,81
Total Cotopaxi
30.775 - 110.802 139.438 5 250.246 0,81
Delisoda 11.190 - 61.416 59.367 6 120.789 1,08
EBC Guayaquil 24.896 - 10.953 119.687 6 130.646 0,52
Enermax_Akí Terminal 1.095 - 554 9.815 10 10.379 0,95
Enermax_Juguetón Mall del 477 - 250 4.342 11 4.603 0,96
Enermax_Juguetón Plaza del
Sur (Almendros)
409 - 3.556 4.208 12 7.777 1,90
Enermax_Megamaxi Ceibos 2.439 - 16.275 19.329 10 35.614 1,46
Enermax_Megamaxi Mall del
Sol
3.921 - 1.829 28.788 9 30.626 0,78
Enermax_Megamaxi Mall del
Eléctrica de Sur
2.462 - 14.924 18.526 9 33.460 1,36
Guayaquil Enermax_Sukasa Mall del Sol 1.371 - 754 13.341 12 14.107 1,03
Enermax_Supermaxi Albán
Borja
1.352 - 10.217 11.995 11 22.223 1,64
Enermax_Supermaxi Garzota 1.270 - 8.041 9.837 10 17.887 1,41
Enermax_Supermaxi Parque
California
801 - 5.379 6.200 10 11.588 1,45
Enermax_Supermaxi
Policentro 220
961 - 441 7.476 9 7.926 0,82
Enermax_Supermaxi
Policentro 440
177 - 129 2.327 17 2.473 1,40
La Fabril Gye - - - - - - -
Total Eléctrica de Guayaquil
52.820 - 134.718 315.240 141 450.099 0,85
Electroandina 4.385 - 8.804 - - 8.804 0
Electrocórdova 460 - 676 - - 676 0
Norte
Enermax_Supermaxi Ibarra 1.079 - 13.945 8.635 10 22.591 2
Hidroimbabura 726 - 2.071 - - 2.071 0
Hidroservice 2.936 - 5.007 - - 5.007 0
Total Norte
9.585 - 30.504 8.635 10 39.149 0,41
Alambrec 12.157 - 68.532 - - 68.532 0,56
EBC Quito 12.509 - 105.540 60.548 6 166.094 1,33
Enermax_Centro de 6.927 - 68.102 52.053 9 120.165 1,73
Quito
Enermax_Flexiplast 7.095 - 65.927 46.341 8 112.275 1,58
Enermax_Megamaxi Condado 1.291 - 12.780 9.697 9 22.486 1,74
Enermax_Megamaxi Quito
Norte
643 - 6.468 5.022 9 11.499 1,79
La facturación de Peajes es realizada de acuerdo al área de concesión, por la empresa distribuidora respectiva. No existen datos de Factura de Energía en Dólares ya que los
La facturación de Transmisión es realizada por Transelectric.
clientes son consumos propios de las empresas autogeneradoras.
La facturación de Servicios de Mercado es realizada por el Mercado Ocasional (CENACE).
Agente no presenta información.
*No incluye el rubro Energía (USD).
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 43

Tabla 35: Energía recibida por los consumos propios de las autogeneradoras (2/2)
Quito
Área de
Concesión
Total Quito
Riobamba
Total Riobamba
Total general
Consumo Propio
Energía
Recibida
(MWh)
Factura
Energía
(USD)
Factura
Peajes
(USD)
Factura
Servicios
Mercado
(USD)
Factura
Transmisión
(USD)
Total Factura
Servicio
Eléctrico
(USD)
Precio
Medio
Total *
(USD
¢/kWh)
Enermax_Megamaxi Quito Sur 1.393 - 13.888 10.770 9 24.668 1,77
Enermax_Megamaxi San Luis 1.387 - 13.978 10.565 9 24.552 1,77
Enermax_Multicentro 515 - 5.123 4.069 10 9.202 1,79
Enermax_Planta Panificadora 807 - 8.387 7.481 11 15.879 1,97
Enermax_Pofasa 1.208 - 12.241 - - 12.241 1,01
Enermax_S.S.G.G. Centro
Comercial El Jardín
1.704 - 16.392 11.394 8 27.794 1,63
Enermax_S.S.G.G. Megamaxi
Quito
315 - 3.125 2.142 9 5.275 1,67
Enermax_Sukasa El Bosque 453 - 4.735 4.074 11 8.820 1,95
Enermax_Sukasa El Jardín 607 - 6.194 5.399 11 11.604 1,91
Enermax_Supermaxi 12 de
Octubre
584 - 5.788 4.382 9 10.180 1,74
Enermax_Supermaxi 545 - 5.490 4.308 10 9.808 1,80
Enermax_Supermaxi América 811 - 7.995 5.809 9 13.813 1,70
Enermax_Supermaxi 582 - 5.654 4.115 9 9.778 1,68
Enermax_Supermaxi Caracol 507 - 5.421 4.072 10 9.503 1,88
Enermax_Supermaxi Carcelén 682 - 6.683 4.975 9 11.667 1,71
Enermax_Supermaxi Cumbayá 787 - 7.798 5.974 9 13.781 1,75
Enermax_Supermaxi El 1.090 - 10.394 8.696 10 19.101 1,75
Enermax_Supermaxi El Jardín 950 - 9.452 7.207 9 16.668 1,76
Enermax_Supermaxi Eloy 764 - 7.563 5.653 9 13.225 1,73
Enermax_Supermaxi Iñaquito 789 - 7.820 5.915 9 13.745 1,74
Enermax_Supermaxi Plaza
Norte
592 - 5.820 4.498 9 10.327 1,75
Enermax_Supermaxi Plaza
Valle
575 - 5.665 4.345 9 10.019 1,74
Enermax_Supermaxi Quitumbe 619 - 6.032 4.602 9 10.643 1,72
Enermax_Supermaxi Recreo 1.192 - 11.814 9.006 9 20.829 1,75
Enermax_Supermaxi Tumbaco 898 - 8.719 6.724 9 15.452 1,72
Gus Uyumbicho 1.555 - 59.214 8.599 7 67.819 4,36
HCJB Antenas 1.429 - 12.517 7.188 6 19.711 1,38
HCJB H. Voz Andes 618 - 4.347 2.673 5 7.026 1,14
HCJB Pichincha 349 - 4.067 2.043 7 6.117 1,75
Interfibra 15.793 - 118.716 72.505 6 191.227 1,21
KFC Planta Avícola Tambillo 192 - 15.943 2.060 13 18.016 9,38
Novopan 17.296 - 147.054 86.592 6 233.652 1,35
Pintex 16.323 - 119.266 74.044 6 193.315 1,18
Plasticsacks 13.776 - 93.647 59.064 5 152.716 1,11
Sintofil 12.474 - 93.116 57.538 6 150.659 1,21
Uravía 753 - 2.890 - - 2.890 0,38
141.533 - 1.200.297 692.143 333 1.892.773 1,34
Enermax_Megamaxi Mall de
Los Andes
1.064 - 11.171 8.015 9 19.195 1,80
Enermax_S.S.G.G Mall de Los
Andes
618 - 6.776 5.008 10 11.794 1,91
1.683 - 17.947 13.023 19 30.989 1,84
263.358 - 1.762.991 1.353.444 671 3.117.106 1,18
La facturación de Peajes es realizada de acuerdo al área de concesión, por la empresa distribuidora respectiva. No existen datos de Factura de Energía en Dólares ya que los
La facturación de Transmisión es realizada por Transelectric.
clientes son consumos propios de las empresas autogeneradoras.
La facturación de Servicios de Mercado es realizada por el Mercado Ocasional (CENACE).
Agente no presenta información.
*No incluye el rubro Energía (USD).
Hidroabanico entregó energía a: Avícola San Isidro, Codesa, EBC Guayaquil, EBC Quito, EBC Sto. Domingo, Ecurefsa,
Familia Sancela, Gus Uyumbicho, Incubadora Anhalzer, Interfibra, KFC Finca Laicas, KFC Planta Avícola Tambillo,
Novopan, Pintex, Plasticsacks y Sintofil.
Enermax entregó energía a toda la cadena Supermaxi y sus empresas asociadas en todo el país, entre las que se
encuentran: Enermax_Ambato, Enermax_GLR, Enermax_Quito, Enermax_Sta. Elena, Enermax-Agropesa, Enermax-SA,
Enermax-SK, Enermax-SM, Enermax-Sto. Domingo, Enermax-SV, Gran Akí, Juguetón Almendros, Juguetón Mall del Sol,
Juguetón Manta, Megamaxi Ceibos, Megamaxi Mall del Sur, Supermaxi A. Borja, Supermaxi Garzota, Supermaxi Ibarra,
Supermaxi Manta, Supermaxi P. Calif., Supermaxi Polic. 220, Supermaxi Polic. 440, Todo Hogar Manta.
RESUMEN ESTADÍSTICO DEL AÑO 2009 44

17. DIVISIÓN POLÍTICA DE LA REPÚBLICA DEL ECUADOR

18. COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA REPÚBLICA DEL ECUADOR

19. SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

20. ÁREAS DE CONCESIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

Las versiones completas de la estadística del Sector Eléctrico de Ecuador, desde el año
1990 constan en nuestro portal institucional
www.conelec.gov.ec
Av. Naciones Unidas E7-71 y Av. de los Shyris
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