PME libro.indd - CONELEC

iv
Dr. Esteban Albornoz Vintimilla
MINISTRO DE ELECTRICIDAD
Y ENERGÍA RENOVABLE
PRESIDENTE DEL DIRECTORIO
DEL CONELEC
El desarrollo del sector eléctrico es fundamental para el normal desenvolvimiento de
las crecientes actividades productivas del Ecuador. En efecto, en los próximos años
se ha previsto el abastecimiento eficiente de la futura demanda de energía eléctrica,
a través de una importante participación de generación hidroeléctrica, resaltando que
varios proyectos denominados emblemáticos se encuentran en plena ejecución; además,
se ejecutará el reforzamiento de las redes de transmisión y subtransmisión, así
como el cambio de paradigma hacia un adecuado y moderno servicio de distribución
y comercialización.
Complementando este cambio de la matriz energética, se prevé la inserción paulatina,
en el mediano y largo plazo, de alternativas de generación sostenibles, basadas en la
utilización de otros recursos renovables tales como: energía solar, eólica, geotérmica
y biomasa.
Es entonces indispensable adecuar el sistema para abastecer los requerimientos energéticos
de proyectos que marcarán un hito en la historia del país. Siendo esto último, una
de las políticas contempladas para la elaboración de este Plan Maestro de Electrificación.

v
En el corto plazo deberán considerarse nuevas cargas eléctricas que incidirán en el
sistema, tales como, la Refinería del Pacífico, el metro de Quito, proyectos de transporte
público, incorporación de mineras, la migración masiva de la cocción tradicional hacia
cocinas eléctricas, entre otras.
Por lo tanto, la implementación del presente Plan Maestro de Electrificación, en concordancia
con los cuatro ejes que sustentan la planificación nacional (eje productivo, eje soberano,
eje inclusivo y eje institucional), garantizará el abastecimiento del servicio eléctrico
con criterios de eficiencia, calidad, continuidad y seguridad durante los próximos
años; diversificará la matriz del sector eléctrico bajo principios de sostenibilidad, sustentabilidad
y responsabilidad social; incrementará la soberanía en el abastecimiento de
energía eléctrica; incrementará la eficiencia energética del sector eléctrico; reducirá las
pérdidas en el proceso de producción, transporte y comercialización de la electricidad;
reducirá los impactos socio-ambientales del sistema eléctrico; armonizará el desarrollo
y operación de la infraestructura del sector eléctrico con las expectativas de las comunidades;
así como incentivará el fortalecimiento institucional del sector eléctrico a fin de
incrementar los niveles de madurez institucional en las entidades del sector.

vi
Dr. Francisco Vergara Ortíz
DIRECTOR EJECUTIVO DEL CONELEC
El CONELEC, tuvo como objetivo general, elaborar el Plan Maestro de Electrificación
2012-2021 como una herramienta integral para la toma de decisiones en el sector
eléctrico, que permita garantizar la continuidad del abastecimiento de energía eléctrica
a los habitantes del Ecuador, en el corto mediano y largo plazo, con niveles adecuados
de seguridad y calidad, observando criterios técnicos, económicos, financieros, sociales
y ambientales.
Para lograrlo, se estructuró el Plan, al amparo de las políticas intersectoriales del Ministerio
Coordinador de Sectores Estratégicos (MICSE), así como las políticas sectoriales
del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), mismas que se encuentran
alineadas con los objetivos y metas propuestas en el Plan Nacional para el Buen Vivir.
El Plan contiene, en su parte medular, la premisa básica de la planificación que es la
proyección de la demanda, seguida de los respectivos planes de expansión de la generación,
transmisión y distribución, orientados éstos a garantizar el abastecimiento de la
demanda de energía eléctrica del país con un horizonte decenal, conforme lo establece
el artículo 13 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico. Y se complementa con un
análisis económico financiero, que permite a los actores del sector eléctrico, tener como
base parámetros económico-financieros que establecen la conveniencia de ejecutar los
proyectos considerados en los planes de expansión antes citados.
Para la etapa de producción de energía eléctrica, el Plan identificó los proyectos de
generación hidroeléctrica que por sus características técnicas y económicas, y por sus
condiciones particulares y su potencial para convertirse en fuentes de desarrollo regional,
se consideraron como los más convenientes para el interés nacional. Se determinaron
adicionalmente las necesidades de generación termoeléctrica para garantizar el
abastecimiento en el corto plazo, identificando la capacidad de abastecimiento y trans-

vii
porte de combustible, y las posibles ubicaciones para este tipo de generación atendiendo
a la capacidad del sistema de transmisión.
La incorporación de esta nueva capacidad de generación, requiere el desarrollo
paralelo del sistema de transmisión, para adaptarse a las nuevas condiciones que
presentan la oferta y demanda de electricidad, haciendo posible que la producción
adicional de energía, pueda ser transportada en las mejores condiciones de
calidad a los centros de carga del país, con niveles razonables de confiabilidad y
seguridad, permitiendo la incorporación al sistema nacional, de regiones del país
que permanecen aún aisladas o bien cuyas demandas no pueden ser satisfechas
en su totalidad.
Para complementar, se identificó la necesidad de reforzar los sistemas de distribución
del país, con el detalle de los planes de inversión como son: Plan de Reducción de
Pérdidas, Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución, FERUM y SIGDE, con
los que se pretende atacar la vulnerabilidad de los sistemas de distribución y alcanzar
las metas previstas, a fin de proporcionar el abastecimiento normal a los usuarios del
servicio eléctrico.
Es importante resaltar que para que el sistema eléctrico alcance los niveles de calidad
y seguridad requeridos en el abastecimiento, es imprescindible el desarrollo paralelo de
las etapas de generación, transmisión y distribución.
El Plan Maestro 2012-2021, está basado en el concepto de desarrollo sostenible, que
parte de la definición de una política sectorial, para luego establecer estrategias, que
permitan a las empresas e instituciones involucradas, elaborar su planes y finalmente
contribuir al desarrollo del sector.

viii
Bajo el accionar estratégico del CONELEC, se trabajó en equipo para lograr la actualización
del Plan Estratégico para el período de gestión 2013-2016; en el que se presentan
los siguientes elementos orientadores: Misión, Visión y Valores.
Misión
“Regular, planificar y controlar los servicios públicos de suministro de energía eléctrica y
de alumbrado público general, en beneficio de la ciudadanía ecuatoriana, promoviendo
su prestación con alta calidad a precios justos y responsabilidad socio ambiental.”
Visión
“Ser reconocido por ser el mejor organismo de regulación y control de servicios públicos
en el Ecuador”
Valores
Compromiso
Brindamos el mayor esfuerzo tanto individual como en equipo, para ir más allá de lo
esperado y cumplir la misión y visión de nuestra Institución
Honestidad
Trabajamos con rectitud, cumplimos las normas, hacemos buen uso de los recursos y
reconocemos nuestras debilidades
Transparencia
Toda la información de nuestra gestión está siempre a disposición de la ciudadanía y sin
distorsionar la realidad
Responsabilidad
Analizamos nuestras decisiones, acciones y omisiones y, por supuesto, asumimos sus
consecuencias

ix
Para el cumplimiento de este nuevo Direccionamiento Estratégico de la misión, visión
y los valores, se identificaron áreas de iniciativa estratégicas en las que se establecen
objetivos estratégicos en función de las cuatro dimensiones establecidas para la Administración
Pública.
DIMENSIÓN
Áreas de Iniciativa Estratégica
1. Calidad de servicio eléctrico a usuarios directos e
indirectos
Ciudadanía
2. Calidad de la Planificación, Regulación y Control del
sector eléctrico
3. Eficiencia en la gestión de la información del sector
Procesos
4. Eficiencia operacional
Talento Humano
5. Desarrollo del talento humano de acuerdo a los
requerimientos de la Misión y Visión institucionales.
Finanzas
6. Uso adecuado y eficiente del presupuesto

x
Glosario de Siglas y Acrónimos
AME
BEP
BID
CATEG
CEDEGE
CELEC EP-TRANSE-
LECTRIC
CELEC-EP
CENACE
CER's
CIEEPI
CIM
CMG
CMP
CNEL
CODEMPE
COMAGA
COMEX
CONAJUPARE
CONCOPE
CONELEC
COOTAD
Asociación de Municipalidades del Ecuador
Barriles Equivalentes de Petróleo
Banco Interamericano de Desarrollo
Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil
Comisión de Estudios para el Desarrollo de la Cuenca
del Río Guayas
Corporación Eléctrica del Ecuador - Unidad de Negocio
TRANSELECTRIC
Corporación Eléctrica del Ecuador
Centro Nacional de Control de Energía
Certificados de Reducción de Emisiones
Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Pichincha
Modelo de Intercambio de Información Común
Componente Marginal de Generación
Costo Medio de Producción
Corporación Nacional de Electricidad
Consejo de Desarrollo de Nacionalidades y Pueblos del Ecuador
Consorcio de Municipios Amazónicos y Galápagos
Comité de Comercio Exterior
Consejo Nacional de Juntas Parroquiales
Consorcio de Consejos Provinciales del Ecuador
Consejo Nacional de Electricidad
Código Orgánico de Ordenamiento Territorial Autonomías
y Descentralización

xi
COPLAFIP
DMS
EAR
ECORAE
ED's
EMS
EP
EPR
FACTS
FERUM
FMAN
FMIk
GEF
GEI
GIS
GLP
HCPP
ICEL
IEC
INE
INEC
INECEL
INEN
Código Orgánico de Planificación y Finanzas Públicas
Distribution Management System
Estudio de Análisis de Riesgos
Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico
Empresas de Distribución
Energy Management System
Empresa Pública
Planificación de Recursos Empresariales
Flexibility AC Transmission Systems
Programa de Energización Rural y Electrificación Urbano Marginal
Fondo Mundial del Medio Ambiente
Frecuencia media de interrupción
Fondo Mundial para el Medio Ambiente
Gases de Efecto Invernadero
Sistema de Información Geográfica
Gas Licuado de Petróleo
Honorable Concejo Provincial de Pichincha
Instituto Colombiano de Electricidad
International Electrotechnical Commission
Instituto Ecuatoriano de Energía
Instituto Ecuatoriano de Estadísticas y Censos
Instituto Ecuatoriano de Electricidad
Instituto Ecuatoriano de Normalización

xii
ISO
LRSE
MDL's
MEER
MEM
MEPS
MICSE
MIDUVI
NAMA's
OA&M
OIEA
OLADE
OMS
ONUDI
OPEP
OPTGEN
PAES
PEG
PGE
PIB
PLANREP
PMD
Organización Internacional de Estandarización
Ley de Régimen del Sector Eléctrico
Mecanismos de Desarrollo Limpio
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable
Mercado Eléctrico Mayorista
Estándares de Rendimiento Energético Mínimo Obligatorio
Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos
Ministerio de Desarrollo Urbano y Vivienda del Ecuador
Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación
Costo de Operación Administración y Mantenimiento
Organización Internacional para la Energía Atómica
Organización Latinoamericana de Energía
Operating Management System
Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial
Organización de Países Exportadores de Petróleo
Herrmienta computacional que determina laexpansión de mínimo
costo (Generación e Interconexiones)
Plan de Acción de Energía Sostenible para Ecuador
Plan de Expansión de Generación
Presupuesto General del Estado
Producto Interno Bruto
Plan de Reducción de Pérdidas
Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución

xiii
PME
PNBV
p.u.
Pymes
RDP
SAT
SCADA
SDDP
SE
SENPLADES
SIGDE
SIGOB
SIP
SNDGR
SNGR
SNI
SNT
TIC
TTIk
UTM WGS
VAD
Plan Maestro de Electrificación
Plan Nacional para el Buen Vivir
Por unidad
Pequeña y mediana empresa
Refinería del Pacífico Eloy Alfaro
Sistemas de Análisis Técnico
Supervisory Control and Data Acquisition (Control de Supervisión
y Adquisición de Datos)
Programación Dinámica Dual Estocástica
Sector Estratégico
Secretaría Nacional de Planificación del Estado
Sistema Integrado para la Gestión de la Distribución Eléctrica
Sistema de Gestión para la Gobernabilidad
Sistema de Inversión Pública
Sistema Nacional Descentralizado de Gestión de Riesgos
Secretaría Nacional de Gestión de Riesgos
Sistema Nacional Interconectado
Sistema Nacional de Transmisión
Tecnología de la Información y Comunicaciones
Tiempo total de interrupción
Sistema de Coordenadas Universal Transversal de Mercator
Valor Agregado de Distribución

xiv
Contenido
GLOSARIO DE SIGLAS Y ACRÓNIMOS
x
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 INTRODUCCIÓN 2
1.2 ANTECEDENTES 3
1.3 OBJETIVOS 4
1.3.1 OBJETIVO GENERAL 4
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 4
1.4 POLÍTICAS ENERGÉTICAS 5
1.5 POLÍTICAS PARA LA ELABORACIÓN DEL PME 5
1.6 ARTICULACIÓN DE LA POLÍTICA SECTORIAL, INSTITUCIONAL Y NACIONAL 7
1.6.1 EJE PRODUCTIVO 7
1.6.2 EJE SOBERANO 8
1.6.3 EJE INCLUSIVO 8
1.6.4 EJE INSTITUCIONAL 9
1.7 CONTENIDO 9
1.8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 11
2. SITUACIÓN ACTUAL 17
2.1 EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 18
2.2 PARÁMETROS TÉCNICOS DEL SISTEMA 20
2.2.1 CAPACIDAD DE GENERACIÓN E INTERCONEXIONES 20

xv
2.2.2 BALANCE DE ENERGÍA A NIVEL NACIONAL 22
2.2.3 COMPORTAMIENTO EVOLUTIVO DE LA DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA 25
2.2.4 CAUDALES AFLUENTES 25
2.2.5 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES 26
2.2.6 EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE ENERGÍA 27
2.2.7 SITUACION ACTUAL DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 29
2.2.8 COBERTURA A NIVEL NACIONAL 31
2.2.9 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS DISTRIBUIDORAS 33
2.2.9.1 ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES 33
2.2.9.2 CLIENTES FINALES 35
2.2.9.3 PRECIOS MEDIOS 38
2.2.10 PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 40
2.3 CENTRALES RECIÉN INCORPORADAS Y PROYECTOS EN CONSTRUCCIÓN 50
2.3.1 CELEC EP – CENTRAL HIDROELÉCTRICA PAUTE MAZAR 50
2.3.2 CELEC EP - CENTRAL TERMOELÉCTRICA PASCUALES 2 51
2.3.3 CELEC EP - CENTRAL TERMOELÉCTRICA MIRAFLORES TG1 51
2.3.4 CELEC EP - CENTRAL TERMOELÉCTRICA QUEVEDO 51
2.3.5 CELEC EP - CENTRAL TERMOELÉCTRICA SANTA ELENA 51
2.3.6 CELEC EP - PROYECTO TERMOELÉCTRICO MANTA II 51
2.3.7 CELEC EP - PROYECTO HIDROELÉCTRICO PAUTE SOPLADORA 51
2.3.8 ELECAUSTRO S.A. - CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA 51
2.3.9 HIDROLITORAL EP - PROYECTO MULTIPROPÓSITO BABA 52
2.3.10 HIDROTOAPI EP - PROYECTO HIDROELÉCTRICO TOACHI PILATÓN 52

xvi
2.3.11 COCA CODO SINCLAIR EP - PROYECTO HIDROELÉCTRICO COCA CODO SINCLAIR 52
2.3.12 PROYECTOS ADICIONALES DE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN 52
2.4 LA TARIFA ELÉCTRICA 53
2.4.1 COMPONENTES DEL COSTO DEL SERVICIO ELÉCTRICO 56
2.4.1.1 COSTO MEDIO DE GENERACIÓN 56
2.4.1.2 COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN 56
2.4.1.3 COSTO MEDIO DE DISTRIBUCIÓN 56
2.4.2 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO 57
2.5 PLIEGO TARIFARIO 58
2.6 SUBSIDIOS 59
2.6.1 SUBSIDIO TERCERA EDAD 59
2.6.2 SUBSIDIO TARIFA DIGNIDAD 59
3. LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EL ECUADOR 61
3.1 INTRODUCCIÓN 62
3.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA 64
3.2.1 ORÍGENES 64
3.3 CARACTERIZACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ECUADOR 67
3.3.1 CONSUMO NACIONAL 67
3.3.1.1 SECTOR RESIDENCIAL 71
3.3.1.2 SECTOR INDUSTRIAL 79
3.3.1.3 SECTOR PÚBLICO 81
3.4 PROGRAMA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Y BUEN USO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA 81

xvii
3.4.1 ACCIONES A DESARROLLAR 81
3.4.1.1 PROGRAMA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EL SECTOR RESIDENCIAL 82
3.4.1.2 SECTOR PÚBLICO 86
3.4.1.3 SECTOR INDUSTRIAL 92
3.4.1.4 ACCIONES TRANSVERSALES 94
4. DEMANDA ELÉCTRICA 97
4.1 COMPORTAMIENTO EVOLUTIVO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN ECUADOR 98
4.2 PROYECCIÓN DEMANDA ELÉCTRICA DEL ECUADOR 105
4.2.1 PLANTEAMIENTO DE HIPÓTESIS 108
4.2.2 PROYECCIÓN DE LA REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA 110
4.2.3 PROYECCIÓN DE USUARIOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO 111
4.2.4 RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA- TERCERA HIPÓTESIS 113
4.2.4.1 PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES
FINALES DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN 114
4.2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA AL NIVEL DE PUNTOS DE ENTREGA DEL SNT 115
4.2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN 116
4.2.4.4 CONCLUSIONES 120
4.2.4.5 RECOMENDACIÓN 120
5. EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 133
5.1 NATURALEZA DE LA VULNERABILIDAD DEL SNI 134

xviii
5.1.1 FALTA DE INVERSIÓN EN CAPACIDAD DE GENERACIÓN 134
5.1.2 LA NORMATIVA Y LA PLANIFICACIÓN CENTRALIZADA 137
5.1.3 SITUACIÓN HIDROLÓGICA 137
5.1.3.1 VERTIENTES Y CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 137
5.1.3.2 DISTRIBUCIÓN DE LLUVIAS 139
5.1.3.3 COMPLEMENTARIEDAD HIDROLÓGICA: ASPECTOS 141
5.1.3.3.1 COMPORTAMIENTO HIDROLÓGICO DE LA ZONA DEL DAULE 141
5.1.3.3.2 COMPORTAMIENTO HIDROLÓGICO DE LA ZONA DEL PAUTE 142
5.1.3.3.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO COCA CODO SINCLAIR 145
5.1.3.3.4 COMPLEMENTARIEDAD HIDROLÓGICA 146
5.1.3.4 COMPLEMENTARIEDAD Y LA VULNERABILIDAD DEL SECTOR 147
5.1.4 RESERVA Y DISPONIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR DEL SNI 148
5.1.4.1 DISPONIBILIDAD DE LAS PRINCIPALES CENTRAL ES TÉRMICAS 148
5.1.4.2 DISPONIBILIDAD DE LAS UNIDADES TÉRMICAS
DE GENERACIÓN EN LAS DISTRIBUIDORAS 149
5.1.4.3 RESERVA ENERGÉTICA DEL SNI: EVOLUCIÓN 150
5.1.5 INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS INTERNACIONALES 151
5.1.6 REQUERIMIENTOS DE COMBUSTIBLES DEL PARQUE GENERADOR TÉRMICO 152
5.2 CARACTERÍSTICAS DE LAS INCORPORACIONES DE LAS CENTRALES
PARA ENFRENTAR EL PERIODO DE ESTIAJE ENERO 2010 – MARZO 2012 154
5.2.1 CENTRALES INCORPORADAS AL S.N.I. DESDE EL AÑO 2009 154
5.2.2 MEJORAMIENTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA SAN FRANCISCO 154
5.3 MATRIZ ENERGÉTICA 155

xix
5.3.1 SITUACIÓN ACTUAL 155
5.3.2 POTENCIAL RENOVABLE CON FINES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 155
5.3.2.1 ENERGÍA GEOTÉRMICA 156
5.3.2.2 ENERGÍA EÓLICA 159
5.3.2.3 ENERGÍA SOLAR 161
5.3.2.4 BIOMASA 161
5.3.2.5 ENERGÍA HIDROELÉCTRICA 162
5.3.3 RECURSOS NO RENOVABLES EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD 162
5.3.3.1 POTENCIAL DEL GAS NATURAL 162
5.3.3.1.1 GAS ASOCIADO DEL ORIENTE 163
5.3.3.1.2 GAS NATURAL DEL CAMPO AMISTAD 163
5.4 PROYECTOS DE GENERACIÓN CANDIDATOS 164
5.5 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 170
5.5.1 CONSIDERACIONES 170
5.5.2 CRITERIOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 170
5.5.3 PROGRAMA DE OBRAS Y ESTUDIOS DEL PEG 2012 - 2021 171
5.5.4 INDICADORES ECONÓMICOS 179
5.5.5 ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN 180
5.5.5.1 ESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO DE MEDIANO PLAZO
(ENERO 2012– DICIEMBRE 2015) 180
5.5.5.2 ESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO PARA EL LARGO PLAZO (2016 –2021) 181
5.5.6 COMPOSICIÓN ENERGÉTICA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLES 184
5.5.6.1 GENERACIÓN POR TIPO DE TECNOLOGÍA 184

xx
5.5.6.2 CONSUMO DE COMBUSTIBLES 185
5.5.6.3 EMISIONES DE TONELADAS DE CO 2 184
5.5.7 CASOS ADICIONALES ESTUDIADOS 186
5.5.7.1 INGRESO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PARA EXPORTACIÓN 186
5.5.7.2 REFINERÍA DEL PACÍFICO 192
5.6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 194
6. EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 207
6.1 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 208
6.1.1 PERFILES DE VOLTAJE 209
6.1.2 CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES 211
6.1.3 RESTRICCIONES OPERATIVAS 215
6.1.4 ESQUEMA TARIFARIO Y MANDATOS CONSTITUYENTES No. 9 Y 15 218
6.1.5 COMPONENTES DEL SNT 219
6.2 CRITERIOS Y METODOLOGÍA UTILIZADOS
PARA FORMULAR EL PLAN DE EXPANSIÓN 223
6.3 PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA 224
6.3.1 PROYECTOS FINANCIADOS CON EL MANDATO CONSTITUYENTE No. 9 224
6.3.2 PROYECTOS FINANCIADOS CON EL MANDATO CONSTITUYENTE No. 15 225
6.3.2.1 PROYECTOS ZONA NORTE 228
6.3.2.2 PROYECTOS ZONA NORORIENTAL 229
6.3.2.3 PROYECTOS ZONA NOROCCIDENTAL 229
6.3.2.4 PROYECTOS ZONA SUR 230

xxi
6.3.2.5 PROYECTOS ZONA SUROCCIDENTAL 232
6.3.2.6 PROYECTOS GLOBAL SNT 232
6.4 PROYECTOS FUTUROS DE EXPANSIÓN 233
6.4.1 PROYECTOS SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN 233
6.4.1.1 PROYECTOS PARA LA ZONA NORTE 237
6.4.1.2 PROYECTOS PARA LA ZONA NORORIENTAL 238
6.4.1.3 PROYECTOS PARA LA ZONA NOROCCIDENTAL 239
6.4.1.4 PROYECTOS PARA LA ZONA SUR 240
6.4.1.5 PROYECTOS PARA LA ZONA SUROCCIDENTAL 242
6.4.1.6 PROYECTOS PARA LA ZONA GLOBAL DEL SNT 244
6.4.2 PROYECTOS REQUERIDOS PARA LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 246
6.4.3 PROYECTOS REQUERIDOS PARA EL SISTEMA DE 500 kv. 248
6.5 REQUERIMIENTO PRESUPUESTARIO DEL PLAN DE EXPANSIÓN 253
6.6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 258
7. EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 263
7.1 INTRODUCCIÓN 264
7.2 DIAGNÓSTICO 264
7.2.1 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA 267
7.2.2 COBERTURA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL 269
7.2.3 ÍNDICE DE RECAUDACIÓN 272
7.2.4 ÍNDICE CALIDAD DE SERVICIO 277
7.2.5 INFRAESTRUCTURA 283

xxii
7.2.5.1 ACTIVOS 283
7.2.5.2 SOPORTE TECNOLÓGICO 284
7.2.6 ÍNDICE DE EFICIENCIA DE LA GESTIÓN DE OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO DE LA RED ELÉCTRICA 286
7.2.7 RESUMEN DEL DIAGNÓSTICO POR DISTRIBUIDORA 286
7.3 BARRERAS EN LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN 288
7.3.1 ANTECEDENTES 288
7.3.2 ANÁLISIS 289
7.3.3 PROPUESTA DE LOS PLANES 289
7.4 PLAN DE MEJORAMIENTO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 290
7.4.1 PROGRAMA DEL SISTEMA INTEGRADO
PARA MEJORAR LA GESTIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA “SIGDE” 290
7.4.1.1 OBJETIVOS 292
7.4.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 292
7.4.1.3 MODELO DE INFORMACIÓN COMÚN (CIM) 292
7.4.1.4 ACTIVIDADES A DESARROLLARSE 296
7.4.2 PROGRAMA DE OBRAS DEL PLAN DE EXPANSIÓN
Y MEJORA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN - PED 302
7.4.2.1 PLAN DE MEJORAMIENTO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (PMD) 2012 303
7.4.2.1.1 METAS 303
7.4.2.1.2 INVERSIONES PROGRAMADAS 304
7.4.2.2 PLAN DE EXPANSIÓN DE LARGO PLAZO (2013–2021) 306
7.4.2.2.1 METAS 306
7.4.3 PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA, PLANREP 309

xxiii
7.4.3.1 ANTECEDENTES 309
7.4.3.2 OBJETIVO DEL PLANREP 309
7.4.3.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 309
7.4.3.4 ESTRUCTURA DEL PLANREP 310
7.4.3.4.1 ESTRUCTURA OPERATIVA 310
7.4.3.5 BENEFICIOS EN LA REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS 310
7.4.3.6 BENEFICIOS EN LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES 310
7.4.3.7 PLAN DE REDUCCIÓN A CORTO PLAZO 311
7.4.3.8 PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS A MEDIANO PLAZO 311
7.4.3.9 PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS A LARGO PLAZO 312
7.4.3.10 PLAN PARA REDUCIR PÉRDIDAS TÉCNICAS 312
7.4.3.11 ACCIONES PRIORITARIAS PARA
EJECUCIÓN DE LOS PLANES EN LAS DISTRIBUIDORAS 312
7.4.3.12 INVERSIÓN REQUERIDA PLANREP 2012 313
7.4.3.13 INVERSIÓN REQUERIDA PLANREP 2013-2021 315
7.4.3.14 INDICADOR DE RESULTADO 316
7.4.4 PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN RURAL
Y ELECTRIFICACIÓN URBANO MARGINAL - FERUM 316
7.4.4.1 EVOLUCIÓN DEL FERUM 316
7.4.4.2 PROGRAMAS FERUM PROYECCIÓN 2012 Y 2013 317
7.4.4.3 PROGRAMAS FERUM, ESTRATEGIAS DE MEDIANO Y LARGO PLAZO 319
7.4.4.4 JUSTIFICACIÓN 319
7.4.4.5 BENEFICIARIOS 320

xxiv
7.4.4.6 POLÍTICAS DEL PROGRAMA 320
7.4.4.7 ESTRATEGIAS PARA LA EJECUCIÓN DEL PROGRAMA 320
7.4.4.8 RESUMEN DE LOS ASPECTOS TÉCNICOS DEL PROGRAMA 321
7.5 CONCLUSIONES 322
7.6 RECOMENDACIONES 323
8. ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 325
8.1 INTRODUCCIÓN 326
8.2 SITUACIÓN ACTUAL 328
8.2.1 IMPACTOS SOCIALES, AMBIENTALES Y ECONÓMICOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO 329
8.2.2 INCLUSIÓN SOCIAL 334
8.2.2.1 ELECTRIFICACIÓN RURAL 334
8.2.2.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN 335
8.3 ELECTRICIDAD HACIA EL DESARROLLO SOSTENIBLE 336
8.3.1 POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS 336
8.3.2 ESTRATEGIAS PROPUESTAS 337
8.3.3 HERRAMIENTAS PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE 339
8.3.3.1 MECANISMOS DE DESARROLLO LIMPIO 340
8.3.3.2 INDICADORES SOCIALES Y ECONÓMICOS
EN PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA 341
8.4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 342
8.4.1 CONCLUSIONES 342
8.4.2 RECOMENDACIONES 343

xxv
9. GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 345
9.1. INTRODUCCIÓN 346
9.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ECUADOR 347
9.2. ANTECEDENTES 348
9.3. NORMATIVA 354
9.3.1 MARCO LEGAL Y NORMATIVO FRENTE A LA GESTIÓN DE RIESGOS EN EL ECUADOR. 354
9.3.2 LA CONSTITUCIÓN DE LA REPÚBLICA DEL ECUADOR 354
9.3.3 LEY DE SEGURIDAD PÚBLICA Y DEL ESTADO 355
9.3.4 REGLAMENTO DE LA LEY SE SEGURIDAD PÚBLICA Y DEL ESTADO 355
9.3.5 CÓDIGO ORGÁNICO DE ORGANIZACIÓN TERRITORIAL,
AUTONOMIA Y DESCENTRALIZACIÓN (COOTAD) 355
9.3.6 CÓDIGO ORGÁNICO DE PLANIFICACIÓN Y FINANZAS PÚBLICAS (COPLAFIP) 356
9.3.7 LEY ORGÁNICA DEL SISTEMA NACIONAL DE COMPRAS PÚBLICAS 356
9.3.8 PLAN NACIONAL PARA EL BUEN VIVIR 356
9.3.9 NORMATIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 356
9.4. ÁREAS DE GESTIÓN DEL RIESGO 357
9.4.1 PROCESO DE GESTIÓN DE RIESGOS 357
9.5. PROCESO GESTION DEL RIESGO 358
9.6. CONCEPTUALIZACIÓN DE UN PLAN DE RESPUESTA Y RESTABLECIMIENTO 366
9.6.1 PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ANTE CATASTROFES 366
9.6.1.1 INTRODUCCIÓN 366
9.6.1.2 RESPUESTA ANTE LA EMERGENCIA 366
9.6.1.3 PLANIFICACIÓN DEL PROCESO DE RESTABLECIMIENTO 368

xxvi
9.6.1.4 PLANIFICACIÓN POS-EVENTO 370
9.6.1.5 MEJORA DE LOS PROCESOS 371
9.7. VISIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO EN FUNCIÓN DEL RIESGO A FUTURO 371
9.7.1 CONCLUSIONES 371
9.7.2 SUGERENCIAS - RECOMENDACIONES 372
9.8. GLOSARIO DE TÉRMINOS 373
10. ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO 377
10.1 INTRODUCCIÓN 378
10.2 INVERSIONES REQUERIDAS 378
10.3 FUENTES DE FINANCIAMIENTO 379
10.3.1 MECANISMO Y PERSPECTIVAS DE FINANCIAMIENTO 379
10.3.2 FUENTES DE FINANCIAMIENTO – PRESUPUESTO GENERAL DEL ESTADO 379
10.3.3 FUENTES COMPLEMENTARIAS AL PRESUPUESTO GENERAL DEL ESTADO 380
10.3.4 CRÉDITOS EXTERNOS DE ORGANISMOS MULTILATERALES 380
10.3.5 CRÉDITOS EXTERNOS DE GOBIERNOS 380
10.3.6 CRÉDITOS INTERNOS 381
10.3.7 LA TARIFA ELÉCTRICA 381
10.4 PROGRAMA DE DESEMBOLSOS 381
10.4.1 CRONOGRAMA PLURIANUAL DE RECURSOS NECESARIOS 381
10.4.2 MECANISMOS DE GESTIÓN, SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN DE DESEMBOLSOS 382
10.4.2.1 SISTEMA DE INVERSIÓN PÚBLICA Y CONTROL DE LA GESTIÓN 382
10.5 EVALUACIÓN ECONÓMICA – FINANCIERA 382

xxvii
10.5.1 ANÁLISIS ECONOMICO - FINANCIERO 383
10.5.2 METODOLOGÍA 383
10.5.2.1 COSTO DE OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Y MANTENIMIENTO “OA&M” 383
10.5.2.2 REPOSICIÓN 383
10.5.2.3 SUPUESTOS 384
10.6 EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 384
10.7 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 388
10.8 EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 391
10.9 COSTOS MEDIOS DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN 394
10.10 EVALUACIÓN DEL COSTO DEL SERVICIO Y TARIFAS AL CONSUMIDOR 395
10.10.1 COSTO DE GENERACIÓN 395
10.10.1.1 COMPONENTE FIJO DEL CMG 395
10.10.1.2 COMPONENTE VARIABLE DEL CMG 395
10.10.1.3 PRECIOS DE LOS CONTRATOS CON GENERACIÓN PRIVADA 396
10.10.1.4 SIMULACIONES ENERGÉTICAS 397
10.10.1.5 CÁLCULO DEL CMG 398
10.10.2 COSTO DE TRANSMISIÓN 398
10.10.3 COSTO DE DISTRIBUCIÓN 399
10.10.4 PRECIOS DE VENTA A CLIENTES REGULADOS 399
10.10.5 EVOLUCIÓN DEL DÉFICIT TARIFARIO 399
10.11 CONCLUSIONES 401
10.12 RECOMENDACIONES 401

xxviii
Índice de Gráficos
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 1.1 Cadena de Suministro Eléctrico 4
Gráfico 1.2 Proceso de elaboración del PME 20122-2022 10
Gráfico 2.1
Evolución de la capacidad de potencia efectiva en el SNI,
período 2000-2010
21
Gráfico 2.2 Estructura de la energía bruta total a nivel nacional, año 2010 23
Gráfico 2.3 Balance de energía para servicio público, período 2000-2010 24
Gráfico 2.4
Evolución de la demanda máxima en bornes de generación,
período 2000-2010
25
Gráfico 2.5 Caudales afluentes medios anuales, período 1964-2010 26
Gráfico 2.6 Evolución del consumo de combustibles, período 2000-2010 27
Gráfico 2.7 Energía disponible vs. Demanda del SNI, incluye interconexiones 28
Gráfico 2.8 Reservas de energía sin interconexiones 29
Gráfico 2.9 Zonas del sistema nacional de transmisión 30
Gráfico 2.10 Evolución de la cobertura a nivel nacional, período 2002-2010 32
Gráfico 2.11
Energía facturada a clientes finales (Regulados y No Regulados)
de las distribuidoras, período 2000-2010
34
Gráfico 2.12 Número de clientes regulados a diciembre de 2010 35
Gráfico 2.13
Gráfico 2.14
Gráfico 2.15
Gráfico 2.16
Clientes finales de las empresas de distribución en el período
2000-2010
Valor facturado en USD por energía a los clientes regulados de
las empresas de distribución, período 2000-2010
Precio medio de la energía facturada a los clientes finales de las
empresas de distribución, período 1999-2010
Pérdidas totales de energía eléctrica en GWh y %, a diciembre
de 2010
37
38
39
42

xxix
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 2.17 Variación del indicador de pérdidas por grupos de distribuidoras 42
Gráfico 2.18 Pérdidas de energía por distribuidora - diciembre de 2010 43
Gráfico 2.19 Comportamiento del porcentaje de pérdidas por distribuidora 46
Gráfico 2.20 Pérdidas de energía en los sistemas de distribución 1999 -2010 50
Gráfico 2.21 Evolución de la tarifa eléctrica (abril 1999 – diciembre 2011) 53
Gráfico 2.22 Subsidio tarifa dignidad 59
Gráfico 3.1 Consumo energético nacional 62
Gráfico 3.2 Objetivos cuantitativos y resultados de eficiencia energética 64
Gráfico 3.3 Consumo nacional por áreas de concesión GWh (2010) 67
Gráfico 3.4 Consumo nacional por áreas de concesión GWh (2010) 68
Gráfico 3.5 Consumo nacional por sectores GWh (2010) 69
Gráfico 3.6 Consumo eléctrico y número de abonados, sector residencial 69
Gráfico 3.7 Consumo eléctrico y número de abonados sector comercial 70
Gráfico 3.8 Consumo eléctrico y número de abonados sector industrial 70
Gráfico 3.9 Usos finales (región Costa) 71
Gráfico 3.10 Usos finales (región Sierra) 72
Gráfico 3.11 Demanda eléctrica sector residencial 72
Gráfico 3.12 Abonados en los estratos y consumo eléctrico (total nacional) 73
Gráfico 3.13 Facturación por estrato (nivel nacional) 74
Gráfico 3.14 Ahorro de demanda de potencia acumulado 75
Gráfico 3.15 Medidas complementarias implementadas (iluminación) 75
Gráfico 3.16 Usos finales (región Costa) 76

xxx
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 3.17 Usos finales (región Sierra) 76
Gráfico 3.18 Consumo de energía sector comercial 77
Gráfico 3.19 Abonados y consumo eléctrico (total nacional) 78
Gráfico 3.20 Facturación (nivel nacional) 78
Gráfico 3.21
Distribución de la carga eléctrica instalada en el sector textil,
según la aplicación del uso
79
Gráfico 3.22 Abonados y consumo industrial por tarifa 80
Gráfico 3.23 Proyectos a implementarse 81
Gráfico 3.24 Programa de sustitución de refrigeradoras 82
Gráfico 3.25 Desarrollo de esquemas tarifarios para el sector residencial 86
Gráfico 3.26 Promedio de índice consumos energéticos 87
Gráfico 3.27 Evolución histórica del consumo de alumbrado público (GWh) 90
Gráfico 4.1
Gráfico 4.2
Evolución del consumo de energía eléctrica del Sistema Nacional
Interconectado (SNI)
Tasa de crecimiento anual del consumo de energía eléctrica
(consumo total del Sistema Nacional Interconectado)
98
99
Gráfico 4.3 Tasa anual de variación del PIB y demanda de energía eléctrica 100
Gráfico 4.4 Estructura del consumo de energía eléctrica por sectores 101
Gráfico 4.5 Evolución del consumo de energía eléctrica por sectores 103
Gráfico 4.6 Histórico de demanda de energía mensual en puntos de entrega 104
Gráfico 4.7 Demanda de potencia máxima mensual en bornes de generador 105
Gráfico 4.8
Variación del porcentaje anual de pérdidas de
energía en distribución
111
Gráfico 4.9 Proceso de proyección de la demanda 114
Gráfico 4.10
Proyección de potencia máxima anual en bornes de generación –
escenario medio
118

xxxi
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 4.11
Proyección de demanda de potencia y energía en bornes de
generación – escenario medio
119
Gráfico 5.1 Vertientes del Pacífico y del Amazonas 138
Gráfico 5.2 Mapa de isoyetas del Ecuador continental 140
Gráfico 5.3
Gráfico 5.4
Caudales medios mensuales multianuales, presa Daule Peripa
(1950 – 2009)
Caudales medios anuales afluentes al embalse Amaluza, central
Paute Molino
141
142
Gráfico 5.5 Caudal en Paute Molino: noviembre 2009 a enero 2010 143
Gráfico 5.6
Gráfico 5.7
Gráfico 5.8
Gráfico 5.9
Caudales medios mensuales multianuales, central Paute Molino
(1964 – 2009)
Caudales medios mensuales multianuales, proyecto Coca Codo
Sinclair (1964 – 1994)
Análisis de complementariedad hidrológica: caudales de Paute
Molino y Daule Peripa
Análisis de complementariedad hidrológica: Daule Peripa y Coca
Codo Sinclair
144
145
146
147
Gráfico 5.10 Reserva energética del S.N.I. en el período 2000 - 2010 151
Gráfico 5.11
Consumo de combustibles del parque de generación del SNI
para el período 2000-2010
153
Gráfico 5.12 Proyectos geotérmicos y principales zonas geotermales 158
Gráfico 5.13
Comparación de factores de planta de proyectos eólicos
en EE.UU
160
Gráfico 5.14 Plan de Expansión de Generación 2012 – 2016 172
Gráfico 5.15 Plan de Expansión de Generación 2017 – 2021 173
Gráfico 5.16 Balance de energía en hidrología media 178
Gráfico 5.17 Potencia instalada en el S.N.I 2012 - 2021 178

xxxii
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 5.18 Costo marginal 179
Gráfico 5.19 Porcentaje de reserva de energía en el mediano plazo 180
Gráfico 5.20 Porcentaje de reserva de potencia en el mediano plazo 181
Gráfico 5.21 Porcentaje de reserva de energía en el largo plazo 182
Gráfico 5.22 Porcentaje de reserva de potencia en el largo plazo 183
Gráfico 5.23 Reserva de energía 183
Gráfico 5.24 Composición de la generación por tipo de tecnología 184
Gráfico 5.25 Consumo de combustibles en escenario semiseco 185
Gráfico 5.26 Emisiones de CO2 por tipo de combustible 186
Gráfico 5.27
Gráfico 5.28
Gráfico 5.29
Gráfico 5.30
Potencial de exportación con generación hidroeléctrica con el
Plan propuesto
Potencial de Exportación con generación hidroeléctrica con el
plan propuesto y cuatro proyectos adicionales
Capacidad de exportación de energía con Plan propuesto:
hidroeléctrica y gas natural
Capacidad de exportación de energía con Plan propuesto:
hidroeléctrica, gas natural y fuel oil
187
188
189
190
Gráfico 5.31 Reservas de energía 90% de probabilidad de excedencia 191
Gráfico 5.32 Costo marginal del sistema 192
Gráfico 5.33 Costo marginal 192
Gráfico 5.34 Reservas de energía 90% de probabilidad de excedencia 193
Gráfico 5.35 Consumo de combustibles en escenario seco 193
Gráfico 6.1 Zonas operativas del Sistema Nacional de Transmisión 209
Gráfico 6.2 Perfiles de voltaje en el anillo de transmisión 230 kV 210
Gráfico 6.3 Perfiles de voltaje nivel de 138 kV 210

xxxiii
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 6.4 Perfiles de voltaje nivel de 69 kV 211
Gráfico 6.5 Perfiles de voltaje nivel de 46 kV 211
Gráfico 6.6 Cargabilidad elementos SNT – líneas y transformadores 212
Gráfico 6.7 Cargabilidad en líneas de transmisión 138 kV 212
Gráfico 6.8 Cargabilidad en líneas de transmisión 138 kV 213
Gráfico 6.9
Gráfico 6.10
Cargabilidad elementos SNT – transformadores del SNT
230/138 y 230/69 kV
Cargabilidad elementos SNT – transformadores del SNT
138/69, 138/46 y 138/34.5 kV
214
214
Gráfico 6.11 Distribución espacial del los componentes del SNT 222
Gráfico 6.12 Sistema de transmisión de 500 kV 252
Gráfico 6.13 Diagrama unifilar del SNT al 2021 257
Gráfico 7.1 Visión global de mejora de los sistemas de distribución 265
Gráfico 7.2
Plan de expansión de distribución interrelacionado con el
modelo común de gestión (SIGDE)
266
Gráfico 7.3 Pérdidas en las distribuidoras en el año 2010 267
Gráfico 7.4 Evolución de la cobertura a nivel nacional, periodo 2002-2010 271
Gráfico 7.5 Proyección de la cobertura a nivel nacional, periodo 2010-2017 271
Gráfico 7.6 Porcentaje de clientes por sectores de consumo 273
Gráfico 7.7 Consumo de energía por tipo de cliente (año 2010) 273
Gráfico 7.8 Distribución de frecuencias 274
Gráfico 7.9 Facturación vs. recaudación, regionales de CNEL, año 2010 275
Gráfico 7.10 Facturación vs. recaudación, Empresas Eléctricas, año 2010 276
Gráfico 7.11 FMIk año 2010 277
Gráfico 7.12 TTIk año 2010 278

xxxiv
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 7.13 Resultados de la consultoría de eficiencia en O y M 286
Gráfico 7.14 Índices por distribuidora 288
Gráfico 7.15
Planes propuestos para enfrentar la problemática
de la distribución
289
Gráfico 7.16 Modelo de intercambio de información común 291
Gráfico 7.17 Arquitectura de interfaces del modelo CIM 293
Gráfico 7.18 Funciones de la gestión de la distribución 294
Gráfico 7.19 Modelo conceptual de sistemas 295
Gráfico 7.20 Puente de arquitectura empresarial 296
Gráfico 7.21
Plan de implantación sistema comercial único, en las
empresas eléctricas de distribución (CIS/MDM/CRM/AMI)
SICO - SIDECOM
297
Gráfico 7.22 Plan de implantación AMI / AMR 298
Gráfico 7.23 Estructura de los comités de trabajo SIGDE 301
Gráfico 7.24 Porcentaje de inversión anual para el programa SIGDE 302
Gráfico 7.25 Porcentaje de inversión 2012 por etapa funcional 306
Gráfico 7.26 Inversiones de las distribuidoras período 2013-2021 (USD) 308
Gráfico 7.27
Inversiones realizadas y previstas en el programa
FERUM 1998-2012
317
Gráfico 8.1 Dimensiones fundamentales para el desarrollo sostenible 327
Gráfico 8.2 Criterio de selección para indicadores de desempeño 340
Gráfico 9.1 Foto de volcán Tungurahua en erupción 347
Gráfico 9.2 Mapa de amenazas de origen natural en el Ecuador 348
Gráfico 9.3 Mapa de riesgos – sismicidad en el Ecuador 349
Gráfico 9.4 Mapa de riesgos – fallas geológicas en el Ecuador 349

xxxv
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Gráfico 9.5 Mapa de riesgos – actividad volcánica en el Ecuador 350
Gráfico 9.6 Mapa de riesgos – inundaciones en el Ecuador 351
Gráfico 9.7 Mapa de riesgos – sequías/déficit hídrico en el Ecuador 352
Gráfico 9.8 Caudal promedio mensual Paute 2005-2009 353
Gráfico 9.9 Mapa de riesgos – deslizamientos en el Ecuador 353
Gráfico 9.10 Frentes de la gestión de riesgos 357
Gráfico 9.11 Proceso de la gestión del riesgo 358
Gráfico 9.12
Proceso de prevención y reducción de riesgos: explicativo de
evaluación de vulnerabilidad
361
Gráfico 9.13 Proceso de análisis de riesgos por daños a terceros 364
Gráfico 9.14 Estudio de análisis de riesgos –EAR- por daños a terceros 365
Gráfico 9.15 Fases de la gestión de riesgos 366
Gráfico 9.16 Partición del sistema en zonas 368
Gráfico 9.17 Partición del sistema 370
Gráfico 10.1 Plan plurianual de inversiones 2012-2021 378
Gráfico 10.2 Inversión en sectores estratégicos (en millones de USD) 379
Gráfico 10.3 Costo medio de generación (USD/MWh) 388
Gráfico 10.4 Inversiones previstas para transmisión 2012-2021 389
Gráfico 10.5 Costo medio de transmisión (USD/MWh) 391
Gráfico 10.6 Inversiones previstas en distribución (miles USD) 392
Gráfico 10.7 Costo medio de distribución (USD/MWh) 393
Gráfico 10.8 Generación por tipo de tecnología 397
Gráfico 10.9 Composición porcentual por tipo de generación 398
Gráfico 10.10 Costo vs. precio y déficit tarifario 400

xxxvi
Índice de Tablas
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 2.1 Empresas públicas creadas 19
Tabla 2.2 Potencia nominal y efectiva total a diciembre de 2010 20
Tabla 2.3 Balance de energía a nivel nacional - evolución 22
Tabla 2.4 Balance de energía para servicio público, período 2000-2010 23
Tabla 2.5 Porcentaje de cobertura por distribuidora a diciembre 2010 31
Tabla 2.6 Porcentaje de cobertura por provincia a diciembre 2010 32
Tabla 2.7
Tabla 2.8
Evolución de la energía facturada por las
empresas distribuidoras
Clientes finales de las empresas de distribución en el período
2000 - 2010
33
36
Tabla 2.9 Clientes finales (a diciembre de 2010) 37
Tabla 2.10 Precios medios a consumidores regulados (USD ₵/KWh) 40
Tabla 2.11
Desglose de energía disponible, pérdidas y desvíos respecto
de la meta SIGOB en los sistemas de distribución, a diciembre
de 2010
41
Tabla 2.12 Porcentajes y variaciones de pérdidas de energía eléctrica 44
Tabla 2.13
Porcentaje de pérdidas de energía en los sistemas de
distribución periodo 1999 – 2010
48
Tabla 2.14 Resumen período octubre 1988 – diciembre 2007 54
Tabla 2.15 Resumen período enero 2008 – diciembre 2010 55
Tabla 2.16 Tarifa nacional promedio (USD ȼ/KWh) 57
Tabla 2.17 Evolución del costo del servicio eléctrico (USD ȼ/KWh) 58

xxxvii
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 3.1 Consumo promedio anual (sector residencial) 70
Tabla 3.2 Consumo promedio anual (sector comercial) 70
Tabla 3.3 Consumo promedio anual sector industrial 71
Tabla 3.4
Distribución por estratos del consumo residencial de energía
eléctrica (total nacional - 2010)
73
Tabla 3.5 Resultados obtenidos 74
Tabla 3.6
Distribución del consumo comercial de energía eléctrica (total
nacional - 2010)
77
Tabla 3.7 Resultados esperados 83
Tabla 3.8 Consideraciones para el análisis 83
Tabla 3.9 Resultados esperados 88
Tabla 3.10
Consumo promedio mensual de entidades públicas del proyecto
en la ciudad de Quito
89
Tabla 4.1 Tasas de variación anual del PIB 100
Tabla 4.2
Tabla 4.3
Consumo de energía eléctrica y crecimiento en el período
2001-2010
Indicadores y expectativas de crecimiento de la
demanda eléctrica
102
106
Tabla 4.4 Requerimientos de consumo de cargas especiales en MW 109
Tabla 4.5 Demanda de potencia de programas de eficiencia en MW 109
Tabla 4.6 Demanda requerida en MW 110
Tabla 4.7
Proyección del consumo unitario anual del servicio eléctrico
(escenario de crecimiento medio)
112

xxxviii
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 4.8
Tabla 4.9
Tabla 4.10
Tabla 4.11
Tabla 4.12
Proyección de los abonados del servicio eléctrico (escenario de
crecimiento medio)
Proyección del consumo de energía eléctrica facturada a clientes
finales (escenario de crecimiento medio)
Crecimiento medio anual de la demanda eléctrica período 2010-
2021 (en puntos de entrega)
Proyección anual de energía y potencia máxima al nivel de
barras de subestaciones del SNT- escenario medio
Proyección de potencia máxima anual en bornes de generación –
escenario medio
113
115
116
116
117
Tabla 4.13 Proyección de la demanda en bornes de generación 119
Tabla 5.1 Nueva generación en el SNI en el periodo 2000 – 2011 136
Tabla 5.2
Tabla 5.3
Tabla 5.4
Tabla 5.5
Disponibilidad de las principales centrales termoeléctricas del
SNI en el período 2000-2010
Disponibilidad de las unidades térmicas de generación de las
distribuidoras período 2000-2010
Evolución de la importación de energía eléctrica en el período
1999-2010
Evolución de la exportación de energía eléctrica en el período
2003-2010
148
150
152
152
Tabla 5.6 Prospectos geotérmicos identificados y su fase de exploración 157
Tabla 5.7 Lugares con potencial eólico 159
Tabla 5.8 Proyectos eólicos considerados para ejecución y estudios 160
Tabla 5.9 Cuencas hidrográficas de mayor interés 162
Tabla 5.10 Proyectos considerados en los estudios del PME (1 de 3) 164

xxxix
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 5.11 Proyectos considerados en los estudios del PME (2 de 3) 166
Tabla 5.12 Proyectos considerados en los estudios del PME (3 de 3) 168
Tabla 5.13 Retiros de generación 170
Tabla 5.14
Plan de expansión de generación 2012 – 2021, proyectos
recomendados para ejecución
174
Tabla 5.15 Plan de expansión de generación 2012 – 2021 por tecnología 176
Tabla 5.16
Tabla 5.17
Plan de expansión de generación del SNI 2012-2015 por
tecnología
Plan de expansión de generación del SNI 2016-2021
por tecnología
180
181
Tabla 5.18 Centrales hidroeléctricas para exportación de energía 186
Tabla 6.1 Bandas de variación de voltaje 209
Tabla 6.2 Restricciones operativas Zona norte 215
Tabla 6.3 Restricciones operativas Zona nororiental 216
Tabla 6.4 Restricciones operativas Zona noroccidental 216
Tabla 6.5 Restricciones operativas Zona sur 217
Tabla 6.6 Restricciones operativas Zona suroccidental 217
Tabla 6.7 Líneas de transmisión del SNT (km) 219
Tabla 6.8 Número de subestaciones del SNT 220
Tabla 6.9 Compensación capacitiva instalada en el SNT 221
Tabla 6.10 Compensación inductiva instalada en el SNT 221
Tabla 6.11 Proyectos en marcha – Mandato Constituyente No. 9 224
Tabla 6.12 Proyectos en marcha Zona norte – Mandato Constituyente No. 15 225

xl
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 6.13
Tabla 6.14
Proyectos en marcha Zona nororiental – Mandato Constituyente
No. 15
Proyectos en marcha Zona noroccidental– Mandato
Constituyente No. 15
226
226
Tabla 6.15 Proyectos en marcha Zona sur – Mandato Constituyente No. 15 227
Tabla 6.16
Tabla 6.17
Proyectos en marcha Zona suroccidental – Mandato
Constituyente No. 15
Proyectos en marcha global SNT – Mandato Constituyente
No. 15
227
227
Tabla 6.18 Resumen líneas de transmisión 2012-2021 233
Tabla 6.19 Resumen subestaciones 2012-2021 233
Tabla 6.20 Resumen compensación capacitiva 2012-2021 234
Tabla 6.21 Proyectos de expansión – Zona norte 234
Tabla 6.22 Proyectos de expansión – Zona nororiental 235
Tabla 6.23 Proyectos de expansión – Zona noroccidental 235
Tabla 6.24 Proyectos de expansión – Zona sur 236
Tabla 6.25 Proyectos de expansión – Zona suroccidental 236
Tabla 6.26 Proyectos de expansión – global SNT 237
Tabla 6.27 Proyectos de expansión – global SNT 245
Tabla 6.28
Proyectos de expansión del SNT asociados a los
proyectos de generación
247
Tabla 6.29 Proyectos de expansión del SNT asociados al sistema de 500 kv 248
Tabla 6.30 Presupuesto general 253
Tabla 6.31 Presupuesto proyectos en marcha 254

xli
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 6.32 Presupuesto nuevos proyectos 255
Tabla 6.33 Presupuesto anual 256
Tabla 7.1 Inversión Mandato Constituyente No. 9 268
Tabla 7.2
Porcentaje de cobertura por distribuidora a diciembre 2010,
según censo de población y vivienda 2010
269
Tabla 7.3 Porcentaje de cobertura por provincia a diciembre 2010 270
Tabla 7.4
Número de viviendas con servicio eléctrico, según censo de
población y vivienda 2010
271
Tabla 7.5 Recaudación por distribuidora a diciembre 2010 272
Tabla 7.6 Límites anuales admisibles para FMIk y TTIk 277
Tabla 7.7
Tabla 7.8
Tabla 7.9
Tabla 7.10
Estado de cumplimiento de mediciones y calidad de la onda
de voltaje (barras de medio voltaje de subestaciones de
distribución - año 2010)
Estado de cumplimiento de mediciones y calidad de la onda de
voltaje (transformadores de distribución - año 2010)
Estado de cumplimiento de mediciones y calidad de la onda de
voltaje (niveles de armónicos y flicker en transformadores de
distribución - año 2010)
Estado de cumplimiento de mediciones y calidad de la onda
de voltaje (niveles de armónicos y flicker consumidores de bajo
voltaje - año 2010)
279
280
281
282
Tabla 7.11 Infraestructura de las distribuidoras, año 2010 283
Tabla 7.12 Sistemas de apoyo disponibles en la distribuidoras 284
Tabla 7.13 Índices por distribuidora 287
Tabla 7.14 Cronograma de implantación de sistemas críticos 299

xlii
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 7.15 Inversiones proyecto SIGDE 2010 – 2015 302
Tabla 7.16 Requerimientos por distribuidora, inversiones 2012 304
Tabla 7.17 Inversiones por etapa funcional 305
Tabla 7.18 Metas esperadas para el año 2021 307
Tabla 7.19 Inversión anual por distribuidora, período 2013-2021 308
Tabla 7.20 Inversiones PLANREP 2012 313
Tabla 7.21 Metas PLANREP período 2011-2012 314
Tabla 7.22 MWh reducidos por distribuidora período 2011-2012 314
Tabla 7.23 Inversión requerida por distribuidora período 2013-2021 315
Tabla 7.24
Tabla 7.25
Tabla 7.26
Distribución de recursos programa de energización rural y
electrificación urbano marginal 2012
Distribución de recursos programa de energización rural y
electrificación urbano marginal 2013
Financiamiento de la energización urbano – marginal con
aportes del gobierno nacional período 2014-2020
318
319
319
Tabla 8.1 Impactos de la generación térmica 330
Tabla 8.2 Impactos de la generación hidráulica 332
Tabla 8.3 Impactos de la transmisión y distribución 333
Tabla 9.1 Amenazas naturales y antrópicas 346
Tabla 10.1 Plan Plurianual de Inversiones 2012-2021 (USD) 382
Tabla 10.2 Costo OA&M 383
Tabla 10.3 Vida útil proyectos 383
Tabla 10.4 Costo variable por tipo de proyecto 384

xliii
Nº DESCRIPCIÓN PÁG.
Tabla 10.5 Estructura de inversión 385
Tabla 10.6 Porcentaje de participación por tipo de proyecto 385
Tabla 10.7 Monto de inversión de proyectos 386
Tabla 10.8
Comparación de escenarios costo medio de generación
(USD/MWh)
387
Tabla 10.9 Presupuesto para transmisión SNT 2012- 2021 388
Tabla 10.10 Escenario 2: Costo medio del servicio de transmisión 390
Tabla 10.11 Costo medio de transmisión (USD/MWh) 390
Tabla 10.12 Inversión en distribución 2012-2021 391
Tabla 10.13
Escenario 2: costo medio del servicio de transmisión -no incluye
servicio de la deuda (interés + capital)
392
Tabla 10.14 Costo medio de transmisión (USD/MWh) 393
Tabla 10.15
Escenario 2: costo medio de generación, transmisión y
distribución 2012 -2021 (USD/MWh)
394
Tabla 10.16 Costos de los combustibles considerados en la simulación 396
Tabla 10.17 Precios de contratos regulados con agentes privados 397

1
01/
INTRODUCCIÓN
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 1

01/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 1
1.1 INTRODUCCIÓN
El pueblo ecuatoriano, el 28 de septiembre de
2008, aprobó la nueva Constitución de la República
del Ecuador, que en el artículo 313 y siguientes
establece que el Estado se reserva el derecho de
administrar, regular, controlar y gestionar los sectores
estratégicos, de conformidad con los principios
de sostenibilidad ambiental, precaución,
prevención y eficiencia.
Adicionalmente, señala que uno de los sectores
estratégicos es la energía en todas sus formas y
la provisión del servicio público de energía eléctrica
es responsabilidad del Estado; para lo cual,
se constituirán empresas públicas y se podrá
delegar a empresas mixtas y, excepcionalmente
a la iniciativa privada y a la economía popular y
solidaria, el ejercicio de dichas actividades, en los
casos que establezca la normativa vigente.
Esta responsabilidad conlleva a que en la producción,
distribución y utilización de los energéticos,
deban estar inmersos principios de eficiencia
energética, toda vez que la energía es un bien
costoso y escaso que debe ser gestionado considerando
la preservación ambiental y la responsabilidad
social hacia las futuras generaciones, conforme
lo establecido en la misma Constitución.
De la misma forma, en las etapas previas al desarrollo
de los emprendimientos energéticos debe
haber la más amplia participación ciudadana, con
particular énfasis en la opinión sobre los estudios
de impacto ambiental de los proyectos de producción
y transporte de electricidad, cuya infraestructura
debe ser concebida de forma que los servicios
que proveen, cumplan con los niveles de calidad,
confiabilidad y seguridad que, según norma, se establezcan
para todas las regiones del país.
Los aspectos señalados en los párrafos anteriores
deben estar contemplados en una Planificación
Sectorial Integral, que sea un instrumento técnico
que permita establecer y optimizar la utilización
de los recursos y la fijación de metas, para que el
servicio público de energía eléctrica cumpla con
los principios dispuestos por la Constitución, en
cuanto a obligatoriedad, generalidad, uniformidad,
eficiencia, responsabilidad, universalidad,
accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad.
Un aspecto importante que debe ser considerado
son los subsidios estatales que puedan considerarse
necesarios. En efecto, estos deberán ser focalizados
y/o de carácter transitorio y constar en
el Presupuesto General del Estado -PGE-, para ser
transferidos a las empresas del sector, de forma
obligatoria y oportuna.
Para la implementación de las disposiciones
constitucionales antes citadas, se plantea una
organización del sector eléctrico, en la que el Estado
actúa de forma eficiente en la emisión de po-

CAPÍTULO 1 / INTRODUCCIÓN 3
líticas, en la dirección de empresas y en el control
y regulación de las actividades del sector. Este enfoque
está basado en el concepto del desarrollo
sostenible, que parte de la definición de una política
sectorial, para luego establecer estrategias,
que permitan a las empresas e instituciones involucradas,
elaborar sus planes y finalmente el Plan
Maestro de Electrificación incluyendo todos estos
elementos, como una herramienta imprescindible
para el desarrollo del sector.
1.2 ANTECEDENTES
El gran desarrollo y transformación que experimentó
el sector eléctrico en las décadas del 70 y 80,
bajo la gestión e impulso del Instituto Ecuatoriano
de Electrificación -INECEL-, se vio debilitado en los
años 90, cuando se cerró el acceso del sector eléctrico
a las fuentes de recursos financieros. El sostenido
proceso de asfixia desencadenó en severos
racionamientos en los años 1995 y 1996, que dieron
paso a la expedición de la Ley de Régimen del
Sector Eléctrico en 1996, moldeada al estilo que
imperaba en la mayoría de países de Sudamérica,
con un fuerte enfoque en el desarrollo privado.
Es así que, a partir de 1999, se inició el funcionamiento
de un modelo empresarial basado en la
segmentación de las actividades de generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica, y
un modelo comercial marginalista, donde la planificación
de la expansión de la generación, estaría
definida por las señales de mercado.
Al 2008, este modelo, que confió el desarrollo de
la generación a la inversión privada, culminó su
vigencia luego de alcanzar un significativo deterioro:
la alta inversión requerida por los grandes
proyectos hidroeléctricos llevaba consigo un alto
riesgo en la recuperación de las inversiones a largo
plazo, el cual no pudo ser afrontado por los
actores privados.
El estiaje del 2009 fue uno de los más severos en la
historia, y es así que, después de algunos años, el
país volvió a sufrir racionamientos de energía, por
varios hechos coincidentes: la severa sequía, la falta
de nueva generación para el corto plazo, el crecimiento
de la demanda, configurado por un agotamiento
de las reservas del sistema, y la alta dependencia
de la energía importada desde Colombia.
No obstante, esta última crisis permitió identificar
y reconocer las debilidades estructurales,
metodológicas, de normativa y de financiamiento
que aquejan al sector. Para solventarlas satisfactoriamente,
e impulsar su desarrollo eficiente, el
Estado, a través de las distintas instituciones relacionadas
con el sector, retomó la planificación
en el corto, mediano y largo plazo, sobre la base
de los criterios de soberanía y eficiencia energética
establecidos en la Constitución y en el Plan
Nacional para el Buen Vivir 2009-2013 -PNBV-. Es
así que, se ha emprendido un cambio de paradigma,
desde una planificación sectorial hacia una
planificación integral en base a objetivos nacionales,
orientada a alcanzar el “Sumak Kawsay”.
Bajo esta perspectiva, el incrementar la cobertura
nacional del servicio de energía eléctrica constituye
la punta de lanza de una estrategia integral
para el “Buen Vivir”, ya que, junto al servicio de
electricidad, se propicia la inclusión de los servicios
de salud (implementación de dispensarios
médicos), educación (implementación de escuelas),
acceso a tecnologías de la información (Internet),
desarrollo de pequeños negocios y micro
empresas, etc.
El incremento de la cobertura del servicio a nivel
de usuario final, quien desempeña el rol más
importante en la industria eléctrica, pasando a
ser parte activa de la misma con un enfoque de
eficiencia energética, así como la creciente necesidad
de un servicio confiable y de calidad con
eficiencia energética, implican necesariamente
considerar la expansión de toda la “cadena de suministro”.
A esto se suman los avances tecnológicos
en la generación renovable a pequeña escala,
medición y comunicaciones, precisando la automatización
y control remoto de las redes eléctricas
(smart grids), así como también el incremento
de la confiabilidad y seguridad del sistema de
transmisión con sistemas flexibles (FACTS) y, por
supuesto, el impulso y desarrollo sostenible de
proyectos de generación con énfasis en tecnologías
renovables.
CAPÍTULO 1

4
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Cabe resaltar que, debido a la naturaleza particular de los sistemas eléctricos, 1 para alcanzar lo propuesto
en el párrafo anterior, se debe considerar de manera integral, las necesidades de cada una de
las etapas de la cadena de suministro (ver Gráfico 1.1).
Gráfico 1.1
CADENA DE SUMINISTRO ELÉCTRICO
Generación Transmición Distribución Usuario final
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Elaborar el Plan Maestro de Electrificación -PMEcomo
una herramienta integral para la toma de
decisiones en el sector eléctrico, que permita
garantizar la continuidad del abastecimiento de
energía eléctrica a los habitantes del Ecuador,
en el corto, mediano y largo plazo, con niveles
adecuados de seguridad y calidad, observando
criterios técnicos, económicos, financieros, sociales
y ambientales.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Establecer la línea de expansión del sistema eléctrico,
que permita:
• Desarrollar la infraestructura del parque
generador del país, considerando especialmente
las fuentes renovables de energía.
• Fortalecer la red de transmisión y adaptarla
a las actuales y futuras condiciones de la
oferta y la demanda de electricidad.
• Mejorar y expandir los sistemas de distribución
y comercialización de energía eléctrica,
para garantizar el suministro con niveles de
calidad y seguridad adecuados.
• Aumentar el porcentaje de viviendas con
servicio eléctrico, especialmente en sectores
rurales, mediante redes y sistemas aislados
con energías renovables.
• Propiciar la expansión conjunta e integral
de todos los eslabones que componen la cadena
de suministro de electricidad: generación,
transmisión y distribución, hasta llegar
al usuario final.
1 Obedecen a las leyes de la Física y Electromagnetismo

CAPÍTULO 1 / INTRODUCCIÓN 5
1.4 POLÍTICAS ENERGÉTICAS
El sector eléctrico del Ecuador, al tener un rol estratégico
y protagónico en la economía nacional,
enfrenta el importante reto de cumplir con una adecuada
planificación integral, basada en la armonización
de lo sectorial con los grandes intereses nacionales,
la misma que requiere el establecimiento
de políticas energéticas conducentes a garantizar
un suministro de calidad, que permita cubrir los
requerimientos crecientes de la demanda.
En concordancia con los objetivos del PNBV, el
Gobierno Nacional, a través del Ministerio de
Electricidad y Energía y Renovable -MEER-, ha
definido las siguientes políticas energéticas,
que deben ser observadas y aplicadas por todas
las instituciones que conforman el sector
eléctrico ecuatoriano:
• Recuperar para el Estado la rectoría y planificación
del sector eléctrico, para lo cual
el MEER debe coordinar, gestionar y liderar
la implementación de la planificación sectorial,
en base a objetivos nacionales.
• Garantizar el autoabastecimiento de energía
eléctrica, a través del desarrollo de los
recursos energéticos locales, e impulsar los
procesos de integración energética regional,
con miras al uso eficiente de la energía
en su conjunto.
• Promover el desarrollo de proyectos hidroeléctricos,
a fin de maximizar el aprovechamiento
del potencial hídrico de las distintas
cuencas.
• Promover e impulsar el desarrollo de fuentes
renovables de generación de energía eléctrica.
• Implementar planes y programas que permitan
hacer un uso adecuado y eficiente de
la energía eléctrica.
• Fortalecer la gestión de los sistemas de distribución
de energía eléctrica, con el fin de
alcanzar estándares internacionales.
• Ampliar la cobertura del servicio público de
energía eléctrica a nivel nacional.
• Promover e impulsar el desarrollo sostenible
de los sistemas eléctricos de la zona
amazónica y fronteriza.
Todas las acciones se manejarán procurando reducir
al mínimo los impactos negativos en el ambiente,
sea mediante mitigación y/o remediación,
con tecnologías limpias y sustentables, dentro del
marco de la problemática de cambio climático a
nivel mundial.
1.5 POLÍTICAS PARA LA
ELABORACIÓN DEL PME
1. El Plan Maestro de Electrificación forma parte
de la planificación a nivel general del país
y, por lo tanto, debe desarrollarse de manera
integrada, considerando las realidades y las
políticas de otros importantes sectores de la
economía, tales como: producción, transporte,
minería e hidrocarburos. Por consiguiente,
deberá sustentarse en las políticas que constan
en la Agenda Sectorial de los Sectores Estratégicos
y alinearse con las metas del Plan
Nacional para el Buen Vivir, especialmente en
cuanto a: cobertura del servicio, capacidad
de generación, porcentaje de generación con
fuentes renovables, pérdidas de energía en
distribución y calidad del servicio.
2. La proyección de la demanda, que constituye
el elemento básico y fundamental sobre
el cual se desarrolla la planificación de la expansión
y mejora de la infraestructura eléctrica,
debe considerar a más del crecimiento
tendencial, la incorporación de importantes
cargas en el sistema eléctrico, como son los
proyectos: mineros, de intervención de la demanda
a través de la eficiencia energética, la
Refinería del Pacífico y nuevos emprendimientos
en los sectores transporte e industrial del
país. Para la estimación de esas cargas, el
CONELEC debe interactuar con los diferentes
actores, promotores y desarrolladores de los
CAPÍTULO 1

6
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
diferentes proyectos en coordinación con el
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable
y Ministerio de los Sectores Estratégicos.
3. El desarrollo de megaproyectos, como es
el caso de la Refinería del Pacífico, tiene un
alto impacto en la economía de la zona, con
la presencia de una población que se desplaza
para el desarrollo del proyecto, lo cual
origina el surgimiento de nuevas actividades
productivas y comerciales, la creación de
empresas de bienes y servicios, incremento
de infraestructura, provisión de equipos, materiales,
etc., aspectos que necesariamente
deben ser considerados en la proyección de
la demanda.
4. El Plan Nacional para el Buen Vivir, como
estrategia de largo plazo, se instituye que
la producción, transferencia y consumo de
energía deben orientarse radicalmente a ser
ambientalmente sostenibles a través del fomento
de las energías renovables y aplicación
de criterios de eficiencia energética en el desarrollo
de planes y proyectos.
5. La expansión de la generación eléctrica debe
incorporar como línea base los proyectos que
han sido calificados por el Gobierno Nacional
como emblemáticos, y van a ser desarrollados
por el Estado, cuya construcción, de
acuerdo con lo previsto, debió iniciarse en el
año 2011. Los cronogramas de ejecución y
fechas estimadas para la operación de estos
proyectos deben ser coordinados con el Ministerio
de Electricidad y Energía Renovable
y con los ejecutores, teniendo en cuenta los
plazos de los títulos habilitantes.
6. Sobre esta base, son los ejercicios de planificación
y las herramientas de optimización
de las que dispone el CONELEC, las que deben
dar las señales sobre los proyectos que
deben ser ejecutados para satisfacer los diferentes
escenarios de crecimiento de la demanda,
dentro del período de planificación.
7. Las decisiones respecto de los mecanismos
que se apliquen para el desarrollo de estos
proyectos, sea por acción directa del Estado
o por delegación a otros sectores de la economía,
constituyen hechos subsecuentes que
deriven de la planificación y que podrán tomarse
una vez que se hayan identificado los
proyectos, con sus características principales
y su presupuesto.
8. Es necesario que el CONELEC, en coordinación
con el CENACE, determine los niveles
mínimos de reserva de potencia y energía que
se requieren para garantizar el suministro en
el sistema. Históricamente se ha venido utilizando
el criterio del 10% de reserva de energía
mensual para un escenario de producción
hidroeléctrica del 95% de excedencia, pero
es necesario que se revisen los fundamentos
técnicos que soportan este valor, para ratificarlo
o modificarlo si fuera el caso.
9. Siendo la soberanía energética uno de los pilares
fundamentales de la política sectorial,
las importaciones de energía eléctrica representan
un aporte adicional para la optimización
de costos, reforzamiento de la reserva
y mejoramiento de la calidad del servicio y
seguridad operativa, pero de ninguna manera
pueden constituir una base para asegurar
el abastecimiento.
10. La expansión de la generación térmica debe
considerar las políticas que se están implementando
en el sector de hidrocarburos,
como es el caso del desarrollo del gas natural,
la generación con que en la refinería del
Pacífico y las perspectivas de producción de
combustibles líquidos; información que se
deberá coordinar con las diferentes entidades
de los sectores competentes.
11. El financiamiento de la expansión en generación,
transmisión y distribución, conforme
lo determina el Mandato Constituyente No.
15, se encuentra a cargo del Estado, con
recursos que provienen de su Presupuesto
General. Para identificar alternativas de financiamiento
para la expansión del sistema,
es imprescindible contar con la información
que debe surgir del Plan Maestro de Electrificación,
en relación con el presupuesto de

CAPÍTULO 1 / INTRODUCCIÓN 7
inversión, el tiempo y los cronogramas estimados
de ejecución. Asimismo, el CONELEC
sobre la base de la normativa específica, fomentará
y facilitará la construcción de proyectos
de generación eléctrica privada, con
el propósito de garantizar el abastecimiento
de la demanda más una reserva de generación
adecuada.
Finalmente, el Plan Maestro de Electrificación deberá
ser desarrollado manteniendo la coordinación
permanente con la Subsecretaría de Política
y Planificación del Ministerio de Electricidad y
Energía Renovable.
1.6 ARTICULACIÓN DE LA
POLÍTICA SECTORIAL,
INSTITUCIONAL Y NACIONAL
La Planificación Nacional está sustentada en cuatro
ejes de desarrollo que son:
• Eje productivo,
• Eje soberano,
• Eje inclusivo, y
• Eje institucional
CAPÍTULO 1
1.6.1 EJE PRODUCTIVO
OBJETIVO
INTERSECTORIAL
ESTRATEGIAS/ POLÍTICAS
INTERSECTORIALES
OBJETIVO SECTOR ELÉCTRICO
POLÍTICAS SECTOR ELÉCTRICO
Priorizar las inversiones y
acciones que maximicen la
generación de la riqueza y
optimicen el uso de los recursos
Maximizar la disponibilidad del servicio
eléctrico, en condiciones de eficiencia,
calidad, continuidad y seguridad.
Mejorar el uso y el
aprovechamiento de las
tecnologías de la información
y comunicación en la nación.
1.- Garantizar el
abastecimiento del servicio
eléctrico con criterios de
eficiencia, calidad,
continuidad y seguridad.
Desarrollar infraestructura con
visión integral, en toda la cadena
de suministro.
Incrementar la
competitividad
sistémica nacional
desde los Sectores
Estratégicos.
Mejorar la confiabilidad, calidad,
seguridad y eficiencia de los
servicios públicos de
competencia de los sectores
estratégicos.
Mejorar los indicadores de calidad
del servicio eléctrico.
Impulsar acuerdos y promover
proyectos de interconexión eléctrica
entre países de la región tendiendo
al aprovechamiento óptimo de los
recursos
Articular e implementar
políticas y proyectos
intersectoriales para obtener
intervenciones integrales.
2.- Reducir los costos de
operación del sistema
eléctrico.
Expandir el sistema eléctrico a
partir de una planificación óptima
del aprovechamiento de los
recursos energéticos, dentro
de una política energética integral
Implantar programas de mejora
integral de la gestión técnica y
comercial de las empresas eléctricas.

8
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
1.6.2 EJE SOBERANO
OBJETIVO
INTERSECTORIAL
ESTRATEGIAS/ POLÍTICAS
INTERSECTORIALES
OBJETIVO SECTOR ELÉCTRICO
POLÍTICAS SECTOR ELÉCTRICO
Incrementar la
soberanía
energética
Cambiar la matriz energética,
priorizando la inversión en
fuentes renovables y limpias.
3.- Diversificar la matriz
del sector eléctrico bajo
principios de sostenibilidad,
sustentabilidad y
responsabilidad social.
Fomentar y construir proyectos de
generación priorizando la inversión
en fuentes renovables y limpias.
Fomentar y construir proyectos
basados en energías no convencionales.
4.- Incrementar la soberanía
en el abastecimiento de
energía eléctrica.
Reducir la vulnerabilidad del
sistema ante la variabilidad
hidrológica a través de tecnologías
de generación con alta firmeza.
Mejorar la eficiencia
energética.
5.- Incrementar la eficiencia
energética del sector eléctrico.
6.- Reducir las pérdidas en
el proceso de producción,
transporte y comercialización
de la electricidad.
Incrementar la eficiencia en la
producción y los usos finales de
energía, sin mermar el desarrollo
socioeconómico del país.
Desarrollar planes de reducción
de pérdidas en la red de
distribución.
1.6.3 EJE INCLUSIVO
OBJETIVO
INTERSECTORIAL
ESTRATEGIAS/ POLÍTICAS
INTERSECTORIALES
OBJETIVO SECTOR ELÉCTRICO
POLÍTICAS SECTOR ELÉCTRICO
Incrementar la
redistribución
la equidad
desde los SE.
Desarrollar políticas y
proyectos que promuevan
de forma integral la equidad
territorial y la inclusión social.
Mejorar las políticas de precios
de los bienes y servicios
públicos que brindan los
sectores estratégicos.
7.- Incrementar la cobertura
del sistema eléctrico a
precios socialmente justos.
Implementar un esquema tarifario que
permita el acceso de todos los sectores
de la población al suministro de
energía eléctrica.
Desarrollar nueva infraestructura
que permita satisfacer las necesidades
del sector en los tiempos requeridos.
Reducir el impacto
ambiental en la
gestión y ejecución
de los proyectos
de los sectores
estratégicos.
Mejorar la implementación
de los mecanismos de
reducción de emisiones
de Gases de efecto
invernadero (GEI) en
los proyectos de los
sectores estratégicos.
8.- Reducir los impactos
socio-ambientales del
sistema eléctrico.
9.- Armonizar el desarrollo y
operación de la infraestructura
del sector eléctrico con las
expectativas de las
comunidades.
Implementar planes de prevención,
mitigación y adaptación ambiental
en la ejecución y operación de todos
los proyectos del sector eléctrico.
Fortalecer las relaciones entre el
Estado y las comunidades.
Constituir a los nuevos proyectos de
infraestructura eléctrica en una fuente
para el desarrollo y mejoramiento
sostenible de la calidad de vida de las
comunidades en su zona de influencia.

CAPÍTULO 1 / INTRODUCCIÓN 9
1.6.4 EJE INSTITUCIONAL
CAPÍTULO 1
OBJETIVO
INTERSECTORIAL
ESTRATEGIAS/ POLÍTICAS
INTERSECTORIALES
OBJETIVO SECTOR ELÉCTRICO
POLÍTICAS SECTOR ELÉCTRICO
Incrementar los
niveles de madurez
institucional en las
entidades públicas
pertenecientes a
los SE.
Mejorar la capacidad
institucional y la articulación
interinstitucional en los
Sectores Estratégicos.
Implementar la reforma
institucional en las entidades
de los Sectores Estratégicos.
Implementar mejores
prácticas en la administración
de los proyectos.
Desarrollar los modelos de
gestión, mejorar y estandarizar
los procesos existentes.
10.- Lograr el fortalecimiento
institucional del sector eléctrico.
Impulsar la gestión eficiente de las
instituciones del sector, priorizando
la investigación técnica, científica
y uso eficiente de la energía.
Administrar el sistema eléctrico con
las mejores prácticas gerenciales y
con altos estándares de eficiencia
y calidad.
1.7 CONTENIDO
En el presente PME 2012-2021, se analiza la realidad
del sector eléctrico ecuatoriano con sus fortalezas
y debilidades, con el propósito de plantear
soluciones integrales y de fondo, en el mediano y
largo plazo, sin descuidar el corto plazo.
La última crisis energética que atravesó el sector
eléctrico ecuatoriano a finales del 2009 e inicios
del 2010, permitió evidenciar los graves problemas
estructurales del sector, derivados, entre
otros factores, de la falta de una planificación
integral donde todos los sectores y objetivos del
país se encuentren articulados, así como a la sostenida
falta de inversión por más de 20 años.
En este contexto, con el propósito de recuperar
para el Estado la rectoría y planificación del sector
eléctrico, el CONELEC, en coordinación con
las demás instituciones que conforman el sector
eléctrico ecuatoriano, ha desarrollado el PME
2012-2021, a fin de que este sector estratégico
del país cuente con una herramienta para la toma
de decisiones en todos los segmentos de la cadena
de suministro eléctrico.
El presente PME está conformado por diez capítulos,
producto de un proceso de planificación detallado
en el diagrama de bloques del Gráfico 1.2.
En agosto de 2011, se conformaron grupos interinstitucionales
para la elaboración de todos los
capítulos. Bajo la coordinación del CONELEC, se
elaboró, revisó y consolidó el documento del PME
2012-2021 que se pone en consideración con fines
de aprobación.
La elaboración del PME inicia con la formulación
de políticas sectoriales emitidas por el MEER,
mismas que se encuentran alineadas a las políticas
intersectoriales del MICSE y el PNBV; contando
con la participación de todos los actores
del sector, CELEC-EP, CENACE, CNEL, empresas
eléctricas distribuidoras y clientes especiales.
En el Capítulo 1, se presenta la Introducción del
documento, objetivos, políticas y presentación
del contenido.
En el Capítulo 2, se presenta la Situación Actual
del sector eléctrico ecuatoriano, con una visión
general de los principales indicadores de gestión

10
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
técnica y económica–financiera de la industria
eléctrica, incluyendo información histórica y datos
estadísticos.
El Capítulo 3, Eficiencia Energética, trata sobre el
uso eficiente de la energía eléctrica y los planes
y programas a implementarse, aprovechando las
tecnologías y recursos disponibles en el país.
La proyección de la Demanda Eléctrica, presentada
en el Capítulo 4, se desarrolla en función de
varios parámetros, entre los cuales se consideran:
las proyecciones realizadas por cada empresa de
distribución, las tendencias de variación del PIB
-de forma referencial-, la proyección de usuarios
del servicio eléctrico y la proyección de la reducción
de pérdidas de energía eléctrica. Se plantean
cuatro escenarios de crecimiento de la demanda,
considerando los planes de eficiencia energética, y
se concluye con la proyección requerida, de potencia
y energía, en bornes de generación.
Gráfico 1.2
PROCESO DE ELABORACIÓN DEL PME 2012-2021
DISEÑO DE PME
Ministerio de
Electricidad y
Energía Renovable
MEER
Determinación
de Políticas
1
Electricidad
hacia un
Desarrollo
Sostenible
FERUM
Determinación
de la Expansión
de la Distribución
Proyección de
la Demanda:
Planteamiento
de Hipótesis
Determinación
de la Expansión
de la Generación
Determinación
de la Expansión
de la Transmisión
3
Gestión de
Riesgo
2
123
123
Proyección de la
demanda realizada
por cada distribuidora:
demanda, subestaciones
nuevas, alumbrado
público, FERUM,
pérdidas,
calidad de servicio.
123
Determinación
del Plan de
Eficiencia
Energética
Datos históricos
de demanda
y PIB
Proyectos
de Generación
en Marcha
Simulación de
escenarios para
ingreso de
Proyectos de
Generación
123
Análisis
Económico
Financiero
SITUACIÓN ACTUAL
Con respecto a la Expansión de Generación, detallada
en el Capítulo 5, se centra en el análisis
del equipamiento que deberá ingresar para cubrir
la demanda proyectada, tomando en cuenta: las
políticas emitidas por el MEER, los proyectos que
actualmente se encuentran en marcha y un listado
de proyectos candidatos que podrían llegar a
priorizarse. Se efectúa un análisis para diferentes
escenarios de hidrología: seca, media y lluviosa,
considerando como premisa la complementariedad
hidrológica entre las vertientes del Pacífico
y Amazonas, con el propósito de minimizar los
impactos de los estiajes estacionales que se presentan
en dichas regiones.
El ingreso del proyecto Coca Codo Sinclair en
el año 2016 (vertiente del Amazonas) constituye
un hito en el desarrollo del sector eléctrico

CAPÍTULO 1 / INTRODUCCIÓN 11
ecuatoriano, complementado por el ingreso de
proyectos ubicados en las vertientes del Pacífico
(complementariedad hidrológica). Mientras
se construyen tales proyectos, el crecimiento
de la demanda eléctrica será cubierto con generación
térmica y con el desarrollo de pequeños
proyectos hidroeléctricos, financiados algunos
por gobiernos autónomos descentralizados, que
presentan tiempos de construcción de aproximadamente
2 años.
En el Capítulo 6 se detalla la Expansión de Transmisión,
en el que se toma en cuenta la ubicación
de los nuevos proyectos de generación, con el
propósito de dimensionar las nuevas líneas de
transmisión, subestaciones y posiciones de línea,
para poder evacuar la máxima generación, tomando
en cuenta criterios de calidad y seguridad
de suministro. Se incluye el análisis de puntos
críticos del SNT y el hito del nuevo sistema de
transmisión de 500 kV.
El detalle de la Expansión de la Distribución, se
encuentra en el Capítulo 7, donde se analiza la
problemática de este segmento del sector eléctrico,
para proponer consecuentemente un conjunto
de soluciones orientadas al cumplimiento
de metas de corto, mediano y largo plazo. Para
el efecto, se desarrollan estrategias de inversión,
sistemáticamente articuladas para abordar integralmente
el segmento de la distribución. Tales
planes son: Plan de Reducción de Pérdidas
(PLANREP), Plan de Expansión y Mejoras (PMD),
Programa de Energización Rural y Electrificación
Urbano-Marginal (FERUM) y Mejora de los Sistemas
de Gestión técnica, comercial y financiera de
las empresas de Distribución Eléctrica (SIGDE).
El Riesgo en el Sector Eléctrico es abordado en el
Capítulo 9 en dos grandes subcapítulos: Gestión
del riesgo y Análisis de riesgos. La Gestión del
riesgo trata sobre la afectación desde el medio
externo hacia la infraestructura del sector eléctrico,
con el propósito de establecer mecanismos
de prevención, mitigación de riesgos y reducción
de desastres; mientras que el Análisis de riesgos
o responsabilidad civil por daños a terceros, trata
sobre la afectación desde la infraestructura del
sector hacia el medio externo.
Finalmente, el Capítulo 10, Análisis Económico y
Financiero, considera el diagnóstico de la situación
financiera de las empresas que conforman
el sector eléctrico. Se identifican los serios problemas
de liquidez en las empresas de generación,
y la marcada deficiencia en la gestión de
recaudación de las distribuidoras. Se diseñan las
líneas de acción que permitan adoptar medidas
que garanticen fundamentalmente la solvencia y
liquidez de las empresas del sector, y la sostenibilidad
de los proyectos de expansión considerados
en el presente Plan.
1.8 CONCLUSIONES
Y RECOMENDACIONES
• La proyección de demanda eléctrica es un
insumo fundamental en la planificación de
la expansión de los sistemas eléctricos,
con el cual se realiza los estudios en las
etapas funcionales de generación, transmisión
y distribución para garantizar el
suministro de energía eléctrica a los usuarios
finales.
CAPÍTULO 1
El Capítulo 8 se enmarca en el contexto de La
Electricidad hacia un Desarrollo Sostenible, estableciendo
criterios y acciones para explotar los
recursos naturales de una manera racional, con
miras a que éstos no se agoten en el tiempo. Se
describen los impactos socio-ambientales de la
infraestructura eléctrica, derivados de las etapas
de construcción, operación y mantenimiento, definiendo
las acciones encaminadas a su mitigación,
control y remediación.
• El estudio de la gestión de demanda eléctrica
incluye los requerimientos futuros de
potencia y energía de los distintos grupos
de consumo del país (residencial, comercial,
industrial, alumbrado público y otros), y han
sido obtenidos de las distribuidoras de energía
eléctrica y de clientes especiales de los
sectores del acero, cemento, transporte y
petróleo. Esta información se alinea con las
políticas del Gobierno Nacional, orientadas

12
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
principalmente al cambio de la matriz energética
y a la incorporación de los proyectos
y programas de eficiencia energética.
• Se considera en el estudio de proyección de
demanda que el SNT y los consumos propios
de generación mejorarán su eficiencia
en forma progresiva, para reducir las pérdidas
de energía desde el 5,6%, promedio de
los últimos 2 años, hasta un 4,5% al final
del período de proyección.
• La proyección de energía y de potencia considera
una mejora del factor de carga, que
debería evolucionar desde un 67%, valor estimado
de los últimos dos años, hasta un
72% en el 2021. El incremento del factor de
carga es consistente con la esperada recuperación
de la demanda industrial, frente a
los demás sectores de consumo.
• En el estudio de la proyección de la demanda
se considera como parte fundamental
la reducción en forma progresiva
de las pérdidas de energía en los sistemas
de distribución, desde 14,73 % en el
2011 hasta el orden del 7,5% en el 2021.
Esto permitirá al país recuperar la facturación
de energía progresivamente desde
360 GWh en el 2012 hasta 2.581 GWh
en 2021. En general, durante el período
2012-2021, se recuperará 15.323 GWh, es
decir, USD 1.838,7 millones con un precio
de 12 ¢USD/kWh. Lo anterior se considera
una señal de inversión en los planes de reducción
de pérdidas de las distribuidoras
de energía eléctrica.
• Con la finalidad viabilizar la conexión al Sistema
Nacional de Transmisión de los proyectos
de generación definidos en el Plan
de Expansión de Generación, es importante
que dentro del financiamiento de dichos
proyectos, se incluya el presupuesto necesario
para la construcción de sus sistemas
de transmisión asociados, debido principalmente
a sus altas inversiones.
• La configuración del sistema de transmisión
de 500 kV “Coca Codo Sinclair-El Inga-Central-Daule”,
fue determinada mediante estudios
de detalle realizados por el Consorcio
ECU500KV conformada por las empresas
CESI de Italia y EFFICACITAS de Ecuador,
para lo cual CELEC EP - TRANSELECTRIC
suscribió el contrato el 9 de noviembre de
2010, y para su financiamiento parcial
se contó con una Cooperación Técnica No
Reembolsable del BID.
• El sistema de transmisión de 500 kV propuesto
en el Capítulo 6 del presente Plan, se
lo debe realizar en dos etapas; en la primera,
iniciaría su operación energizado temporalmente
a 230 kV entre El Inga, S/E Central
y Daule; y, la segunda etapa de este sistema
energizado a 500 kV entre El Inga y Coca
Codo Sinclair, sujeto al ingreso del proyecto
hidroeléctrico Coca Codo Sinclair.
• La presencia del sistema de transmisión
de 500 kV, demandará que los diferentes
organismos del sector eléctrico, como CO-
NELEC, CENACE, CELEC EP, y CELEC EP –
TRANSELECTRIC analicen las modificaciones
que deberán realizarse y/o crear una
nueva normativa correspondiente, regulaciones,
procedimientos operativos, entre otros
aspectos, relacionados con el diseño y operación
de instalaciones de transmisión con
este nivel de tensión.
• Los nuevos proyectos hidroeléctricos desplazarán
la operación de generación térmica
del país, que básicamente se encuentra
ubicada en la cuidad de Guayaquil, lo que
obliga a un importante equipamiento de
capacitores en diversas subestaciones del
SNT; y, se crea la necesidad de definir las
políticas de despacho de generación de seguridad
de área. Además del equipamiento
de compensación (Daule, Pascuales y Las
Esclusas), para evitar el riesgo de inestabilidad
de voltaje en la zona de Guayaquil,
se requiere la operación de 130 MW de generación
termoeléctrica, distribuida en dos
unidades de generación, como una unidad
de la Central Gonzalo Zevallos y de la Central
Trinitaria.

CAPÍTULO 1 / INTRODUCCIÓN 13
• El desarrollo de los grandes proyectos de
generación hidroeléctrica, traerá como consecuencia
la disminución de la tarifa eléctrica,
lo que se reflejará en un mayor consumo
de energía, fundamentalmente por la disminución
o traslado del uso de gas domiciliario
(cocinas, calefones, entre otros) hacia el uso
de electricidad. Este potencial crecimiento
de la demanda, deberá considerar el cambio
de la matriz energética que impulsa el
Gobierno Nacional.
• En el Plan de Expansión de Transmisión propuesto,
se ha previsto que la operación del
sistema de transmisión de 230 kV hacia Sucumbíos,
el cual, inicialmente utilizaría las
dos líneas de 500 kV entre El Inga y Coca
Codo Sinclair energizadas a 230 kV, ingrese
en operación para fines del año 2014, lo que
implica un mejoramiento de las condiciones
de suministro de energía eléctrica a la zona
nororiental del país y, se podrá abastecer la
demanda del sector petrolero estatal.
• Las empresas de distribución deberán realizar
el equipamiento de compensación
capacitiva en sus sistemas, no solamente
para cumplir con el factor de potencia de la
carga que exige la normativa, sino también
para que constituyan un respaldo y complemento
de los capacitores que el transmisor
instala en las subestaciones del SNT en su
área de influencia.
• Para la proyección de la demanda de potencia
y energía que anualmente realiza el CO-
NELEC, se debe incluir la demanda de los
proyectos especiales que pueden integrarse
al SNI en el futuro, especialmente en el corto
plazo, como es el caso de varias empresas
mineras.
• Dado que, la zona de Manta presenta un
continuo y alto crecimiento de su demanda,
y tiene un número significativo de cargas
autoabastecidas, se ha previsto la construcción
de una nueva subestación de 230/69
kV y 225 MVA de capacidad, en el sector de
San Juan de Manta, la cual será alimentada
mediante una línea de transmisión de 230
kV, de 35 km de longitud, desde la subestación
San Gregorio. Este sistema de transmisión
a su vez permitirá evacuar la generación
que produciría la Refinería del Pacífico,
la misma que se ubicará en las cercanías de
San Juan de Manta.
• La necesidad de ampliación futura de la capacidad
de transformación a nivel de 230
kV en la ciudad de Guayaquil, requiere que
la Empresa Eléctrica de Guayaquil realice,
en el menor tiempo posible, un estudio de
expansión de su sistema de subtransmisión,
considerando los niveles de voltaje de 138
y/o 230 kV, que permita atender de una forma
adecuada y coherente el crecimiento de
la principal carga del SNI.
CAPÍTULO 1
• Debido a las dificultades que se presentan
en la obtención de las fajas de servidumbre
para las nuevas líneas de transmisión, en algunos
casos se propone que se diseñen y
construyan las líneas para un nivel de tensión
superior al que operarían inicialmente;
y, en otros casos se ve la necesidad de adelantar
su ejecución con la finalidad de asegurar
estos derechos de paso, que a futuro
serán más difíciles conseguirlos. Igualmente,
en situaciones en las que no se puede
aplicar lo antes mencionado, se está optando
por reconfigurar y optimizar algunas estructuras
instaladas en el SNT para añadir
circuitos adicionales.
• La presencia de nueva generación hidroeléctrica
en el país, permite reducir la operación
de la generación térmica en la ciudad
de Guayaquil, que añadido con el crecimiento
de su demanda, haría necesario la
ampliación de la transformación 230/138
kV en la subestación Pascuales y el incremento
de la transformación a nivel de 230
kV en la subestación Salitral, para servir
desde el SNI a dicha ciudad. Una de las
alternativas de equipamiento que soluciona
en forma simultánea estos problemas, es
la construcción de una nueva subestación
230/69 kV que se ubicaría en la zona de
Salitral, la cual será alimentada mediante

14
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
el seccionamiento de los dos circuitos de la
línea Pascuales-Nueva Prosperina-Trinitaria
de 230 kV.
• En el Plan de Expansión 2012-2021 propuesto,
se han programado nuevas obras de
transmisión como los sistemas: Sucumbíos
– Orellana; Lago de Chongón – Posorja; Daule
Peripa – Severino; ampliación de la subestación
San Idelfono 230/138 kV; Daule –
Lago de Chongón, entre otros, los que tienen
por objetivo que el SNT en las zonas de influencia
de estos proyectos, pueda cumplir
con los criterios de seguridad estática N-1
en sus elementos, incrementando los niveles
de confiabilidad y seguridad del sistema.
• Al implementarse varios proyectos hidroeléctricos
en la subcuenca del río Guayllabamba
es necesario su inclusión en el plan expansión
de generación, con el objeto de poder
definir un adecuado sistema de transmisión
asociado y no establecer sistemas parciales
ó sobredimensionados.
• Para brindar un mejor servicio a CNEL-Los
Ríos, se plantea la construcción de una nueva
línea de transmisión de 230 kV entre Milagro
y Babahoyo, doble circuito, energizada
a 138 kV, con la finalidad de evitar los problemas
de altura y distancias de seguridad,
derivados del cambio del uso del suelo a lo
largo de la ruta de esta línea de transmisión.
• Para atender emergencias en equipos de
transformación de la subestaciones del SNT,
es importante que se asignen los recursos
económicos necesarios para la adquisicón
de transformadores, subestaciones móviles
y bahías de reserva para el Sistema Nacional
de Transmisión, conforme lo establece
el Plan de Equipamiento considerado en el
Capítulo 6.
• El Plan de Expansión de Generación (PEG)
propuesto, garantiza el abastecimiento, con
niveles adecuados de reserva, frente a condiciones
hidrológicas adversas y sin dependencia
de las interconexiones internacionales.
• A partir del ingreso del proyecto hidroeléctrico
Coca Codo Sinclair y de los proyectos
en ejecución, se tendrá capacidad para exportación,
durante gran parte del año, entre
500 y 1050 MW medios, con tecnologías eficientes
(hidroeléctrica y gas natural).
• En función de los estudios técnico-económicos
realizados, se podría exportar energía
eléctrica a todo el corredor eléctrico Andino,
especialmente a Perú y la zona norte
de Chile.
• Es indispensable contar con un sistema
de transmisión en 500 kV, que permita la
evacuación de energía a través de dicho
corredor.
• Con el PEG propuesto existe la capacidad
del sistema eléctrico ecuatoriano para realizar
programas de sustitución de energéticos,
como el GLP.
• Se debe planificar y ejecutar, oportunamente,
el reforzamiento de los sistemas de distribución
en baja tensión, a fin de permitir
la implementación adecuada de los programas
de sustitución de energéticos.
• Es necesario actualizar y elevar el nivel
de estudios de una serie de proyectos hidroeléctricos,
para determinar los que presentan
las mejores condiciones técnico-económicas
ambientales y ser considerados en
planes de expansión futuros.
• A partir del 2016 el país puede contar una
matriz energética en la que el principal recurso
utilizado será el hidroeléctrico, el consumo
de combustibles fósiles se reducirá
notablemente y, consecuentemente, las emisiones
de CO2.
• La planificación de los sistemas de distribución,
se enfoca en una propuesta que
plantea mejorar la gestión de las empresas
de distribución, y por tanto, lograr una empresa
eficiente, con la implementación de
sistemas de gestión automatizados en el
mediano y largo plazo, con procesos cuyos

CAPÍTULO 1 / INTRODUCCIÓN 15
productos son la estandarización, homologación
y fortalecimiento de las áreas, que
permita disminuir las diferencias entre las
empresas de distribución producto de procesos
deficientes, para el servicio de los
usuarios en el cumplimiento de las políticas
de un buen vivir.
• Es necesario estructurar los programas de
inversión, operación, mantenimiento y reposición
para los sistemas de distribución,
manejando los conceptos de eficiencia, menor
costo y eficacia, para lo cual es necesario
que las distribuidoras cuenten con la
información actualizada de sus activos, para
la toma de decisiones.
• Se debe considerar que las pérdidas técnicas
son mayores a las pérdidas no técnicas
reportadas, por tanto, necesariamente se
requiere mayor inversión en proyectos de
infraestructura dentro del PLANREP, y las
acciones encaminadas para que éste programa
alcance una reducción considerable
al menor costo.
• La ejecución oportuna de los planes de inversión
de los sistemas de distribución, permitirá
progresivamente conseguir los estándares
de calidad, confiabilidad y seguridad; entendiéndose
que las Empresas contarán con los
recursos, capacidad económica y operativa,
eliminando el riesgo que las distribuidoras
afrontarían en sus instalaciones, organización,
estructura y procedimientos técnicos y
comerciales de las Empresas de Distribución.
• Para una acertada determinación de las
amenazas es necesario contar con información
y equipos científicos, con experiencia
en el análisis de riesgos.
• Es fundamental considerar a la Gestión del
Riesgo como un eje transversal en el proceso
de planificación del desarrollo en los
diferentes sectores a nivel nacional, provincial
y local, de tal forma que el concepto
de desarrollo sustentable incluya aspectos
de prevención de riesgos frente a las amenazas
naturales, antrópicas, tecnológicas
y/o biológicas.
CAPÍTULO 1

17
02/
SITUACIÓN
ACTUAL
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 2

02/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 2
2.1 EL SECTOR ELÉCTRICO
ECUATORIANO
El sector eléctrico ecuatoriano se rige, desde
1999, por lo dispuesto en la Ley de Régimen
del Sector Eléctrico y sus reformas. En el 2008,
con la entrada en vigencia de la nueva Constitución
Política de la República del Ecuador, se
produjeron cambios en la normativa jurídica
del sector, que incidieron en la planificación y
ejecución de las actividades que cumplen las
distintas instituciones.
La expedición del Mandato Constituyente No.
15, de 23 de julio de 2008, publicado en el Registro
Oficial No. 393, el 31 de julio de 2008,
estableció acciones inmediatas y determinó
nuevos lineamientos para el sector eléctrico
ecuatoriano, basados fundamentalmente en los
siguientes aspectos:
a) Tarifa única a aplicarse, a usuario final, por parte
de las empresas eléctricas de distribución.
b) Eliminación del concepto de costos marginales
para la determinación del costo del segmento
de generación.
c) Financiamiento de los planes de inversión en
generación, transmisión y distribución, a través
del Presupuesto General del Estado.
d) Reconocimiento mensual, por parte del Estado,
de las diferencias entre los costos de
generación, transmisión y distribución y la
tarifa única para el consumidor final.
e) Financiamiento del Programa de energización
rural y electrificación urbano marginal
– FERUM, a través del Presupuesto General
del Estado.
Adicionalmente, el mismo mandato dispuso que
las empresas de generación, distribución y transmisión,
en las que el Estado Ecuatoriano tiene
participación accionaria mayoritaria, extingan,
eliminen y/o den de baja todas las cuentas por
cobrar y pagar de los rubros correspondientes a
la compra-venta de energía, peaje de transmisión
y combustible destinado para generación.
De la misma forma, se inició un proceso de reestructuración
de las empresas eléctricas para conformar
nuevas sociedades que manejen de forma
eficaz y eficiente el sector en su conjunto; es así
como se crearon la Corporación Nacional de Electricidad
S.A. -CNEL- y la Corporación Eléctrica del
Ecuador S.A. -CELEC-.
CNEL asumió, a partir del 10 de marzo de 2009,
los derechos y obligaciones para operar en el sector
eléctrico nacional como empresa distribuidora
de electricidad, agrupando a: Empresa Eléctrica
Esmeraldas S.A.; Empresa Eléctrica Regional Manabí
S.A.; Empresa Eléctrica Santo Domingo S.A.;

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 19
Empresa Eléctrica Regional Guayas-Los Ríos S.A.;
Empresa Eléctrica Los Ríos C.A.; Empresa Eléctrica
Milagro C.A.; Empresa Eléctrica Península de
Santa Elena S.A.; Empresa Eléctrica El Oro S.A.;
Empresa Eléctrica Bolívar S.A.; y, Empresa Eléctrica
Regional Sucumbíos S.A.; las cuales funcionan
actualmente como gerencias regionales.
En este mismo sentido, CELEC, a partir del 19 de
enero de 2009, fue conformada por las siguientes
empresas: Compañía de Generación Hidroeléctrica
Paute S.A.; Compañía de Generación Hidroeléctrica
Hidroagoyán S.A.; Compañía de Generación
Termoeléctrica Guayas S.A.; Compañía de Generación
Termoeléctrica Esmeraldas S.A.; Compañía
de Generación Termoeléctrica Pichincha
S.A.; y, Empresa de Transmisión de Electricidad
–TRANSELECTRIC S.A.-. Desde enero de 2010, la
CELEC pasó a ser la Empresa Pública Estratégica,
Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP
y subrogó en todos los derechos y obligaciones de
la CELEC S.A. e Hidronación S.A. A diciembre de
2010 CELEC EP estuvo formada por siete unidades
de negocio, tres de generación térmica, tres
de generación hidráulica y una de transmisión.
Actualmente, con los activos en servicio de la empresa
Machala Power, que pasaron a ser parte de
CELEC EP, se conformó una nueva unidad de negocios
denominada Termogas Machala.
A través del Decreto Ejecutivo No. 1786, de 18 de junio
de 2009, la Corporación para la Administración
Temporal Eléctrica de Guayaquil -CATEG- en sus secciones
de generación y distribución, se convirtió en
la Unidad de Generación, Distribución y Comercialización
de Energía Eléctrica de Guayaquil -Eléctrica
de Guayaquil-, pasando a ser un organismo de la
Función Ejecutiva que conforma la administración
pública central, con funciones descentralizadas.
Finalmente, el Mandato Constituyente No. 15 dispuso
que, en virtud de los indicadores de gestión
de algunas empresas de distribución, las siguientes
sociedades anónimas: Empresa Eléctrica Quito
S.A.; Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.;
Empresa Eléctrica Regional Norte S.A.; Empresa
Eléctrica Regional Centro Sur C.A.; Empresa Eléctrica
Provincial Cotopaxi S.A.; y, Empresa Eléctrica
Riobamba S.A., mantengan su estado hasta
que la normativa del sector eléctrico sea expedida
conforme los principios constitucionales.
Con la expedición de la Ley Orgánica de Empresas
Públicas, de 24 de julio de 2009, se dio paso a la
creación de varias empresas que serán las que
gestionen y desarrollen las actividades tendientes
a brindar el servicio público de energía eléctrica.
Las empresas públicas creadas se muestran en la
Tabla 2.1:
CAPÍTULO 2
Tabla 2.1
EMPRESAS PÚBLICAS CREADAS
EMPRESA DECRETO EJECUTIVO FECHA
HIDROPASTAZA EP 219 14 de enero de 2010
CELEC EP 220 14 de enero de 2010
COCASINCLAIR EP 370 26 de mayo de 2010
HIDROLITORAL EP 400 17 de junio de 2010
HIDROTOAPI EP Ordenanza 002-HCPP-2010 14 de enero de 2010
HIDROEQUINOCCIO EP Ordenanza 005-HCPP-2010 14 de enero de 2010
En función de lo anterior y con la participación de
las empresas de capital privado, el sector eléctrico
ecuatoriano, a diciembre de 2010, estuvo
compuesto por los siguientes agentes:
• 6 Unidades de Negocio de generación de
CELEC EP;
• 12 Generadoras - incluidas las Unidades de
Negocio de CELEC EP;

20
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• 1 Unidad de Negocio encargada de la transmisión
-a través de CELEC EP;
• 26 Autogeneradores;
• 20 Distribuidoras: 9 Empresas Eléctricas, la
Unidad Eléctrica de Guayaquil y las 10
Regionales de CNEL; y,
• 4 Grandes Consumidores que participaron
en el mercado eléctrico.
La Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A.,
cuya área de concesión comprende la provincia insular
de Galápagos, no está incorporada al S.N.I.
Para el caso de CNEL-Regional Sucumbíos, el CO-
NELEC la considera aún como sistema no incorporado,
a pesar de que su demanda es atendida
en forma parcial a través del Sistema Nacional
de Transmisión, pasará a ser considerada como
sistema incorporado una vez que se ponga en
operación el Sistema de Transmisión Nororiente
a 230/138 kV.
2.2 PARÁMETROS
TÉCNICOS DEL SISTEMA
A continuación se muestran los principales indicadores
del comportamiento del sector eléctrico
ecuatoriano en el año 2010, y la evolución que
han tenido dichos parámetros en los últimos años
en las etapas de generación, transmisión y distribución
de energía eléctrica.
2.2.1 CAPACIDAD DE GENERACIÓN
E INTERCONEXIONES
Conforme a la Tabla 2.2, a diciembre de 2010,
el porcentaje de participación del S.N.I. en el
sector eléctrico ecuatoriano fue del 88,28%
(4.203,53 MW), mientras que los Sistemas no
incorporados fueron del 11,72% (557,87 MW). A
nivel nacional, el aporte de la energía termoeléctrica
fue del 51,46% (2.450,38 MW), de la hidroeléctrica
el 46,52% (2.215,19 MW), en tanto
que el 2,01% (95,82 MW) correspondió a energía
renovable no convencional.
La crisis energética que se presentó entre octubre
de 2009 e inicios de 2010, hizo necesaria la
instalación inmediata de siete nuevos grupos de
generación termoeléctrica General Electric, de
22 MW de capacidad cada uno (seis en la central
Pascuales II y uno en Miraflores); y, el arrendamiento
de unidades termoeléctricas de 130 MW y
75 MW con las empresas Energy Internacional y
APR Energy LLC, respectivamente.
Tabla 2.2
POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA TOTAL
A DICIEMBRE DE 2010
Sistema
S.N.I.
Total S.N.I.
No
Incorporado
Tipo de Central
Potencia
Nominal (MW)
Potencia
Efectiva (MW)
Hidráulica 2.238,30 2.211,54
Térmica MCI 625,48 558,09
Térmica
Turbogas
976,74 897,50
Térmica
Turbovapor
Térmica
Turbovapor*
446,00 443,00
101,30 93,40
4.387,82 4.203,53
Eólica 2,40 2,40
Fotovoltáica 0,02 0,02
Hidráulica 4,11 3,65
Térmica MCI 634,08 464,40
Térmica
Turbogas
Térmica
Turbovapor
Total No Incorporado
Total general
102,25 76,40
12,00 11,00
754,86 557,87
5.142,68 4.761,39
* Corresponde a la generación con Biomasa (Bagazo de Caña)
En mayo de 2010, la central hidroeléctrica Mazar,
con una potencia nominal total de 160 MW,
y un embalse de 410 millones de metros cúbicos
de capacidad, empezó su funcionamiento con las
pruebas operativas, y entró en operación comercial
con su primera unidad en junio de 2010 y la
segunda unidad en diciembre de 2010.
Entre las fuentes de energía renovable no convencional,
que actualmente aportan al S.N.I., se
puede mencionar a los excedentes de la energía

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 21
térmica provenientes de la combustión de la biomasa
(bagazo de caña), utilizada por los ingenios
azucareros; este tipo de energía renovable tiene
una capacidad nominal instalada de 101 MW
(1,97 % de la potencia nominal a nivel nacional).
La capacidad total nominal de las fuentes de energía
renovable en el país representan el 2,02 %
(103,72 MW), lo que demuestra el aún incipiente
desarrollo de este tipo de energías en el Ecuador.
Adicionalmente, en el S.N.I. se cuenta con interconexiones
eléctricas internacionales con Colombia
y Perú; totalizando 650 MW nominales y 635
MW efectivos, distribuidos de la siguiente forma:
- 540 MW nominales y 525 MW efectivos a
través de dos líneas de transmisión Pomasqui-Jamondino,
a 230 kV, doble circuito, y
operación sincronizada con el sistema eléctrico
colombiano. Además de una línea de
transmisión, Panamericana-Tulcán, a 138
kV, por la cual se transfiere parte de la demanda
requerida por el sistema de la Empresa
Eléctrica Regional Norte, que opera en
forma radial.
- 110 MW nominales y 110 MW efectivos a
través de la línea Zorritos-Machala, de 230
kV, que opera en forma radial con el sistema
eléctrico peruano.
La disponibilidad de la generación del sistema
eléctrico existente es variable, pues depende de
diversos factores, entre ellos: hidrología; disponibilidad
de combustibles; períodos de mantenimiento,
sean o no programados; vida útil de los
equipos; etc.
Para el caso de la generación termoeléctrica,
muchos de los motores de combustión interna
(MCI) que operan con diesel mantienen rendimientos
y factores de planta bajos, los que se
reflejan en altos costos variables de producción.
Se pretende que estas unidades salgan de servicio
en forma progresiva durante los próximos
años, sea por obsolescencia o al ser desplazadas
por la incorporación de unidades de generación
más eficientes.
En el Gráfico 2.1 se indica la evolución de la capacidad
de potencia efectiva en el S.N.I. en el período
2000-2010 y muestra que la potencia efectiva
hidráulica se incrementó en 30,2% y la térmica
en 34,8%. Se destaca el hecho de que la generación
térmica en el año 2010, representa el 47,4%
de la potencia efectiva del S.N.I.
CAPÍTULO 2
Gráfico 2.1
EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD DE POTENCIA EFECTIVA EN EL S.N.I. PERIODO 2000-2010
MW
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
3.177 3.075 3.219 3.242 3.200 3.223 3.418 3.701 3.722 3.919 4.204
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Térmica 1.478 1.353 1.490 1.513 1.471 1.477 1.636 1.674 1.693 1.891 1.992
Hidráulica 1.699 1.722 1.729 1.729 1.728 1.746 1.782 2.027 2.029 2.028 2.212
Total S.N.I. 3.177 3.075 3.219 3.242 3.200 3.223 3.418 3.701 3.722 3.919 4.204

22
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
2.2.2 BALANCE DE ENERGÍA A NIVEL NACIONAL
Los balances de energía anuales para el período 2000-2010, mostrados en la Tabla 2.3, indican que
desde el 2003 la energía importada desde Colombia constituye un aporte significativo para el abastecimiento
de la demanda nacional. Para el 2010 se observa que del total de la energía bruta generada, el
13,5% corresponde a energía producida por autogeneradores.
Tabla 2.3
BALANCE DE ENERGÍA A NIVEL NACIONAL – EVOLUCIÓN
CONCEPTO
AÑO Unidad 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Energía generada bruta (1) GWh 10.612,44 11.049,80 11.887,56 11.546,13 12.584,85 13.404,02
Energía importada desde Colombia GWh n.d. 22,23 56,30 1.119,61 1.641,61 1.716,01
Energía importada desde Perú GWh n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 7,44
Energía Bruta Total GWh 10.612,44 11.072,03 11.943,86 12.665,74 14.226,46 15.127,47
Energía generada no disponible GWh n.d. 49,37 287,41 337,76 1.086,79 1.219,30
para servicio público (2)
% n.d. 0,4% 2,4% 2,7% 7,6% 8,1%
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
CONCEPTO
AÑO
2006 2007 2008 2009 2010
Energía generada bruta (1)
Energía importada desde Colombia
Energía importada desde Perú
Energía Bruta Total
Energía generada no disponible
para servicio público (2)
Energía generada e importada
para servicio público
15.115,85 17.336,65 18.608,53 18.264,95 19.509,85
1.570,47 860,87 500,16 1.058,20 794,51
- - - 62,55 78,39
16.686,32 18.197,52 19.108,69 19.385,37 20.382,76
1.850,67 2.540,75 2.610,30 2.219,64 2.746,03
11,1% 14,0% 13,7% 11,5% 13,5%
14.835,65 15.656,78 16.498,39 17.165,72 17.636,72
(1): Energía eléctrica generada por todo el parque generador del País (Incorporado y No Incorporado al Sistema Nacional Interconectado,
para Servicio Público y No Público).
(2): Corresponde a la energía utilizada internamente para procesos productivos y de explotación (es el total de la energía producida por las
empresas autogeneradoras Andes Petro, Agip, OCP, Petroamazonas, Petroproducción, Repsol y SIPEC; y, una parte de la energía
generada por Agua y Gas de Sillunchi, Ecoelectric, Ecudos, Ecoluz, EMAAP-Q, Enermax, Hidroimbabura, Lafarge, La Internacional,
Molinos La Unión, Perlabí, San Carlos).
n.d. -> no disponible, n.a.-> no aplica.
La generación bruta del 2010 (20.382,75 GWh), con respecto al año inmediato anterior, registra un
incremento del 5,15%. En el Gráfico 2.2, se presenta la energía bruta total por tipo de empresa para el
2010.

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 23
Gráfico 2.2
ESTRUCTURA DE LA ENERGÍA BRUTA TOTAL A NIVEL NACIONAL, AÑO 2010
Generadora
14.739,45
72,31%
Distribuidora
1.516,22
7,44%
CAPÍTULO 2
Gráfico 2.2
Autogeneradora
3.254,19
15,97%
Importación
872,90
4,28%
En la Tabla 2.3 se aprecia la disponibilidad de energía para atender los requerimientos del servicio público,
en el 2010, que fue de 17.636,72 GWh. En la Tabla 2.4 y en el Gráfico 2.3 se muestran las cifras
del período 2000-2010, correspondientes a la energía generada e importada para servicio público, ya
disminuida en los valores correspondientes a autoconsumos y pérdidas.
Tabla 2.4
BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO PÚBLICO, PERIODO 2000-2010
CONCEPTO
AÑO Unidad 2000 2001 2002 2003 2004
Energía generada e importada para
servicio público
Autoconsumos en generación para
servicio público (1)
Energía entregada para servicio
público
Pérdidas en transmisión (2)
Energía disponible para servicio
público
Energía exportada a Colombia y Perú
Energía entregada a grandes
consumidores en subtransmisión (3)
Energía disponible en sistemas de
distribución
Pérdidas totales de energía en sistemas
de distribución
GWh 10.612,44 11.022,66 11.656,45 12.327,98 13.139,67
GWh 173,82 203,54 234,00 238,09 215,22
% 1,64% 1,85% 2,01% 1,93% 1,64%
GWh 10.438,62 10.819,12 11.422,45 12.089,89 12.924,45
GWh 343,36 344,95 394,20 389,28 458,31
% 3,24% 3,13% 3,38% 3,16% 3,49%
GWh 10.095,26 10.474,18 11.028,24 11.700,61 12.466,14
GWh n.a. n.a. n.a. 67,20 34,97
% n.a. n.a. n.a. 0,57% 0,28%
GWh n.a. 11,07 129,15 127,62 125,59
% n.a. 0,11% 1,17% 1,09% 1,01%
GWh 10.095,26 10.463,11 10.899,09 11.505,78 12.305,57
GWh 2.210,12 2.334,09 2.453,62 2.633,41 2.831,31
% 21,89% 22,31% 22,51% 22,89% 23,01%
Energía facturada a clientes finales (4) GWh 7.885,14 8.129,02 8.445,47 8.872,37 9.474,26
CONCEPTO
AÑO Unidad 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Energía generada e importada para
servicio público
Autoconsumos en generación para
GWh 13.908,16 14.835,65 15.656,78 16.498,39 17.165,72 17.636,72
GWh 270,93 300,91 307,25 321,84 524,17 260,18

24
Energía disponible para servicio
público
Energía exportada a Colombia y Perú
Energía entregada a grandes
consumidores en subtransmisión (3)
Energía disponible en sistemas de
distribución
Pérdidas totales de energía en sistemas
de distribución
% 3,24% 3,13% 3,38% 3,16% 3,49%
GWh 10.095,26 10.474,18 11.028,24 11.700,61 12.466,14
GWh n.a. n.a. n.a. 67,20 34,97
% n.a. n.a. n.a. 0,57% 0,28%
GWh n.a. 11,07 129,15 127,62 125,59
% n.a. 0,11% 1,17% 1,09% 1,01%
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
GWh 10.095,26 10.463,11 10.899,09 11.505,78 12.305,57
GWh 2.210,12 2.334,09 2.453,62 2.633,41 2.831,31
% 21,89% 22,31% 22,51% 22,89% 23,01%
Energía facturada a clientes finales (4) GWh 7.885,14 8.129,02 8.445,47 8.872,37 9.474,26
CONCEPTO
Energía generada e importada para
servicio público
Autoconsumos en generación para
servicio público (1)
Energía entregada para servicio
público
Pérdidas en transmisión (2)
Energía disponible para servicio
público
Energía exportada a Colombia y Perú
Energía entregada a grandes
consumidores en subtransmisión (3)
Energía disponible en sistemas de
distribución
Pérdidas totales de energía en sistemas
de distribución
AÑO Unidad 2005 2006 2007 2008 2009 2010
GWh 13.908,16 14.835,65 15.656,78 16.498,39 17.165,72 17.636,72
GWh 270,93 300,91 307,25 321,84 524,17 260,18
% 1,95% 2,03% 1,96% 1,95% 3,05% 1,48%
GWh 13.637,23 14.534,74 15.349,52 16.176,54 16.641,56 17.376,55
GWh 430,95 426,61 485,46 614,73 643,92 542,44
% 3,10% 2,88% 3,10% 3,73% 3,75% 3,08%
GWh 13.206,29 14.108,13 14.864,06 15.561,81 15.997,64 16.834,10
GWh 16,03 1,07 38,39 37,53 20,76 10,06
% 0,12% 0,01% 0,26% 0,24% 0,13% 0,06%
GWh 133,22 315,57 397,81 264,70 - -
% 1,01% 2,24% 2,68% 1,70% 0,00% 0,00%
GWh 13.057,04 13.791,49 14.427,86 15.259,58 15.976,88 16.824,04
GWh 2.971,72 3.069,01 3.089,83 2.993,08 2.766,31 2.747,35
% 22,76% 22,25% 21,42% 19,61% 17,31% 16,33%
Energía facturada a clientes finales (4) GWh 10.085,32 10.722,48 11.338,02 12.266,51 13.210,57 14.076,69
(1): Energía utilizada por las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras con generación, para los procesos de
generación de energía eléctrica.
(2): Considera todo el transporte de energía a nivel nacional. Incluye aquella que no es transportada por el Sistema Nacional
de Transmisión (SNT).
(3): A HolcimGye se le entregó energía en el período sep/05 - ago/08 y a Interagua en el período dic/01 - ago/08.
(4): Incluye clientes Regulados y No Regulados, excepto la energía exportada a Colombia y la entregada a los grandes
consumidores en subtransmisión (HolcimGye->sep/05 - ago/08 e Interagua -> dic/01 - ago/08).
n.d.-> no disponible n.a.-> no aplica.
Gráfico 2.3
BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO PÚBLICO, PERÍODO 2000-2010
GWh
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
10.439
10.819
11.422
12.090
12.924
13.637
14.535
15.350
16.177
16.642 17.377
-
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Energía facturada a clientes finales
Pérdidas totales en sistemas de distribución
Energía entregada a grandes consumidores
Energía exportada a Colombia y Perú
Pérdidas en transmisión
Energía entregada para servicio público

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 25
En base a los resultados obtenidos, para el 2010,
se debe destacar lo siguiente:
ocasionó racionamientos de energía alcanzando
el valor de 21,6 GWh para enero de 2010.
• Del total de la energía generada e importada
para servicio público (17.636,72 GWh),
el 1,48% se consumió en los servicios auxiliares
de la generación y el 3,08% se perdió
en la etapa de transmisión de energía, quedando
disponible para el servicio público
16.834,10 GWh.
• La energía disponible en las subestaciones
de distribución (para clientes regulados y no
regulados) fue 16.824,04 GWh. De esta energía,
el 16,33% (2.747,35 MWh) se perdió en
los sistemas de distribución, por lo que la
facturación final fue de 14.076,69 GWh.
El efecto de la crisis energética que se presentó
en el período de estiaje 2009-2010, también
2.2.3 COMPORTAMIENTO
EVOLUTIVO DE LA DEMANDA
MÁXIMA DEL SISTEMA
La demanda máxima del sistema se presenta
históricamente en el mes de diciembre de cada
año, debido fundamentalmente a las festividades
propias de este mes. El 2010 no fue la excepción
y la demanda máxima de potencia en bornes de
generación (sin considerar los sistemas No Incorporados)
fue 2.879,2 MW y ocurrió el martes 9
de diciembre a las 19:00, con un incremento de
11,15 MW (4,03%) respecto al año 2009.
En el Gráfico 2.4 se muestra la evolución que ha
tenido la demanda máxima de potencia, en bornes
de generación, en el período 2000-2010.
CAPÍTULO 2
Gráfico 2.4
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA EN BORNES DE GENERACIÓN, PERÍODO 2000-2010
3.500
MW
3.000
2.500
2.000
1.955 2.002
2.134
2.223
2.360 2.424
2.642 2.706
2.785 2.768
2.879
1.500
1.000
500
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
2.2.4 CAUDALES AFLUENTES
Las principales centrales hidroeléctricas se encuentran ubicadas en la vertiente amazónica, donde la
época lluviosa ocurre generalmente entre abril y septiembre, mientras que el período de estiaje se
presenta entre octubre y marzo. Por esta razón, los mantenimientos de las plantas térmicas, preferentemente,
se los programa para la estación lluviosa de la vertiente Amazónica y los de las unidades
hidráulicas para la estación seca.

26
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
El 86,3% de la capacidad instalada en centrales hidroeléctricas está concentrada en seis grandes centrales:
Paute (1.100 MW); San Francisco (230 MW); Marcel Laniado (213 MW); Mazar (160 MW); Agoyán
(156 MW); y, Pucará (73 MW).
En el Gráfico 2.5 se muestra el comportamiento de los caudales medios anuales afluentes a los embalses
Amaluza, Pisayambo, Agoyán y Daule Peripa en el período 1964-2010.
Gráfico 2.5
CAUDALES AFLUENTES MEDIOS ANUALES PERÍODO 1964 – 2010
600
500
400
300
200
100
0
1964
1966
1968
1970
1972
m3/s
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
Amaluza Pisayambo Agoyán Daule Peripa
En los dos últimos años, el caudal promedio de
ingreso al embalse Amaluza, que alimenta a la
Central Hidroeléctrica Paute, experimentó un descenso
desde 146,39 m 3 /s en el 2008, a 106,93
m 3 /s en el 2009 y a 80,44 m 3 /s en el 2010.
2.2.5 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO
DE COMBUSTIBLES
Durante el 2010 el consumo de combustibles fósiles
utilizados en la generación de energía eléctrica
fue de: 235,4 millones de galones fuel oil;
315,2 millones de galones diesel 2; 14,6 millones
de galones nafta; 38,4 millones de galones
residuo; y, 60,5 millones de galones de crudo.
En el Gráfico 2.6 se indica la evolución del consumo
de combustibles para el período 2000-
2010. Para relacionar con la cantidad de petróleo
utilizado, se han convertido las unidades de
los combustibles a Barriles Equivalentes de Petróleo
(BEP).

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 27
Gráfico 2.6
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES, PERÍODO 2000-2010
18.000
16.000
14.000
13.035
15.982
CAPÍTULO 2
Miles BEP
12.000
10.000
8.000
6.000
5.162
6.832 6.873
5.985
7.004
8.987
10.907 11.420 9.921
4.000
2.000
-
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Crudo
Residuo
Nafta
Diesel
Fuel Oil
Total
- - 133,64 164,64 318,80 369,42 552,91 1.248,4 1.349,1 1.395,3 1.485,0
- - - - 211,89 253,55 372,67 700,39 731,68 926,77 914,51
55,64 205,43 187,06 69,97 121,14 555,20 721,43 83,87 166,24 208,50 306,67
1.177,3 2.104,9 1.887,2 1.331,5 2.196,2 2.870,5 4.093,2 3.968,7 2.965,6 4.947,6 7.500,1
3.928,6 4.521,8 4.664,6 4.418,6 4.155,9 4.938,2 5.166,8 5.418,2 4.707,9 5.556,3 5.775,5
5.161,6 6.832,2 6.872,5 5.984,7 7.004,0 8.987,0 10.907,0 11.419,0 9.920,7 13.034,0 15.981,0
En la última década, y con el crecimiento anual de
la demanda de energía eléctrica, en los períodos
de estiaje, se ha vuelto necesario el contar con
mayor generación térmica para suplir la disminución
en la disponibilidad de las centrales de generación
hidroeléctrica, lo que ha provocado una
mayor dependencia de la generación termoeléctrica
basada en combustibles fósiles, de altos
costos de producción.
El valor decreciente del consumo de combustible
en el año 2000 se debió, principalmente, al ingreso
de la Central Hidroeléctrica Marcel Laniado
de Hidronación. La reducción en los años 2003 y
2004, se originó por la incorporación de la interconexión
con Colombia y el inicio de la operación
de la central de gas natural Machala Power.
La disminución en el año 2008 se presentó por
una mayor producción de energía hidroeléctrica
de la central Paute-Molino, mientras que el considerable
incremento del consumo de combustibles
durante los años 2009 y 2010 se debió, principalmente,
a fuertes períodos de estiaje que obligaron
a incorporar centrales termoeléctricas que
utilizan diesel.
2.2.6 EVOLUCIÓN DE LAS
RESERVAS DE ENERGÍA
Sin embargo que se ha producido un importante
crecimiento del parque termoeléctrico en el país,
el abastecimiento de energía del sector eléctrico
ecuatoriano tiene una alta dependencia del comportamiento
hidrológico de las cuencas de las
centrales hidroeléctricas, especialmente la del
río Paute. Este particular ha provocado que en la
última década las reservas de energía registren
valores inferiores al 10%, configurando un estado
de operación con alta probabilidad de racionamientos
de energía.
En el Gráfico 2.7 se presenta la evolución de
la energía generada disponible y la energía requerida
por la demanda del Sistema Nacional
Interconectado.

28
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 2.7
ENERGÍA DISPONIBLE vs DEMANDA DEL SNI, INCLUYE INTERCONEXIONES
2.000
1.800
1.600
1.400
Energía (GWh)
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Demanda
Energía Disponible
Se puede apreciar que la reserva energética del
sistema se ha reducido considerablemente, llegando
a extremos, como los vividos durante los
dos últimos meses del 2009 y el primero del
2010, en los cuales la producción de energía
eléctrica no fue suficiente para cubrir la demanda
del país, obligando a las autoridades a tomar
varias decisiones urgentes entre las que se pueden
citar las siguientes:
• Racionar el servicio eléctrico a los usuarios
a través de un esquema preestablecido.
• Administración temporal de la central Power
Barge II de propiedad de Ulysseas INC., a
través de CELEC EP - Unidad de Negocios
Termopichincha.
• Importación de energía eléctrica a precios
altos desde Colombia y Perú.
• Instalación de nuevas centrales de generación
(Pascuales II 120 MW, Miraflores PG1
20 MW) y suscripción de contratos de arrendamiento
de centrales (Energy International
130 MW y APR 75 MW) que utilizan combustible
diesel.
• Postergación de mantenimientos en las centrales
de generación (Termoesmeraldas, Trinitaria,
entre otras).
• Restricción del servicio de alumbrado público
en las empresas distribuidoras.
• Obligatoriedad de reducción del consumo
de energía en entidades públicas.
• Disponer el uso de los generadores de emergencia
de propiedad de los usuarios, para
satisfacer la totalidad o parte de sus requerimientos
energéticos particulares.

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 29
Es importante resaltar la necesidad de contar con la energía proveniente de las importaciones de los
países vecinos. En el Gráfico 2.8 se presentan cuales hubieran sido los resultados de no contar con las
interconexiones.
Gráfico 2.8
RESERVAS DE ENERGÍA SIN INTERCONEXIONES
CAPÍTULO 2
50,00
40,00
30,00
Porcentaje
20,00
10,00
0,00
-10,00
-20,00
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Porcentaje
Reserva mínima
Del gráfico anterior se puede concluir que, de no
haber contado con el aporte energético de las
importaciones, las reservas de energía no solo
hubiesen estado por debajo de los límites mínimos
establecidos, como se presenta en los últimos
diez años; sino que la energía disponible no
habría sido suficiente para satisfacer la demanda
nacional, lo cual habría implicado racionamientos
de energía a los usuarios también en los años
2005 y 2006.
2.2.7 SITUACION ACTUAL
DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
Las instalaciones que conforman el sistema eléctrico
ecuatoriano atraviesan una delicada situación
a nivel de transmisión y subtransmisión en
distribución, identificándose restricciones operativas
asociadas con la operación en condiciones
de demanda máxima, con consecuencias tales
como: bajos perfiles de voltaje a nivel de 138 kV
y 69 kV y cargabilidad superior al 80% en varios
transformadores, situación que refleja que el sistema
se encuentra operando al límite de los criterios
de seguridad, calidad y confiabilidad.
Para presentar el diagnóstico de las instalaciones
del Sistema Nacional de Transmisión se considera
la agrupación de las instalaciones del sistema
por zonas operativas, de acuerdo al esquema presentado
en el siguiente gráfico.

L/T MOLINO – RIOBAMBA
30
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 2.9
ZONAS DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
ZONA NOROCCIDENTAL
S/E ESMERALDAS
S/E SANTO DOMINGO
S/E QUEVEDO
S/E PORTOVIEJO
S/E SAN GREGORIO
S/E MANTA
S/E CHONE
L/T TOTORAS – SANTA ROSA
ZONA NORTE
S/E POMASQUI
S/E TULCÁN
S/E IBARRA
S/E SANTA ROSA
S/E VICENTINA
S/E MULALÓ
S/E AMBATO
S/E PUCARÀ
S/E TOTORAS
S/E RIOBAMBA
L/T TOTORAS – BAÑOS
L/T PASCUALES – QUEVEDO
L/T MOLINO – PASCUALES
L/T MOLINO –TOTORAS
ZONA NORORIENTAL
S/E PUYO
S/E TENA
S/E FRANCISCO DE ORELLANA
ZONA SUROCCIDENTAL
ZONA SUR
S/E PASCUALES
S/E SANTA ELENA
S/E POSORJA
S/E POLICENTRO
S/E SALITRAL
S/E TRINITARIA
S/E DOS CERRITOS
L/T MILAGRO – DOS CERRITOS
S/E MOLINO
S/E ZHORAY
S/E BABAHOYO
S/E MILAGRO
S/E MACHALA
S/E CUENCA
S/E SININCAY
S/E LOJA
En condiciones de máximo despacho de generación
hidroeléctrica en las centrales de las cadenas
Mazar–Paute y Agoyán–San Francisco, se
presentan grandes volúmenes de transferencia
de potencia por los corredores de transmisión a
nivel de 230 kV: Molino–Totoras–Riobamba–Santa
Rosa–Pomasqui y Molino–Zhoray–Milagro–Dos
Cerritos–Pascuales, lo que implica que, ante la
ocurrencia de contingencias simples o dobles en
las referidas líneas, se vulnere la seguridad del
sistema eléctrico ecuatoriano, exponiéndolo a potenciales
colapsos parciales o totales.
CENACE y CELEC EP-TRANSELECTRIC han realizado
los estudios y análisis correspondientes, y se
ha procedido a implementar en el Sistema Nacional
de Transmisión varios esquemas de protección
sistémicos, debido a que la operación del Sistema
Nacional Interconectado es frágil ante la ocurrencia
de varias fallas críticas, particularmente a nivel
de la red de 230 kV en condiciones de alta hidrología,
como es el caso de una salida intempestiva
de la línea Totoras–Santa Rosa 230 kV, que puede
ocasionar la pérdida de estabilidad y el colapso del
Sistema, tal como ocurrió en el evento del 15 de

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 31
enero de 2009, que ocasionó la pérdida del 70%
del servicio eléctrico a nivel nacional.
Al momento, en otros puntos del SNI también se
requiere implantar protecciones sistémicas, para
cubrir contingencias igualmente críticas, para lo
que se requiere hacer mejoras en esquemas de
control en instalación en operación, de tal manera
de dotarle al sistema de transmisión, de criterios
de discernimiento ante diferentes condiciones
topológicas y de transferencias por las líneas,
con altas velocidades de respuesta y análisis de
las condiciones operativas del sistema en el momento
de ocurrencia de un evento.
En el capítulo referente al plan de expansión de
transmisión, se presentan en detalle las restricciones
operativas, incluyendo información de los
elementos que presentan cargabilidad superior al
80%; barras con perfiles de voltaje fuera de los
rangos establecidos en la normativa vigente y las
soluciones, de corto y mediano plazo, que se estarían
implementando.
2.2.8 COBERTURA A NIVEL NACIONAL
A continuación se presentan los cuadros con los
resultados de la cobertura eléctrica como resultado
de los datos obtenidos en el Censo de Población
y Vivienda, realizado por el INEC en noviembre
de 2010.
En la Tabla 2.5, se presentan los porcentajes de
cobertura en las Empresas de Distribución. Como
se puede apreciar las regionales de la CNEL: Sta.
Elena, Sucumbíos, Bolívar y Esmeraldas, muestran
el menor porcentaje de cobertura en su área
de concesión; al contrario, las Empresas Eléctricas:
Quito, Galápagos y Norte y la CNEL-Regional
El Oro, presentan sus valores de cobertura sobre
el 96%.
Y en la Tabla 2.6, se pueden observar los porcentajes
de cobertura en el área rural y urbana
por provincia.
CAPÍTULO 2
Tabla 2.5
PORCENTAJE DE COBERTURA POR DISTRIBUIDORA A DICIEMBRE 2010
Urbano Rural Total
Área de Concesión Viviendas (#) Clientes (#) % Cobertura Viviendas (#) Clientes (#) % Cobertura Viviendas (#) Clientes (#) % Cobertura
CNEL-Bolívar 30.560 27.754 90,85% 16.550 13.705 82,81% 47.110 41.459 88,02%
CNEL-El Oro 142.605 138.597 97,22% 29.065 27.393 94,32% 171.670 165.990 96,73%
CNEL-Esmeraldas 71.971 66.204 92,28% 42.580 31.851 76,01% 114.551 98.055 86,23%
CNEL-Guayas Los Ríos 268.801 242.589 90,42% 39.686 33.250 84,21% 308.487 275.839 89,62%
CNEL-Los Ríos 75.155 67.249 89,62% 37.138 31.469 84,82% 112.293 98.718 88,03%
CNEL-Manabí 235.811 216.129 91,85% 73.414 62.470 85,23% 309.225 278.599 90,28%
CNEL-Milagro 97.845 91.879 94,06% 36.045 31.864 88,51% 133.890 123.743 92,56%
CNEL-Sta. Elena 55.327 50.007 90,48% 42.742 35.896 84,05% 98.069 85.903 87,68%
CNEL-Sto. Domingo 107.439 102.194 95,18% 31.799 27.057 85,18% 139.238 129.251 92,89%
CNEL-Sucumbíos 44.195 40.131 91,06% 28.656 19.571 70,42% 72.851 59.702 82,94%
E.E. Ambato 98.503 96.004 97,49% 76.169 67.404 89,05% 174.672 163.408 93,81%
E.E. Azogues 10.620 10.437 98,29% 11.815 10.902 92,28% 22.435 21.339 95,12%
E.E. Centro Sur 139.681 136.048 97,42% 91.868 82.507 90,01% 231.549 218.555 94,48%
E.E. Cotopaxi 48.803 46.043 94,35% 41.931 36.564 87,22% 90.734 82.607 91,06%
E.E. Galápagos 6.058 6.029 99,54% 1.103 1.061 96,65% 7.161 7.090 99,09%
E.E. Norte 109.366 107.806 98,58% 63.783 60.051 94,17% 173.149 167.857 96,95%
E.E. Quito 511.532 508.274 99,37% 188.477 185.636 98,52% 700.009 693.910 99,14%
E.E. Riobamba 71.718 68.365 95,33% 48.753 42.492 87,18% 120.471 110.857 92,03%
E.E. Sur 90.139 86.840 96,35% 45.694 39.872 87,40% 135.833 126.712 93,34%
Eléctrica de Guayaquil 585.522 543.955 93,25% - - 0,00% 585.522 543.955 93,25%
Total general 2.801.651 2.652.534 94,82% 947.268 841.015 89,03% 3.748.919 3.493.549 93,35%
Datos según resultados del Censo de Población y Vivienda noviembre 2010, publicados por el INEC

32
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 2.6
PORCENTAJE DE COBERTURA POR PROVINCIA A DICIEMBRE 2010
Urbano Rural Total
Provincia Viviendas (#) Clientes (#) % Cobertura Viviendas (#) Clientes (#) % Cobertura Viviendas (#) Clientes (#) % Cobertura
AZUAY 117.022 115.565 98,76% 66.895 63.669 95,18% 183.917 179.234 97,46%
BOLÍVAR 30.560 27.754 90,85% 16.550 13.705 82,81% 47.110 41.459 88,02%
CAÑAR 33.102 32.075 96,93% 24.275 22.735 93,68% 57.377 54.810 95,56%
CARCHI 27.741 27.496 99,12% 15.159 14.190 93,63% 42.900 41.686 97,18%
CHIMBORAZO 71.718 68.365 95,33% 51.327 44.586 86,89% 123.045 112.951 91,81%
COTOPAXI 58.346 55.143 94,52% 43.454 37.927 87,31% 101.800 93.070 91,44%
EL ORO 133.181 129.544 97,31% 25.835 24.299 94,12% 159.016 153.843 96,79%
ESMERALDAS 82.633 75.873 92,09% 46.277 35.047 76,86% 128.910 110.920 86,62%
GALÁPAGOS 6.058 6.029 99,54% 1.103 1.061 96,65% 7.161 7.090 99,09%
GUAYAS 867.710 800.347 92,53% 73.002 63.677 87,40% 940.712 864.024 92,13%
IMBABURA 63.947 63.004 98,53% 37.139 35.231 94,87% 101.086 98.235 97,19%
LOJA 77.354 75.064 97,05% 36.354 32.477 89,48% 113.708 107.541 94,63%
LOS RÍOS 151.213 136.979 90,71% 48.723 41.782 85,84% 199.936 178.761 89,52%
MANABÍ 258.276 235.964 91,56% 79.694 66.697 83,92% 337.970 302.661 89,76%
MORONA SANTIAGO 16.846 14.645 87,05% 15.945 9.956 63,51% 32.791 24.601 75,61%
NAPO 12.981 12.112 93,37% 9.357 6.928 77,71% 22.338 19.040 86,81%
ORELLANA 17.540 15.884 90,62% 13.837 9.075 67,70% 31.377 24.959 80,51%
PASTAZA 11.246 10.627 94,62% 8.216 5.027 62,21% 19.462 15.654 80,94%
PICHINCHA 524.805 521.549 99,39% 196.125 192.859 98,36% 720.930 714.408 99,11%
SANTA ELENA 44.819 40.779 91,09% 29.496 24.625 83,55% 74.315 65.404 88,10%
SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS 78.327 75.997 97,06% 15.696 13.771 87,79% 94.023 89.768 95,51%
SUCUMBIOS 26.866 24.439 91,35% 15.916 11.490 74,21% 42.782 35.929 84,97%
TUNGURAHUA 76.575 75.524 98,63% 60.859 57.440 94,39% 137.434 132.964 96,75%
ZAMORA CHINCHIPE 12.785 11.776 92,13% 8.200 6.630 81,00% 20.985 18.406 87,78%
ZONAS NO DELIMITADAS 7.834 6.131 78,40% 7.834 6.131 78,40%
Total general 2.801.651 2.652.534 94,82% 947.268 841.015 89,03% 3.748.919 3.493.549 93,35%
Datos según resultados del Censo de Población y Vivienda noviembre 2010, publicados por el INEC
La evolución de la cobertura desde el año 2002 al 2010, se muestra en el Gráfico 2.10. La determinación
del porcentaje de cobertura para el 2010, considera la proyección del Censo de Población y Vivienda
2001 del INEC y contrastada con los datos reportados en el Censo realizado en el 2010.
Gráfico 2.10
EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA A NIVEL NACIONAL, PERIODO 2002-2010
94%
92,6%
93,4%
92%
90%
88%
86%
86,0%
87,0%
88,0%
88,8%
90,0% 90,4% 91,3%
84%
82%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 33
2.2.9 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
DE LAS DISTRIBUIDORAS
A continuación se detallan las principales características
de las empresas distribuidoras, en cuanto
al número de clientes, energía facturada y precios
medios, obtenidos de la información estadística
remitida al CONELEC por los propios agentes.
2.2.9.1 ENERGÍA FACTURADA
A CLIENTES FINALES
La energía facturada por las empresas distribuidoras
creció de 7.904 GWh, en el año 2000, a
14.077 GWh, en el año 2010, es decir, se evidencia
una tasa promedio anual de crecimiento
de 5,97%. Con respecto al año 2009, en donde
se facturó a clientes finales el monto de 13.218
GWh, lo que demuestra un incremento del 6,5%
en el año 2010.
En la Tabla 2.7 se presenta totalizada la evolución
de la energía facturada por grupos de consumo
en las áreas de concesión de las empresas de distribución
desde el año 2000; y, el promedio de
consumo de cada grupo.
En el Gráfico 2.11, se puede ver esta evolución de
la energía facturada para cada uno de los grupos
de consumo, en los cuales se incluye la energía
exportada a Colombia y Perú, así como también
la de los consumos propios. Los valores en porcentajes
representan la variación anual respecto
del total de la energía facturada.
CAPÍTULO 2
Tabla 2.7
EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
DATO Año Residencial Comercial Industrial
ENERGÍA
FACTURADA
ENERGÍA
POR GRUPO
DE
CONSUMO
(%)
Consumo/
Cliente/mes
(kWh)
Alumbrado
Público
Otros
Total
Variación
(%)
2000 2.803,32 1.362,01 2.218,43 620,24 900,29 7.904,29 -
2001 2.915,74 1.432,41 2.139,39 634,09 888,61 8.010,25 1,34
2002 3.098,30 1.496,52 2.460,19 663,68 893,74 8.612,43 7,52
2003 3.269,65 1.805,04 2.589,59 675,04 812,00 9.151,32 6,26
2004 3.515,64 2.051,34 2.792,61 696,54 938,17 9.994,29 9,21
2005 3.702,24 2.377,57 3.052,41 715,82 962,70 10.810,73 8,17
2006 3.896,09 2.598,15 3.332,52 741,24 1.068,81 11.636,80 7,64
2007 4.095,19 2.633,77 3.332,07 765,46 1.216,52 12.043,01 3,49
2008 4.384,86 2.519,61 3.418,36 806,40 1.524,20 12.653,44 5,07
2009 4.672,28 2.532,71 4.147,86 819,57 1.045,50 13.217,92 4,46
2010 5.114,18 2.672,33 4.416,76 812,03 1.061,30 14.076,61 6,50
2000 35,47 17,23 28,07 7,85 11,39
2001 36,40 17,88 26,71 7,92 11,09
2002 35,97 17,38 28,57 7,71 10,38
2003 35,73 19,72 28,30 7,38 8,87
2004 35,18 20,53 27,94 6,97 9,39
2005 34,25 21,99 28,23 6,62 8,91
2006 33,48 22,33 28,64 6,37 9,18
2007 34,00 21,87 27,67 6,36 10,10
2008 34,65 19,91 27,02 6,37 12,05
2009 35,35 19,16 31,38 6,20 7,91
2010 36,33 18,98 31,38 5,77 7,54
2000 111 471 6.253 174.520 2.245 273
2001 111 480 5.660 194.985 2.163 267 - 2,44
2002 113 482 6.447 175.856 1.902 274 2,84
2003 114 548 6.206 159.547 1.784 278 1,28
2004 116 595 6.432 164.901 2.029 289 3,92
2005 117 657 6.717 157.705 1.990 298 3,28
2006 118 689 7.090 149.173 2.121 307 3,07
2007 118 670 6.870 134.811 2.281 304 - 1,01
2008 120 609 6.824 145.246 2.696 303 - 0,24
2009 121 587 8.046 153.563 1.866 301 - 0,65
2010 126 589 8.303 197.287 1.836 304 1,02

34
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
El consumo de energía eléctrica a nivel nacional
en el 2010, incluyendo a los Grandes Consumidores
y los consumos propios de las Empresas Autogeneradoras,
se distribuyó de la siguiente manera:
5.114GWh (36,3%) para el sector residencial;
2.672 GWh (19%) para el comercial; 4.417GWh
(31,4%) para el sector industrial; 812GWh (5,8%)
en alumbrado público; y, 1.061GWh (7,5%) para
otros consumos. El sector residencial aumentó
su participación porcentual con respecto al año
2009; los otros grupos sufrieron disminuciones
no significativas; y, el sector industrial se mantuvo
con respecto al año anterior. El porcentaje
correspondiente al alumbrado público disminuyó
debido a las medidas de racionamiento tomadas
para este servicio en diciembre del 2009 y los
primeros meses del 2010 por la declaratoria de
excepción eléctrica.
Gráfico 2.11
ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES FINALES (Regulados y No Regulados) DE
LAS DISTRIBUIDORAS PERIODO 2000 – 2010
GWh
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
7.904
8.010
8.612
7,52
9.151
6,26
9.994
9,21
10.811
8,17
11.637
7,64
12.043
3,49
12.653
5,07
13.218
4,46
6,50
14.077
16
14
12
10
8
6
4
2
%
0
1,34
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
Residencial Comercial Industrial Alumbrado Público
Otros Total Variación (%)

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 35
2.2.9.2 CLIENTES FINALES
El número de clientes en el período 2000-2010 se
incrementó de 2.453.686 a 3.951.991, es decir,
un incremento del 61,1%, lo que significa un aumento
promedio anual del 5,6%.
El 99,8% de los usuarios corresponden a las empresas
servidas a través del Sistema Nacional
Interconectado, mientras que los consumidores
restantes pertenecen a los sistemas no incorporados
(Galápagos y sistemas aislados de algunas
empresas distribuidoras). La Empresa Eléctrica
Quito S.A. y la Eléctrica de Guayaquil tienen la
mayor cantidad de usuarios del país, tal como se
evidencia en el Gráfico 2.12.
CAPÍTULO 2
Gráfico 2.12
NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS A DICIEMBRE DE 2010
900.000
849.091
Clientes
800.000
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
567.022
300.484
257.075
253.778
211.147
196.266
195.550
155.605
147.116
143.039
126.222
104.688
101.801
101.159
88.246
62.006
52.516
30.907
8.273
-
E.E. Quito
Eléctrica de
Guayaquil
E.E. Centro Sur
CNEL-Guayas
Los Ríos
CNEL-Manabí
E.E. Ambato
CNEL-El Oro
E.E. Norte
E.E. Sur
E.E. Riobamba
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Milagro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Sta. Elena
E.E. Cotopaxi
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
Residencial Comercial Industrial
Alumbrado Público Otros Total general

36
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En la Tabla 2.8 se observa la evolución del promedio anual de los clientes para cada uno de los sectores
de consumo. Los valores en porcentaje representan la variación anual respecto del total de clientes.
Tabla 2.8
CLIENTES FINALES DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL PERIODO 2000 - 2010
DATO Año Residencial Comercial Industrial
2000 2.144.233 244.995 30.319
2001 2.226.190 253.535 32.350
2002 2.338.399 264.833 32.543
2003 2.454.627 279.976 35.343
CLIENTES
2004 2.583.150 293.270 36.853
FINALES 2005 2.691.757 307.907 38.567
2006 2.826.369 320.640 39.833
2007 2.948.585 335.999 40.826
2008 3.110.473 351.339 42.373
2009 3.288.798 368.430 43.349
2010 3.470.331 386.639 45.303
2000 87,39 9,98 1,24
2001 87,41 9,96 1,27
2002 87,37 9,89 1,22
PARTICIPACIÓN
2003 87,38 9,97 1,26
2004 87,48 9,93 1,25
DE CLIENTES
2005 87,41 10,00 1,25
FINALES (%)
2006 87,50 9,93 1,23
2007 87,47 9,97 1,21
2008 87,53 9,89 1,19
2009 87,78 9,83 1,16
2010 87,81 9,78 1,15
Alumbrado Público Otros Total Variación (%)
278 33.861 2.453.686 -
283 34.347 2.546.705 3,79
331 40.343 2.676.449 5,09
354 38.835 2.809.135 4,96
357 39.258 2.952.888 5,12
402 40.917 3.079.550 4,29
424 42.746 3.230.012 4,89
762 44.853 3.371.025 4,37
486 48.928 3.553.599 5,42
349 45.811 3.746.737 5,43
362 49.356 3.951.991 5,48
0,01 1,38
0,01 1,35
0,01 1,51
0,01 1,38
0,01 1,33
0,01 1,33
0,01 1,32
0,02 1,33
0,01 1,38
0,01 1,22
0,01 1,25

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 37
En el Gráfico 2.13 se ilustran los clientes finales de las empresas de distribución en el período 2000-2010.
Gráfico 2.13
CLIENTES FINALES DE LAS EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN EN EL PERIODO 2000 – 2010
Clientes
4.000.000
3.500.000
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
-
2.453.686
2.546.705
3,79
2.676.449
2.809.135
2.952.888
5,09 4,96 5,12
3.079.550
4,29
3.230.012
4,89
3.371.025
4,37
3.553.599
3.746.737
3.951.991
5,42 5,43 5,48
10
9
8
7
6 %
5
4
3
2
1
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
CAPÍTULO 2
2006
2007
2008
2009
2010
Residencial Comercial Industrial Alumbrado Público
Otros Total Variación (%)
En el 2010 los clientes finales (Regulados y No Regulados)
fueron 3 951 991, dato registrado en el
mes de diciembre, cuyo desglose por sectores de
consumo y porcentaje se muestran en la Tabla 2.9.
Tabla 2.9
CLIENTES FINALES (A Diciembre de 2010)
Grupo de Consumo Clientes %
Residencial 3.470.331 87,81
Comercial 386.639 9,78
Industrial 45.303 1,15
Alumbrado Público 362 0,01
Otros 49.356 1,25
Total 3.951.991 100
En el 2010 al total de usuarios, considerando los
consumos propios de las empresas autogeneradoras,
se le facturó 14 077 GWh, registrándose un
consumo promedio mensual por abonado de 304
kWh/mes. Analizado por grupo de consumo se encuentran
los siguientes valores: los abonados residenciales
tuvieron un consumo promedio unitario
de 126 kWh/mes; los comerciales 589 kWh/mes y
los industriales 8 303 kWh/mes; valores superiores
a los del 2009 que fueron de: 121 kWh/mes para
los usuarios residenciales, 587 kWh/mes para los
comerciales y 8 046 kWh/mes para los industriales.
De acuerdo con los datos publicados en el Censo
de Población y Vivienda realizado por el Instituto
Ecuatoriano de Estadísticas y Censos -INEC-, en
noviembre de 2010, se señala que en el Ecuador
somos 14 306 876 habitantes, con lo cual, frente

38
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
a los montos facturados de energía eléctrica de
14.077 GWh, se establece que el consumo per cápita
facturado por habitante es de 984 kWh/año,
cifra que, aunque un tanto mayor a la de años
anteriores, ubica al Ecuador entre los de menor
consumo por habitante de América Latina, lo que
constituye una señal de que el Ecuador sigue
siendo un país agroindustrial.
2.2.9.3 PRECIOS MEDIOS
El valor facturado a clientes finales en el 2000
alcanzó los USD 285 millones, esta facturación
en el 2010 alcanzó USD 1.092 millones, aproximadamente
un incremento de cuatro veces.
En el Gráfico 2.14 se visualiza la evolución de
los valores facturados en cada uno de los grupos
de consumo y el valor total anual facturado; la
curva que muestra los valores en porcentaje representa
la variación anual con respecto al año
inmediato anterior del valor total facturado por
servicio eléctrico.
Gráfico 2.14
VALOR FACTURADO EN USD POR ENERGÍA A LOS CLIENTES
REGULADOS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN, PERIODO 2000 – 2010
Millones USD
1.200
1.000
800
600
400
200
333
-
285
80,68
515
690
34,01
750
8,68
779
797
3,82 2,42
848
889
948
1.013
1.092
6,32 4,85 6,68 6,82 7,77
100
80
60
40
20
0
%
0
-14,32
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
- 20
Residencial Comercial Industrial A. Público
Otros Total Anual Variación (%)
Refiriéndose específicamente al año 2010, se
facturaron USD 1.092 millones por suministro
de energía eléctrica a usuarios finales, valor que
incluye las ventas de energía a Colombia y Perú.
El precio medio nacional a clientes regulados es
de 7,93 USD ȼ/kWh, si se considera la energía
consumida por los clientes no regulados (grandes
consumidores, exportación y consumos propios)
que alcanzó los 306,88 GWh, el precio medio nacional
se ubica en 7,76 USD ȼ/kWh.

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 39
La variación del precio medio referida se debe a
que la energía consumida por los clientes no regulados
se registra como un costo operativo de
su proceso de producción. En el caso de los consumos
propios, al ser abonados que se ubican en
los niveles de tensión medio y alto, pagan únicamente
los peajes en las diferentes etapas del
sistema de trasmisión y distribución, así como los
valores por los servicios que les presta el Sistema
Nacional Interconectado.
Analizado el precio medio a clientes finales, en el
tiempo este se ha incrementado de 3,61 USD ¢/kWh
en el 2000, a 7,76 USD ¢/kWh en el 2010, lo que
involucra una variación sustancial en la forma de
abastecimiento del suministro eléctrico, con una
participación más fuerte de generación térmica
con costos de combustible variables año a año,
en función de la variación internacional del precio
del petróleo y sus derivados.
En el Gráfico 2.15 se puede ver la evolución
de los precios medios de la energía facturada
a los clientes finales, los consumos propios y
autoconsumos. Para este gráfico se han consolidado
dentro de los sectores comercial e industrial
y el de exportación de energía en otros, los
valores en porcentaje representan la variación
anual respecto del precio medio del año inmediato
anterior.
CAPÍTULO 2
Gráfico 2.15
PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA A LOS CLIENTES
FINALES DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN, PERIODO 1999–2010
10
78,29
90
USD c/kWh
8
6
4
3,61
6,43
8,01 8,19
24,64
7,79
7,38 7,29 7,38 7,49 7,66 7,76
70
50
30
%
2
-
2,28
-4,94 -5,32
-1,22
1,31 1,53 2,26 1,20
10
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
-10
Residencial Comercial Industrial Alumbrado Público
Otros Precio Medio Variación (%)

40
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En la Tabla 2.10, se presenta para el 2010 la información
correspondiente a la facturación realizada
a los clientes regulados.
Tabla 2.10
PRECIOS MEDIOS A CONSUMIDORES REGULADOS (USD ¢/kWh)
Cliente
Grupo de
Consumo
Energía
Facturada
(GWh)
Facturación
Servicio
Eléctrico
(Miles USD)
Total
Impuestos
(Miles
USD)
Total Peajes
Energía
(Miles USD)
Total Peajes
Potencia
(Miles USD)
Total
Facturación
(Miles USD)
Precio
Medio
USD ¢/kWh
Residencial 5.114 471.467 175.849 - - 647.316 9,22
Comercial 2.672 209.644 67.250 - - 276.894 7,85
Regulado
Industrial 4.110 268.255 44.205 - - 312.461 6,53
A.Público 812 80.077 -1.023 - - 79.054 9,86
Otros 1.061 62.219 13.264 - - 75.483 5,86
Total Regulado
13.770 1.091.662 299.545 - - 1.391.207 7,93
Precio Medio por Servicio Eléctrico (USD ¢/kWh): Facturación Servicio Eléctrico/Energía Facturada
2.2.10 PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
Las pérdidas de energía en los sistemas de distribución
se clasifican en: pérdidas técnicas, que
es aquella energía que se pierde (disipa por calor)
en los elementos que conforman la red eléctrica
(conductores, transformadores, luminarias,
medidores, entre otros), y en pérdidas no técnicas
o comerciales, producidas por la falta de
registro de abonados en la base de datos de los
sistemas de comercialización de las distribuidoras,
ausencia de medición y/o facturación a consumidores
que se proveen de energía en forma
ilegal o cuyos sistemas de registro sufren algún
daño o manipulación.
El monto de las pérdidas de energía es el resultado
de la diferencia entre la energía disponible
en el sistema de distribución (incluye la energía
de los clientes no regulados que mantienen contratos
de compra de energía con otras empresas
generadoras o autogeneradoras) y la registrada
en los equipos de medición de los clientes finales.
A diciembre de 2010, el indicador de pérdidas
de energía a nivel nacional se ubicó en 16,33%,
con una disminución de 0,98% respecto al año
2009. El desvío a nivel nacional respecto de la
Meta SIGOB (15,2% a diciembre de 2010) es
de -1,13%.
En la Tabla 2.11 se puede notar que el indicador
de pérdidas del grupo de la CNEL se situó
en 24,67%, valor que presenta un desvío de
-3,87% respecto a su meta de 20,8%, las pérdidas
de energía de CNEL-Regional Sto. Domingo
se encuentran dentro de márgenes aceptables; en
tanto que, en el grupo de empresas eléctricas el
indicador de pérdidas se ubicó en 11,99%, registrándose
una disminución de 0,21% respecto a
su meta de 12,2%.

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 41
Tabla 2.11
DESGLOSE DE ENERGÍA DISPONIBLE, PÉRDIDAS Y DESVÍOS RESPECTO
DE LA META SIGOB EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN, A DICIEMBRE DE 2010
CAPÍTULO 2
Pérdidas de Energía Eléctrica
Meta Desvio
Energía
SIGOB Meta
Grupo Distribuidora Disponible
No
No
Totales Técnicas
Totales Técnicas
a SIGOB a
(GWh)
Técnicas
Técnicas
(GWh) (GWh)
(%) (%)
Dic_10 Dic_10 -
(GWh)
(%) (%) Dic_10 (%)
CNEL-Manabí 1.283,80 446,51 171,03 275,48 34,78% 13,32% 21,46% 29,0% -5,78%
CNEL-Los Ríos 321,53 97,95 38,71 59,24 30,46% 12,04% 18,42% 20,0% -10,46%
CNEL-Esmeraldas 430,46 120,54 56,68 63,86 28,00% 13,17% 14,84% 20,0% -8,00%
CNEL-Milagro 578,43 143,45 46,96 96,50 24,80% 8,12% 16,68% 20,0% -4,80%
Corporación
CNEL-Sucumbíos 193,36 44,05 25,87 18,18 22,78% 13,38% 9,40% 22,0% -0,78%
Nacional de
CNEL-Guayas Los Ríos 1.396,13 318,51 165,80 152,71 22,81% 11,88% 10,94% 20,0% -2,81%
Electricidad
CNEL-El Oro 672,99 128,23 60,53 67,71 19,06% 8,99% 10,06% 15,5% -3,56%
CNEL-Bolívar 64,52 10,75 7,84 2,91 16,66% 12,15% 4,52% 14,0% -2,66%
CNEL-Sta. Elena 404,95 64,32 46,19 18,13 15,88% 11,41% 4,48% 15,0% -0,88%
CNEL-Sto. Domingo 411,60 46,29 39,64 6,65 11,25% 9,63% 1,62% 12,0% 0,75%
Total CNEL
5.757,76 1.420,61 659,23 761,38 24,67% 11,45% 13,22% 20,8% -3,87%
Eléctrica de Guayaquil 4.653,98 782,23 409,02 373,20 16,81% 8,79% 8,02% 17,0% 0,19%
E.E. Riobamba 271,35 35,75 24,67 11,08 13,17% 9,09% 4,08% 13,0% -0,17%
E.E. Sur 252,14 31,53 25,15 6,38 12,50% 9,97% 2,53% 12,0% -0,50%
E.E. Norte 466,11 51,20 25,41 25,80 10,99% 5,45% 5,53% 10,0% -0,99%
Empresas E.E. Galápagos 32,69 2,98 2,03 0,95 9,13% 6,21% 2,92% 7,0% -2,13%
Eléctricas E.E. Ambato 473,07 40,36 32,83 7,53 8,53% 6,94% 1,59% 9,0% 0,47%
E.E. Cotopaxi 389,23 32,51 21,31 11,20 8,35% 5,48% 2,88% 9,0% 0,65%
E.E. Quito 3.654,18 289,15 252,05 37,10 7,91% 6,90% 1,02% 8,0% 0,09%
E.E. Centro Sur 780,19 56,40 45,00 11,40 7,23% 5,77% 1,46% 6,9% -0,33%
E.E. Azogues 93,34 4,71 3,08 1,62 5,04% 3,30% 1,74% 5,5% 0,46%
Total Empresas Eléctricas
11.066,27 1.326,82 840,55 486,26 11,99% 7,60% 4,39% 12,2% 0,21%
Total Nacional
16.824,04 2.747,43 1.499,79 1.247,64 16,33% 8,91% 7,42% 15,2% -1,13%
Analizando las magnitudes físicas de las pérdidas
de energía eléctrica, que se presentan en la Tabla
2.11, se puede concluir lo siguiente: ciertas
distribuidoras, a diciembre de 2010, mantienen
valores elevados de pérdidas, en particular de las
No Técnicas. Los mayores valores de pérdidas No
Técnicas se presentan en la Unidad Eléctrica de
Guayaquil, Empresa Eléctrica Quito y en las regionales
de CNEL: Manabí, Guayas-Los Ríos, Milagro,
El Oro, Esmeraldas y Los Ríos; esta información
se puede visualizar tanto en porcentaje como
en GWh en el Gráfico 2.16.
El Gráfico 2.17, muestra la variación del indicador
durante el período de análisis. Se observa
que las empresas eléctricas que no pertenecen
a CNEL registraron un máximo de pérdidas de
energía de 12,9% en marzo, indicador que ha ido
decreciendo hasta ubicarse en 11,7% en diciembre;
mientras que el grupo de las regionales de la
CNEL registró un máximo de pérdidas de energía
de 26,6% en enero, que ha ido decreciendo hasta
alcanzar el 24,7% en diciembre; es decir, una
reducción de 1,2 % en el primer caso y de 1,9 %
en el segundo.

42
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 2.16
PÉRDIDAS TOTALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN GWh Y %, A DICIEMBRE DE 2010
35%
30%
25%
20%
5%
32,51
8,35%
CNEL
Sucumbíos
44,05
22,78%
Azogues
4,71
5,04%
CNEL
Los Ríos
97,95
30,46%
CNEL
Sta. ELena
10,75 64,32
16,66%
15,88%
15%
35,66
13,14%
31,53 46,29
12,50% 11,25%
51,20
10,99%
10% 2,98
9,13% 40,36
8,53%
E.E.
E.E.
Centro Sur
56,40
7,23%
CNEL
Esmeraldas
117,96
27,47%
CNEL
Milagro
143,45
24,80%
CNEL
El Oro
128,23
19,06%
CNEL
Guayas-
Los Ríos
318,54
22,82%
E.E.
Quito
289,15
7,91%
CNEL
Manabí
446,51
34,78%
Eléctrica
de
Guayaquil
782,23
16,81%
0%
0 100 200 300 400 500 600 700 800 GWh
Gráfico 2.17
VARIACIÓN DEL INDICADOR DE PÉRDIDAS POR GRUPOS DE DISTRIBUIDORAS
30%
25%
26,5% 26,6% 26,4% 26,4% 26,1% 25,8% 25,5% 25,3% 25,1% 25,1% 25,0% 25,1% 24,7%
20%
17,31% 17,52% 17,46% 17,56% 17,25% 17,08% 17,00% 16,80% 16,66% 16,49% 16,46% 16,61% 16,33%
15%
15,2%
12,5% 12,8% 12,8% 12,9% 12,6% 12,5% 12,6% 12,4% 12,2% 12,0% 12,0% 12,2%
10%
11,7%
5%
0%
a Dic/09 a Ene/10 a Feb/10 a Mar/10 a Abr/10 a May/10 a Jun/10 a Jul/10 a Ago/10 a Sep/10 a Oct/10 a Nov/10 a Dic/10
Corporación Nacional de Electricidad Meta SIGOB Dic/10 Promedio Nacional 2010
Empresas Eléctricas

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 43
En el Gráfico 2.18 se presenta el mapa del Ecuador
ajustado a las áreas de concesión de las distribuidoras,
donde se observa: en color verde, a
7 distribuidoras con porcentajes de pérdidas inferiores
al 11%; en amarillo a 3 ubicadas entre
el 11% y 15%; en naranja a 4 empresas cuyas
pérdidas se encuentran entre el 15% y 20% y en
color naranja a 6 que superan el 20%.
Adicionalmente en este gráfico se muestra, mediante
barras insertas en cada área de concesión,
las ilustraciones sobre las pérdidas Técnicas y No
Técnicas, determinándose que las regionales de
la Corporación Nacional de Electricidad: Manabí,
Guayas-Los Ríos, Milagro, El Oro y Esmeraldas,
así como la Unidad Eléctrica de Guayaquil y la
Empresa Eléctrica Quito, son las que registran el
mayor volumen de pérdidas en energía.
CAPÍTULO 2
Gráfico 2.18
PÉRDIDAS DE ENERGÍA POR DISTRIBUIDORA - DICIEMBRE DE 2010

44
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En la Tabla 2.12, se puede observar que varias
regionales de la CNEL han disminuido su porcentaje
de pérdidas respecto del año 2009: Sucumbíos
(4,33%), Guayas-Los Ríos (2,71%), Manabí
(2,46%), Milagro (2,33%), Sta. Elena (2,15%),
Sto. Domingo (1,77%) y El Oro (1,44%). Por otra
parte en el grupo de las empresas de distribución
que no forman parte de la CNEL, la Eléctrica de
Guayaquil (1,84%), Riobamba (1,44%) y Cotopaxi
(1,03%), son las que presentan las disminuciones
más considerables.
En los casos particulares de CNEL-Los Ríos
(2,89%), Galápagos (1,25%) y Centro Sur
(1,21%), se aprecia que se han producido incrementos
en sus indicadores de pérdidas con respecto
al año 2009.
Tabla 2.12
PORCENTAJES Y VARIACIONES DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Empresa
Distribuidora
a
Dic/09
a
Ene/10
a
Feb/10
a
Mar/10
a
Abr/10
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
CNEL-Manabí 37,24% 37,75% 37,93% 38,32% 36,95%
CNEL-Los Ríos 27,57% 27,95% 27,54% 27,19% 27,56%
CNEL-Milagro 27,13% 27,26% 27,11% 27,16% 27,29%
Corporación
Nacional de
Electricidad
CNEL-Sucumbíos 27,11% 27,28% 26,54% 27,00% 27,07%
CNEL-Esmeraldas 26,95% 27,12% 27,46% 27,47% 27,62%
CNEL-Guayas Los Ríos 25,52% 25,28% 24,89% 24,59% 24,31%
CNEL-El Oro 20,49% 20,39% 20,39% 20,25% 19,85%
CNEL-Sta. Elena 18,04% 17,94% 17,39% 17,28% 17,45%
CNEL-Bolívar 16,71% 16,85% 16,78% 17,66% 17,86%
CNEL-Sto. Domingo 13,01% 12,53% 12,43% 12,29% 12,00%
Total CNEL
26,50% 26,56% 26,44% 26,43% 26,05%
Eléctrica de Guayaquil 18,65% 18,82% 18,64% 18,84% 18,48%
E.E. Riobamba 14,61% 14,37% 14,07% 14,00% 13,76%
E,E. Sur 12,07% 12,10% 12,59% 12,42% 12,23%
E.E. Norte 10,74% 11,28% 11,07% 10,83% 10,45%
Empresas
Eléctricas
E.E. Cotopaxi 9,39% 9,10% 9,06% 8,96% 8,77%
E.E. Ambato 9,04% 9,12% 9,04% 9,03% 8,89%
E.E. Galápagos 7,87% 7,30% 8,18% 8,16% 7,26%
E.E. Quito 7,21% 7,75% 7,85% 8,05% 7,75%
E.E. Centro Sur 6,02% 6,11% 6,06% 6,25% 6,28%
E.E. Azogues 5,21% 5,26% 5,34% 5,39% 5,13%
Total Empresas Eléctricas
Total Nacional
12,54% 12,81% 12,77% 12,92% 12,63%
17,31% 17,52% 17,46% 17,56% 17,24%

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 45
CAPÍTULO 2
Pérdidas de Energía Eléctrica
a
May/10
(%)
a
Jun/10
(%)
a
Jul/10
(%)
a
Ago/10
(%)
a
Sep/10
(%)
a
Oct/10
(%)
a
Nov/10
(%)
a
Dic/10
(%)
Variación
Dic/09 -
Dic/10
(%)
36,23% 35,37% 34,96% 34,79% 34,81% 34,90% 35,04% 34,78% 2,46%
27,66% 27,74% 28,41% 28,62% 29,15% 29,76% 30,14% 30,46% -2,89%
26,95% 26,78% 26,33% 26,01% 25,82% 25,80% 26,09% 24,80% 2,33%
26,79% 25,93% 25,93% 25,54% 24,98% 24,40% 24,20% 22,78% 4,33%
27,65% 27,50% 27,64% 27,65% 27,89% 27,96% 28,01% 27,47% -0,52%
24,15% 23,98% 23,75% 23,54% 23,30% 23,18% 23,14% 22,82% 2,71%
19,68% 19,51% 19,37% 19,26% 19,29% 18,97% 19,57% 19,06% 1,44%
17,61% 17,64% 17,47% 17,06% 16,83% 16,94% 16,40% 15,88% 2,15%
18,09% 17,89% 17,99% 17,59% 17,15% 16,69% 16,57% 16,66% 0,05%
11,77% 11,62% 11,44% 11,34% 11,20% 11,21% 11,19% 11,25% 1,77%
25,79% 25,47% 25,27% 25,09% 25,01% 24,98% 25,07% 24,63% 1,87%
18,42% 18,28% 18,00% 17,72% 17,46% 17,35% 17,36% 16,81% 1,84%
13,60% 13,31% 13,18% 13,38% 13,06% 12,95% 12,88% 13,14% 1,47%
12,20% 12,19% 12,00% 12,08% 11,98% 11,88% 12,41% 12,50% -0,43%
9,97% 10,22% 10,42% 10,36% 10,16% 10,60% 11,28% 10,99% -0,25%
8,61% 8,36% 8,23% 8,16% 8,05% 8,10% 8,24% 8,35% 1,03%
8,66% 8,52% 8,44% 8,62% 8,37% 8,56% 8,72% 8,53% 0,51%
7,50% 7,86% 7,85% 7,85% 8,46% 8,84% 9,00% 9,13% -1,25%
7,54% 7,86% 7,63% 7,68% 7,41% 7,41% 7,75% 7,91% -0,70%
6,37% 6,61% 6,63% 6,56% 6,74% 6,91% 7,04% 7,23% -1,21%
5,02% 5,14% 5,00% 4,87% 4,91% 4,68% 4,70% 5,04% 0,17%
12,51% 12,56% 12,36% 12,25% 12,02% 12,01% 12,18% 11,99% 0,55%
17,07% 16,99% 16,79% 16,65% 16,47% 16,45% 16,59% 16,32% 0,99%

46
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En la variación del indicador de pérdidas por
empresa, que se muestra en el Gráfico 2.19, se
aprecia un incremento del porcentaje en los últimos
meses especialmente en CNEL Los Ríos
y Esmeraldas; en cambio, en las otras regionales,
el porcentaje se ha estabilizado o presenta
ligeros descensos. Las empresas eléctricas:
Galápagos, Centro Sur, Norte, Quito y Ambato,
muestran ligeros incrementos y en las restantes
el indicador tiende a estabilizarse. Nueve de las
diez regionales de la CNEL y la Eléctrica de Guayaquil
tienen porcentajes superiores a la Meta
SIGOB establecida para diciembre de 2010, que
fue de 15,2%.
Gráfico 2.19
COMPORTAMIENTO DEL PORCENTAJE DE PÉRDIDAS POR DISTRIBUIDORA
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2009 2010
Corporación Nacional de Electricidad
CNEL-Manabí CNEL-Los Ríos CNEL-Esmeraldas CNEL-Milagro CNEL-Sucumbíos
CNEL-Guayas Los Ríos CNEL-El Oro CNEL-Bolívar CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto.Domingo

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 47
CAPÍTULO 2
Meta SIGOB a Dic -10 (15,2%)
Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2009 2010
Empresas Eléctricas
Eléctrica de Guayaquil E.E. Riobamba E.E. Sur E.E. Norte E.E. Ambato
E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Quito E.E. Centro Sur E.E. Azogues
Meta SIGOB a Dic. 10

48
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
La evolución del porcentaje de las pérdidas de
energía de las distribuidoras a partir del año
1999 se muestra en la Tabla 2.13.
Tabla 2.13
PORCENTAJE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN PERIODO 1999 – 2010
Distribuidoras
Empresa
1999
(%)
2000
(%)
2001
(%)
2002
(%)
CNEL-Manabí 28,90 30,25 27,33 28,99
CNEL-Los Ríos 25,87 22,85 25,87 25,56
CNEL-Esmeraldas 18,42 22,14 27,15 26,45
Corporación
Nacional de
Electricidad
CNEL-Milagro 29,07 25,42 34,84 36,94
CNEL-Guayas Los Ríos 27,48 32,18 33,81 39,39
CNEL-Sucumbíos 28,10 32,00 32,53 35,82
CNEL-El Oro 22,88 27,31 25,68 25,74
CNEL-Bolívar 22,10 18,94 16,83 24,17
CNEL-Sta. Elena 17,44 22,13 24,97 25,09
CNEL-Sto. Domingo 18,94 23,83 24,84 19,22
Total Corporación Nacional de Electricidad
25,23 27,54 28,95 30,32
Eléctrica de Guayaquil 23,88 24,41 24,71 25,39
E.E. Riobamba 12,77 16,27 18,31 17,38
E.E. Sur 15,68 17,39 15,02 15,22
E.E. Norte 15,33 18,45 19,63 17,34
Empresas
Eléctricas
E.E. Galápagos 11,69 11,08 11,35 11,09
E.E. Ambato 15,36 14,66 13,21 14,97
E.E. Cotopaxi 12,44 18,70 16,20 15,05
E.E. Quito 16,63 16,44 16,01 15,04
E.E. Centro Sur 7,11 8,22 11,39 9,11
E.E. Azogues 9,95 12,66 7,41 7,38
Total Empresas Eléctricas
Media Nacional
18,87 19,34 19,32 19,09
20,83 21,89 22,31 22,51

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 49
CAPÍTULO 2
2003
(%)
2004
(%)
2005
(%)
2006
(%)
2007
(%)
2008
(%)
2009
(%)
2010
(%)
Maximo
Período
(%)
33,03 35,24 39,53 41,19 41,24 40,66 37,24 34,78 31,27
28,45 27,82 30,27 29,40 33,12 26,30 27,57 30,46 32,19
28,72 29,67 30,42 32,17 32,10 29,13 26,95 28,00 23,21
34,96 33,59 34,42 33,65 32,63 29,76 27,13 24,80 22,76
39,91 38,23 35,38 34,92 36,28 32,78 25,52 22,81 22,37
37,57 35,81 38,07 35,07 40,30 34,54 27,11 22,78 20,25
28,34 29,75 30,35 29,05 26,15 22,91 20,49 19,05 18,27
22,76 22,32 18,34 19,65 20,84 19,61 16,71 16,66 11,96
27,60 30,55 28,82 23,73 21,22 19,60 18,04 15,88 17,76
20,67 19,56 18,46 17,45 17,36 15,83 13,01 11,25 10,54
32,11 32,48 33,04 32,67 32,75 30,15 26,50 24,67 22,95
24,27 24,49 24,91 25,13 23,09 21,10 18,65 16,81 14,91
18,54 16,67 16,04 16,51 15,28 14,98 14,61 13,17 11,69
14,67 14,45 13,86 13,56 12,80 12,32 12,07 12,50 10,49
17,42 16,19 14,58 13,91 12,77 11,30 10,74 10,99 9,76
10,39 8,09 7,84 9,66 5,38 7,09 7,87 9,13 8,09
14,99 16,00 13,76 13,59 11,80 10,45 9,04 8,53 8,30
18,42 15,07 12,28 12,11 12,18 10,62 9,39 8,35 7,94
15,30 15,27 13,24 11,12 9,93 9,14 7,21 7,91 7,12
8,18 8,24 9,42 8,89 9,44 6,75 6,02 7,23 7,05
6,97 7,58 6,05 5,01 5,18 5,44 5,21 5,04 5,91
18,74 18,64 17,94 17,27 15,82 14,33 12,53 11,99 10,81
22,89 23,01 22,76 22,25 21,42 19,61 17,31 16,33 14,83

50
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
La evolución de las pérdidas técnicas, no técnicas y totales de energía, de las distribuidoras a partir del
año 1999 se muestra en el Gráfico 2.20.
Gráfico 2.20
PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 1999 -2010
4.000
25%
20,8% 21,9% 22,3% 22,5% 22,9% 23,0% 22,8% 22,3% 21,4%
3.500
19,6%
20%
1.500
1.000
500
GWh
3.000
2.500
2.000
2.032
2.207
2.334
2.454
2.633
2.831
2.972
3.069 3.090
2.993
5%
0%
17,3% 16,3%
- 5%
2.765 2.747
15%
10%
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Pérdidas Técnicas (GWh)
Pérdidas Totales de Energía (GWh)
Pérdidas No Técnicas (GWh)
Perdidas Totales (%)
2.3 CENTRALES RECIÉN
INCORPORADAS Y PROYECTOS
EN CONSTRUCCIÓN
A continuación se presenta un detalle de los proyectos
de generación eléctrica, que se han incorporado
recientemente o que se encuentran en construcción.
2.3.1 CELEC EP – CENTRAL
HIDROELÉCTRICA PAUTE MAZAR
• Potencia instalada: 170 MW
• Energía media: 900 GWh/año
• Incremento de energía en Paute Molino:
700 GWh/año
• Ubicación: Aguas arriba de la central
hidroeléctrica Paute Molino. Cantones
Sevilla de Oro, Azogues; Provincias de
Azuay y Cañar.
• Vertiente: Amazonas
• Tipo de Central: con embalse, 410 Hm 3 de
volumen total, 310 Hm 3 de volumen útil
• Unidades de generación: 2 de 85 MW c/u
• Tipo de turbina: Francis
• Inicio de operación del embalse Mazar:
mayo de 2010
• Inicio de operación comercial de la Unidad
1 en junio de 2010
• Inicio de operación comercial de la Unidad
2 en diciembre de 2010

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 51
2.3.2 CELEC EP - CENTRAL
TERMOELÉCTRICA PASCUALES 2
• Potencia: 132 MW
• Energía media: 492 GWh/año
• Ubicación: Cantón Guayaquil, Provincia
del Guayas
• Tipo de Central: TG (turbina a gas)
• Combustible: diesel
• Número de unidades: 6 de 22 MW c/u
• Estado: En operación comercial desde
enero de 2010
2.3.3 CELEC EP - CENTRAL
TERMOELÉCTRICA MIRAFLORES TG1
• Potencia: 22 MW
• Energía media: 81.6 GWh/año
• Ubicación: Manta - Central Miraflores
• Tipo de Central: TG (turbina a gas)
• Combustible: diesel
• Estado: En operación comercial desde
diciembre de 2009
2.3.4 CELEC EP - CENTRAL
TERMOELÉCTRICA QUEVEDO
• Potencia: 102 MW
• Energía media: 759 GWh/año
• Ubicación: Quevedo
• Número de unidades: 60 de 1,7 MW c/u
• Tipo de Central: MCI (motores de
combustión interna)
• Combustible: fuel oil No. 6
• Estado: En operación comercial desde
marzo de 2011
2.3.5 CELEC EP - CENTRAL
TERMOELÉCTRICA SANTA ELENA
• Potencia: 90,1 MW
• Energía media: 671 GWh/año
• Ubicación: Santa Elena
• Número de unidades: 53 de 1,7 MW c/u
• Tipo de Central: MCI (motores de
combustión interna)
• Combustible: fuel oil No. 6
• Estado: En operación comercial desde
marzo de 2011
2.3.6 CELEC EP - PROYECTO
TERMOELÉCTRICO MANTA II
• Potencia: 20,4 MW
• Energía media: 86,4 GWh/año
• Ubicación: Cantón Manta, Provincia de Manabí
• Tipo de Central: MCI (motores de
combustión interna)
• Número de unidades: 12 de 1,7 MW c/u
• Combustible: fuel oil N° 6
• Estado: En operación comercial desde
enero de 2011
2.3.7 CELEC EP - PROYECTO
HIDROELÉCTRICO PAUTE SOPLADORA
• Potencia: 487,8 MW
• Energía media: 2.770 GWh/año
• Ubicación: Entre las provincias de Azuay y
Morona Santiago, aguas abajo de la central
Paute Molino
• Vertiente: Amazonas
• Tipo de Central: de pasada
• Unidades de generación: tres (3) de 162,6
MW c/u
• Tipo de turbina: Francis
• Inicio operación comercial estimada: abril
de 2015
• Estado: En construcción.
2.3.8 ELECAUSTRO S.A. - CENTRAL
HIDROELÉCTRICA OCAÑA
• Potencia: 26 MW
• Energía media: 203 GWh/año
• Ubicación: Provincia de Cañar, Cantón
Cañar, Parroquia San Antonio, Río Cañar
• Vertiente: Pacífico
• Tipo de Central: de pasada
• Unidades: 2 de 13 MW c/u
• Tipo de turbina: Pelton
• Estado: En operación comercial desde
febrero de 2012
CAPÍTULO 2

52
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
2.3.9 HIDROLITORAL EP - PROYECTO
MULTIPROPÓSITO BABA
• Potencia: 42 MW
• Energía media estimada: 161 GWh/año
• Incremento de energía en la Central Marcel
Laniado por trasvase: 441 GWh/año
• Ubicación: Provincia de Los Ríos, Cantón
Buena Fe, Parroquia Patricia Pilar
• Vertiente: Pacífico
• Tipo de Central: Embalse, 82 Hm 3
• Número de unidades: 2 de 21 MW c/u
• Tipo de turbina: Kaplan
• Trasvase opera desde enero de 2012
• Estado: en construcción, operación comercial
estimada para segundo semestre de 2012.
2.3.10 HIDROTOAPI EP - PROYECTO
HIDROELÉCTRICO TOACHI PILATÓN
• Potencia: Total: 253 MW
• Central Sarapullo: 49 MW
• Central Alluriquín: 204 MW
• Energía media estimada: 1 100 GWh/año
• Ubicación: Límites de las Provincias de
Sto. Domingo de los Tsáchilas, Pichincha y
Cotopaxi, cantones Mejía, Santo Domingo
y Sigchos
• Vertiente: Pacífico
• Tipo de Central: Con embalse de regulación
semanal en el río Toachi, 2 Hm 3
• Unidades de generación: 3 en Sarapullo de
16,33 MW c/u y 3 en Alluriquín de 68 MW c/u
• Tipo de turbinas: Francis
• Inicio operación comercial estimada:
febrero de 2015
• Estado: En construcción.
2.3.11 COCA CODO SINCLAIR
EP - PROYECTO HIDROELÉCTRICO
COCA CODO SINCLAIR
• Potencia: 1 500 MW
• Energía media: 8 743 GWh/año
• Ubicación: Cantones El Chaco y Lumbaqui,
provincias de Napo y Sucumbíos.
• Vertiente: Amazonas
• Tipo de Central: de pasada con embalse
compensador.
• Unidades de generación: 8 de 187,5 MW c/u
• Tipo de turbinas: Pelton
• Inicio de operación comercial estimado:
febrero de 2016
• Estado: en construcción.
2.3.12 PROYECTOS ADICIONALES DE
GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN
Adicionalmente a lo indicado en los numerales
2.3.1 a 2.3.11, a febrero de 2012 se encuentran
en construcción los siguientes proyectos:
A. DE CAPITAL PÚBLICO:
• MINAS-SAN FRANCISCO (276 MW)
Proyecto hidroeléctrico Minas-San Francisco,
CELEC EP Enerjubones. Potencia: 276
MW, energía media: 1.321 GWh/año. Ubicado
en las provincias de Azuay y El Oro.
• JARAMIJÓ (149 MW)
Proyecto termoeléctrico Jaramijó, CELEC EP.
Potencia: 149 MW, energía media: 979 GWh/
año. Ubicado en la provincia de Manabí.
• DELSI TANISAGUA (116 MW)
Proyecto hidroeléctrico Delsi Tanisagua, CE-
LEC EP Gensur. Potencia: 116 MW, energía
media: 904 GWh/año. Ubicado en la provincia
de Zamora Chinchipe.
• MANDURIACU (62 MW)
Proyecto hidroeléctrico Manduriacu, CELEC
EP Enernorte. Potencia: 62 MW, energía media:
356 GWh/año. Ubicado en la provincia
de Pichincha.
• QUIJOS (50 MW)
Proyecto hidroeléctrico Quijos, CELEC EP Enernorte.
Potencia: 50 MW, energía media: 355
GWh/año. Ubicado en la provincia de Napo.
• JIVINO (45 MW)
Proyecto termoeléctrico Jivino, CELEC EP.
Potencia: 45 MW, energía media: 296 GWh/
año. Ubicado en la provincia de Orellana.
• SANTA ELENA (42 MW)
Proyecto termoeléctrico Santa Elena, CELEC

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 53
EP. Potencia: 42 MW, energía media: 276 GWh/
año. Ubicado en la provincia de Santa Elena.
• MAZAR DUDAS (21 MW)
Proyecto hidroeléctrico Mazar Dudas, Hidroazogues
S.A. Potencia: 21 MW, energía
media: 125,3 GWh/año. Ubicado en la provincia
de Cañar.
• VILLONACO (16,5 MW)
Proyecto eólico Villonaco, CELEC EP Gensur.
Potencia: 16,5 MW, energía media: 64 GWh/
año. Ubicado en la provincia de Loja.
• VICTORIA (10 MW)
Proyecto hidroeléctrico Victoria, EEQSA. Potencia:
10 MW, energía media: 63,8 GWh/
año. Ubicado en la provincia de Napo.
• CHORRILLOS (4 MW)
Proyecto hidroeléctrico Chorrillos, Hidrozamora
EP. Potencia: 4 MW, energía media:
21 GWh/año. Ubicado en la provincia de
Zamora Chinchipe.
• ISIMANCHI (2,25 MW)
Proyecto hidroeléctrico Isimanchi, EERSSA. Potencia:
2,25 MW, energía media: 16,8 GWh/año.
Ubicado en la provincia de Zamora Chinchipe.
• BUENOS AIRES (1 MW)
Proyecto hidroeléctrico Buenos Aires, Empresa
Eléctrica Norte S.A. Potencia: 1 MW,
energía media: 7 GWh/año. Ubicado en la
provincia de Imbabura.
B. DE CAPITAL PRIVADO:
• TOPO (22,8 MW)
Proyecto hidroeléctrico Topo, Pemaf S.A. Potencia:
22,8 MW, energía media: 164 GWh/
año. Ubicado en la provincia de Tungurahua.
• SAN JOSÉ DEL TAMBO (8MW)
Proyecto hidroeléctrico San José del Tambo,
Hidrotambo S.A. Potencia: 8 MW, energía
media: 50,5 GWh/año. Ubicado en la provincia
de Bolívar.
• SAN JOSÉ DE MINAS (6,4 MW)
Proyecto hidroeléctrico San José de Minas,
San José de Minas S.A. Potencia: 6,4 MW,
energía media: 37 GWh/año. Ubicado en la
provincia de Pichincha.
CAPÍTULO 2
2.4 LA TARIFA ELÉCTRICA
La tarifa eléctrica es el precio que debe pagar el usuario final regulado del servicio de electricidad, por
la energía eléctrica que consume para satisfacer sus diferentes y variadas necesidades según sus modalidades
de consumo y nivel de tensión al que se le proporciona el servicio. En el Gráfico 2.21 se presenta
la evolución de la tarifa eléctrica en el período abril 1999 - diciembre 2011.
Gráfico 2.21
EVOLUCIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA (Abril 1999 – Diciembre 2011)
USD ¢/kWh
8,24 8,40
10,35
10,40 10,38 9,16
8,70
10,75 10,80
10,80
8.24 8,92
8,30 8,23
7.92 7,92
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
Abr-99
Ago…
Dic-99
Abr-00
Ago…
Dic-00
Abr-01
Ago…
Dic-01
Abr-02
Ago…
Dic-02
Abr-03
Ago…
Dic-03
Abr-04
Ago…
Dic-04
Abr-05
Ago…
Dic-05
Abr-06
Ago…
Dic-06
Abr-07
Ago…
Dic-07
Abr-08
Ago…
Dic-08
Abr-09
Ago…
Dic-09
Abr-10
Ago…
Dic-10
Abr-11
Ago…
Dic-11
Costo medio del servicio
Precio medio aplicado

54
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Una cronología de los sucesos ocurridos a partir del año 1998 y que han incidido en la evolución de
la tarifa aplicada al servicio público de energía eléctrica, se resume a continuación en las Tablas 2.14
y 2.15.
Tabla 2.14
RESUMEN PERÍODO OCTUBRE 1988 – DICIEMBRE 2007
Año Mes Situación
Costo del
Servicio
USD /kWh
Primer Estudio de
1998- 1999 Octubre Costos y Análisis
Tarifario
1999-2000 Octubre-Mayo
Crisis de la Economía
del país y dolarización
Precio
Medio Aplicado
USD /kWh
8,5 4,76
8,24 2,5
2000 Junio-Octubre Costo Real de Energía 8,24 4,76
2000
Octubre -
Diciembre
2001 Enero-Octubre
2001-2002 Septiembre-Abril
Estudios Realizados y
Aprobados
Estudios Realizados
y Aprobados
Resolución de
Directorio
10,35 5,23
10,4 7,11
10,4 8,75
2003 Enero-Octubre Estudio Técnico 10,38 9,2
2003-2004
2004-2005
2005-2006
2006- 2007
Noviembre -
Octubre
Noviembre -
Octubre
Noviembre -
Octubre
Noviembre -
Diciembre
10,38 9,16
Estudio Técnico 10,75 8,78
Estudio Técnico 10,8 8,71
Estadísticas 10,8 8,83
Descripción
Implementación de esquemas de ajustes
mensualesa partirde enero 1999,alcanzandoa
octubre el valor de 6,5 USD ¢/kWh
Esta tarifase mantuvohastael mes de mayo
del 2000
Se estableció un nuevo mecanismo de ajuste
tarifario con un incremento inicial puntual del
70% y un sistema de ajustes mensuales
Se mantiene el mecanismo de ajustes
mensualesaprobadoy puesto en vigenciadesde
junio 2000.
Se mantieneel mecanismo de ajustes, con el
propósito de alcanzarla tarifareal hasta mayo
2003
Se suspende el mecanismo de incrementos
mensuales a partir del consumo del mes de
mayo 2002 hasta diciembre de 2002, en
concordancia con las políticas y lineamientos
del Gobierno Nacional a la fecha.
Se implementóun mecanismo de incrementos
mensuales en los valores de tarifas a usuario
final equivalente a 1,64%.
Sobre la base de lo dispuesto por la Ley y
tomando en cuenta lavariaciónen el cálculodel
precio de la generación,en marzo de 2004,se
realizóun ajuste,equivalenteal5%,con lo queel
preciomedio de la electricidadobjetivo se ubicó
en 8,7 USD ¢/kWh
En atención a la situaciónsocio-económica del
país, el CONELEC resolvió mantenervigentes
los cargos tarifariosaprobadosen abril2004,a
pesar de que el Estudio Técnico alcanzabael
valor de 10,75 USD ¢/kWh
Mantener vigentes las tarifas a usuario final,
aprobados en abril 2004
De acuerdo con la información estadística se
obtuvo el precio medio aplicado.
Mediante Ley No. 2006-55, publicada en el
Registro OficialNo.364 de 26de Septiembre
de 2006, el Congreso Nacional expidió la Ley
Reformatoria de la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico.
En esta Ley se modificó los plazos para la
aprobación y vigencia de las tarifas a usuario
final.
El CONELEC debía aprobar,cada año hasta
el mes de junio el estudio tarifario, cuyos
resultados se aplicarían durante el periodo
enero – diciembre del año siguiente al del estudio
El estudio efectuado y que debía ser aprobado
en octubre de este año, únicamente,fue puesto
en conocimiento del Directorio del CONELEC,
más no aprobado.

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 55
Tabla 2.15
RESUMEN PERÍODO ENERO 2008 – DICIEMBRE 2010
CAPÍTULO 2
Año Mes Situación
2008
Enero -
Diciembre
Estudio Tarifario
Aprobado el 30
de Junio 2007
Costo del
Servicio
USD /kWh
10,47
Precio Medio
Aplicado USD
/kWh
8,71
Descripción
Se mantienenlos cargos tarifarios,de abril2004,a los
usuarios del servicio, debido a la situación socio
económico.
Esta tarifa consideraun valor agregado de distribución
(VAD) promedio nacional en aquellas empresas
distribuidoras cuya VAD propio era superior a éste,
consecuentemente el Estado Ecuatoriano debía efectuar
el reconocimiento de un subsidio por VAD promedio.
Este subsidio ascendía a un monto de 62,5 millones
de dólares, tal como lo dispuso la Ley Reformatoria
antes citada.
Entre otras cosas dispuso al CONELEC aprobar los
nuevos pliegos tarifarios para establecer la tarifa única
que deben aplicar las empresa eléctricas de distribución,
para cada tipo de consumo de energía eléctrica.
2008 23 de Julio
Asamblea Nacional
Constituyente Expidió
el Mandato
Constituyente No. 15
Quedó facultado, sin limitación alguna, a establecer los
nuevos parámetros regulatorios específicos que se
requieran, incluyendo el ajuste automático de los
contratos de compra venta de energía vigentes;
eliminando el concepto de costos marginales para el
cálculo del componente de generación; y, sin considerar
la inversión para la expansión en los costos de
distribución y transmisión.
2008
Enero -
Diciembre
2008 12 de Agosto
2008 02 de Octubre
Estudio Tarifario
aprobado el30
de Junio 2008
El Directorio de
CONELEC aprobó los
cargos tarifarios.
Análisis de costos de
generación, transmisión
y distribución
9,91
8,31
8,31 8,3
El déficit por VAD promedio nacional estimado fue de
64,6 millones de dólares.
Estos cargos tarifarios eran únicos para todas las
empresas distribuidoras excepto la Empresa Eléctrica
Quito y Unidad Eléctrica de Guayaquil.
A aplicarse a los usuarios a partir de esta fecha hasta
el 31 de diciembre de 2008.
Esto se fijó para el período agosto – diciembre 2008.
Como consecuencia de esta situación, el estudio tarifario
aprobado en junio de 2007 tuvo una vigencia para el
período de enero a julio de 2008.
2009 12 de Febrero
Análisis de costos de
generación, transmisión
y distribución
8,23 8,24
Esto se fijó para el período agosto – diciembre 2009.
Consecuentemente, quedó sin vigencia el estudiotarifario
aprobado en junio de 2008.
2010 18 de febrero
Análisis de costos de
generación, transmisión
y distribución
8,31 7,92
Esto se fijó para el periodo enero - diciembre 2010.
Como consecuencia quedó sin vigencia el estudio
tarifario aprobado en febrero 2009.
Para el año 2011 se elaboró el estudio de “Análisis de Costos para las Empresas Eléctricas sujetas a
Regulación de Precios”; el mismo que fue aprobado por el Directorio del CONELEC mediante Resolución
No. 013/11 de 17 de marzo de 2011, del cual se desprende un costo medio del servicio eléctrico nacional
de 8,92 USD ¢/kWh y un precio medio aplicado de 7,92 USD ¢ /kWh.

56
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
2.4.1 COMPONENTES DEL COSTO DEL
SERVICIO ELÉCTRICO
2.4.1.1 COSTO MEDIO DE GENERACIÓN
La Regulación No. CONELEC 006/08 señala que
el componente marginal de generación –CMGserá
establecido por el CONELEC, en forma anual,
sobre la base de la información proporcionada
por los agentes y el CENACE.
Este componente se calcula como el promedio
ponderado, durante el período de estudio tarifario,
de los costos de energía provenientes de la
suma de los costos fijos y costos variables de generación,
resultantes de un despacho económico,
donde se considera las unidades o centrales de
generación que cuentan con contratos regulados
y aquella generación que opera en el mercado de
corto plazo.
En lo que respecta al cálculo de los componentes
fijo y variable, éstos toman en cuenta los
cargos establecidos en la Regulación CONELEC
No. 013/08, que establece la metodología para
el cálculo de los costos de administración, operación
y mantenimiento de la generación, y lo
estipulado en la Resolución No. 072/10, sobre
la inclusión de los costos de inversión en nuevas
centrales de generación.
El esquema de contratación regulada, que actualmente
se utiliza para el cálculo del CMG, refleja
de manera más precisa los costos que efectivamente
se tendrán en la etapa de generación. Los
contratos consideran una componente fija aprobada
por el CONELEC para el caso de las generadoras
de capital estatal o un precio negociado
con las distribuidoras en el caso de las generadoras
privadas; la componente variable corresponde
a la declaración de costos variables mensuales
realizada por todos los generadores.
Para concordar con los acuerdos supranacionales,
en lo referente a esquemas comerciales para
las interconexiones internacionales, los intercambios
de energía con Colombia son simulados, en
su liquidación comercial, con base en la Regulación
CONELEC No. 004/10.
El CMG se refleja en un valor promedio anual
como resultado ponderado de los valores mensuales
del costo de generación real que incluye
los efectos de los estiajes y de la utilización de
combustibles en la generación.
2.4.1.2 COSTO MEDIO
DE TRANSMISIÓN
El costo de transmisión corresponde al reconocimiento
que tiene que efectuarse al transmisor por
el uso de las instalaciones del Sistema Nacional
Interconectado y por los costos de administrar,
operar y mantener el mismo en los niveles de confiabilidad
y calidad requeridos por las normas.
Para el costo de transmisión se consideran los siguientes
criterios:
• El costo de reposición que representa el valor
de reposición de los activos en servicio
determinado en función de los tiempos de
vida útil establecidos en el Reglamento de
Tarifas y aquellos aprobados por el Directorio
del CONELEC mediante Resolución No.
020/09, con una tasa de descuento de 0 %.
Este costo es equivalente a la depreciación
anual de los activos en servicio.
• Los costos de administración, operación y
mantenimiento se determinan mediante la
utilización de los siguientes parámetros: los
valores referenciales establecidos para la
etapa de transmisión mediante Regulación
No. CONELEC 009/00 y los costos anuales
asignados en el último período tarifario, incrementados
por la inflación nacional del
año correspondiente.
2.4.1.3 COSTO MEDIO
DE DISTRIBUCIÓN
Para determinar los costos del servicio para cada
empresa de distribución, se consideran los siguientes
criterios:
• Fondo de Reposición en base de los activos en
servicio. Para efectos tarifarios se determina
el reconocimiento de un costo de reposición

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 57
de las instalaciones actuales, utilizadas para
el suministro de la energía eléctrica en los diferentes
niveles de tensión, y es equivalente
al valor de la depreciación en función de las
vidas útiles aprobadas por el CONELEC para
cada nivel y calculada con una tasa de descuento
del 0%.
• Los costos de administración, operación,
mantenimiento y comercialización revisados
y asignados por el CONELEC en base de la
normativa vigente.
instalaciones, es decir, previamente deben ser
transportadas y transformadas, dependiendo
del nivel de tensión en que se produzcan.
La determinación de los costos del servicio para
cada empresa distribuidora, se realiza considerando
los diferentes niveles de tensión: alta tensión,
distribución en media y en baja tensión, sobre
la base de la información y los estudios de
cada empresa distribuidora y de la revisión, análisis
y ajustes efectuados por el CONELEC conjuntamente
con cada Empresa.
CAPÍTULO 2
• La valoración económica de las pérdidas
técnicas de potencia y energía en los niveles
fijados por el CONELEC. Las pérdidas producidas
en los sistemas de distribución, tienen
dos efectos: el primero es que se les debe reconocer
como un elemento de costo directo
de las distribuidoras, pues debe comprarse
esta potencia y energía por parte de las empresas;
y el segundo, el que deben sumarse
a las cargas en cuanto a la utilización de las
2.4.2 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS
DEL SERVICIO ELÉCTRICO
La evolución del costo de servicio eléctrico a nivel
nacional y de cada uno de sus componentes
se muestra en la Tabla 2.16, donde se destaca
el cambio que significó en el aspecto tarifario la
aplicación de la tarifa única a nivel nacional dispuesto
en el Mandato Constituyente No. 15, a
partir de agosto de 2008.
Tabla 2.16
TARIFA NACIONAL PROMEDIO (USD ¢/kWh)
Período
Nov. 2002 -
Oct.2003
Nov. 2003 -
Mar. 2004
Abr. 2004 -
Oct. 2004
Nov. 2004 -
Oct.2005
Nov. 2005 - Oct.2006
Dic-07
Precio referencial de generación PRG 5,81 4,63 4,17 5,94 5,7
Componente de energía PRG (E) 4,5 3,55 3,09 4,99 4,69
Componente de potencia PRG (P) 1,31 1,08 1,08 0,96 1,01
Tarifa de transmisión TT 0,76 0,71 0,71 0,69 0,66
Valor agregado de distribución* VAD 3,8 3,82 3,82 4,11 4,44
Tarifa media TM 10,38 9,16 8,69 10,75 10,8
Período
Ene. 2008 - Ago. 2008 - Ene. 2009 - Ene. 2010 -
Jul. 2008 Dic. 2008 Dic. 2009 Dic. 2010
Ene. 2011 - Dic. 2011
Precio referencial de generación PRG 5,98 4,68 4,59 4,79 4,65
Componente de energía PRG (E) 4,99 - - - -
Componente de potencia PRG (P) 0,99 - - - -
Tarifa de transmisión TT 0,64 0,47 0,47 0,46 0,53
Valor agregado de distribución* VAD 3,85 3,16 3,17 3,06 3,74
Tarifa media TM 10,47 8,30 8,23 8,31 8,92
* A partir de agosto de 2008 el Valor Agregado de Distribución cambia a Costo del Sistema de Distribución.

58
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
La evolución del costo del servicio para cada una
de las empresas distribuidoras, se muestra en la
Tabla 2.17.
Tabla 2.17
EVOLUCIÓN DEL COSTO DEL SERVICIO ELÉCTRICO (USD ¢/kWh)
Empresa
Mes y Año de Aprobación
Oct. 2003 Mar. 2004 Oct. 2004 Oct. 2005 Jun. 2007* Oct. 2008** Feb. 2009 Feb. 2010 Mar. 2011
AMBATO 11,32 10,77 12,05 11,20 10,99 9,21 9,35 9,43 9,35
AZOGUES 14,53 14 15,69 15,23 10,99 12,22 12,38 8,84 9,88
BOLÍVAR 15,34 14,77 17,35 17,15 10,99 12,42 13,87 13,29 15,78
CATEG-D 8,14 7,57 9,61 9,55 9,53 7,31 7,30 7,37 7,84
CENTRO SUR 10,39 9,88 12,54 12,70 10,99 9,76 9,13 9,25 10,45
COTOPAXI 10,45 9,91 12,28 11,03 10,99 9,55 9,38 9,86 9,02
EL ORO 9,38 8,85 10,84 11,08 10,88 8,21 8,39 8,08 9,32
GUAYAS - LOS RIOS 9 8,45 10,8 11,55 10,99 9,02 8,12 8,44 9,26
ESMERALDAS 9,75 9,21 10,36 10,31 10,24 7,77 7,87 8,24 9,26
LOS RÍOS 9,45 8,88 11,13 11,24 10,99 8,65 8,62 8,62 9,26
MANABÍ 9,57 9 10,75 10,75 10,52 7,88 7,94 7,77 9,39
MILAGRO 9,16 8,61 10,62 11,03 10,92 8,38 8,80 8,38 9,09
NORTE 10,61 10,07 12,43 12,55 10,99 9,73 9,56 9,78 10,44
QUITO 8,75 8,21 10,4 10,42 10,92 8,20 8,10 8,26 8,40
RIOBAMBA 11,81 11,28 14,39 15,32 10,99 11,21 10,52 10,82 10,99
SANTA ELENA 10,05 9,51 11,81 12,14 10,99 8,92 8,36 8,80 9,51
SANTO DOMINGO 9,06 8,53 10,8 11,55 10,99 8,69 8,67 8,76 9,48
SUR 12,98 12,43 15,79 15,42 10,99 11,26 11,92 12,36 12,96
PROMEDIO 9,16 8,69 10,75 10,80 10,47 8,30 8,23 8,31 8,24
GALAPAGOS 10,09 11,47 11,59 12,17 10,18 9,32 14,35 13,46 15,91
SUCUMBIOS 11,94 9,52 11,95 14,05 10,18 9,96 10,55 10,21 11,22
* Precios medios considerando el subsidio por VAD promedio establecido en el Art.12 de la Ley Reformatoria a la
Ley de Régimen del Sector Eléctrico, publicada en el Registro Oficial No. 364 de 26 de Septiembre de 2006
** Precios medios considerando lo establecido en el Mandato Constituyente No. 15 expedido el 23 de julio de 2008
2.5 PLIEGO TARIFARIO
El Pliego Tarifario se sujeta a las disposiciones
que emanan del Mandato Constituyente No. 15,
de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico -LRSE-,
del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General
a la LRSE, de la Codificación del Reglamento
de Tarifas Eléctricas, de la Ley Orgánica de Defensa
del Consumidor y su correspondiente Reglamento,
en los aspectos atinentes a la prestación
del servicio de energía eléctrica, directamente en
los domicilios de los consumidores.
El Pliego Tarifario contiene: tarifas al consumidor
final, tarifas de transmisión, peajes de distribución
y tarifas de alumbrado público.
De acuerdo con las especiales características de
los diferentes tipos de usuarios y de sus consumos,
se han establecido tres categorías de tarifas: (1) residencial,
(2) general y (3) alumbrado público.
La categoría de tarifa residencial se aplica al servicio
eléctrico destinado exclusivamente al uso
doméstico; la categoría general es aquella en que,
básicamente, está destinada a actividades comerciales,
a la prestación de servicios públicos y privados
y a la industria; y, finalmente la categoría
de alumbrado público se aplica a los consumos
por alumbrado público de calles, avenidas, plazas,
parques, vías de circulación pública, y sistemas
de señalización luminosos utilizados para el
control de tránsito.

CAPÍTULO 2 / SITUACIÓN ACTUAL 59
2.6 SUBSIDIOS
Los principios de solidaridad del Gobierno Nacional
han sido plasmados en la determinación de
subsidios tales como:
2.6.1 SUBSIDIO TERCERA EDAD
Este subsidio está focalizado a usuarios con
edades superiores a 65 años y a entidades gerontológicas
sin fines de lucro. El subsidio cubre
el 50% del valor facturado por concepto de
energía eléctrica, para los usuarios que consumen
hasta 120 kWh/mes, mientras que en lo
que respecta a las entidades gerontológicas, el
descuento aplica para el total del consumo de
energía eléctrica.
Aproximadamente 175 000 usuarios están siendo
beneficiados por el subsidio Tercera Edad, que
representa alrededor del 5% de los usuarios residenciales
a nivel nacional.
2.6.2 SUBSIDIO TARIFA DIGNIDAD
El Estado ecuatoriano, mediante Decreto Ejecutivo
No. 451-A, dispuso otorgar un subsidio en
el pago por consumo del servicio eléctrico a los
usuarios residenciales cuyo consumo mensual
sea de hasta 110 kWh en las empresas eléctricas
de distribución de la región Sierra, y de hasta 130
kWh en las empresas eléctricas de distribución de
la región Costa, Oriente e Insular; este subsidio se
denomina “Tarifa Dignidad”, y se esquematiza en
el Gráfico 2.22.
CAPÍTULO 2
Gráfico 2.22
SUBSIDIO TARIFA DIGNIDAD
12
10
USD ¢/kWh
8
6
4
2
SUBSIDIO TARIFA DIGNIDAD
CONSUMO LÍMITE PARA CADA REGIÓN
0
11-20
21-30
31-40
41-50
51-60
61-70
71-80
81-90
91-100
101-110
111-120
121-130
131-140
141-150
151-160
161-170
171-180
RANGO DE CONSUMO (KWh)
181-190
191-200
201-250
251-300
301-350
351-400
401-450
451-500
501-1000
1001-2000
2001- inf
Tarifa Vigente sin Sub. Cruzado
Tarifa Vigente con Sub. Cruzado

61
03/ PLAN
EFICIENCIA
ENERGÉTICA
MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 3

03/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 3
3.1 INTRODUCCIÓN
Ecuador cuenta con importantes recursos energéticos
renovables y no renovables, entre los que se
destacan el solar e hídrico, por el gran potencial
que presentan y, el petróleo, por ser actualmente
la principal fuente de ingresos de divisas del país.
El balance de energía disponible al 2009, elaborado
por la Organización Latinoamericana de
Energía (OLADE), muestra que el consumo de
energía “no comercial” (leña, residuos vegetales,
entre otros) representó alrededor del 4% del
consumo final de energía. Sin embargo, los requerimientos
energéticos del país son abastecidos
mayoritariamente por hidrocarburos fósiles,
los que suplieron el 82% de la demanda de energía,
mientras que los consumos de electricidad y
otros (no energéticos) correspondieron a 11% y
3%, respectivamente.
El sector transporte es el de mayor consumo
energético a nivel nacional, con una participación
del 61% de la demanda total de energía,
mientras que a los sectores residencial, industrial,
comercial, agro pesca minería y construcción
y otros, les corresponde el 18%, 16%, 3%,
1% y 1%, respectivamente.
Gráfico 3.1
CONSUMO ENERGÉTICO NACIONAL
Comercial 3%
Agro, Pesca, Mineria 1%
Construcción, Otros 1%
Residencial 18%
Gráfico 3.1
Transporte 61%
Industria 16%

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 63
Según la Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano
2010, elaborada por el Consejo Nacional de
Electricidad (CONELEC), la capacidad de generación
eléctrica efectiva instalada en el país bordea
los 4.761 MW. 2
Hay que considerar, además, el reto del Ecuador
por mantener un crecimiento económico sostenido,
semejante al de los países de la región, escenario
en el cual la disponibilidad de suministro
energético es indispensable para el desarrollo de
actividades productivas que permitan asegurar
su competitividad a largo plazo.
Este panorama ha llevado al país a identificar y
aplicar medidas que contribuyan a la preservación
y uso racional de los recursos naturales. Una
de las alternativas de mayor impacto y menor
costo es la eficiencia energética de los aparatos y
sistemas que usan y transforman la energía.
La inclusión del efecto combinado de varias acciones
de eficiencia económica y energética permitirá
reducir las necesidades de inversión en la
expansión de los sistemas de oferta de energía
eléctrica, minimizar los impactos ambientales,
incrementar la flexibilidad y la confiabilidad del
servicio, proveer beneficios económicos, tanto a
las empresas eléctricas, cuanto a los consumidores
y a la sociedad en su conjunto.
La eficiencia y el buen uso de la energía eléctrica,
aplicados en los diferentes sectores de consumo,
no implican de ninguna manera sacrificios en la
calidad de vida de la población ni disminución en
la productividad del país; por el contrario, la gran
mayoría de las veces implican mejoramiento. Sin
embargo, la aplicación de políticas y programas
de uso eficiente de la energía, sí requiere una
serie de acciones que comprometen a todos los
sectores sociales, incluyendo la concienciación
del problema y el reconocimiento de las ventajas
que se obtienen de su correcta aplicación.
o servicio con el menor impacto sobre el medio
ambiente. La eficiencia energética es una alternativa
muy rentable dentro del sector energético
de un país. Existe un gran potencial para mejorar
la forma en cómo se consume energía en el país a
través de la eficiencia y el buen uso de la misma,
particularmente en el sector eléctrico, con costos
de implementación menores o iguales a lo que
cuesta producir la energía, lo que representa una
opción que debe explorarse y desarrollarse.
La eficiencia energética presenta interesantes alternativas
en todas las fases de la cadena (generación,
transporte, distribución y uso final), mediante
la introducción de tecnologías de mayor
eficiencia, reducción de pérdidas técnicas, acciones
de gestión de la energía, entre otras.
El Gráfico 3.2 muestra el porcentaje de países,
en cada uno de los siete bloques continentales
que forman parte del Consejo Mundial de la Energía,
con programas nacionales de eficiencia energética
y sus respectivos indicadores como son:
mejora de la eficiencia energética, volumen de
ahorro energético, disminución de la intensidad
energética, reducción del consumo de energía y
reducción de la elasticidad energética, donde se
puede observar que América del Sur registra el
más bajo porcentaje (10 %) de países que han
accedido a certificarse (Informe Energy Efficiency
Policies Around the World: review and evaluation;
World Energy Council 2008).
CAPÍTULO 3
Se ha comprobado que la eficiencia energética es
un concepto clave, pues se refiere al conjunto de
acciones que resultan en una reducción de la cantidad
de energía utilizada para producir un bien
2 Boletín Estadístico 2010, CONELEC

64
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 3.2
OBJETIVOS CUANTITATIVOS Y RESULTADOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
60 %
30
50 %
25
40 %
30 %
20 %
10 %
Número de paises
20
15
10
5
0
% de paises que forman parte del Consejo de Energía
0
Europa
Asia No OECD
Africa
Mundial
América/ Asia OECD
América del Sur
Oriente Medio
Tasa de mejora de la eficiencia energética
Volumen de ahorro energético
Tasa de dismunición de la intensidad energética
Tasa de reducción del consumo de energía
Tasa de reducción de elasticidad energética
3.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA
3.2.1 ORÍGENES
En octubre de 1973, la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP), por motivos políticos,
más que por razones de estructura de costos,
decidió incrementar el precio de este insumo
desde USD 1,6 el barril a casi USD 10, lo que
originó una gran crisis económica a nivel mundial
produciendo inflación y recesión en todos los países,
principalmente en aquellos importadores de
petróleo. 3 Esto obligó a los países desarrollados
a reflexionar sobre la posibilidad de sustituir al
petróleo con otras fuentes de energía, ya que no
querían depender de este vital insumo debido a
que la mayor parte de las reservas mundiales se
encontraban en el Golfo Pérsico. 4
Debido a ello, a nivel mundial se comenzaron a
analizar diferentes alternativas energéticas con el
objeto de diversificar sus fuentes de suministro.
Entre las alternativas que se evaluaron estuvieron:
A. El uso de energía renovable
como la solar y la eólica
Ya en ese entonces, ambas fuentes de energía
eran técnicamente factibles de ser utilizadas, sin
embargo no lo eran económicamente, sobre todo
para la producción de energía a gran escala. No
obstante, decidieron intensificar las investigaciones
tecnológicas para que en el largo plazo fueran
económicamente competitivas.
B. La energía nuclear
Este tipo de tecnología era reciente y se venía
utilizando desde la década del 60 para producir
electricidad, sin embargo tenía la ventaja de producir
energía en grandes cantidades y a un costo
más bajo que el proveniente de las plantas térmicas
que funcionaban con petróleo. Por esta razón,
la mayor parte de los países desarrollados,
decidieron iniciar programas nucleares intensos
con la finalidad de construir centrales nucleares
para diversificar y asegurar su abastecimiento de
energía. Al 2009, en promedio, alrededor del 14
% de la energía eléctrica consumida a nivel mun-
3 El libro de la Energía. Forum Atómico Español. 1987.
4 U.S. Energy 1995.The 9th.Annual Assesment of United States Energy Policy.USEA - 1995

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 65
dial provino de plantas nucleares. En Europa, el
país más representativo es Francia, cuya demanda
es cubierta en un 75% por centrales nucleares,
mientras que otros países como Japón cubren el
35 % de su demanda con este tipo de plantas.
Al respecto, existen dos posiciones antagónicas,
por un lado los detractores antinucleares y del
otro los a favor o pronucleares; los primeros que
no dejan de tener razón al exponer lo dramático
del accidente ocurrido en la central nuclear de
Fukushima a raíz del tsunami del 2011 en el Japón,
y las últimas decisiones en Alemania respecto
a eliminar este tipo de energía fijando como fecha
tope el 2022, pero por otra parte, en el 2010
se inicia la construcción de 15 nuevos reactores
nucleares de potencia en varios países, el número
más alto de construcciones nuevas iniciadas. 5
C. Programas de Uso Eficiente de Energía
Paralelamente se llegó a la conclusión de que
se podía mantener el mismo nivel de calidad de
vida y mantener el crecimiento económico de los
países consumiendo menos energía. Desde luego,
el concepto era que la demanda de energía
está inducida por una demanda paralela de servicios
energéticos tales como el alumbrado, la
refrigeración, el transporte entre otros y, sí se
podía prestar el mismo servicio empleando menos
energía, aquella que no se consumía era en
realidad un recurso, de igual categoría que cualquier
otra fuente.
Ocurrió en el estado de California de los Estados
Unidos de América; donde se estimaba que la
demanda crecería entre 1976 y 1985 en 20 GW,
lo que significaba construir en ese período un
equivalente a 20 plantas de 1 000 MW de potencia
cada una. Sin embargo, se decidió realizar
un programa de uso eficiente de energía muy intenso,
logrando como resultado que sólo fueran
necesario construir 4 plantas de 1 000 MW. El
ahorro tanto en inversión como en energía que
se logró, evitando la construcción de las otras 16
plantas, significó un gasto menor para la propia
población, que finalmente es quien paga dichas
inversiones a través de la tarifa. 6
Programas similares se realizaron en otras regiones,
logrando que su Producto Interno Bruto
(PIB) continúe creciendo, mientras que la tasa
de crecimiento del consumo de energía se reducía.
Estas condiciones permitieron que la productividad
y competitividad del sector productivo
se optimice.
CRISIS ECOLÓGICA
Se ha comprobado que existe una clara correlación
entre el aumento de las emisiones de CO 2 y
el incremento de la temperatura media del planeta.
Este incremento de emisiones es notorio
y acelerado desde la revolución industrial, acentuándose
en las décadas pasadas, lo que demuestra
la incidencia del modelo de desarrollo
vigente en dicho problema.
Al 2004, las emisiones de CO 2 anuales aumentaron
alrededor de un 80% respecto de las emisiones
de 1970, lo que influyó notoriamente en
el aumento de la temperatura media mundial de
0,74 °C registrada en los últimos 100 años, de
1906 al 2005. 7
CAPÍTULO 3
Una muestra, aunque ya antigua, no por eso menos
válida de lo que se puede lograr, era explotar
los “yacimientos del ahorro” a través de la
mejora de los hábitos de consumo, la utilización
de equipos energéticos eficientes en todos los
sectores de consumo y el mejoramiento de la arquitectura
de edificios y viviendas.
De seguir esa tendencia y si no se hace nada por
evitarlo, en los próximos 50 años se pronostica
que la temperatura podría incrementarse en al
menos 2°C, lo que produciría efectos negativos
graves e irreversibles, afectando al ecosistema
del planeta.
El deshielo de los casquetes polares, que ya se
está produciendo, incrementará el nivel del mar
originando inundaciones de gran magnitud en
algunas regiones, principalmente las que se encuentran
al nivel del mar. Simultáneamente, calentamientos
localizados pueden romper el frágil
equilibrio de los ecosistemas de algunas partes
5 Informe anual del OIEA para el 2010
6 El Ahorro de Energía. La Escuela de Berkeley. Mundo científico No.112
7 Cambio Climático 2007. Informe de síntesis. IPCC

66
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
del mundo, como ocurre en nuestro país con el
deshielo de los glaciares andinos y la modificación
de los patrones de lluvias que reducen la
disponibilidad de agua para consumo humano,
agrícola y generación hidroeléctrica.
Con la finalidad de reducir las emisiones de gases
de efecto invernadero y evitar el cambio climático,
durante la Cumbre de Río que se llevó a cabo
en 1992 y a la que asistieron 172 países, se acordó
suscribir el Convenio Marco de las Naciones
Unidas para el Cambio Climático. En diciembre
de 1997, las partes firmantes se reunieron en
Kioto (Japón) para aprobar el denominado Protocolo
de Kioto. En él, los países industrializados se
comprometieron a reducir, en 5%, sus emisiones
entre los años 2008 - 2012, con respecto a sus
emisiones del año 1990. Es decir, si en 1990 uno
de ellos hubiera emitido un millón de toneladas
de CO 2 , en el período 2008 al 2012 debe emitir
como máximo un promedio de 950 mil toneladas
por año.
Un aspecto importante a mencionar, es que voluntariamente
la Unión Europea decidió reducir
para dicho período un 8% de sus emisiones.
Estos compromisos son de carácter mandatario
para los países industrializados, mientras que
aún no existe exigencia alguna para los países
en vías de desarrollo. Sin embargo, como probablemente
algunos de los países industrializados
podría no poder reducir la parte que le toca en
su propio territorio, el convenio establece la posibilidad
de que estos programas se realicen en
países en vías de desarrollo, bajo la modalidad de
proyectos de “implementación conjunta” y “mecanismos
de desarrollo limpio”, los mismos que
serían financiados por los países industrializados
con la condición de que las reducciones que se logren,
se contabilicen a su favor para cumplir con
las metas establecidas en el Protocolo de Kioto.
En vista de que la legislación y demás normativas
emanadas del Protocolo de Kioto con relación
a los mercados del carbono perderán su
vigencia a fines del 2012 y con ello la aplicación
de los denominados Mecanismos de Desarrollo
Limpio –MDL- y sus correspondientes CERs, ya
se está activando una segunda generación de
mecanismos para fomentar una participación
activa en dichos mercados, que se conoce como
Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación
–NAMAs-, que son propuestas de acción a cargo
de los países en desarrollo, las que reducen
sustancialmente las emisiones de gases de efecto
invernadero por debajo del nivel actual (línea
base). Las NAMAs abarcan tanto los esfuerzos
para construir capacidades, así como las propias
medidas para reducir las emisiones, las
cuales pueden adoptar la forma de políticas y
medidas, regulaciones, estándares, programas
e incluso de incentivos financieros. Las NAMAs,
asimismo, podrían incluir uno o más sectores,
así como sería posible desarrollar más de una
NAMA en un solo sector.
Debido a su alcance, amplitud y flexibilidad, las
NAMAs pueden convertirse en un puente entre los
países desarrollados y los países en vías de desarrollo
para facilitar la mitigación de emisiones,
pues están en línea con el principio de las responsabilidades
comunes pero diferenciadas.
EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EL ECUADOR
El Ecuador no contó, hasta finales del año 2007,
con lineamientos claros respecto a un Plan Nacional
de Eficiencia Energética, debido a la falta
de información y capacitación técnica, la cual ha
limitado las posibilidades de identificar oportunidades
y proponer soluciones concretas y factibles
para mejorar el uso final de la energía. Para
financiar las inversiones requeridas en eficiencia
energética se debe contar, a más del aporte estatal,
con contribuciones de usuarios, bancos, compañías
de servicios energéticos (ESCOs), empresas
hidrocarburíferas, empresas eléctricas y otras
fuentes públicas o privadas.
Por otro lado, la ausencia de un marco legal e
institucional adecuado, impidió por una parte eliminar
las barreras existentes y por otra crear los
6 El Ahorro de Energía. La Escuela de Berkeley. Mundo científico No.112
7 Cambio Climático 2007. Informe de síntesis. IPCC

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 67
medios e incentivos para la aplicación de éstas
medidas de eficiencia.
Los lineamientos de planificación en Eficiencia
Energética, están concebidos como un conjunto
de acciones a corto, mediano y largo plazo,
orientadas a diseñar, complementar y profundizar
aquellas iniciativas que resulten en proyectos
que rindan ahorros cuantificables y permitan establecer
modelos prácticos e innovadores para la
implementación de dichos proyectos.
3.3 CARACTERIZACIÓN DEL
CONSUMO DE ENERGÍA
ELÉCTRICA EN EL ECUADOR
Con el propósito de conocer dónde se deben aplicar
las medidas de eficiencia energética, se presenta
a continuación información del consumo de
energía eléctrica por áreas de concesión de las
empresas de distribución de energía eléctrica a
nivel nacional y sectorial.
3.3.1 CONSUMO NACIONAL
El establecimiento de medidas o programas de
eficiencia energética eléctrica parte del conocimiento
de los usos finales de la energía eléctrica
en cada una de las regiones y sectores, lo que
permitirá posteriormente definir prioridades en la
aplicación de las correspondientes medidas.
A continuación en el Gráfico 3.3 se muestra el
consumo eléctrico por áreas de concesión, en el
que el 52% de la energía eléctrica del Ecuador es
consumida por los usuarios de la Empresa Eléctrica
Quito y la Eléctrica de Guayaquil.
CAPÍTULO 3
Gráfico 3.3
CONSUMO NACIONAL POR ÁREAS DE CONCESIÓN GWh (2010)
CNEL-Manabí 6,06% CNEL-Los Rios 1,62%
CNEL-Esmeraldas 2,22%
E.E. Azogues 0,64%
CNEL-Milagro 3,03%
E.E. Centro Sur 5,24%
CNEL-Guayas-Los Rios 7,75%
CNEL-Sucumbios 1,08%
E.E. Quito 23,50%
E.E. Riobamba 1,71%
E.E. Sur 1,60%
Gráfico 3.3
CNEL-El Oro 3,96%
CNEL-Bolivar 0,39%
CCNEL-Sta.Elena 2,47%
CNEL-Sto.Domingo 2,60%
E.E. Galapagos 0,22%
E.E. Ambato 3,13%
E.E. Norte 2,94%
Electrica de Guayaquil 27,71%
E.E. Cotopaxi 2,13%

68
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
La distribución del consumo por áreas de concesión,
mostrada anteriormente, ratifica simplemente
la concentración que se produce en los dos
polos de desarrollo nacional.
Similar a lo que acontece con la distribución del
consumo, ocurre en la distribución de clientes,
Gáfico 3.4, ratificando lo anteriormente descrito.
La Empresa Eléctrica Quito presenta el 21% de
abonados a nivel nacional y la Empresa Eléctrica
de Guayaquil el 14%.
Cabe indicar que en la información anteriormente
analizada, no se consideran los abonados no regulados
que tienen condiciones especiales en su
suministro de energía.
El Gráfico 3.4 muestra la composición del consumo
total por sectores a nivel nacional, así se tiene
al sector residencial con un 36%, industrial 31%,
comercial 19%, servicio de alumbrado público
6%, y finalmente se agrupa al consumo de los
subsectores: asistencia social, bombeo de agua,
entre otros, el mismo que obedece al 7,54% del
consumo eléctrico nacional.
Gráfico 3.4
DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DE ABONADOS REGULADOS POR ÁREA DE CONCESIÓN (2010)
Eléctrica de Guayaquil 14%
CNEL Bolívar 1%
CNEL-El Oro 5%
CNEL-Esmeraldas 3%
CNEL-Guayas Los Rios 7%
E.E. Sur 4%
E.E. Riobamba 4%
CNEL-Los Rios 2%
CNEL-Manabí 6%
Gráfico 3.4
CNEL-Milagro 3%
CCNEL-Sta.Elena 3%
CNEL-Sto.Domingo 4%
E.E. Quito 21%
E.E. Galápagos 0%
E.E. Cotopaxi 3%
E.E. Centro Sur 8%
E.E. Azogues 1%
CNEL-Sucumbios 2%
E.E. Ambato 2%

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 69
Gráfico 3.5
CONSUMO NACIONAL POR SECTORES GWh (2010)
A.Público
812,03
6%
Otros
1.061,3
8%
Gráfico 3.5
Residencial
5.114,18
36%
CAPÍTULO 3
Industrial
4.416,76
31%
Comercial
2.672,33
19%
En este sentido, las principales medidas de eficiencia
energética deberían ir encaminadas a optimizar
el consumo de los sectores de mayor demanda:
residencial, industrial y comercial, pues
juntos representan cerca del 87% del consumo
eléctrico nacional. Sin embargo, no se debe descuidar
la intervención en los demás sectores.
Haciendo una estimación en la distribución por
regiones, tanto en el consumo eléctrico como
en la cantidad de abonados en el sector residencial,
Gráfico 3.6, se observa que a pesar de
tener casi la misma cantidad de abonados entre
Sierra y Costa, el consumo en la región Costa
es mayor, esto como consecuencia del uso de
sistemas de refrigeración de alimentos y aire
acondicionado, éste último no utilizado en forma
intensiva en la Sierra.
Gráfico 3.6
CONSUMO ELÉCTRICO Y NÚMERO
DE ABONADOS SECTOR RESIDENCIAL
1.923.585
1.432.084
2.702.178
1.519.217
Sierra Costa Oriente Insular
Consumo Residencial MWh/año
539.715
512.456
13.490
6.574
Número de Abonados

70
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
A continuación se presenta el consumo promedio
anual por abonado por región del sector
residencial (Tabla 3.1), que fuera estimado en
base a las estadísticas del año 2010, donde se
observa la tendencia, el mayor consumo promedio
por abonado residencial se produce en
la región Insular, y el menor se produce en la
región Sierra.
Tabla 3.1
CONSUMO PROMEDIO ANUAL (SECTOR RESIDENCIAL)
REGIÓN
CONSUMO kWh/año
Sierra 1.292
Costa 1.653
Insular 2.069
Oriente 1.436
Con respecto al sector comercial, Gráfico 3.7, se
observa que la región Costa presenta la mayor
demanda de consumo, a pesar de no contar con
el mayor número de abonados, como es el caso
de la región Sierra. La región insular se comporta
de forma similar al sector residencial, presentando
el menor consumo.
En la Tabla 3.2, muestra que el mayor consumo promedio
por abonado se produce en la región Costa,
seguido de las regiones Insular, Oriente y Sierra. Esto
se debe principalmente a los servicios de aire acondicionado
y refrigeración, que se utilizan en las regiones
Costa, Insular y Oriente con mayor demanda
debido a las condiciones climáticas de estas zonas.
Cabe señalar que el consumo promedio anual
en este sector está cerca de los 7.068 kWh/año
(589 kWh/mes).
Tabla 3.2
CONSUMO PROMEDIO ANUAL (SECTOR COMERCIAL)
REGIÓN
CONSUMO kWh/año
Sierra 5.133
Costa 9.834
Insular 8.515
Oriente 5.506
El consumo eléctrico en el sector industrial, Gráfico
3.8, se comporta de la misma forma que en el
caso del sector comercial, la región Costa a pesar
de no contar con el mayor número de abonados,
es la que presenta la mayor demanda, seguida
por las regiones Sierra, Oriente e Insular.
Gráfico 3.7
CONSUMO ELÉCTRICO y NÚMERO
DE ABONADOS SECTOR COMERCIAL
Gráfico 3.8
CONSUMO ELÉCTRICO y NÚMERO
DE ABONADOS SECTOR INDUSTRIAL
934.982
174.272
1.516.816
151.609
272.084
59.526
9.971
1.231
1.647.820,74
28.980
2.633.036,44
7.676
279.512,17
8.441
389,58
151
Sierra Costa Oriente Insular
Sierra Costa Oriente Insular
Consumo Residencial MWh/año
Número de Abonados
Consumo Residencial MWh/año
Número de Abonados

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 71
El mayor consumo promedio por abonado del sector
industrial, Tabla 3.3, se produce en la región Costa,
seguido de las regiones: Oriente, Sierra e Insular.
El consumo promedio anual por abonado está bordeando
los 99 640 kWh/año (8 303 kWh/mes).
Tabla 3.3
CONSUMO PROMEDIO ANUAL SECTOR INDUSTRIAL
REGIÓN CONSUMO kWh/año
Sierra 44.684
Costa 221.814
Insular 2.843
Oriente 44.840
3.3.1.1 SECTOR RESIDENCIAL
En este sector, debido a que la tarifa no cubre los
costos de producción y al no existir una focalización
de los subsidios desde hace varias décadas,
en muchos casos se han formado malos hábitos
de consumo en la población, lo que ha producido
un consumo innecesario en algunos de los usos
finales, además de la utilización de equipos y
electrodomésticos de baja eficiencia energética.
Esto indica claramente que será necesaria la formación
de una cultura de uso racional de energía,
mediante la concienciación de la población en
todos los segmentos de consumidores residenciales,
acompañado de la adopción de políticas
y la ejecución de planes, programas y proyectos
de eficiencia energética, la mayoría con financiamiento
estatal en los segmentos más vulnerables
(clase media-baja y baja).
USOS FINALES DE ENERGÍA
El estudio de los usos finales de energía, permite
conocer la cantidad de energía que se utiliza en
los distintos equipos y artefactos existentes a nivel
residencial, como en refrigeración de alimentos,
iluminación, etc. Esta información permitirá
plantear medidas o planes de eficiencia de energía
con el fin de atacar al mayor componente de
la demanda.
Un estudio de usos finales realizado por el INE-
CEL en el año 1993 permitió conocer el consumo
energético residencial de la Costa, Gráfico 3.9, y
Sierra, Gráfico 3.10.
CAPÍTULO 3
Gráfico 3.9
USOS FINALES (REGIÓN COSTA)
9,05 %
50 %
14,3 %
10 %
Gráfico 3.9
Refrigeración
Iluminación
Cocción de alimentos
Aire acondicionado
Otros
16,67 %

72
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 3.10
USOS FINALES (REGIÓN SIERRA)
15 %
60 %
5 %
20 %
Gráfico 3.10
Refrigeración
Iluminación
Cocción de alimentos
Otros
Lamentablemente no se ha realizado un estudio
actualizado de usos finales de la energía eléctrica
a nivel nacional, sin embargo, dentro del Plan
de Acción de Energía Sostenible para Ecuador –
PAES, mismo que es financiado con un aporte no
reembolsable del BID, se realizará una consultoría
para la actualización de la matriz de usos finales
de energía, el diseño de una metodología para levantamiento
de información y una plataforma informática
que permita hacer simulaciones y actualizaciones
de la matriz en los sectores residencial,
público, comercial e industrial a nivel nacional.
el aire acondicionado con el 13%, mientras que
en la Sierra era el calentamiento de agua, que
aportaba con el 7%. 8 La información corresponde
a datos publicados por el ex INECEL en el
año 1993. Sin embargo, se están contratando
los estudios de actualización en el marco del
proyecto Plan de Acción de Energía Sostenible
para Ecuador, PAES.
Gráfico 3.11
DEMANDA ELÉCTRICA SECTOR RESIDENCIAL
PARTICIPACIÓN EN LA DEMANDA COINCIDENTE
El comportamiento de la demanda eléctrica
a nivel nacional, en el período de demanda
máxima u horas pico, está influenciado por el
consumo del sector residencial, esto debido
principalmente al uso de la iluminación, representando
en la Costa el 43%, y en la Sierra el
55% del consumo total residencial. El segundo
uso más importante, en términos de incidencia
en la punta, es la refrigeración de alimentos con
el 23% en la Costa y el 14% en la Sierra. El tercer
uso más importante en la Costa constituía
55%
43%
23%
14%
12% 7%
Iluminación Refrigeración
Aire Calentamiento
Acondicionado de Agua
Costa
Sierra
8 Estudio de usos finales ex-INECEL, 1993.

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 73
Para el año 2010, se presenta a continuación información
sobre las condiciones actuales en lo
concerniente al número de clientes, consumos y
facturación del sector residencial por regiones,
segmentos sociales y estratos de consumo. En el
análisis de este sector, no se consideró el consumo
residencial temporal pues representa un
sesgo, ya que los usuarios de la clase media alta
presentan consumos bajos.
Del análisis de esta información, la mayoría de
los clientes de este sector, tanto en la Sierra como
en la Costa, se encuentran en la clase media baja
(consumos entre 50 y 200 kWh/mes), situación
que no ha cambiado mucho respecto al año 1993.
Tabla 3.4
DISTRIBUCIÓN POR ESTRATOS DEL CONSUMO RESIDENCIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (TOTAL NACIONAL – 2010)
CAPÍTULO 3
Segmento
Social
Estrato
kWh/mes
Usuarios
Abonado
% Consumo
GWh
% Facturación
(millones USD)
%
Alta Mayor a 1.000 19.427,0 0,6 423,54 8,3 39,05 8,3
Media Alta 501 - 1.000 63.196,0 1,8 509,24 10,0 46,95 10,0
Media 201 - 500 483.111,0 13,9 1.685,65 33,0 155,42 33,0
Media Baja 51 - 200 1.615.158,0 46,5 2.215,45 43,3 204,26 43,3
Baja 0 - 50 1.289.439,0 37,2 280,31 5,5 25,84 5,5
TOTAL 3.470.331,0 100 5.114,19 100 471,52 100
En el Gráfico 3.12 se muestran los datos de la Tabla 3.4.
Gráfico 3.12
ABONADOS EN LOS ESTRATOS Y CONSUMO ELÉCTRICO (TOTAL NACIONAL)
1.800 2.500
1.600
1.400
Abonado
Consumo Gwh
2.000
Miles de Abonados
1.200
1.000
800
600
1.500
1.000
GWh
400
200
500
0
Mayor a1.000 501-1.000 201-500
51-200
0-50
Alta Media alta Media Media baja Baja
0

74
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Se visualiza que la concentración de clientes residenciales
se encuentran en los estratos sociales:
bajo y medio bajo, ya que juntos representan
cerca del 84% de los usuarios del sector residencial.
La clase media baja es la que presenta el
mayor consumo con un 43%, seguida de la clase
media 33%.
Otro aspecto importante a analizar, es la distribución
de la facturación, Gráfico 3.13, entre los
estratos que es muy similar a la distribución del
consumo, pues la tarifa es la misma, con excepción
del primer grupo, que es para clientes que
consumen hasta 110 kWh/mes en la Sierra y 130
kWh/mes en la Costa, debido a la tarifa de la dignidad
y el subsidio cruzado. La facturación de los
estratos alto y medio alto, representan el 17,7%
del total.
Gráfico 3.13
FACTURACIÓN POR ESTRATO (NIVEL NACIONAL)
incidencia del sector residencial en los períodos
picos de demanda de energía, estas medidas se
enmarcarán en la reducción y el control del incremento
de la demanda y por ende en la disminución
de inversiones para la construcción de
nuevas centrales eléctricas.
MEDIDAS IMPLEMENTADAS
En el año 2008, a través del Ministerio de Electricidad
y Energía Renovable, se desarrolló el
proyecto ¨Sustitución de 6´000.000 de focos incandescentes
por focos ahorradores¨, el mismo
que fue implementado en todas las provincias
del país, esto con el fin de generar un ahorro
energético y económico.
Por parte del sector eléctrico, la medida se realizó
como respuesta al crecimiento de la demanda
anual que en promedio presentó una tasa del orden
del 6%, lo que originó un déficit de oferta y
un incremento en los costos de generación.
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
10.410
14.416
El proyecto fue ejecutado en dos etapas: la primera
de agosto hasta diciembre del 2008, en la
que se asignó 3’639.744 de focos ahorradores
y, la segunda, desde el mes de abril de 2009
hasta octubre de 2009 con una asignación de
2’125.728 de focos ahorradores. Los resultados
obtenidos, se presentan a continuación:
6.000
4.000
2.000
2762
3265
3155
Tabla 3.5
RESULTADOS OBTENIDOS
0
Sup a 1.000 501 a 1.000 201-500 51-200 0-50
Factaración (miles USD)
De acuerdo a la situación actual de consumo
eléctrico del sector residencial, las medidas y
planes de eficiencia y buen uso de la energía
irán orientados a los usos finales de mayor demanda:
iluminación, refrigeración de alimentos
y acondicionamiento de ambientes. Debido a la
Disminución
de la demanda
Ahorro económico
subsidios
239 MWh Pico
45.128 MWh/mes
541.531 MWh/año
239.666 USD $/día
7’289.837 USD $/mes
87’478.049 USD $/año
El proyecto de sustitución, fue monitoreado mensualmente
conforme se instalaban los focos ahorradores,
esta información se presenta en el Gráfico
3.14.

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 75
Gráfico 3.14
AHORRO DE DEMANDA DE POTENCIA ACUMULADO
250,00
200,00
Megavatios
150,00
100,00
50,00
CAPÍTULO 3
0,00
ago-08
oct-08 dic-08 feb-09 abr-09 jun-09 ago-09
Dentro del control en iluminación se puede destacar
la suspensión, a partir del 1 de enero de
2010, de las importaciones de focos incandescentes
para uso residencial, de potencia entre
los 25W a 100W, además del otorgamiento de
incentivos arancelarios para la importación de
lámparas fluorescentes T8 y T5, las mismas que
se constituyen en medidas complementarias
cuyo esquema se muestra en el Gráfico 3.15.
Gráfico 3.15
MEDIDAS COMPLEMENTARIAS IMPLEMENTADAS (ILUMINACIÓN)
Medidas Complementarias
Prohibición de importación
de focos incandescentes
entre 25 y 100 W.
Resolución 529 COMEXI
Incentivos arancelarios
para la importación de
lámparas fluorescentes
T8 y T5. Resolución 505
COMEXI
En el caso del sector comercial, la investigación
realizada en el año 1993 estableció que en la
Costa, Gráfico 3.16, la iluminación representaba
el 40 % del consumo energético, el 20 %
se destinaba a la refrigeración de alimentos, el
20 % la fuerza motriz, el 15 % a los sistemas
de aire acondicionado y un 3 % a la cocción de
alimentos. Para la Sierra, Gráfico 3.17, se tenía
que la iluminación representaba el 55 %, 12 %
la refrigeración, un 20 % la fuerza motriz, el calentamiento
de agua con un 5 % al igual que la
cocción de alimentos.

76
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 3.16
USOS FINALES (REGIÓN COSTA)
Cocción de alimentos
3%
Otros
2%
Aire Acondicionado
15%
Gráfico 3.16
Iluminación
40%
Fuerza Motriz
20%
Pefrigeración
20%
Gráfico 3.17
USOS FINALES (REGIÓN SIERRA)
Cocción de alimentos
5%
Otros
3%
Calentamiento de agua
5%
Gráfico 3.17
Iluminación
55%
Fuerza Motriz
20%
Pefrigeración
12%

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 77
A continuación se presenta información sobre la
situación del sector comercial, cuya medición de
energía se la realiza en baja tensión. Se ha clasificado
por segmentos de importancia comercial,
estratos de consumo, número de clientes, consumo
de energía y facturación.
Gráfico 3.18
CONSUMO DE ENERGÍA SECTOR COMERCIAL
En referencia a los segmentos de importancia
comercial se tiene: comercios muy pequeños, cuyos
consumos llegan hasta 150 kWh/mes que
pudieran ser los de la tienda de un barrio; pequeños,
cuyos consumos llegan hasta 500 kWh/mes
que pudieran ser los de un bazar con servicio
de fax y copiadora; medianos, con consumos de
hasta 1.000 kWh/mes, que corresponden a oficinas
de profesionales con diversos equipos; grandes,
los que consumen hasta 2.000 kWh/mes,
similares a los de las notarías, o los negocios
de internet; y, muy grandes, aquellos que presentan
consumos superiores a 2.000 kWh/mes, que
corresponden a un micro mercado o panaderías
con hornos eléctricos.
CAPÍTULO 3
Muy grandes
mayor a 2.000
Grandes
2.000
Medianos
1.000
Pequeños
500
Muy pequeños
150
0 500
1.000 1.500 2.000 2.500 3.000
kWh/mes
Cabe indicar que en esta clasificación no se toma en cuenta a los clientes comerciales con demanda.
Tabla 3.6
DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO COMERCIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (TOTAL NACIONAL – 2010)
Segmento
Social
Estrato
kWh/mes
Usuarios
Abonado
% Consumo
GWh
% Facturación
(millones USD)
%
Muy Grandes
Grandes
Medianos
Pequeños
Muy pequeños
TOTAL
Mayor a 2.000
1001 - 2.000
501 - 1.000
151 - 500
0 - 150
5.413,0
14.692,0
34.411,0
125.271,0
206.851,0
386.638,0
1,4
3,8
8,9
32,4
53,5
100
412
500
599
882
281
2.674
15,4
18,7
22,4
33,0
10,5
100
32,31
39,23
46,99
69,23
22,03
209,79
15,4
18,7
22,4
33,0
10,5
100

78
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Del análisis de esta información, Tabla 3.6, se
concluye que la mayoría de los clientes de este
sector, son comercios muy pequeños, generalmente
administrados por la clase social media
baja. Similar a la situación residencial, la distribución
de los usuarios por estratos no ha cambiado
mucho respecto a los datos del año 1993. S
in embargo, en aquel año no existían comercios,
café-net y los locutorios o cabinas de teléfonos, lo
que hace presumir cambios en la utilización de
la energía.
Gráfico 3.19
ABONADOS Y CONSUMO ELÉCTRICO (TOTAL NACIONAL)
250
1000
900
Miles de Abonados
200
150
100
Abonado
Consumo Gwh
800
700
600
500
400
GWh
300
50
200
100
0
Mayor a 2.000
1.001-2000
501-2.000
151-500
0-150
0
Muy grande Grande Medianos Pequeños Muy pequeño
En base al Gráfico 3.19, se puede analizar
que el mayor número de abonados
se encuentra ubicado en el primer grupo
(muy pequeño), pero su correspondiente
consumo no es el que tiene mayor
significado o peso en el sector.
Gráfico 3.20
FACTURACIÓN (NIVEL NACIONAL)
2.500
2.000
2.194
1.593
Miles USD
1.500
1.000
1.154
1.380
875
500
0
Mayor a
2.000
1.001-2.000 501-1.000 151-500 0-150
Factaración (miles USD)

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 79
A diferencia del sector residencial, la facturación
en el sector comercial no cuenta con excepciones
en cuanto a tarifas y consumos. Se observa que
el mayor aporte en cuanto a la distribución de
la facturación, se da en el pequeño comerciante
(151-500 kWh/mes).
De acuerdo al análisis anterior, las medidas de
eficiencia energética a ser implementadas en
este sector, se dirigirán a los consumidores pequeños
y medianos que representan cerca del
60% del consumo. En este sentido se desarrollarán
planes de reducción a los usos finales de
mayor demanda que en este sector son: iluminación
y refrigeración.
3.3.1.2 SECTOR INDUSTRIAL
Al sector industrial o productivo, con fines de aplicación
tarifaria, se lo ha clasificado de la siguiente
forma: industriales artesanales, industriales
con demanda medidos en baja tensión, industriales
con demanda medidos en media tensión, industriales
con demanda horaria medidos en media
tensión, e industriales con demanda horaria
medidos en alta tensión. En una de las ramas del
sector industrial en el Ecuador, esto eso el textil,
el segundo en importancia después de la rama
de alimentos y bebidas, el uso predominante en
el consumo de energía y en la demanda coincidente
correspondía a la fuerza motriz en un 91%,
la iluminación representaba el 3%, conforme se
muestra en el gráfico a continuación. 9
CAPÍTULO 3
Gráfico 3.21
DISTRIBUCIÓN DE LA CARGA ELÉCTRICA INSTALADA EN EL SECTOR TEXTIL, SEGÚN LA APLICACIÓN DEL USO
Oficinas
2%
Otros
4%
Iluminación
3%
Gráfico 3.21
Fuerza Motriz
91%
Las deficiencias en este sector se presentan principalmente
debido a la inadecuada gestión energética
y a la baja renovación tecnológica con la
que se desarrollan los procesos, tanto desde el
punto de vista eléctrico como térmico.
En el análisis de este sector se tiene previsto
abordar en el proyecto Plan de Acción de Energía
Sostenible para Ecuador, PAES, donde se ha previsto
“Desarrollar una metodología para elaborar
la matriz de usos finales de energía y diseño de
una plataforma informática que permita hacer simulaciones
de la matriz en los sectores residencial
e industrial del Ecuador”.
Sin embargo, para definir su importancia se
muestra en los gráficos siguientes la distribución
de los usuarios por tipo de tarifa (sub-sectores).
9 MEER:Proyecto caracterización energética de la industria textil .2008

80
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
También se han considerado a los clientes no regulados,
que en su gran mayoría corresponden al
sector industrial, Gráfico 3.22.
Gráfico 3.22
ABONADOS Y CONSUMO INDUSTRIAL POR TARIFA
35
1872,4
2000,0
30
Abonado
Consumo Gwh
1666,7
1800,0
1600,0
25
1400,0
Miles de Abonados
20
15
1200,0
1000,0
800,0
GWh
10
5
132,2 59,6
308,2
377,6
600,0
400,0
200,0
0
0
Artesanal
Demanda Baja
tensión
Demanda Media
tensión
Demanda
Horaria
Demanda Alta
tensión
No regulados
Se observa que el mayor consumo registran los
industriales con demanda horaria, seguidos de
los industriales no regulados, debiéndose por lo
tanto enfocar allí las medidas de eficiencia energética,
tales como la disminución del consumo en
horas de mayor demanda.
RESTRICCIÓN DE EQUIPOS INEFICIENTES
E INCENTIVOS A LAS IMPORTACIONES
La Dirección de Eficiencia Energética de la Subsecretaría
de Energía Renovable y Eficiencia
Energética del MEER, ha trabajado y gestionado
políticas claras para la promoción e incentivo
del uso eficiente de la energía, como una herramienta
clave para reducir las emisiones de
gases de efecto invernadero, mitigar el cambio
climático y preservar los recursos naturales no
renovables del Ecuador; con el consecuente
ahorro económico que ello representa. A consecuencia
de ello se han implementado acciones
que a no dudarlo influirán en el uso más eficiente
de la electricidad.
Conscientes de que el principal uso de la energía
en el sector residencial es la iluminación, se aplicó
mediante Resolución COMEX, la suspensión a
partir de enero de 2010, a la importación de focos
incandescentes de uso residencial, entre los
rangos de 25W a 100W.
A través de Resoluciones del COMEX se ha emitido
un dictamen favorable para el diferimiento
arancelario (0% advalorem), de lámparas fluorescentes
compactas (focos ahorradores) de rango A
(alta eficiencia), según reglamento técnico ecuatoriano
RTE 036 “Eficiencia energética. Lámparas
fluorescentes compactas¼”. Igualmente el diferimiento
arancelario favorable (0% advalorem),
para tubos fluorescentes tipo T5 y T8, considerados
de mayor eficiencia y cuyo mercado principal
es el sector público y comercial.

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 81
ACCIONES VINCULADAS CON LOS CÓDIGOS
DE LA PRODUCCIÓNY DE LA CONSTRUCCIÓN
Estas importantes guías técnicas vinculadas con
los sectores productivo y de la construcción, al
estar relacionados con acciones de energía renovable
y eficiencia energética, contemplan entre
sus fines la comercialización y uso de tecnologías
ambientalmente limpias, posibilitando al MEER,
a través de la Subsecretaría de Energía Renovable
y Eficiencia Energética, apalancar con normas e
incentivos, todo aquello relacionado a la aplicación
de los mencionados Códigos.
3.3.1.3 SECTOR PÚBLICO
Se sabe que la mayoría de las instituciones públicas
no han instaurado una cultura de buen
uso de la energía. Asimismo, por la antigüedad
de las edificaciones, muchas de ellas poseen
iluminación ineficiente e instalaciones defectuosas,
así como dispositivos que han cumplido
con su vida útil tecnológica, principalmente
equipos ofimáticos.
Estas situaciones han motivado para que se pongan
en marcha proyectos de eficiencia energética
en edificios públicos que darán inicio en el año
2012 con la ejecución de auditorías energéticas.
Como parte de este sector se puede considerar al
servicio de alumbrado público, el cual se caracteriza
por utilizar, en muchos de los casos, equipos
de baja eficiencia energética, además de no contar
con adecuados procedimientos y programas
de diseño, operación y mantenimiento, todo esto
a pesar de las innovaciones tecnológicas que se
han introducido en el mercado durante los últimos
años.
Con el fin de mejorar el servicio de alumbrado
público en el área de concesión de CNEL, el
MEER firmó con la mencionada empresa un Convenio
con el propósito de mejorar y disminuir el
consumo por alumbrado público con el reemplazo
de 65.000 luminarias, éste contempla la disposición
final ambientalmente adecuada de las
luminarias retiradas.
3.4 PROGRAMA DE
EFICIENCIA ENERGÉTICA
Y BUEN USO DE LA
ENERGÍA ELÉCTRICA
3.4.1 ACCIONES A DESARROLLAR
Debido a las características de consumo a nivel
nacional de los distintos usuarios: residencial, comercial,
industrial y alumbrado público, se hace
necesario el desarrollo de proyectos de eficiencia
energética, esto como medida de control del crecimiento
de la demanda así como del buen uso
de la energía.
Las acciones que se plantean desarrollar en el
marco de los lineamientos del Plan de Ahorro y
Eficiencia Energética del Ecuador, se han agrupado
en varios programas por sectores: Programa
sector residencial, programa sector público
(edificios y alumbrado) e industrial. Se propone,
además, tareas transversales que se implementarán
paralelamente a los programas y proyectos
propuestos y que requieren necesariamente de la
participación de otros actores.
Gráfico 3.23
PROYECTOS A IMPLEMENTARSE
Programa Sector Residencial
• Proyecto Sustitución de 330.000 refrigeradoras ineficientes
• Proyecto Dotación de 10.905 sistemas de energía solar térmica
para agua caliente sanitaria.
• Proyecto
Programa Sector Público
• Proyecto de acción inmediata para el uso eficiente de la
energía en el sector público.
• Proyecto Alumbrado Público a nivel nacional
• Proyecto Sustitución de lámparas de alumbrado público
por lámparas más eficientes en la provincia de Galápagos.
Programa Sector Industrial
• Proyecto de eficiencia energética para la industria en el
Ecuador
Acciones Transversales
• Proyecto Campaña Masiva de Comunicación para incentivar
el ahorro de energía
CAPÍTULO 3

82
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
3.4.1.1 PROGRAMA DE EFICIENCIA
ENERGÉTICA EN EL SECTOR
RESIDENCIAL
En el año 2010 el sector residencial consumió
cerca del 36% del total de la energía eléctrica del
país; además debe considerarse el alto porcentaje
de demanda de gas licuado de petróleo (GLP)
para el sector residencial, que oscila en el 90% de
la oferta total.
La razón de este nivel de consumo del sector residencial
respecto al total de energía, es que durante
los últimos años el sector residencial ha migrado
del uso de la electricidad al GLP, situación
que se mantiene en básicamente tres tipos de
electrodomésticos: los calentadores instantáneos
de agua o calefones, la cocina y la secadora de
ropa, todo esto debido al precio público por unidad
energética que promueve considerablemente
el uso del GLP.
Se estima que este 90% de la demanda de GLP
en el sector residencial se destina en su mayoría
a la cocción de los alimentos, mientras que para
el caso de la electricidad se puede indicar que la
refrigeración de alimentos participa con aproximadamente
el 60% y 50% de la demanda del sector
en la Sierra y Costa respectivamente, y la iluminación
con el 20% y 17% en Sierra y Costa, como
también el consumo en aires acondicionados participa
con el 14% en las zonas tropicales del país.
Tomando en cuenta estos antecedentes, los proyectos
de eficiencia energética se dirigirán a los
usos finales de: iluminación, refrigeración de
alimentos, acondicionamiento de aire y calentamiento
de agua.
energía que uno fabricado en la actualidad, esto
debido al desarrollo tecnológico y el mejoramiento
del diseño de estos equipos. Sin embargo, los
usuarios se han acostumbrado a pagar altos montos
por concepto de consumo de electricidad, sin
conocer que pueden tener ahorros significativos
al sustituir sus refrigeradores por equipos nuevos
de alta eficiencia.
Mediante este programa se busca sustituir refrigeradoras
de 10 o más años de uso por aparatos
nuevos, más eficientes en su consumo de energía.
De esta manera, el consumo de energía eléctrica
de las familias ecuatorianas será más eficiente,
manteniendo el mismo confort, lo que se traducirá
en una reducción de las facturas mensuales.
El proyecto tiene como meta la sustitución de
330.000 refrigeradoras a nivel nacional, en un período
de ejecución de 5 años. En su primera fase,
que se inició en julio de 2011, se considera la renovación
de 30.000 refrigeradoras en los primeros
12 meses; 42.000 unidades en el segundo año;
72.000 en el tercero; 96.000 en el cuarto y 90.000
en el quinto año. Para el sexto, séptimo y octavo
año se tendrá un ingreso por la recuperación del
apoyo financiero (cartera) de USD 40’300.033 que
podría cubrir el estímulo económico y el apoyo financiero
para otras 175.000 unidades, en éstos
y los años subsiguientes con lo cual el proyecto
llegaría a reemplazar 505.000 refrigeradoras.
Gráfico 3.24
PROGRAMA DE SUSTITUCIÓN DE REFRIGERADORAS
100.000
90.000
96.000
90.000
PROYECTO SUSTITUCIÓN DE 330 000
REFRIGERADORAS INEFICIENTES
80.000
70.000
72.000
Dentro del sector residencial, los refrigeradores
de alimentos son de los principales equipos consumidores
de energía y su incidencia sobre la demanda
de este sector aumenta en los países de
menor desarrollo económico.
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
30.000
42.000
Se estima que un refrigerador con una antigüedad
mayor a 12 años, consume cerca de 3 veces más
10.000
0
1er. año 2do. año 3er. año 4to. año 5to. año

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 83
La estrategia de implementación del proyecto, es realizar dos tipos de apoyo que el Estado facilitará
para que los usuarios accedan al proyecto: un aporte económico y un aporte de financiamiento. El aporte
económico consiste en un valor o incentivo que el Estado ecuatoriano cancelará al proveedor de las
refrigeradoras a nombre del usuario, para motivar la sustitución de la unidad (compra del equipo viejo)
y servirá para cubrir una parte del precio del nuevo electrodoméstico.
La otra parte del precio, esto es el
aporte de financiamiento, consiste
en un crédito a tasa preferencial a
un plazo de hasta 3 años, que será
cobrado a través de la factura de
energía eléctrica y servirá para cubrir
la totalidad o parte del precio
del nuevo refrigerador. El detalle de
la Tabla 3.7 a continuación presenta
los resultados en ahorros energéticos
y económicos esperados en función
del período de ejecución.
Tabla 3.7
RESULTADOS ESPERADOS
Económico (USD/mes)
Energía
Ahorro mensual por usuario 2,66 54,51 kWh/mes
Ahorro año 1 (30000 refr.) 79894,32 1635,52 kWh/mes
Ahorro año 2 (42000 refr.) 234246,37 3925,26 kWh/mes
Ahorro año 3 (72000 refr.) 485492,73 7850,51 kWh/mes
Ahorro año 4 (96000 refr.) 843154,56 13084,19 kWh/mes
Ahorro año 5 (90000 refr.) 1218837,52 17990,76 kWh/mes
CAPÍTULO 3
El análisis de los resultados, considerando
una demanda proyectada para
los años 1 al 5 de ejecución del proyecto
se realizó tomando en cuenta
las siguientes consideraciones:
Tabla 3.8
CONSIDERACIONES PARA EL ANÁLISIS
Crecimiento de la demanda anual 6%
Curva de demanda 13 de octubre de 2010
Factor de carga refrigeradora ineficiente 0,5
Potencia de refrigeradora ineficiente
250 W
Factor de carga refrigeradora eficiente 0,25
Potencia de refrigeradora eficiente
150 W
PROYECTO DOTACIÓN DE 10.905 SISTEMAS
DE ENERGÍA SOLAR TÉRMICA PARA AGUA
CALIENTE SANITARIA
Como una forma de fomento al uso de la energía
solar térmica para el calentamiento de agua, se
propone la ejecución de proyectos con la intervención
directa del Estado, para lo cual el MEER
suscribió un Acuerdo Institucional con el MIDUVI,
el mismo que permitirá seleccionar a las 10.905
familias en diferentes comunidades de las provincias
de Azuay, Bolívar, Cañar, Carchi, Chimborazo,
Cotopaxi, Imbabura, Pichincha, Santo Domingo y
Loja, que se beneficiarán de este primer proyecto
de dotación de sistemas solares térmicos para
agua caliente sanitaria.
Las familias que acceden al bono de la vivienda
pertenecen a estratos sociales de bajo poder adquisitivo,
por lo que en las condiciones actuales y,
sin el apoyo estatal, no estarían en condiciones de
adquirir un calentador solar de agua, y con toda
seguridad optarían por sistemas de bajo costo de
inversión para ellos, pero altamente costosos en
su vida útil, especialmente para el Estado.
La dotación de calentadores solares de agua a
gran parte de los proyectos habitacionales en los

84
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
que participa el MIDUVI, contribuirá con la disminución
del consumo actual y futuro de derivados
de petróleo y fomentará el desarrollo de la
energía solar térmica en general. En los hogares
ecuatorianos, especialmente en la Sierra, donde
el agua caliente se utiliza para aseo personal y
otros usos domésticos como lavar la ropa, los
utensilios de cocina, etc.
Para el calentamiento de agua se utiliza energía
eléctrica o calefones de gas (GLP), con muy poca
frecuencia se encuentra hogares que utilizan calentadores
solares, debido fundamentalmente a
la diferencia de costos de inversión y al desconocimiento
de su uso. Se considera que el tener
agua caliente sanitaria es una necesidad latente
en los hogares que aún carecen de ésta, y que tan
pronto sube su capacidad adquisitiva, aumentan
las probabilidades de dotarse de este recurso, lo
que implica que los consumos de GLP y electricidad
tienden a aumentar conforme mejora la capacidad
adquisitiva de las familias.
Se considera que en el país existe una cobertura
de cerca de 1 000 000 de duchas eléctricas y de
acuerdo a estimaciones de la Empresa Eléctrica
Quito, una ducha eléctrica consume en promedio
55,6 kWh por mes. Por otro lado, se considera la
existencia de 180 000 calefones que usan GLP
con un consumo promedio que varía de 1,4 a 2
cilindros de 15 kg al mes por familia.
Con estos antecedentes se ha puesto en ejecución
el mencionado proyecto, habiéndose iniciado
con la instalación de 280 calentadores de
agua, respecto de los cuales los reportes indican
que están funcionando normalmente y a satisfacción
de los beneficiarios.
Con la continuación en la implementación de estos
sistemas se espera mejor calidad de vida, salubridad
y seguridad de las familias beneficiarias;
reducir gastos al Estado por subsidio al GLP y
electricidad utilizado en el calentamiento de agua,
así como disminuir el consumo actual y futuro de
derivados de petróleo; reducir la contaminación,
propiciando un hábitat sano; generar empleo con
la evolución de un mercado de calentadores solares
mediante la capacitación y desarrollo de la
energía solar térmica en general.
Por otra parte se ha considerado que la intensidad
y tiempo de radiación solar constituyen la fuente
de energía con las cuales los sistemas solares trabajan.
Aquí la irradiancia o radiación global es la
medida con que se calcula la cantidad de energía
solar que se dispondrá en un lugar determinado
y es la suma de la radiación directa y difusa, es
decir, que es el total de la radiación que llega a un
determinado lugar. No se debe confundir con el
tiempo de luminosidad durante el día.
Existen varios institutos alrededor del mundo que
proporcionan información sobre la radiación solar. A
continuación como ejemplo se muestra la radiación
solar global diaria en kWh/m 2 /día promedio para
cada mes, medida por satélite, para un área que
abarca la ciudad de Quito, obtenida de la página web
de la NASA Surface Meteorology and Solar Energy.
CIUDAD ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROM
Quito 4,14 4,35 4,55 4,33 4,12 4,02 4,27 4,46 4,27 4,24 4,30 3,98 4,25
Esto quiere decir que en Quito se dispone de 4,25
kWh/m 2 /día de radiación solar diaria en promedio.
Para información comparativa, los niveles de
radiación solar globales en algunos países de Europa
no superan las 2 kWh/m 2 /día promedio en
el año, y son en esas latitudes donde el desarrollo
de la energía solar térmica ha sido muy grande
en los últimos años. Solamente en el año 2004

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 85
se instalaron 8.633 MW de energía térmica en el
mundo, con una inversión de más de USD 5 mil
millones, con lo que la capacidad instalada mundial
llegó ese año a 108.750 MW.
Como resultado de este proyecto, por el uso de
los 10.905 sistemas solares térmicos se tendría
un ahorro anual para el Estado de entre USD
1’886.608,62 y USD 2’699.249,22 y un ahorro
total entre el Estado y los usuarios de entre USD
2’089.790,58 y USD 3’031.960,770.
El proyecto se inició en una primera fase con la
instalación de 280 sistemas y actualmente se
encuentra en ejecución la segunda fase con 2
632 sistemas.
Hay que considerar que muchas familias utilizan
exclusivamente sistemas eléctricos para calentar
agua y que el consumo mensual promedio
de electricidad para calentamiento de agua en
estos casos es de 55,6 kWh. Con el uso de sistemas
solares térmicos dimensionados para este
proyecto, se tendría un ahorro de aproximadamente
80% del consumo de electricidad para el
calentamiento de agua, lo que conlleva a un ahorro
mensual de 44,48 kWh. Tomando como referencia
que el precio del kWh de electricidad para
los usuarios es de USD 0,083 y que el Estado estaría
subvencionando en USD 0,086 el kWh, las
familias beneficiarias de este proyecto tendrían
un ahorro anual de USD 46,29 y el Estado de
USD 1,67, es decir que el ahorro total neto sería
de USD 47,96 al año.
PROYECTO TARIFAS ELÉCTRICAS
CON SEÑALES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
Sustentado en el principio de eficiencia energética
preceptuado por la Constitución de la República
en su capítulo V: “Sectores estratégicos,
servicios y empresas públicas”, el CONELEC desarrolló
un estudio sobre “Tarifas con señales de
eficiencia aplicables para el sector residencial en
época de estiaje”, como un mecanismo para incentivar
la reducción del consumo en los usuarios
residenciales, sobre todo en aquellos con mayor
demanda, a través de la estructura tarifaria.
En base a esto, se definió aplicar una combinación
de subsidio cruzado exponencial y el pago
y descuento adicional por superar o disminuir el
consumo respecto a límites de consumo establecidos
(premio o recargo), sin afectar el aporte actual
del subsidio del Estado Ecuatoriano por concepto
de Tarifa de la Dignidad.
El nuevo mecanismo de Subsidio Cruzado Exponencial
trata de no alterar la actual condición
de los usuarios de la “clase media” y aplicar
un incremento exponencial en el porcentaje de
aporte al subsidio cruzado, para los usuarios de
mayor consumo.
Esquema tarifario a implementarse
Como parte del Plan de Contingencias para el Estiaje
2010-2011, se formularon y analizaron varias
alternativas de esquemas tarifarios para el
sector residencial, recopilado en el documento
denominado “Propuestas de esquemas tarifarios
para el sector residencial”.
El esquema tarifario propuesto se enfoca a aquellos
consumidores que se encuentran en los rangos
de consumo superiores a 300 kWh/mes, que
corresponden al 7% de los consumidores residenciales
y cuyo consumo energético es el 30% del
total del sector residencial.
Una vez aplicada la tarifa se tendría que la diferencia
de la aplicación de los cargos incrementados
vs. los cargos vigentes sería de USD 2’940.124,
que representa alrededor del 7,99% de incremento
a nivel nacional.
En el Gráfico 3.25, se observa el esquema tarifario
para el sector residencial, el mismo que pretende
la optimización del consumo de electricidad
de los abonados cuyos consumos mensuales
sean mayores a 251 kWh. Este esquema diferencia
el costo del kWh consumido a diferentes horas
del día a fin de reducir la demanda de energía en
períodos de demanda media y pico.
CAPÍTULO 3

86
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 3.25
DESARROLLO DE ESQUEMAS TARIFARIOS PARA EL SECTOR RESIDENCIAL
19,00
18,0
17,00
15,00
13,00
11,00
9,00
9,1
10,4
11,6
12,9
14,2
15,4
16,7
7,00
5,00
9,10
9,30 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50
0-50
51-100
101-150
151-200
201-250
251-300
301-350
351-400
401-450
451-500
501-1000
1001-2000
Superior
3.4.1.2 SECTOR PÚBLICO
PROYECTO DE ACCIÓN INMEDIATA
PARA EL USO EFICIENTE DE LA ENERGÍA
EN EL SECTOR PÚBLICO
El Proyecto de Diagnósticos Energéticos, efectuado
en el año 2008 por el Colegio de Ingenieros
Eléctricos y Electrónicos de Pichincha (CIEE-
PI) en 46 edificios públicos de Quito, concluyó
que solo un 30% de los edificios estudiados
aprovecha la luz natural para iluminación y que
un 17% no cumplía con los niveles adecuados de
flujo luminoso.
En cuanto al consumo energético, se concluyó
que casi el 50% de los edificios tienen un índice
de consumo promedio menor a 5 kWh/m 2 , mientras
que en el extremo superior se tienen edificios
que consumen más de 30 kWh/m 2 , llegando hasta
50 kWh/m 2 , ver Gráfico 3.22.
En base a los estudios presentados se concluyó
que las oportunidades de mejorar el uso de energía
eléctrica, en cada uno de los 46 edificios públicos
analizados, se centran en el tema de iluminación,
considerando los siguientes parámetros de
necesidades lumínicas en los planos de trabajo. 10
• OFICINAS
• PASILLOS
• PARQUEADEROS
Y SUBSUELOS
300 luxes
150 luxes
100 luxes
Los edificios pertenecientes a la administración
pública en Ecuador, presentan en muchos casos
deficiencias en el buen uso de la energía y, por lo
tanto, una alta y creciente demanda; debido, por
un lado, a la falta de consideración de criterios de
eficiencia y rendimiento energético al momento
del diseño y adquisición de las instalaciones, falta
de control interno por parte de las instituciones
en la gestión energética, falta de hábitos de uso
eficiente de la energía por parte del personal que
labora en los mismos; y, por otro lado, a la antigüedad
de las edificaciones, principalmente en
los rubros de climatización, generación de energía
térmica calorífica para agua caliente sanitaria,
iluminación, ascensores, sistemas ininterumpibles
de energía (UPS), entre otros. 11
10 Manual de Eficiencia Energética en Edificios Públicos, MEER-CIEPI, 2008.
11 Perfil “ Proyecto de acción inmediata para el Uso Eficiente de la Energía en el Sector Público”

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 87
Gráfico 3.26
PROMEDIO DE ÍNDICE CONSUMOS ENERGÉTICOS
Mayor a 30 kWh/m 2
Menores a 5 kWh/m 2
Gráfico 3.26
Entre 10-30 kWh/m 2
CAPÍTULO 3
Entre 5-10 kWh/m 2
En lo que se refiere a mantenimiento, el 44%
de los edificios realiza periódicamente mantenimientos
apropiados a los distintos sistemas
eléctricos, existiendo a su vez varias instituciones
que se encuentran implementando sistemas de
eficiencia energética: un 8,7% de los edificios ya
tienen implementados estos sistemas y un 17%
tienen sistemas parcialmente instalados. Esto es
un indicador de que existe un potencial todavía
grande para mejorar la eficiencia de la energía en
el sector.
Mediante este proyecto, se busca implementar un
plan de acción inmediata para lograr resultados
cuantificables, medibles y predecibles de la mejora
del rendimiento energético.
Los programas de uso eficiente de energía, orientados
al sector público, ofrecen un gran potencial
de generar ahorros económicos y beneficios
ambientales, pero por otra parte, las acciones de
ahorro de energía en el sector público constituyen
un importante soporte para los programas nacionales
de eficiencia energética, dada la fuerza moral
que da el ejemplo.
Las acciones que se desarrollen mediante sistemas
de medición en: iluminación, fuerza, datos
y comunicaciones, con los resultados correspondientes,
a fin de mejorar la eficiencia con que se
utiliza la energía dentro de las instituciones de la
administración pública son de mucha importancia
debido a:
a. El alto potencial de ahorro del recurso energético,
económico y demanda de potencia
que representan.
b. El importante soporte a la política y los programas
nacionales de eficiencia energética
que representa la iniciativa dada por parte
del sector público.
c. El aprendizaje y las herramientas que se
desarrollen podrán ser reproducidos o trasladados
a otros niveles y sectores, multiplicando
los beneficios a obtener.
d. Se desarrollarán nuevas capacidades productivas
creando fuentes de trabajo sostenibles
de manera directa e indirecta en un
sector de mayor proyección.

88
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
e. Sobre todo al hecho de mostrar ejemplos de
eficiencia desde lo público hacia la sociedad
en general.
La estrategia de implementación se basa en la
creación de un Presupuesto de Inversión para
la ejecución de planes y proyectos de eficiencia
energética en los edificios a cargo de las propias
entidades públicas, mediante los cuales se pretende
recuperar estimativamente el 10% de la
facturación mensual, debido a la disminución en
el consumo de energía obtenido.
Complementariamente se contempla en este
proyecto la formulación de un Manual de Compras
Públicas, que permitirá diseñar, elaborar
y adoptar un manual de aplicación obligatoria
que canalice las compras públicas hacia los
productos energéticamente más eficientes y
limpios del mercado, a fin de transparentar y
hacer más eficientes las adquisiciones de insumos
y materiales a cargo de las instituciones
del sector público.
Las guías para la elaboración del Manual contemplan:
• Uso de productos con bajo contenido o ausencia
de sustancias tóxicas y peligrosas.
• Uso de productos reutilizables, de larga
vida, separables y fácilmente reparables.
• Uso de productos y materiales reciclables y
reciclados.
• Reducción y correcta gestión de residuos.
Lo anteriormente expuesto tiene su respaldo
en experiencias recientemente emprendidas
en varios países de la región como se indica a
continuación:
EXPERIENCIAS INTERNACIONALES
• MÉXICO “Manual de Compras energéticamente
eficientes”, febrero 2007.
• CHILE: “Manual de Compras Energéticamente
Eficientes”, diciembre 2007. Sigue los
modelos de los programas de EE.UU. y de
México con las asistencia de profesionales
de PEPs (Promoting an Energy Efficient Public
Sector)
• COSTA RICA “Manual para la implementación
de compras verdes en el sector público de Costa
Rica, Mayo 2008”
• MERCOSUR “Compras Públicas Sustentables
en el MERCOSUR”, 2008
Clave: etiqueta o sello de eficiencia energética
Los resultados esperados considerando como
metal del proyecto un ahorro promedio del 10%,
se presentan a continuación:
Tabla 3.9
RESULTADOS ESPERADOS
Inversión (USD)
Consumo de energía sin el proyecto (MWh/año)
Porcentaje de ahorro estimado (%)
Ahorro de energía (MWh/año)
Ahorro económico (USD/año)
330.000
28.631
10
2.863
343.574

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 89
Tabla 3.10
CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE ENTIDADES PÚBLICAS DEL PROYECTO EN LA CIUDAD DE QUITO
Or. NOMBRE DIRECCIÓN SECTOR
CONSUMO
PROMEDIO (kWh)
SITUACIÓN ACTUAL
1 ESCUELA POLITECNICA DEL EJERCITO SANGOLQUI SECTOR SANTA CL 155.513 FUERZAS ARMADAS
2 MINISTERIO DE AGRICULTURA, GANADERIA,
ACUACULTURA
AV AMAZONAS AV ELOY ALFARO 141.765 PROPIO, VARIAS INSTITUCIONES SE
ENCUENTRAN EN EL EDIFICIO
3 CORPORACION FINANCIERA NCNAL. JUAN LEON MERA 130 AV. PATRIA 112.776 PROPIO
4 BANCO CENTRAL DEL ECUADOR AV AMAZONAS ATAHUALPA 93.891 COMODATO AL MINISTERIO DE EDUCACION
5 BANCO CENTRAL DEL ECUADOR AV. 10 DE AGOST BRICENO 82.137 PROPIO
6 ESCUELA SUPERIOR MILITAR ELOY ALFARO AUTP.CORDOV.GAL S/N CORDOVA GALARZA 74.659 FUERZAS ARMADAS
7 PETROCOMERCIAL-EDF.EL ROCIO ALPALLANA ESQ. AV. 6 DE DICIEM 68.130 PROPIO
8 FUERZA TERRESTRE DEL EJERCITO ECUATORIANO LA EXPOSICION 208 MINISTERIO DEFE 65.943 COMPLEJO MINISTERIAL
9 MINISTERIO DE FINANZAS JUAN MURILLO SAN GREGORIO 63.180 PROPIO
10 ALA DE TRANSPORTE N.11 (PCT) AV.DE LA PRENS 332 CARLOS QUINTO 61.790 FUERZAS ARMADAS
11 MATRIZ DEL SEGURO SOCIAL 10 DE AGOSTO SN BOGOTA 60.087 PROPIO
12 CONTRALORIA GENERAL DEL ESTADO JUAN MONTALVO E4-37 AV.6 DE DICIEMB 57.197 ENTE DE CONTROL
13 MINISTERIO DE SALUD PUBLICA REPUBLICA DEL S 950 SUECIA 53.364 PROPIO
14 MINISTERIO DE EDUCACION Y CULTURA SAN SALVADOR E6-49 AV ELOY ALFARO 46.761 COMODATO AL EDIFICIO DE MEDIOS PUBLICOS
15 SERVICIO RENTAS INTERNAS (SRI) PAEZ 655 RAMIREZ DAVALOS 46.461 PROPIO
16 COMANDO CONJUNTO DE LAS FUERZAS ARMADAS PORTILLA 272 MALDONADO 44.576 COMPLEJO MINISTERIAL
17 COMANDANCIA GENERAL DE LA POLICIA NACIONAL AV AMAZONAS 113 COREA 44.558 PROPIO
18 CELEC S.A.TRANSELECTRIC. 6 DE DICIEMBRE 235 ORELLANA 43.947 PROPIO
19 INSTITUTO GEOGRAFICO MILITAR HUMBERTO MARIN 0000 EQUINOCCIO 42.034 FUERZAS ARMADAS
20 CONSEJO NACIONAL DE LA JUDICATURA AV AMAZONAS UNION NACIONAL 41.847 FUNCION JUDICIAL
21 DIRECCION GENERAL DE AVIACION CIVIL (3) BUENOS AIRES 53 AV.10 DE AGOSTO 41.063 PROPIO
22 INSTITUTO GEOGRAFICO MILITAR (PLANETARIO) SOLANO BR.EL DORADO 40.974 FUERZAS ARMADAS
23 DELEG.DISTRITAL PICHINCHA CNJ PIEDRAHITA E4-45 AV.6 DE DICIEMB 39.323 FUNCION JUDICIAL
24 MDMQ. PALAC. MCPAL VENEZUELA N4-48 CHILE 38.876 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
25 FTEE. BATALLON CHIMBORAZO CAMP. LA VALVIN POBLC. AMAGUA%A 38.077 FUERZAS ARMADAS
26 EDIFICIO DE LA F.A.E. MALDONADO MINISTERIO DEFE 37.182 COMPLEJO MINISTERIAL
27 HONORABLE CONSEJO PROVINCIAL DE PICHINCHA ARENAS SN JUAN LARREA 36.904 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
28 MINISTERIO DE RELACIONES EXTERIORES CARRION 1011 AV.10 DE AGOSTO 35.070 PROPIO
29 INIAP ESTACION EXP.STA.CATALINA PANAMERICANA SU KM1 CUTUGLAHUA 33.030 PROPIO
30 INTENDENCIA DE COMPAÑIAS DE QUITO ROCA 660 AV.AMAZONAS 29.191 ENTE DE CONTROL
31 SUPERINTENDENCIA DE TELECOMUNICACIONES AV.9 DE OCTUBRE N27-75 BERLIN 29.083 NO SE POSEE INFORMACIÓN
32 UNIDAD DE VIGILANCIA CENTRO OCCIDENTE NICOLAS ARTETA S/N AV. MARIANA DE 28.988 PROPIO
33 PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA GARCIA MORENO 1000 CENTRO HISTORIC 27.900 PROPIO
34 ASAMBLEA NACIONAL AV. COLOMBIA YAGUACHI 27.823 FUNCION LEGISLATIVA
35 INSTITUTO ECUATORIANO DE SEGURIDAD
9 DE OCTUBRE 20-68 JORGE WASHINGTO 27.513 PROPIO
SOCIAL DIRECCIO
36 INST.NAL.ESTADISTICAS Y CENSOS JUAN LARREA 1536 RIOFRIO 26.840 MAGAP COMODATO AL INEC
37 MINISTERIO DE INCLUSION ECONOMICA Y SOCIAL ROBLES S/N AV 9 DE OCTUBRE 26.337 PROPIO
38 DIRECCION GENERAL DE AVIACION CIVIL (7) CERRO DE MONJAS SECTOR MONJAS S 26.141 PROPIO
39 BANCO NACIONAL DE FOMENTO BNF ANTONIO ANTE 15 AV. 10 DE AGOST 25.748 PROPIO
40 BANCO CENTRAL DEL ECUADOR (CENTR.EMISION-1) AUTOPISTA AMAGU AMAGUANA 25.468 PROPIO
41 MDMQ- AVALUOS Y CATASTROS DATA CENTER VENEZUELA 933 ENT.ESPEJO Y SU 25.119 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
42 D N T. COMISION NCNAL.TRANSPORTE TERRESTRE RAMIREZ DAVALOS 190 AV 10 DE AGOSTO 22.657 NO SE POSEE INFORMACIÓN
43 HONORABLE CONSEJO PROVINCIAL
JUAN LARREA 1345 ANTONIO ANTE 22.281 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
DE PICHINCHA (CONADE)
44 FUERTE MILITAR ATAHUALPA PANAMERICANA SU SECTOR MACHACHI 21.727 FUERZAS ARMADAS
45 PETROCOMERCIAL EST.BOMBE.CORAZON CHILLOGALLO KM 26 VIA ANTIG.CHIRI 21.563 PROPIO
46 SERVICIO DE RENTAS INTERNAS JUAN SALINAS SANTIAGO 21.072 PROPIO
47 EMAAPQ. EDIFICIO NUEVO AV.MARIANA DE J ENTRE ALEMANIA 20.920 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
48 BANCO NACIONAL DE FOMENTO BNF ANTONIO ANTE 15 AV.10 DE AGOSTO 20.227 PROPIO
49 FUERTE MILITAR ATAHUALPA PANAMERICANA SU KM.38. SECTOR MACHACHI 18.871 FUERZAS ARMADAS
50 MINISTERIO DE RELACIONES LABORALES PONCE ESCALINA SECT.CORTE SUPR 18.545 PROPIO
51 CORREOS DEL ECUADOR JAPON S/N AV. NACIONES UN 18.464 PROPIO
52 MDMQ. CENTRO CULTURAL METROPOLITANO GARCIA MORENO N3-151 ESPEJO 18.128 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
53 EMMOP Q CENTRO DE ACOPIO AV. GUAYASAMIN SALIDA PEAJE GU 16.825 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
54 MDMQ. DIR. METROP. AVALUOS Y CATA VENEZUELA N3-86 ESPEJO 16.381 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
55 CASA DE LA CULTURA ECUATORIANA AV. 6 DE DICIEM 16244 AV. PATRIA 15.644 PROPIO
56 BANCO NACIONAL DE FOMENTO BNF ANTONIO ANTE 0117 10 DE AGOSTO 15.448 PROPIO
57 SRI. FILANBANCO ROBLES 0000 AV AMAZONAS 15.345 BANCO CENTRAL DA EN COMODATO AL SRI
58 MDMQ. CENT.ATENC.CIUDADANA 101 MARIANA DE JESUS MARIANA DE JESU 14.564 GOBIERNO AUTONOMO DESCENTRALIZADO
CAPÍTULO 3

90
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
PROYECTO ALUMBRADO
PÚBLICO A NIVEL NACIONAL
El consumo de energía de alumbrado público del
año 2010 fue de 5,8% del consumo a nivel nacional.
La tasa de crecimiento de consumo promedio
del sector alumbrado público, entre el 2000
y 2010, fue de 2,91%. 12 En el Gráfico 3.27, se
observa el historial de consumo desde 1999 hasta
el 2010, entre los cuales existe una diferencia
de consumo aproximada de 200 GWh.
Gráfico 3.27
EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL CONSUMO DE ALUMBRADO PÚBLICO (GWh)
900
800
700
600
Consumo GWh
500
400
300
200
100
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Según los datos obtenidos a diciembre de 2010, se
encuentran instaladas en el país aproximadamente
1 225 012 luminarias, de las cuales el 76,6% corresponden
a lámparas de vapor de sodio; 19,1%
son lámparas de vapor de mercurio; 2,8 % son reflectores;
0,3% son lámparas de luz mixta; 0,4%
lámparas incandescentes; 0,3% lámparas fluorescentes
y 0,5% otro tipo de lámparas, lo que representa
un enorme volumen de sustitución. La potencia
total del alumbrado público es de 213 MW.
Las lámparas de vapor de mercurio, debido a su
bajo costo, han sido utilizadas a gran escala en el
alumbrado público del país; hoy en día, debido al
crecimiento de la demanda de energía, a la necesidad
de preservación del ambiente y a los avances
tecnológicos, se hace necesario el uso de nuevas
tecnologías con un alto rendimiento, las mismas
que generan mayor cantidad de lúmenes por vatio
como es el caso de las lámparas de sodio de alta
presión e inducción magnética, con el fin de obtener
ahorro en el consumo energético y la reducción
de las emisiones de gases efecto invernadero (CO 2 ).
Los principales problemas de ineficiencia energética
en el alumbrado público son:
• Incorrecto funcionamiento de los dispositivos
de maniobra,
• Pérdidas por depreciación lumínica,
• Uso de consumo de energía reactiva no deseable,
• Uso ineficiente del consumo debido a sobretensión
de las líneas eléctricas,
12 Boletín Estadístico CONELEC 2010

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 91
• No se tienen instalados sistemas de control
a nivel nacional.
Para la ejecución del proyecto, se pretende usar
luminarias de vapor de sodio a alta presión con
eficiencia mejorada, con tecnología de doble nivel,
que permite reducir la potencia consumida
por estas lámparas dependiendo de la hora. Por
ejemplo: de 18:00 a 24:00 las lámparas funcionarían
a nivel de potencia total, mientras que de
24:00 a 6:00 el nivel se podría reducir a la mitad,
con el consecuente ahorro; además, estas luminarias
poseen una vida útil de 24.000 horas reduciendo
los costos de mantenimiento.
La sustitución se realizará en dos etapas:
a) 241.526 luminarias de vapor de mercurio,
(entre otras tecnologías ineficientes), con una
ejecución de 24 meses,
b) 364.164 luminarias de vapor de sodio de 150 W,
250 W y 400 W con una ejecución de 36 meses.
Una vez implementado el proyecto con una inversión
de USD 135’952.424 se sustituirán 605.690
luminarias ineficientes, generando un beneficio
por consumo de 206,28 GWh y USD 13’140.505
con la primera etapa, los mismos que se incrementarán
al cuarto año, a un beneficio anual de
consumo de 330 GWh y USD 22’284.859 con la
implementación de la segunda etapa; el análisis
financiero muestra un valor actual neto de USD
52’662.259 y una tasa interna de retorno del
44% lo que permite una recuperación de inversión
en cuatro años y medio aproximadamente.
Se ha previsto que la inversión se realice con fondos
privados, partiendo de la línea base de consumo
y potencia previamente definidos por un
estudio o consultoría realizada por el MEER. Del
mismo modo, está contemplado que la inversión
será recuperada a través de los ahorros energéticos
que se produzcan por disminución del consumo,
sin que se produzcan variaciones tarifarias al
alza, y por el contrario propiciar una disminución
de la tarifa a futuro. La tecnología a utilizar podrá
ser modificada, dependiendo de las propuestas
de las entidades inversoras.
PROYECTO DE SUSTITUCIÓN
DE LÁMPARAS DE ALUMBRADO PÚBLICO
POR LÁMPARAS MÁS EFICIENTES EN LA
PROVINCIA DE GALÁPAGOS
El Archipiélago de Galápagos en el año 2007 se
enmarcó en la iniciativa Cero Combustibles Fósiles,
con el objeto de erradicar de las islas, en
el menor tiempo posible, el uso de combustibles
derivados del petróleo.
El mejoramiento de la eficiencia en el alumbrado
público en el Archipiélago es de vital importancia
para apoyar con la iniciativa del Programa de
Cero Combustibles, tanto por el ahorro que brindaría
así como también por el apoyo a la reducción
de uso de combustibles fósiles.
En el año 2010 la iluminación pública de las Islas
Galápagos consumió 1 243 MWh, 13 lo que representó
cerca del 4,2% del consumo eléctrico facturado
de ese año. Si tenemos en cuenta que el
crecimiento promedio de la demanda de alumbrado
público en Galápagos es de 4,9% para el año
2012, se tendría una demanda de 1.304 MWh.
En base a esto, se plantea la reducción del consumo
de energía utilizada en el alumbrado público
y la potencia necesaria para su funcionamiento, a
través de la sustitución de luminarias de vapor de
mercurio y de sodio por luminarias más eficientes
(inducción) y el uso de sistemas de control sobre
las luminarias.
La elección de la potencia de las luminarias a ser
utilizadas en el proyecto, dependerá de los requerimientos
lumínicos de la zona o área a iluminar,
de igual forma las cantidades exactas de luminarias
están por definirse.
Sin embargo, tomando en cuenta los promedios
mostrados y la incertidumbre acerca de la potencia
y número de luminarias a ser reemplazadas,
se considera que una vez implementado
el proyecto se ahorre el 40% de la energía, lo
que significaría una disminución de alrededor
de 480 MWh/año con una inversión aproximada
de USD 410.000.
CAPÍTULO 3
13 Boletín Estadístico CONELEC 2010

92
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
3.4.1.3 SECTOR INDUSTRIAL
PROYECTO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
PARA LA INDUSTRIA EN ECUADOR
De acuerdo a la información de la Organización
Latinoamericana de Energía (OLADE), en
el 2009 la intensidad energética en el Ecuador
era de 3,23 bep/1000 USD, mucho mayor que
la de otros países de la región, como Argentina:
0,94 bep/1000 USD, Brasil: 1,65 bep/1000 USD
o Colombia 1,32 bep/1000 USD; lo que significa
que en el país se consume más energía para
generar 1.000 dólares de valor agregado en la
economía, mientras que en otros países de hay
un menor consumo energético, lo que habla de
una mayor eficiencia en el aprovechamiento de
la energía.
Estos referentes hablan del enorme potencial
de ahorro de energía en la economía y, en particular,
en el sector industrial, y la presión cada
vez más creciente que enfrenta la industria para
reducir la intensidad energética con miras a
mejorar su competitividad y reducir las emisiones
de CO 2 .
El Gobierno del Ecuador está comprometido en
aumentar la eficiencia energética en el país. En
la actualidad el MEER está formulando el Plan de
Acción de Energía Sostenible, PAES, junto con un
marco institucional adecuado para fomentar la
eficiencia energética a todo nivel. A pesar de que
se han llevado a cabo algunos proyectos pequeños
para promocionar la eficiencia energética en
el sector industrial, el consumo de energía en el
país es ineficaz en comparación con los países en
vías de desarrollo del mismo nivel.
Reconociendo el enorme beneficio del uso eficiente
de energía para la economía y, en particular,
en el sector industrial, y la presión cada vez más
creciente que enfrenta la industria para reducir
la intensidad energética con miras a mejorar su
competitividad y reducir las emisiones de CO 2 , las
carteras de Ambiente y Electricidad solicitaron a
la Organización de las Naciones Unidas para el
Desarrollo Industrial -ONUDI- desarrollar una propuesta
de proyecto sobre eficiencia energética industrial
en el Ecuador, que fuera aprobada por el
Fondo Mundial del Medio Ambiente -FMAM- para
su financiamiento.
MEJORES PRÁCTICAS
EN EFICIENCIA ENERGÉTICA
Optimización de sistemas
Si bien la adopción de soluciones mediante equipos
de bajo consumo energético en los sistemas
industriales es importante, ello no garantiza
que el ahorro de energía se logrará si el sistema
constituido no está bien diseñado, operado y
mantenido. La experiencia en la implementación
de medidas de eficiencia energética en los programas
nacionales e internacionales, demuestra
que mientras la utilización de equipos eficientes
puede lograr mejoras en el rango de 2% a 5%,
las medidas de optimización de sistemas pueden
generar mejoras promedio de la eficiencia de un
20% a un 30% con un período de repago de menos
de 2 años, pues la aplicación de medidas de
optimización del sistema requiere conocimientos
técnicos específicos y el constante monitoreo y la
acción por parte de la industria.
Sistema de gestión energética
La adopción y promoción de las normas nacionales
de gestión de la energía, junto con la creación
de capacidad de las empresas será efectiva
en la transformación de la eficiencia energética
industrial. Experiencias internacionales en este
sector, demuestran que mantener vigentes las
prácticas de eficiencia energética constituye un
desafío para la industria, pues la mayoría de sistemas
optimizados pierden su eficiencia inicial
con el tiempo debido a los cambios de personal
y producción.
La norma ISO 50001
El proyecto facilitará la implantación de una norma
ecuatoriana de gestión compatible con la norma
ISO 50001. Esta nueva norma establece un
marco internacional para las instalaciones indus-

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 93
triales, comerciales o institucionales, para administrar
su energía, incluida la adquisición y uso.
Se espera que dicha norma logre un importante
aumento a largo plazo en eficiencia energética
(20% o más) en las instalaciones donde se aplique,
y reducir los gases de efecto invernadero en
todo el mundo.
AVANCES OBTENIDOS EN LA
INDUSTRIA EN EL ECUADOR
Como resultado del Proyecto PROMEC del Ministerio
de Energía y Minas, ejecutado entre los años
2001 y 2006, se realizaron auditorías energéticas
preliminares en distintos sectores económicos dl
Ecuador, industrias (8), hospitales (2), hoteles (6)
y edificios públicos (8). Se obtuvo como resultadoque
con una inversión de USD 2,17 millones se
obtendría un ahorro de energía de 432 MWh/mes
equivalente al 18% del consumo total eléctrico y
5.950 GJ/mes equivalentes al 5% del consumo
total térmico. Es decir, desde el punto de vista de
la política energética del Ecuador, es importante
ampliar la oferta de nueva generación con los proyectos
hidroeléctricos en ejecución, y disminuir
la demanda mediante acciones de ahorro y uso
eficiente de energía.
En una empresa que fue auditada y que se dedicada
a la manufactura de productos metálicos
como tuberías, tanques y equipos de proceso,
los resultados indicaron que los sistemas de aire
comprimido que se utilizaban para el granallado
del metal presentaban fugas, y que la eliminación
de las mismas representarían un ahorro energético
de un 33%, a parte de otras medidas identificadas
que representaban ahorros potenciales
de energía eléctrica de hasta 50% del consumo
mensual. Se conoce que en el 2010 esta empresa
modernizó su instalación de granallado, instalando
una granalladora continua que utiliza un sistema
de turbina. La misma, reduce el tiempo de
operación de los compresores en un 30%.
Los impactos ambientales globales derivados
del consumo de energía en la industria, tuvieron
como resultado en emisiones de gases de efecto
invernadero 4.657 kT CO 2 en el 2009.
La experiencia mundial en ahorro de energía en la
industria, según resultados obtenidos de proyectos
liderados por la ONUDI, permite demostrar
que se puede llegar a reducir el consumo de energía
entre un 20% y 30% en el sector industrial.
Si se logra introducir los conceptos de gestión de
energía en las industrias nacionales, se podrían
reducir los costos de electricidad para ese sector
entre USD46 millones y USD69 millones, lo que
posibilitaría incrementar la competitividad de las
empresas al reducir sus costos.
Si se analiza el impacto ambiental de la generación
eléctrica, sin la adopción de medidas de
eficiencia energética, el crecimiento anual en la
industria se mantendría en el 4,3% (crecimiento
anual promedio industrial durante 1999-2008)
como se informa en el Panorama de la Industria
ecuatoriana de 2008 (MIPRO), esto da como resultado
un aumento de las emisiones de efecto invernadero
para el escenario base de una cifra de
5.085 kTCO 2 en el 2011, pasaría a 8.384 kTCO 2
en el 2023.
LOGROS QUE SE ESPERAN EN EL
PERÍODO DE EJECUCIÓN 2011-2014
Los resultados esperados con el proyecto serán:
• Realizar un análisis detallado de la normativa
para la promoción de la eficiencia energética
industrial, a nivel mundial y regional, así
como promover los mecanismos financieros
que permita el desarrollo futuro de un marco
regulatorio adecuado para la implementación
de normativas y regulaciones nacionales
y seccionales en eficiencia energética,
que contemplen la necesidad de asistencia
financiera y servicios de soporte a la eficiencia
energética para la industria, con especial
atención a las PYMES.
• Que el Ecuador adopte un estándar nacional
de gestión de la energía, compatible
con la norma ISO 50001, y se desarrollen
capacidades institucionales para la aplicación
de la norma, que contribuya a mejorar
la competitividad internacional de productos
ecuatorianos.
CAPÍTULO 3

94
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• Crear capacidades para la implementación
del estándar de gestión de energía y la optimización
de sistemas; elevar la conciencia
de la industria sobre sus beneficios y la
disponibilidad de servicios para la implementación
del estándar y de optimización
de sistemas.
• Demostrar que se puede alcanzar el ahorro de
energía en la industria, mediante la aplicación
de los métodos de optimización de sistemas.
• Difundir estudios de casos con los resultados
concretos de los proyectos de demostración.
3.4.1.4 ACCIONES TRANSVERSALES
Estas son acciones complementarias que se deben
implementar paralelamente a los programas
y proyectos propuestos en el Plan. El MEER impulsará
estas acciones a través de la Subsecretaría
de Energía Renovable y Eficiencia Energética; sin
embargo, su implementación depende necesariamente
de la participación activa de otros actores.
NORMAS Y ETIQUETADO DE EFICIENCIA
ENERGÉTICA EN ECUADOR
Existen importantes barreras en Ecuador que limitan
la capacidad del Gobierno, de las empresas
eléctricas y de los sectores público, residencial,
comercial, e industrial, para asimilar las tecnologías
eficientes a gran escala, las mismas que se
las podría resumir de la siguiente manera:
Política & regulación: La eficiencia de productos
de uso doméstico actualmente se regula al
nivel de un reglamento técnico. En este sentido,
la Subsecretaría de Energía Renovable y Eficiencia
Energética promoverá el desarrollo de una normativa
de Eficiencia Energética para un amplio
rango de productos, incluyendo su revisión periódica.
Los reglamentos RTE-035 y RTE-036 fueron
introducidos recientemente y se están estudiando
sus impactos en el mercado. También se requiere
conocer en detalle el efecto de los mecanismos de
verificación y cumplimiento, y fortalecer las bases
para ellos si fuera necesario.
Capacidad técnica: Los recursos económicos en
Ecuador para emprender en un programa extensivo
de normas de Eficiencia Energética para los
artefactos eléctricos que llegan al mercado nacional,
son limitados. Este proceso requiere de la colaboración
de los diferentes actores claves, lo cual
implica una capacidad de convocatoria apropiada.
El INEN, el MEER y los laboratorios de ensayo
carecen de los recursos económicos y número de
personal que ejecutará este programa, por lo que
se plantea la necesidad de solicitar apoyo financiero
y técnico externo.
Financiera: El costo de la energía eléctrica en
Ecuador es de USD 0,08 / kWh para el sector
residencial, permitiendo que la inversión en las
tecnologías de eficiencia energética más atractivas,
se recupere en un plazo relativamente corto.
Sin embargo, para los estratos menos favorecidos
de la población, la inversión inicial sigue siendo
una barrera importante, por lo que es necesaria
la intervención del Estado a través a de planes
adecuadamente formulados con el propósito de
compartir el financiamiento e introducir así el uso
de estas tecnologías. Para consumidores de mayores
ingresos, el costo superior de los artefactos
eficientes puede suponer una barrera de percepción,
que puede ser mitigado con incentivos financieros
atractivos.
Esquemas de negocio y comerciales: En ausencia
de una demanda de calidad en los aparatos
que usan energía eléctrica, los fabricantes nacionales,
las empresas de importación y distribución
y los agentes comerciales, no han atendido
el mercado con productos eficientes. Por consiguiente,
los conocimientos técnicos y de promoción
de dichos equipos en el sector aún son muy
débiles. Se requiere de un extenso programa de
capacitación, soportado en la colaboración y el
apoyo del sector, para llenar este vacío. Al mismo
tiempo, la instauración de estándares de rendimiento
energético mínimos obligatorios, por sus
siglas en ingles MEPS (Mandatory Minimun Energy
Peformance Standard), puede dar una señal
clara de que la demanda futura será por equipo
más eficiente. Para cubrir esta demanda, los fabricantes
e importadores ajustarán los esquemas

CAPÍTULO 3 / EFICIENCIA ENERGÉTICA 95
de negocio hacia modelos de mayor calidad y menores
costos operativos.
Información y sensibilización: Existe una gran
necesidad de información a todos los niveles: (i)
los consumidores deben recibir información oportuna
sobre los beneficios económicos y ambientales
de los productos relevantes, diferenciada
según las demandas y el poder adquisitivo del estrato
poblacional; (ii) funcionarios de las entidades
públicas (municipios, ministerios, edificios)
requieren de capacitación técnica y gerencial
para la administración del consumo de energía y
la implementación de medidas de ahorro; (iii) se
requiere de información detallada y actualizada
acerca de los productos disponibles en el mercado
con objeto de orientar las políticas normativas.
Una vez se ponga en marcha el proyecto, previsto
su ejecución a partir del 2012 hasta el 2014,
se prevé disponer de herramientas que permitan
orientar las siguientes líneas de acción:
I. Implementar las políticas e instrumentos
regulatorios para establecer programas y
proyectos de eficiencia energética S&L para
artefactos eléctricos e iluminación.
II. Implementar las normas técnicas y procedimientos
de ensayo para artefactos de uso
doméstico y tecnologías de iluminación relevantes,
y fortalecer la infraestructura de
los laboratorios nacionales de certificación
y verificación.
III. Fortalecer las capacidades de fabricantes,
importadores y agentes comerciales para
proveer equipo eficiente al mercado nacional
y sensibilizar a los usuarios finales de
los beneficios económicos y ambientales.
La capacitación y promoción son temas transversales.
El presupuesto total del Proyecto sería de USD
4,3 millones con una donación no-reembolsable del
Fondo Mundial para el Medio Ambiente (GEF) de
USD1 millón. Bajo uno de los componentes, se prevé
movilizar: (a) una inversión pública en artefactos
eficientes en edificios a través de los mecanismos
de licitación pública; y (b) las adquisiciones para el
sector residencial mediante un incentivo financiero
gestionado por una entidad bancaria. Se estima
que estas inversiones ascienden aproximadamente
a USD 2 millones bajo el horizonte del Proyecto.
CAMPAÑA MASIVA DE COMUNICACIÓN PARA
INCENTIVAR EL AHORRO DE LA ENERGÍA
Mediante este programa que debe constituir una
acción permanente, se busca diseñar y ejecutar
Campañas de Comunicación para incentivar y
promover el buen uso del recurso energético en
la ciudadanía, especialmente durante los meses
de septiembre, octubre, noviembre y diciembre,
en que los factores climáticos no contribuyen a la
generación de energía, dada la dependencia del
sistema de generación hidroeléctrico del régimen
de lluvias de las cuencas orientales, como es el
caso del complejo hidroeléctrico Paute.
Las campañas promocionales de comunicación
incentivarán el buen uso y eficiencia energética
sobre la base de las siguientes especificaciones
técnicas y requerimientos:
• Diseño de productos audiovisuales-gráficos
(spots televisivos, cuñas radiales, diseños
para publicidad móvil, diseños para flyers o
trípticos y otros productos alternativos según
cada oferta) que serán difundidos en el
marco de la Campaña,
• Difusión de la Campaña en canales de televisión
(8 nacionales / 12 provinciales) de cobertura
nacional y local; así como su mayor
frecuencia
• Difusión de la Campaña en radios (20 nacionales
/ 30 locales) así como su mayor frecuencia
• Difusión de la Campaña a través de Internet
a través de buscadores como Google, Yahoo,
Bing, entre otros; redes sociales como Facebook,
Twitter, Linkedin,
• Difusión de la Campaña a través de publicidad
móvil.
• Elaboración de flyers o trípticos informativos
que desplieguen consejos o tips fáciles
de poner en práctica.
CAPÍTULO 3

97
04/
DEMANDA
ELÉCTRICA
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 4

04/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 4
4.1 COMPORTAMIENTO EVOLUTIVO
DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN ECUADOR
La demanda de energía y potencia del sistema eléctrico ecuatoriano ha mantenido un crecimiento
sostenido durante la última década, registrándose una tasa media de crecimiento anual de energía
en el período 2001 - 2010 de 6,3%; la mayor tasa de crecimiento fue de 8,1% en el año 2006 y la
menor fue de 3,7% en el año 2001. En el 2010, el consumo de energía del país creció 835 GWh
respecto al 2009, convirtiéndose en el mayor incremento de la última década. En los Gráficos 4.1 y
4.2 se observa la evolución del consumo de energía eléctrica en Ecuador y las tasas de crecimiento
anual respectivamente.
Gráfico 4.1
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI)
15.000
14.000
13.000
12.000
11.000
GWh
10.000
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
9.000
8.000
7.000
6.000
2007
2008
2009
2010
año

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 99
Gráfico 4.2
TASA DE CRECIMIENTO ANUAL DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
(Consumo total del Sistema Nacional Interconectado)
9
8
7
6
5
4
3
2
%
1
0
-1
-2
-3
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
CAPÍTULO 4
-4
-5
-6
-7
año
La situación macro-económica estable que ha tenido
el país en los últimos años, ha permitido dar
un mejor tratamiento metodológico a las proyecciones
de la demanda eléctrica. En este contexto,
la participación activa de las empresas distribuidoras
de servicio eléctrico es relevante, debido a
que, por su cercanía y conocimiento del mercado
en su área de concesión, están o debieran estar
mejor preparadas para determinar con mayor
certidumbre la previsión total de sus necesidades
de energía y potencia eléctrica a futuro, considerando
su distribución espacial y geográfica.
A fin de viabilizar la participación de las empresas
distribuidoras en los análisis de la proyección
de la demanda eléctrica, se efectúan
procesos de consulta por parte del CONELEC.
Como resultado de éstos, las distribuidoras establecen
y presentan sus proyecciones de demanda
por cada subestación de su sistema y
por el total de su empresa. En este capítulo se
ha procesado y se presentan las proyecciones
de las distribuidoras, es decir, de cada una de
las nueve Empresas Eléctricas, de la Corporación
Nacional de Electricidad (CNEL) y de la
Unidad Eléctrica de Guayaquil.
Por otra parte, es conocido que la dinámica del
consumo eléctrico de un país se constituye en una
buena aproximación en la intención de cuantificar
el ritmo de crecimiento y desarrollo de una economía,
aún más, se considera a la evolución de la
demanda de energía eléctrica como un indicador
de éste y muchos la definen como “el motor del
desarrollo”, pues tiene una relación directa con
todos los sectores de la economía.
En este sentido, la evolución de los indicadores
macro-económicos nacionales, publicados por
el Banco Central del Ecuador, advierten un crecimiento
anual del Producto Interno Bruto (PIB) en
los siguientes valores porcentuales:

100
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 4.1
TASAS DE VARIACIÓN ANUAL DEL PIB
Año 1.995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Porcentaje
%
1,06 2,77 3,27 1,73 -5,33 4,15 4,76 3,43 3,27 8,82 5,74 4,75 2,04 7,24 0,36 3,58 7,78
Fuente: BCE/Publicaciones de Banca Central/Información Estadística Mensual (IEM)/
Oferta y Utilización de Bienes y Servicios/IEM 4.3.1 PIB
Cabe mencionar que, a partir de la Publicación
No.23 de las Cuentas Nacionales del Banco Central
del Ecuador, los cálculos del PIB incorporan
el nuevo tratamiento metodológico de las actividades
económicas de Extracción de Petróleo
Crudo y Refinados de Petróleo. Los valores porcentuales
presentados en la tabla que antecede,
son calculados a partir de cifras de carácter semidefinitivas
para los años 2005 y 2006, provisional
para el 2007; y provisionales, calculadas a través
de sumatoria de Cuentas Nacionales Trimestrales,
para el período 2007-2011.
Gráficamente, el comportamiento histórico del
PIB y la Demanda Eléctrica (a partir de 1998), se
visualiza en el siguiente gráfico:
Gráfico 4.3
TASA ANUAL DE VARIACIÓN DEL PIB Y DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
9
8
7
6
5
4
3
2
1
% 0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
-7
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Año
2011
Demanda
PIB
De manera conceptual y general, se debe indicar
que en economías de países con altos niveles de
desarrollo y estabilidad política, como Brasil y
Chile, se puede observar una correlación estrecha
entre el crecimiento del PIB y el de la demanda de
energía eléctrica.
Cabe mencionar que las dificultades de carácter
financiero y económico que afectaron al país en
los años 1999 y 2000 y, más recientemente en
el 2009, tuvieron efectos sobre la economía nacional
en especial sobre el aparato productivo y
la población, éstas incidieron sobre el compor-

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 101
tamiento de la demanda eléctrica en esos años.
Para considerar esta problemática en la proyección
de la demanda del país, se volvió necesario
introducir, mediante estudios de demanda, los
correspondientes ajustes a las proyecciones realizadas
por las empresas de distribución, resultado
del continuo monitoreo a la evolución del comportamiento
de las variables macroeconómicas y de
los respectivos indicadores.
del consumo de los diferentes sectores o tipos
de usuarios del servicio eléctrico en el SNI (residencial,
comercial, industrial, alumbrado público
y otros), presenta pequeñas variaciones porcentuales
en el transcurso del tiempo, demostrando
así que los patrones de consumo del país se han
mantenido con un ligero crecimiento a lo largo de
la década de análisis. En el Gráfico 4.4 se aprecia
esta evolución:
Del análisis histórico de los últimos 10 años, se
determina que la evolución de la composición
Gráfico 4.4
ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTORES
Otros
10 %
2011
CAPÍTULO 4
Alumbrado
Público
8 %
Residencial
36 %
Industrial
29%
Otros
8 %
2011
Comercial
17 %
Alumbrado
Público
6 %
Residencial
35 %
Industrial
32%
Comercial
19 %

102
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Entre los años 2001 y 2011, la composición relativa
del consumo de energía se ha incrementado
en el sector Industrial en 1,95%, en el Comercial
en 2,02% y en la participación Residencial ha decrecido
0,55%. El crecimiento promedio anual del
consumo total fue 6,4% en el período de análisis.
El incremento del consumo de energía eléctrica
se indica en la siguiente tabla:
Tabla 4.2
CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CRECIMIENTO EN EL PERÍODO 2001-2010
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL
ALUMB. PÚBLICO
Y OTROS
TOTAL
AÑO
GWh
Variación
Anual
%
GWh
Variación
Anual
%
GWh
Variación
Anual
%
GWh
Variación
Anual
%
GWh
Variación
Anual
%
2001 2.897 4,4 1.412 5,0 2.399 9,5 1.421 -6,8 8.129 3,7
2002 3.093 6,8 1.566 10,9 2.423 1,0 1.476 3,9 8.559 5,3
2003 3.248 5,0 1.659 5,9 2.562 5,7 1.511 2,3 8.980 4,9
2004 3.516 8,3 1.807 9,0 2.743 7,0 1.506 -0,3 9.572 6,6
2005 3.677 4,6 1.947 7,7 2.958 7,8 1.593 5,8 10.174 6,3
2006 3.885 5,7 2.116 8,7 3.296 11,4 1.698 6,6 10.996 8,1
2007 4.103 5,6 2.231 5,4 3.617 9,7 1.793 5,6 11.744 6,8
2008 4.372 6,6 2.429 8,9 3.880 7,3 1.834 2,3 12.516 6,6
2009 4.687 7,2 2.581 6,3 3.994 3,0 1.979 7,9 13.241 5,8
2010 5.101 8,8 2.663 3,2 4.416 10,6 1.867 -5,7 14.047 6,1
2011 5.288 3,7 2.921 9,7 4.741 7,3 2.120 13,6 15.070 7,3
Crecimiento Anual
promedio
2001-2011
6,2% 7,5% 7,1% 4,1% 6,4%
En el año 2001, la economía del país creció algo
más que la energía eléctrica. El menor crecimiento
de la demanda se explica fundamentalmente
por el bajo crecimiento del consumo de energía
eléctrica comercial e industrial, aun cuando el
sector residencial revirtió su tendencia decreciente
de los 2 años anteriores.
En marzo de 2003 se decretó una reducción de
las tarifas de electricidad en un 5%, aspecto que
habría incidido en un mayor consumo.
En el año 2006, el crecimiento del consumo de
energía fue de 8,1% y fue el mayor crecimiento de
la última década, aproximadamente 3,3 puntos
porcentuales por encima del porcentaje del PIB
que fue de 4,8 %. Este efecto se puede explicar con
una considerable inversión en el sector de la construcción,
específicamente con los fondos recibidos
de las remesas de los emigrantes, lo que incidió directamente
en el crecimiento de la demanda eléctrica.
En este año se presenta el mayor crecimiento
del sector industrial (11,4%) de la última década.
En estos crecimientos no se incluyen las exportaciones
a Colombia, las cuales fueron de 35 GWh
en el 2004, de 16 GWh en el 2005 y de 1,1 GWh
en el 2006.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 103
Así también, en el Gráfico 4.5, se puede observar
la evolución de la demanda de energía por sector
de consumo, conforme el detalle presentado en la
tabla anterior.
Gráfico 4.5
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTORES
GWh
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
8.129
8.559
8.980
9.572
10.174
10.996
11.744
12.516
13.241
14.047
15.070
CAPÍTULO 4
2.000
0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL
ALUMB. PÚBLICO Y OTROS
TOTAL
Entre el año 2004 y 2007 la tendencia del indicador
de crecimiento porcentual del PIB ha sido
decreciente, no obstante, desde el año 2002 el
crecimiento de la demanda de electricidad se ha
mantenido en valores considerados altos, 6,3%
como promedio anual; 14 el menor (4,9%) se presentó
en el 2003 y el mayor (8,1%) en el 2006.
El año 2009 se considera atípico desde el punto
de vista de crecimiento de la demanda, tanto por
razones financieras internacionales (crisis financiera
internacional) que afectaron a la economía
nacional, como con lo concerniente al intenso estiaje
ocurrido en el país desde octubre de 2009
hasta marzo de 2010 (situación que desembocó
en racionamientos de energía eléctrica desde el
5 de noviembre de 2009 hasta el 15 de enero de
2010), lo que marcó un cambio en la tendencia
de consumo de la demanda, alterando la tasa de
crecimiento anual, que registró un 5,8% .
En el 2010, el consumo de energía se incrementó
en el 6,1% respecto al año inmediato anterior,
porcentaje que transformado a magnitud, 835
MWh, manteniéndose el gran crecimiento de los
últimos años. Este crecimiento obedeció, especialmente,
al comportamiento registrado en el
segmento de usuarios del sector industrial que
14 Tasa de crecimiento anual calculada para el período 2001-2010. Se observa que, siete de los diez años del periodo
2001-2010, presentan crecimientos que están dentro del rango del 5% al 7%.

104
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
registró un incremento de 10,56% en su demanda,
básicamente debido a la reclasificación de
clientes industriales que se consideraban de tipo
Comercial y Otros; y a la reactivación económica
de industrias y manufacturas, al incremento del
ritmo de comercio al por mayor y menor, a la explotación
de minas y canteras, y otros servicios; 15
así también, el segmento residencial incrementó
su demanda en 8,85%, mientras que el comercial
lo hizo en el 3,16%.
Realizando la comparación con el pronóstico
2010-2020, el consumo de energía eléctrica en
2010 tuvo una desviación de 1,6 puntos porcentuales
por debajo de lo pronosticado para el escenario
medio de ese año, variación que encuentra
una explicación parcial en el remplazo de focos
incandescentes por focos ahorradores de energía
que se ha implementado en las distintas empresas
de distribución eléctrica del país, bajo la
programación y liderazgo del Ministerio de Electricidad
y Energía Renovable, mismo que ha contribuido
en disminuir el consumo de energía.
En el 2011, el consumo de energía se incrementó
en el 7,3% respecto al año inmediato anterior,
esto es un poco más de 1000 MWh, este representa
el mayor crecimiento del período 2001-
2011. Este crecimiento obedeció, entre otros,
al comportamiento sostenido de los sectores de
consumo, reducción de pérdidas, a la estabilidad
y crecimiento económico, es así que el PIB se ubicó
en 7,78%.
En el Gráfico 4.6, se puede observar el comportamiento
de la demanda mensual de energía en
puntos de entrega del SNI, durante el período
2000-2011. En general, las curvas de energía presentan
una tendencia de comportamiento similar,
excepto para los años 2005 y 2008; y en los meses
de noviembre y diciembre de 2009, debido al
estiaje que afrontó el país.
Gráfico 4.6
HISTÓRICO DE DEMANDA DE ENERGÍA MENSUAL EN PUNTOS DE ENTREGA
1.600
1.500
1.400
1.300
1.200
GWh
1.100
1.000
900
800
700
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2011
2008
2005
2002
2010
2007
2004
2001
2009
2006
2003
2000
15 Incluye: Hoteles, bares y restaurantes; Comunicaciones; Alquiler de vivienda; Servicios a las empresas y a los hogares;
Educación; y, Salud.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 105
En el Gráfico 4.7, se puede observar el comportamiento
de la demanda mensual de potencia en
bornes de generador del SNI, para todos los años
del período 2000-2011. En general, la demanda
máxima del sistema ocurre en el mes de diciembre,
a excepción del 2001, 2005, 2009 y 2010 que
ocurrieron entre marzo y abril. En el Gráfico 4.7
se aprecia la tendencia de los últimos nueve años.
Gráfico 4.7
DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA MENSUAL EN BORNES DE GENERADOR
3.000
2.800
2.600
MW
CAPÍTULO 4
2.400
2.200
2.000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Año 2011 Año 2010 Año 2009
Año 2008 Año 2007 Año 2006
Año 2005 Año 2004 Año 2003
4.2 PROYECCIÓN DEMANDA
ELÉCTRICA DEL ECUADOR
La proyección de la demanda eléctrica, es una
herramienta indispensable para orientar las decisiones
de inversión, así como para la formulación
y desarrollo de proyectos que permitan asegurar
la oferta de electricidad en condiciones de seguridad
y confiabilidad.
La proyección de demanda eléctrica consiste
en pronosticar:
• Número de abonados
• Facturación de energía por sectores:
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
Residencial
Comercial
Industrial
Alumbrado público y otros

106
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• Demanda de energía y potencia a nivel de
distribución (facturación más pérdidas técnicas
y no técnicas).
• Demanda de energía y potencia a nivel de
puntos de entrega del SNT.
• Demanda de energía y potencia a nivel de
bornes de generación (generación bruta).
La proyección considera tres escenarios correspondientes
a la dinámica de crecimiento de la
población y de los sectores productivos: menor,
medio y mayor. Estos escenarios de crecimiento
de la demanda de electricidad tienen como componentes,
entre otros, la cobertura del servicio
eléctrico, el crecimiento del producto interno bruto
de forma referencial y la sensibilidad al precio
de la energía eléctrica.
En la Tabla 4.3, se muestran indicadores del crecimiento
de la economía y de la cobertura del servicio
eléctrico, así como también las expectativas
de algunos años dentro del período del plan.
Tabla 4.3
INDICADORES 16 Y EXPECTATIVAS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
Indicadores % Expectativa Escenario Medio META %
Cobertura urbana año 2010 94,82 Cobertura nacional año 2013 97**
Cobertura rural año 2010 89,03 Cobertura nacional año 2017 99,74
Cobertura nacional año 2010 93,35* PIB anual medio, años 2010-2020 4,3
PIB año 2010 3,58 **A final del 2013
* Con redes de empresas de distribución y paneles
Otro aspecto importante es la consideración de los sectores no incorporados (Galápagos, Golfo de Guayaquil
y parte de la Amazonía) al Sistema Nacional Interconectado, con el fin de obtener una evaluación
de los requerimientos de energía eléctrica, como servicio público, en el ámbito nacional.
MODELO METODOLÓGICO
• Metodología
El modelo metodológico empleado en la proyección
de demanda del sector eléctrico principalmente
considera:
∙∙
∙∙
∙∙
Modelos matemáticos
Análisis regresivos y de correlación
Métodos de ajuste
• Análisis Histórico
∙∙
Información estadística
• Inclusión de planes y políticas
∙∙
Planes de mejoramiento de los sistemas
de distribución (PMD)
∙∙
Plan de Reducción de pérdidas (PLAN REP)
∙∙
Programas de eficiencia energética (focos ahorradores
y cocinas de inducción, entre otros)
En términos generales, la metodología empleada
está basada en modelos tendenciales y métodos
estadísticos que permiten pronosticar
el comportamiento de la demanda eléctrica; a
continuación se mencionan los principales análisis
y consideraciones:
Análisis econométricos
Explican el comportamiento de la variable dependiente
(consumos, demandas y clientes de
16 Los indicadores de cobertura han sido calculados de acuerdo a la información del CENSO NACIONAL DE POBLACIÓN
Y VIVIENDA 2010.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 107
energía eléctrica) por inferencia, a partir del
comportamiento de otras variables (independientes
o explicativas, en general de naturaleza
socioeconómica).
lo correspondiente a la reducción de las pérdidas
de energía en distribución, al 11,90% para el año
2013; de acuerdo al análisis técnico del MEER y
el CONELEC.
Análisis alternativo y criterio
Dado el comportamiento de las series históricas,
se utiliza métodos alternativos de tipo analítico
y se incorporan, por fuera de las proyecciones
establecidas en la metodología explicitada, otros
efectos de tipo extra tendenciales que se incluyen
en las estimaciones estadísticas.
EFECTOS DE TIPO EXTRATENDENCIAL
El crecimiento de grandes consumidores.- una
parte de la demanda de los grandes consumidores
puede no mostrar un comportamiento
definido, debido a la existencia de fenómenos
extra tendenciales que no pueden explicarse
mediante la estadística. En este caso, es considerada
la información propia de las empresas
distribuidoras respecto al crecimiento de cargas
especiales.
El Plan Nacional de Reducción de Pérdidas de
Energía Eléctrica– PLANREP 2011-2013, descrito
como parte del capítulo de Expansión de la Distribución
de este Plan, establece el alcance de las
acciones y objetivos para el control de las pérdidas
de energía de las distribuidoras.
La sensibilidad al precio de la energía eléctrica,
es considerado como un factor de ajuste, según
el pliego tarifario vigente, los costos para la determinación
de las tarifas comprenderán: el Costo
Medio de Generación (CMG), la tarifa de transmisión
y los costos del servicio de Distribución.
En general el desarrollo de la actividad de pronosticar
tiene la siguiente secuencia de actividades:
1. La recolección de un conjunto de información
sobre la que se basa la predicción, así como
su organización y elaboración mediante un
contexto conceptual consistente.
CAPÍTULO 4
Un aspecto importante para la proyección de la
demanda, ha sido el incorporar el Plan de reducción
de pérdidas de energía, el Reglamento
de Tarifas y las Regulaciones para la Reducción
Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas
de Distribución, mismos que establecen como
límite admisible para las pérdidas no técnicas
en el cálculo de tarifa el 2%, valor que se mantendrá
a futuro.
Para el estudio de proyección de la demanda, se
prevé que las pérdidas de energía se reducirán
en forma progresiva, sobre todo las pérdidas no
técnicas. Se plantea un nivel de pérdidas totales
de energía en distribución, en el orden del 7,5%,
en términos de promedio del país para el año
2021. Adicionalmente, hay que mencionar que
las metas que se indican en el Plan Nacional para
el Buen Vivir 2009-2013, han sido ajustadas en
2. La construcción de los modelos matemáticos,
econométricos y estadísticos que
permite establecer relaciones estables entre
el comportamiento de la demanda de
energía eléctrica con otras variables que
puedan afectarla.
3. En general, la experiencia indica que los modelos
simples tienden a ser mejores para pronosticar,
y tienen algunas ventajas relativas:
(i) los parámetros se pueden estimar con precisión,
(ii) se pueden interpretar, entender y
revisar con más facilidad, y (iii) resultan más
intuitivos, lo que los hace más útiles en el
proceso de toma de decisiones.
4. Por último, se realiza un seguimiento de evaluación
de las predicciones para mantener un
proceso continuo de corrección, perfeccionamiento
y que permita una mejora sistemática
de los resultados de la predicción.

108
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
4.2.1 PLANTEAMIENTO DE HIPÓTESIS
La proyección de la potencia y energía eléctrica
requerida para el abastecimiento de la demanda
de los diferentes sectores a nivel nacional en el
ámbito del SNI, se sustenta en el tratamiento del
consumo total facturado de las empresas eléctricas
de distribución, al cual se le añaden las pérdidas
de energía, para obtener la demanda al nivel
de barras de subestación de entrega; punto del
sistema del cual se parte para el análisis. Algunas
de las principales consideraciones y criterios
adoptados para el presente análisis de proyección
se resumen a continuación:
• Uno de los elementos que se ha tomado en
cuenta para el análisis, constituye las proyecciones
globales de las empresas eléctricas
de distribución. Un aspecto que ha
dificultado el análisis constituye el racionamiento
de energía eléctrica que se produjo
entre noviembre de 2009 y enero de 2010,
por su incidencia para el tratamiento tendencial
de la estadística.
• En el análisis prospectivo realizado para la
presente edición del Plan Maestro de Electrificación,
se parte del principio de que la demanda
puede ser una variable controlable;
es decir, podemos influenciar en su tratamiento
mediante la planificación energética,
el desarrollo de la generación hidroeléctrica
y los incentivos en la administración del consumo.
Para incorporar esta política al análisis
así como conceptos de matriz energética,
se han definido cuatro hipótesis para el
desarrollo futuro de la demanda de servicio
público de electricidad.
• De acuerdo con SENPLADES, el cambio de
la matriz energética tiene varios componentes:
“La participación de las energías renovables
debe incrementarse en la producción nacional.
Para el cumplimiento de este objetivo, los
proyectos hidroeléctricos del Plan Maestro de
Electrificación deben ejecutarse sin dilación;
y, adicionalmente, debe impulsarse los proyectos
de utilización de otras energías renovables:
geotermia, biomasa, eólica y solar”.
La incorporación de más de 2 000 MW de
oferta hidroeléctrica a partir del año 2016,
debe estar articulada con el desarrollo de
una demanda que permita la utilización de
esta energía para lograr las ventajas de esta
disponibilidad energética.
En este contexto, en la proyección de la demanda
se ha considerado:
a) Primera Hipótesis:
Se presenta una línea base de proyección, la
cual considera el control de las pérdidas no
técnicas de energía y los programas de remplazo
de focos ahorradores, cuya incidencia
influye en el tratamiento tendencial de la demanda,
con un efecto específico sobre todo
en la demanda máxima de potencia. El crecimiento
anual promedio previsto para el período
2011-2021, es de 4,5%.
b) Segunda Hipótesis:
A la línea base de proyección se le ha se ha
agregado cargas especiales de tipo industrial,
cuya infraestructura eléctrica está ejecutándose
o ya existe. Se han tomado en cuenta
las solicitudes de agentes existentes y futuros
que han hecho explícitos sus requerimientos
de acceso a la capacidad del Sistema Nacional
de Transmisión (SNT).
Los requerimientos de estas cargas son de
corto y mediano plazo. Para fines de proyección
se han cuantificado de acuerdo con los
siguientes requerimientos de potencia en la
hora de demanda máxima, como se muestra
en la Tabla 4.4. El crecimiento anual promedio
previsto para el período 2011-2021, es
de 6,5%.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 109
Tabla 4.4
REQUERIMIENTOS DE CONSUMO DE CARGAS ESPECIALES EN MW
Año
Requerimiento
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Línea base de proyección 2.883 3.011 3.155 3.302 3456 3.617 3.784 3.958 4.139 4.327 4523
Industria Acero Cemento 102 147 168 178 189 190 191 191 208 209 210
Industria Minera 0 3 100 166 166 180 180 180 180 180 180
Metro de Quito 5 5 5 48 48 48 48 48 48 48
Tranvía de Cuenca 9 9 9 9 9 9 9 9
Otros Medios de Transporte 0 0 3 5 33 41 51 61 66 71 76
Refinería del Pacífico y Petroquímica 0 0 20 80 100 450 450 450 450 450 450
Cambio en la Matriz Energética Productiva 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100
Bombeo de Agua 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21
Total Industria 123 176 317 463 566 939 1.050 1.060 1.081 1.087 1.094
CAPÍTULO 4
En esta hipótesis se ha incorporado la demanda
eléctrica en las etapas de construcción
y operación de la Refinería del Pacífico
Eloy Alfaro (RDP); y hay que mencionar que
industrias como la RDP, de gran magnitud,
contarán con sus propios proyectos de abastecimiento
de energía eléctrica, esto es en
generación y transmisión.
El cambio en la matriz energética productiva
se enfoca al remplazo de derivados del petróleo,
utilizados en la producción industrial,
por electricidad. La incorporación de esta demanda
se estima en 100 MW desde el 2017;
y estaría conformada por la industria de alimentos
y procesados (atún, enlatados, oleaginosos,
algodón, detergentes), explotación
de canteras, hoteles y centros comerciales.
c) Tercera Hipótesis:
Toma en cuenta la segunda hipótesis, más la
incorporación progresiva de la cocción y calentamiento
de agua (Tabla 4.5) mediante la
sustitución del gas licuado de petróleo (GLP)
como fuente energética, para utilizar dispositivos
que utilicen electricidad como: cocinas
eléctricas y calentadores de agua, entre los
principales. Ésta constituye una de las más
importantes intervenciones que considera la
Matriz Energética elaborada por el MEER.
Tabla 4.5
DEMANDA DE POTENCIA DE COCCIÓN CON ELECTRICIDAD EN MW
Requerimiento
Año
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Cocción con electricidad 0 29 59 97 167 232 272 300 300
Cantidad de Cocinas 100.000 105.000 132.000 242.000 228.000 138.000 95.000

110
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Esta hipótesis considera la incorporación de
1 040 000 usuarios residenciales que remplazarían
el GLP por electricidad en la cocción
de alimentos, esto es el 30% del sector
residencial (a diciembre de 2011). El nivel de
penetración anual promedio se ha estimado
en 148 570 unidades de 4,8 kW a partir del
2014, incrementando la demanda de potencia
anual en aproximadamente 43 MW, hasta
alcanzar los 300 MW en el 2020.
Para poder satisfacer la importante demanda
de la incorporación progresiva de la cocción
con electricidad, se debe planificar y ejecutar,
oportunamente, el reforzamiento de los sistemas
de distribución en baja tensión, a fin de
permitir la implementación adecuada de los
programas de sustitución de energéticos. El
crecimiento anual promedio previsto para el
período 2011-2021 es de 7,1%.
d) Cuarta Hipótesis:
Se considera la tercera hipótesis más la incidencia
en la demanda eléctrica de los
proyectos de eficiencia energética que lleva
adelante el MEER, los cuales se encuentran
detallados en el capítulo correspondiente de
este Plan y que se resumen en la siguiente
tabla. El crecimiento anual promedio previsto
para el período 2011-2021 es de 6,8%.
Tabla 4.6
DEMANDA DE POTENCIA DE PROGRAMAS DE EFICIENCIA EN MW
Requerimiento
Año
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
*Eficiencia energética en la industria 0 0 -20 -40 -79 -79 -79 -79 -79 -79
*Programa de ahorro en edificios públicos -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1
*Sustitución de lámparas de alumbrado público -5 -9 -13 -17 -21 -21 -21 -21 -21 -21
*Sustitución de refrigeradores ineficientes -2 -5 -9 -15 -21 -21 -21 -21 -21 -21
Total Eficiencia Energética -8 -15 -43 -73 -123 -123 -123 -123 -123 -123
*Valores en negativo indican ahorro
4.2.2 PROYECCIÓN DE LA REDUCCIÓN
DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Un aspecto importante que forma parte del análisis de la proyección de la demanda constituye
la reducción y control de las pérdidas en los sistemas de distribución. El PLANREP 2011-2013 se
deberá llevar a cabo conforme a la normativa vigente para este propósito, por lo que se requiere
una mejora sustancial en la gestión de las empresas distribuidoras, especialmente en aquellas que
tienen porcentajes superiores al promedio nacional.
En el Gráfico 4.8 se muestra la evolución histórica de las pérdidas totales de energía eléctrica (técnicas
más no técnicas), en los sistemas de distribución y la proyección que éstas deberían tener , para llegar
a metas adecuadas en el período de aplicación de este Plan.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 111
Gráfico 4.8
VARIACIÓN DEL PORCENTAJE ANUAL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN
25%
23%
22,8%
21,9%
21%
22,4%
20,4%
19,1%
19%
17,31%
17%
15%
13%
16,33%
14,73%
12,8%
11,9%
CAPÍTULO 4
11%
10,6% 9,9%
9,4%
9%
7%
8,9%
8,5% 8,1% 7,8% 7,5%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Las Metas Nacionales para el Sector de Distribución, en general de 12,8 % para el 2012, han sido
puestas en conocimiento por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable; y, servirán para ajustar
la meta 12.6.1 del Plan Nacional para el Buen Vivir 2009-2013.
4.2.3 PROYECCIÓN DE USUARIOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO
En cuanto a la perspectiva del número de consumidores o usuarios del servicio eléctrico, las consideraciones
del análisis han tomado en cuenta, para la proyección, el comportamiento futuro que tendría el
consumo medio unitario anual de los principales sectores de consumo.
En este sentido, de acuerdo con el incremento en la eficiencia de los artefactos eléctricos así como en su
uso, pero también por la incorporación de la cocción y calentadores de agua, se prevé en el período del
Plan, un crecimiento medio del consumo unitario en el orden de 3,8 % anual para el sector residencial;
2,6 % para el comercial y 6,9 % para el industrial.

112
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
La proyección del consumo promedio anual por
consumidor, desagregado por sectores para el escenario
de crecimiento medio, para la hipótesis 4,
se indica en la Tabla 4.7.
Tabla 4.7
PROYECCIÓN DEL CONSUMO UNITARIO ANUAL DEL SERVICIO ELÉCTRICO (Escenario de crecimiento medio)
CONSUMO UNITARIO ANUAL (kWh)
AÑO
Residencial
(kWh)
Comercial
(kWh)
Industrial
(kWh)
Alumb. Público
y Otros
(kWh)
Total
(kWh)
2011 1.444 6.878 96.608 16.608 298
2012 1.429 6.837 97.609 19.272 357
2013 1.454 6.883 105.838 19.677 362
2014 1.517 7.064 122.774 20.194 369
2015 1.580 7.657 130.019 20.727 378
2016 1.651 7.823 170.637 21.235 387
2017 1.769 8.018 184.475 22.040 397
2018 1.884 8.224 184.919 22.863 408
2019 1.977 8.431 185.866 23.765 420
2020 2.056 8.630 186.727 24.631 432
2021 2.106 8.887 188.824 25.445 445
Crecimiento
anual promedio
2011-2021
3,8% 2,6% 6,9% 4,4% 4,1%
En el ámbito del SNI, el crecimiento medio anual
de los consumidores se prevé que será de un 2,6%
en el escenario de menor crecimiento; y de 3,1%
y 3,5% respectivamente, para los escenarios de
crecimiento medio y mayor en el período 2011-
2021. Estos porcentajes de crecimiento toman en
cuenta la recuperación de los consumidores irregulares,
como parte de los planes de reducción
de pérdidas.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 113
La proyección de los consumidores desagregados por sectores para el escenario de crecimiento medio,
para la hipótesis 4, se indica en la Tabla 4.8.
En el Anexo 4.3 se describe esta proyección en forma anual para los 3 escenarios, así como los datos
estadísticos del período 2001-2011.
Tabla 4.8
PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO (Escenario de crecimiento medio)
ABONADOS DE SERVICIO ELÉCTRICO
Alumb. Público
AÑO Residencial Comercial Industrial
Total
y Otros
2011 3.663.197 424.718 49.080 52.540 4.189.535
2012 3.846.891 454.370 51.686 54.324 4.407.272
CAPÍTULO 4
2013 4.007.312 480.864 54.006 55.826 4.598.009
2014 4.151.027 503.575 56.121 57.148 4.767.871
2015 4.281.232 523.254 58.112 58.397 4.920.995
2016 4.401.236 541.922 60.017 59.596 5.062.771
2017 4.514.099 559.767 61.873 60.768 5.196.507
2018 4.619.450 576.843 63.686 61.913 5.321.892
2019 4.719.521 593.446 65.484 63.053 5.441.505
2020 4.813.805 609.502 67.261 64.171 5.554.740
2021 4.911.493 621.871 68.626 65.474 5.667.464
Crecimiento
anual promedio
2011-2021
3,0% 3,9% 3,4% 2,2% 3,1%
4.2.4 RESULTADOS DE LA
PROYECCIÓN DE LA
DEMANDA- TERCERA HIPÓTESIS
De las hipótesis planteadas, se ha escogido la tercera,
por ser la de mayor prioridad para las expectativas
mediatas y a largo plazo, tanto del sector
eléctrico como de la economía nacional; estos
resultados serán utilizados para la planificación
de la expansión de generación y transmisión.
Como resultado de la hipótesis escogida, se obtiene
la proyección de la energía facturada a los
clientes finales de las empresas de distribución,
luego se suman las pérdidas de los sistemas de
distribución, para obtener la energía a nivel de
barras de las subestaciones del SNT. Finalmente
se deberá sumar las pérdidas en el SNT y los
consumos de auxiliares de los generadores para
obtener la energía en bornes de generación (generación
bruta). Con este método se obtienen los
requerimientos de energía y potencia que tendrá
el SNI a futuro; en el Gráfico 4.9 se muestra el
esquema que resume lo mencionado.

114
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 4.9
PROCESO DE PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Generación Transmición Distribución Usuario final
3. PROYECCIÓN DE LA
DEMANDA EN BORNES DE
GENERACIÓN = 2 +
pérdidas en SNT + consumo
de auxiliares de generadores
2. PROYECCIÓN DE LA
DEMANDA EN BARRAS DE
SUBESTACIONES DE
ENTREGA DEL SNT = 1 +
perdidas en distribución
1. PROYECCIÓN DE LA
ENERGÍA FACTURADA A
CLIENTES FINALES DE
EMPRESAS DE
DISTRIBUCIÓN
Pérdidas en el SNT +
consumo de auxiliares
de generadores
Pérdidas en sistemas
de distribución
4.2.4.1 PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA
FACTURADA A CLIENTES
FINALES DE LAS EMPRESAS
DE DISTRIBUCIÓN
El crecimiento anual del consumo facturado por
las empresas de distribución a sus clientes finales,
y los porcentajes de crecimiento medio anuales
del período 2011-2021 de la tercera hipótesis,
se resumen en la Tabla 4.9. En este resumen se
presenta el sector industrial como el de mayor
crecimiento anual promedio del período, 10,6%;
debido a la implantación y ampliación de industrias
de sectores como el minero, siderúrgico,
cemento, refinería, petroquímica y cambio en la
matriz energética productiva.
Los datos de la proyección del consumo de energía
para el escenario de crecimiento medio y su
evolución histórica a partir de 2001, con la participación
porcentual respecto del consumo total,
de cada uno de los sectores de consumo, se indican
en el Anexo 4.1.
En el Anexo 4.2 se muestran los resultados de la
previsión del consumo global de energía eléctrica
del SNI, en valores anuales, para los 3 escenarios
considerados. Esta proyección se ha extendido
hasta el año 2031, con el propósito de tener un
escenario amplio de largo plazo, que será la base
para las proyecciones de los planes de expansión
de generación y transmisión.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 115
Tabla 4.9
PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA FACTURADA A CLIENTES FINALES
(Escenario de crecimiento medio
PROYECCIÓN DEL CONSUMO FACTURADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)
Alumbrado
Año
Residencial
(GWh)
Comercial
(GWh)
Industrial
(GWh)
Público
y Otros
(GWh)
Total
(GWh)
2011 5.288 2.921 4.742 2.119 15.070
2012 5.497 3.107 5.045 2.618 16.268
2013 5.827 3.310 5.716 2.764 17.616
2014 6.298 3.557 6.890 2.915 19.660
2015 6.765 4.006 7.556 3.072 21.399
2016 7.268 4.239 10.241 3.227 24.975
2017 7.988 4.488 11.414 3.403 27.293
2018 8.703 4.744 11.777 3.586 28.810
2019 9.331 5.003 12.171 3.785 30.290
2020 9.895 5.260 12.560 3.982 31.696
2021 10.344 5.527 12.958 4.187 33.015
Composición 2011 35% 19% 31% 14%
Composición 2021 31% 17% 39% 13%
Crecimiento anual
promedio
2011-2021
6,9% 6,6% 10,6% 7,0% 8,2%
CAPÍTULO 4
4.2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
AL NIVEL DE PUNTOS
DE ENTREGA DEL SNT
La previsión de los requerimientos de energía en
el SNT, al nivel de puntos de entrega, se la obtiene
sumando el consumo y las pérdidas (técnicas y
no técnicas) en los sistemas de distribución, para
los tres escenarios definidos en este Plan. Como
se mencionó anteriormente, las pérdidas de energía
en los sistemas de distribución deben reducirse
en forma progresiva hasta un valor en el orden
del 7,5% en el año 2021. Esta demanda en forma
anual se indica en el Anexo 4.4, con la evolución
a partir de 2001.
Esta proyección de energía y de potencia también
toma en cuenta una mejora del factor de carga,
que debería evolucionar desde un 67% que es el
valor estimado de los últimos dos años, hasta un
72% en el 2021. El incremento del factor de carga
es consistente con la esperada recuperación
de la demanda industrial, frente a los demás sectores
de consumo.
De acuerdo con la evolución proyectada para el
factor de carga, la demanda de electricidad tendría
los siguientes crecimientos medios anuales
entre 2011 y 2021, para cada uno de los tres escenarios,
como se detalla en la Tabla 4.10.

116
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 4.10
CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA PERÍODO 2011-2021 (En puntos de entrega)
Escenarios Menor Medio Mayor
Demanda
de potencia
Demanda
de energía
6,25% 6,94% 7,67%
6,56% 7,28% 8,01%
La demanda anual de energía al nivel de barras
de subestación principal para cada una de las 20
empresas de distribución existentes, se indica en
el Anexo 4.5, obtenida como resultado del análisis
de proyección, para el cual se ha tomado en
cuenta, entre otros aspectos, las proyecciones
presentadas por las distribuidoras.
Esta proyección corresponde tanto a las 19 distribuidoras
que integran el SNI, como a la distribuidora
Empresa Eléctrica Provincial Galápagos, no
incorporada, y los pequeños sistemas no incorporados
que se encuentran dentro de las áreas de
concesión de las respectivas empresas, los cuales
solo representan el 0,2% de la demanda nacional
de energía eléctrica de servicio público.
La proyección de la demanda de potencia máxima
anual de cada una de las distribuidoras para
el escenario medio y las potencias totales coincidentes,
se establecen en el Anexo 4.6, al nivel de
barras de subestación de entrega. Los datos globales
anuales a nivel nacional, tanto de la energía
como potencia son los siguientes:
Tabla 4.11
PROYECCIÓN ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA MÁXIMA
AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIONES DEL SNT - ESCENARIO MEDIO
AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Energía GWh 17.673 18.655 19.996 21.990 23.753 27.552 29.954 31.478 32.967 34.377 35.692
Potencia MW 2.907 3.077 3.387 3.676 3.927 4.438 4.780 5.027 5.264 5.484 5.685
4.2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
EN BORNES DE GENERACIÓN
Para encontrar la demanda en bornes de generación,
se suma, a la demanda proyectada al nivel
de puntos de entrega del SNT, los consumos
propios (sistemas auxiliares) de las plantas generadoras
y las pérdidas en el sistema de transmisión.
Las estadísticas desde 2001 hasta 2010 y
las proyecciones hasta el año 2021, constan en
el Anexo 4.8.
Al igual que para la distribución, se considera que
el SNT y consumos propios mejorarán su eficiencia
en forma progresiva, para reducir las pérdidas
de energía desde el 5,6% que mantiene como
promedio de los últimos 2 años, hasta un 4,5% al
final del período de proyección.
Dependiendo de la hidrología, el SNT transporta
entre el 82% y 86% de la energía que se entrega a
las distribuidoras en las barras de subestaciones,

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 117
con un porcentaje promedio anual del 84%. De
acuerdo con los proyectos de generación candidatos,
que se analizan en el Capítulo de Expansión
de la Generación, este porcentaje tenderá a
incrementarse hasta un 95%, al final del período
del Plan.
Como resultado de los análisis efectuados para el
SNI, en el Anexo 4.7 se muestran para los tres escenarios,
las proyecciones anuales de la demanda
de energía en bornes de generación, para el período
2011-2021.
Los estudios de proyección de la demanda efectuados
para cada una de estas hipótesis establecen los
requerimientos de potencia y energía que podrían
presentarse en el desarrollo del sector eléctrico.
Los resultados de la proyección de potencia máxima
anual para el escenario de crecimiento medio
se presentan en la Tabla 4.12 y Gráfico 4.10.
Tabla 4.12
PROYECCIÓN DE POTENCIA MÁXIMA ANUAL EN BORNES DE GENERACIÓN – ESCENARIO MEDIO
PROYECCIÓN DE POTENCIA (MW) MÁXIMA ANUAL EN
BORNES DE GENERACIÓN - ESCENARIO MEDIO
CAPÍTULO 4
Hipótesis
Hipótesis 1:
Línea base de
proyección
Hipótesis 2: H1
+ Industrias
Hipótesis 3:
H2 + Cocción
con
electricidad
Hipótesis 4:
H3 +
Eficiencia
Energética
2011 3.027 3.052 3.052 3.052
2012 3.157 3.234 3.234 3.226
2013 3.305 3.563 3.563 3.548
2014 3.457 3.861 3.892 3.848
2015 3.615 4.120 4.182 4.108
2016 3.781 4.663 4.763 4.639
2017 3.952 4.946 5.117 4.992
2018 4.131 5.134 5.371 5.247
2019 4.316 5.336 5.613 5.489
2020 4.509 5.534 5.838 5.714
2021 4.709 5.739 6.044 5.920
Crecimiento
anual promedio
2011-2021
4,5% 6,5% 7,1% 6,8%

118
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 4.10
PROYECCIÓN DE POTENCIA MÁXIMA ANUAL EN BORNES DE GENERACIÓN – ESCENARIO MEDIO
6.500
6.000
5.500
5.000
MW
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Hipótesis 1: Línea base de proyección
Hipótesis 3: H2 + Cocción con electricidad
Hipótesis 2: H1 + Industrias
Hipótesis 4: H3 + Eficiencia Energética
El Anexo 4.9 muestra la energía en bornes de generación y en puntos de entrega. La diferencia entre
ambas constituye la pérdida de transmisión y los consumos propios de las centrales. Como parte del
Anexo 4.9, se muestra un gráfico con las demandas mensuales de energía típicas, por unidad, en bornes
de generación.
Las proyecciones de potencia máxima y de energía para la hipótesis 3, en bornes de generación del SNI,
para los 3 escenarios de crecimiento analizados y el período que contempla este Plan, se resumen en
la Tabla 4.13 y Gráfico 4.11.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 119
Tabla 4.13
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN
AÑO
DEMANDA DE POTENCIA (MW)
DEMANDA DE ENERGÍA (GWh)
MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR
2011 3.034 3.052 3.069 18.497 18.645 18.831
2012 3.177 3.226 3.277 19.329 19.663 20.052
2013 3.474 3.548 3.629 20.538 21.056 21.617
2014 3.748 3.848 3.965 22.388 23.133 23.925
2015 3.974 4.108 4.262 23.997 24.965 25.997
2016 4.457 4.639 4.845 27.623 28.930 30.328
2017 4.766 4.992 5.247 29.821 31.422 33.138
2018 4.980 5.247 5.545 31.130 32.989 34.985
2019 5.179 5.489 5.834 32.383 34.516 36.808
2020 5.357 5.714 6.110 33.522 35.958 38.579
2021 5.513 5.920 6.369 34.539 37.299 40.270
Crecimiento
anual promedio
2011-2021
6,2% 6,8% 7,6% 6,4% 7,2% 7,9%
CAPÍTULO 4
Gráfico 4.11
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA EN BORNES DE GENERACIÓN – ESCENARIO MEDIO
6.500
6.000
39.000
35.000
5.500
31.000
5.000
MW
4.500
27.000
GWh
4.000
23.000
3.500
19.000
3.000
15.000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
POTENCIA
ENERGÍA

120
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En los Anexos 4.10 y 4.11 se presenta la demanda
mensual de energía y de potencia máxima,
respectivamente, en bornes de generación para
los 3 escenarios de crecimiento. La distribución
mensual toma como referencia lo ocurrido en el
período 2003-2011.
4.2.4.4 CONCLUSIONES
• La proyección de demanda eléctrica es un
insumo fundamental en la planificación de
la expansión de los sistemas eléctricos, con
el cual se realiza los estudios en las etapas
funcionales de generación, transmisión y
distribución para garantizar el suministro
de energía eléctrica a los usuarios finales.
• El estudio de la gestión de demanda eléctrica
incluye los requerimientos futuros de
potencia y energía de los distintos grupos
de consumo del país (residencial, comercial,
industrial, alumbrado público y otros),
y han sido obtenidos de las distribuidoras
de energía eléctrica y de clientes especiales
de los sectores del acero, cemento,
transporte y petróleo. Esta información se
alinea a las políticas del Gobierno Nacional,
que están orientadas principalmente
al cambio de la matriz energética y a la incorporación
de los proyectos y programas
de eficiencia energética.
• La hipótesis 4 de la gestión de demanda
concentra una serie de requerimientos de
energía y potencia durante el período 2011-
2021, en el escenario medio para el 2011
estas variables se ubican en 3 052 MW y 18
645 GWh; y en el 2021, 5 920MW y 37 299
GWh, respectivamente, dando como resultado,
durante ese período, un alto crecimiento
anual promedio de 6,8%.
• Se considera en el estudio de proyección de
demanda, que el SNT y los consumos propios
de generación mejorarán su eficiencia
en forma progresiva, para reducir las pérdidas
de energía desde el 5,6%, promedio de
los últimos 2 años, hasta un 4,5% al final
del período de proyección.
• Esta proyección de energía y de potencia
también toma en cuenta una mejora del
factor de carga, que debería evolucionar
desde un 67%, valor estimado de los últimos
dos años, hasta un 72% en el 2021.
El incremento del factor de carga es consistente
con la esperada recuperación de
la demanda industrial, frente a los demás
sectores de consumo.
• En el estudio se considera como parte fundamental
la reducción en forma progresiva
de las pérdidas de energía en los sistemas
de distribución, desde 14,73 % en el 2011
hasta el orden del 7,5% en el 2021. Esto
permitirá al país recuperar la facturación
de energía progresivamente desde 360
GWh en el 2012 hasta 2 581 GWh en 2021.
En general, durante el período 2012-2021,
se recuperará 15.323 GWh, es decir, USD
1.838,7 millones de dólares con un precio
de 12 ¢USD/kWh. Lo anterior se considera
una señal de inversión en los planes de reducción
de pérdidas de las distribuidoras
de energía eléctrica.
4.2.4.5 RECOMENDACIÓN
• Para poder satisfacer la importante demanda
de la incorporación progresiva de la
cocción con electricidad, se debe planificar
y ejecutar, oportunamente, el reforzamiento
de los sistemas de distribución en baja
tensión, a fin de permitir la implementación
adecuada de los programas de sustitución
de energéticos.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 121
ANEXO 4.1
EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO
DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTORES
SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI)
ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO - HIPÓTESIS 4
HISTÓRICO
TOTAL
GWh % deTOTAL GWh % deTOTAL GWh % deTOTAL GWh % deTOTAL GWh
2001 2.897 35,6 1.412 17,4 2.399 29,5 1.421 17,5 8.129
2002 3.093 36,1 1.566 18,3 2.423 28,3 1.476 17,2 8.559
2003 3.248 36,2 1.659 18,5 2.562 28,5 1.511 16,8 8.980
2004 3.516 36,7 1.807 18,9 2.743 28,7 1.506 15,7 9.572
2005 3.677 36,1 1.947 19,1 2.958 29,1 1.593 15,7 10.174
2006 3.885 35,3 2.116 19,2 3.296 30,0 1.698 15,4 10.996
2007 4.103 34,9 2.231 19,0 3.617 30,8 1.793 15,3 11.744
2008 4.372 34,9 2.429 19,4 3.880 31,0 1.834 14,7 12.516
2009 4.687 35,4 2.581 19,5 3.994 30,2 1.979 14,9 13.241
2010 5.101 36,3 2.663 19,0 4.416 31,4 1.867 13,3 14.047
2011 5.325 35,1 2.941 19,4 4.774 31,5 2.134 14,1 15.174
2012 5.497 33,8 3.107 19,1 5.045 31,0 2.618 16,1 16.268
2013 5.827 33,1 3.310 18,8 5.716 32,4 2.764 15,7 17.616
2014 6.298 32,0 3.557 18,1 6.890 35,0 2.915 14,8 19.660
2015 6.765 31,6 4.006 18,7 7.556 35,3 3.072 14,4 21.399
2016 7.268 29,1 4.239 17,0 10.241 41,0 3.227 12,9 24.975
2017 7.988 29,3 4.488 16,4 11.414 41,8 3.403 12,5 27.293
2018 8.703 30,2 4.744 16,5 11.777 40,9 3.586 12,4 28.810
2019 9.331 30,8 5.003 16,5 12.171 40,2 3.785 12,5 30.290
2020 9.895 31,2 5.260 16,6 12.560 39,6 3.982 12,6 31.696
2021 10.344 31,3 5.527 16,7 12.958 39,2 4.187 12,7 33.015
CREC. 2001-2011 6,3% -0,2% 7,6% 1,1% 7,1% 0,6% 4,1% -2,2% 6,4%
CREC. 2011-2021 6,9% -1,1% 6,5% -1,5% 10,5% 2,2% 7,0% -1,0% 8,1%
PRONÓSTICO
AÑO
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL
ALUMB. PÚBLICO
Y OTROS
CAPÍTULO 4
14.000
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL S N I
12.000
GWh
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
RESIDENCIAL
INDUSTRIAL
COMERCIAL
ALUMB. PÚBLICO Y OTROS
AÑO
Hipótesis 4: Línea base de proyección + cargas de industrias (acero, cemento, transporte, minería, Refinería del Pacífico, petroquímica,
cambio en la matriz energética productiva) + cambio de cocción con GLP por electricidad y eficiencia energética.

122
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
ANEXO 4.2
EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO TOTAL (GWh)
DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
PROYECCIÓN PERÍODO 2011 - 2031
HIPÓTESIS 4
CONSUMO ELÉCTRICO
RECUPERACIÓN
CONSUMO ELÉCTRICO
AÑO
CRECIMIENTO
DEL CONSUMO
CON RECUPERACIÓN
HISTÓRICO
MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR
2001 8.129
La recuperación de
2002 8.559
consumo constituye la
2003 8.980
facturación de la energía
2004 9.572
que consta como
2005 10.174
pérdidas no técnicas,
2006 10.996
como resultado de la
2007 11.744
gestión de control de
2008 12.516
pérdidas de las
2009 13.241
distribuidoras.
2010 14.047
Línea base 2011
2011 15.174
2012 15.592 15.908 16.175 353 360 366 15.945 16.268 16.541
2013 16.584 17.051 17.456 550 566 579 17.135 17.616 18.035
2014 18.097 18.751 19.340 878 910 938 18.975 19.660 20.278
2015 19.419 20.254 21.037 1.097 1.144 1.189 20.516 21.399 22.225
2016 22.376 23.494 24.568 1.410 1.481 1.548 23.786 24.975 26.116
2017 24.183 25.542 26.872 1.657 1.751 1.842 25.840 27.293 28.714
2018 25.270 26.842 28.400 1.853 1.968 2.082 27.123 28.810 30.482
2019 26.316 28.111 29.911 2.040 2.180 2.319 28.356 30.290 32.230
2020 27.270 29.313 31.383 2.217 2.383 2.552 29.487 31.696 33.934
2021 28.126 30.435 32.793 2.385 2.581 2.780 30.511 33.015 35.573
2022 29.001 31.537 34.271 2.488 2.705 2.940 31.488 34.243 37.210
2023 29.848 32.698 35.772 2.589 2.837 3.103 32.438 35.535 38.875
2024 30.725 33.911 37.348 2.693 2.973 3.274 33.418 36.883 40.622
2025 31.630 35.174 39.001 2.799 3.113 3.452 34.429 38.287 42.452
2026 32.562 36.490 40.731 2.907 3.258 3.637 35.470 39.748 44.368
2027 33.546 37.854 42.523 3.020 3.408 3.828 36.566 41.262 46.351
2028 34.549 39.269 44.412 3.132 3.560 4.026 37.681 42.829 48.438
2029 35.579 40.736 46.385 3.225 3.693 4.205 38.804 44.429 50.590
2030 36.634 42.254 48.445 3.321 3.830 4.392 39.955 46.084 52.837
2031 37.714 43.823 50.593 3.419 3.973 4.586 41.133 47.796 55.179
CREC. 2011-2021 6,4% 7,2% 8,0% 23,7% 24,5% 25,3% 7,2% 8,1% 8,9%
CREC. 2011-2031 4,7% 5,4% 6,2% 12,7% 13,5% 14,2% 5,1% 5,9% 6,7%
Hipótesis 4: Línea base de proyección + cargas de industrias (acero, cemento, transporte, minería, Refinería del Pacífico, petroquímica,
cambio en la matriz energética productiva) + cambio de cocción con GLP por electricidad y eficiencia energética.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 123
ANEXO 4.3
PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO
TOTAL POR ESCENARIOS DE CRECIMIENTO
SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
AÑO
ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO
HISTÓ-
RICO
CRECIMIENTO
HISTO- CRECIMIENTO
MENOR MEDIO MAYOR RICO MENOR MEDIO MAYOR
2001 2.477.869 3,28
2002 2.622.496 3,26
2003 2.746.168 3,27
2004 2.891.520 3,31
2005 3.017.956 3,37
2006 3.150.302 3,49
2007 3.291.601 3,57
2008 3.468.801 3,61
2009 3.655.368 3,62
2010 3.951.990 3,55
2011 4.189.535 3,59
2012 4.365.554 4.407.272 4.440.789 3,65 3,69 3,72
2013 4.532.659 4.598.009 4.650.739 3,78 3,83 3,88
2014 4.677.443 4.767.871 4.841.153 4,06 4,12 4,19
2015 4.804.276 4.920.995 5.015.995 4,27 4,35 4,43
2016 4.918.668 5.062.771 5.180.571 4,84 4,93 5,04
2017 5.024.004 5.196.507 5.338.142 5,14 5,25 5,38
2018 5.120.106 5.321.892 5.488.296 5,30 5,41 5,55
2019 5.209.583 5.441.505 5.633.602 5,44 5,57 5,72
2020 5.291.945 5.554.740 5.773.369 5,57 5,71 5,88
2021 5.372.876 5.667.464 5.913.623 5,68 5,83 6,02
CREC.2001-2011 5,4% 0,9%
CONSUMO ANUAL POR
ABONADO (MWh)
CREC. 2011-2021 . 2,5% 3,1% 3,5% 4,7% 5,0% 5,3%
CAPÍTULO 4
PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO
7.000.000
6.000.000
5.000.000
Histórico
Escenario Menor
Escenario Medio
Escenario Mayor
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
AÑO
Hipótesis 4: Línea base de proyección + cargas de industrias (acero, cemento, transporte, minería, Refinería del Pacífico, petroquímica, cambio en
la matriz energética productiva) + cambio de cocción con GLP por electricidad y eficiencia energética.

124
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
ANEXO 4.4
AÑO
EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DE LA DEMANDA DE
ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA.- SNI
AL NIVEL DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA - HIPÓTESIS 4
HISTÓRICO
ENERGÍA (GWh)
CRECIMIENTO
CRECIMIENTO
HISTÓRICO
MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR
2001 10.366 1.901
2002 10.810 2.051
2003 11.401 2.200
2004 12.328 2.200
2005 13.075 2.326
2006 14.075 2.431
2007 14.747 2.543
2008 15.461 2.640
2009 15.923 2.658
2010 16.791 2.858
2011 17.673 2.907
2012 18.285 18.655 18.969 3.023 3.077 3.118
2013 19.449 19.996 20.471 3.309 3.387 3.456
2014 21.224 21.990 22.681 3.573 3.676 3.779
2015 22.773 23.753 24.671 3.791 3.927 4.066
2016 26.242 27.552 28.812 4.256 4.438 4.626
2017 28.360 29.954 31.514 4.555 4.780 5.014
2018 29.635 31.478 33.306 4.763 5.027 5.303
2019 30.861 32.967 35.078 4.958 5.264 5.584
2020 31.980 34.377 36.804 5.132 5.484 5.853
2021 32.985 35.692 38.458 5.285 5.685 6.107
2022 34.010 36.985 40.191 5.449 5.893 6.381
2023 35.004 38.347 41.951 5.602 6.107 6.663
2024 36.032 39.768 43.800 5.764 6.331 6.954
2025 37.094 41.251 45.738 5.931 6.565 7.260
2026 38.187 42.793 47.767 6.103 6.808 7.579
2027 39.341 44.393 49.868 6.330 7.061 7.861
2028 40.517 46.053 52.084 6.565 7.323 8.153
2029 41.725 47.773 54.398 6.809 7.595 8.455
2030 42.962 49.553 56.814 7.061 7.876 8.769
2031 44.229 51.393 59.332 7.322 8.168 9.093
2001-2011 5,5% 4,3%
POTENCIA MÁXIMA (MW)
2011-2021 6,4% 7,3% 8,1% 6,2% 6,9% 7,7%
2011-2031 4,7% 5,5% 6,2% 4,7% 5,3% 5,9%
Hipótesis 4: Línea base de proy ección + cargas de industrias (acero, cemento, transporte, minería, Refinería del Pacífico,
petroquímica, cambio en la matriz energética productiv a) + cambio de cocción con GLP por electricidad y eficiencia energética.

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 125
ANEXO 4.5
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA (GWh)
ÁREAS DE CONCESIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN
AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA
CRECIMIENTO MEDIO - HIPÓTESIS 4
DISTRIBUIDORA 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
CNEL-Bolívar 67 69 72 75 79 82 86 90 94 98 103
CNEL-El Oro 749 789 831 889 947 1.016 1.114 1.215 1.329 1.395 1.457
CNEL-Esmeraldas 450 469 494 535 610 660 728 797 830 864 916
CNEL-Guayas-Los Ríos 1.428 1.512 1.596 1.675 1.758 1.836 1.944 2.058 2.177 2.302 2.433
CNEL-Los Ríos 338 354 373 392 411 431 455 479 505 531 559
CAPÍTULO 4
CNEL-Manabí 1.466 1.539 1.786 2.346 2.596 4.660 4.808 4.927 5.053 5.185 5.324
CNEL-Milagro 606 637 672 708 745 784 828 874 922 972 1.024
CNEL-Sta. Elena 440 457 481 506 530 556 582 609 636 665 694
CNEL-Sto. Domingo 432 452 474 512 550 597 648 678 709 741 775
CNEL-Sucumbíos 212 232 254 292 330 1.174 2.009 2.034 2.060 2.086 2.114
Ambato 497 523 550 577 605 634 668 703 740 778 817
Azogues 95 97 99 116 133 135 137 140 142 145 148
Centro Sur 829 871 954 1.251 1.307 1.369 1.469 1.571 1.637 1.715 1.777
Cotopaxi 459 478 548 601 626 647 670 690 716 741 767
Eléctrica de Guayaquil 4.759 5.104 5.356 5.567 5.821 6.020 6.323 6.681 7.033 7.324 7.623
Norte 489 513 541 584 651 703 780 859 940 1.022 1.061
Quito 3.809 3.974 4.148 4.320 4.699 4.874 5.145 5.438 5.732 6.038 6.292
Riobamba 282 292 303 313 323 333 346 360 373 388 403
Sur 264 294 465 730 1.031 1.042 1.213 1.275 1.339 1.388 1.407
ENERGÍA EN BARRAS DE
S/E DE ENTREGA DEL
S. N. I.
17.673 18.655 19.996 21.990 23.753 27.552 29.954 31.478 32.967 34.377 35.692
Galápagos 35 31 32 34 35 37 38 40 42 43 45
ENERGÍA EN BARRAS DE
SUBESTACIÓN DE
ENTREGA.-
TOTAL NACIONAL
17.708 18.686 20.028 22.023 23.788 27.589 29.993 31.518 33.008 34.420 35.737

126
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
ANEXO 4.6
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE POTENCIA (MW)
ÁREAS DE CONCESIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN
AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA
CRECIMIENTO MEDIO - HIPÓTESIS 4
DISTRIBUIDORA 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
CNEL-Bolívar 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20 20
CNEL-El Oro 123 128 135 144 154 165 182 199 220 230 240
CNEL-Esmeraldas 83 86 90 97 114 123 135 147 153 158 169
CNEL-Guayas-Los Ríos 235 249 262 274 286 297 314 333 352 372 393
CNEL-Los Ríos 64 67 71 76 80 85 88 92 96 101 105
CNEL-Manabí 232 243 276 349 382 645 672 689 708 727 748
CNEL-Milagro 104 109 115 121 127 133 140 148 155 163 172
CNEL-Sta. Elena 75 77 81 84 87 91 95 99 103 107 112
CNEL-Sto. Domingo 77 81 84 91 98 106 115 119 124 130 135
CNEL-Sucumbíos 41 45 48 55 62 174 282 286 290 295 299
Ambato 94 98 102 107 111 116 121 127 133 139 145
Azogues 17 17 17 20 23 24 24 24 25 25 26
Centro Sur 148 154 180 210 220 229 246 264 275 289 299
Cotopaxi 64 74 93 100 104 108 111 114 118 121 124
Eléctrica de Guayaquil 761 810 872 901 937 962 1.011 1.073 1.130 1.174 1.221
Norte 87 91 95 103 116 125 139 153 168 182 188
Quito 666 715 757 784 864 889 934 983 1.032 1.083 1.124
Riobamba 55 56 58 59 61 63 65 67 69 71 73
Sur 56 58 139 198 203 224 235 247 258 267 270
POTENCIA MÁXIMA
COINCIDENTE EN
2.907 3.077 3.387 3.676 3.927 4.438 4.780 5.027 5.264 5.484 5.685
BARRAS DE S/E DE
ENTREGA DEL SNI
Galápagos 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 9
POTENCIA MÁXIMA EN
BARRAS DE S/E DE
ENTREGA - PAÍS
2.914 3.084 3.394 3.683 3.935 4.446 4.788 5.036 5.273 5.493 5.695

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 127
ANEXO 4.7
PREVISIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI - HIPÓTESIS 4
AÑO
2001 10.859 6,0
2002 11.541 6,3
2003 12.115 5,0
2004 12.960 7,0
2005 13.769 6,2
2006 14.692 6,7
2007 15.457 5,2
2008 16.318 5,6
2009 16.877 3,4
2010 17.594 4,2
2011 18.645 6,0
2012 19.329 19.663 20.052 3,7 5,5 7,5
2013 20.538 21.056 21.617 6,3 7,1 7,8
2014 22.388 23.133 23.925 9,0 9,9 10,7
2015 23.997 24.965 25.997 7,2 7,9 8,7
2016 27.623 28.930 30.328 15,1 15,9 16,7
2017 29.821 31.422 33.138 8,0 8,6 9,3
2018 31.130 32.989 34.985 4,4 5,0 5,6
2019 32.383 34.516 36.808 4,0 4,6 5,2
2020 33.522 35.958 38.579 3,5 4,2 4,8
2021 34.539 37.299 40.270 3,0 3,7 4,4
2022 35.576 38.688 42.041 3,0 3,7 4,4
2023 36.577 40.070 43.836 2,8 3,6 4,3
2024 37.612 41.512 45.720 2,8 3,6 4,3
2025 38.679 43.014 47.693 2,8 3,6 4,3
2026 39.778 44.576 49.757 2,8 3,6 4,3
Crec.2001-2011 5,6%
Crec. 2011-2021
DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) TASAS DE CRECIMIENTO (%)
CRECIMIENTO
CRECIMIENTO
Histó-
Histórico
Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor rico
6,4% 7,2% 8,0%
Crec. 2011-2026 5,2% 6,0% 6,8%
Hipótesis 4: Línea base de proyección + cargas de
industrias (acero, cemento, transporte, minería,
Refinería del Pacífico, petroquímica, cambio en la
matriz energética productiva) + cambio de cocción
con GLP por electricidad y eficiencia energética.
CAPÍTULO 4
50.000
Proyección de la Demanda de Energía en Bornes de Generación
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
MW
Histórico Crec. Mayor Crec. Medio Crec. Menor

128
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
ANEXO 4.8
AÑO
ESCENARIOS
ESCENARIOS
Histórico
Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor
2001 2.002 2,0
2002 2.132 6,5
2003 2.223 4,3
2004 2.401 8,0
2005 2.424 1,0
2006 2.642 9,0
2007 2.706 2,4
2008 2.785 2,9
2009 2.768 -0,6
2010 2.879 4,0
2011 3.052 6,0
2012 3.177 3.226 3.277 4,1 5,7 7,4
2013 3.474 3.548 3.629 9,4 10,0 10,8
2014 3.748 3.848 3.965 7,9 8,4 9,2
2015 3.974 4.108 4.262 6,0 6,8 7,5
2016 4.457 4.639 4.845 12,2 12,9 13,7
2017 4.766 4.992 5.247 6,9 7,6 8,3
2018 4.980 5.247 5.545 4,5 5,1 5,7
2019 5.179 5.489 5.834 4,0 4,6 5,2
2020 5.357 5.714 6.110 3,4 4,1 4,7
2021 5.513 5.920 6.369 2,9 3,6 4,2
2022 5.679 6.141 6.650 3,0 3,7 4,4
2023 5.833 6.359 6.938 2,7 3,6 4,3
2024 5.997 6.587 7.235 2,8 3,6 4,3
2025 6.165 6.824 7.547 2,8 3,6 4,3
2026 6.344 7.077 7.879 2,9 3,7 4,4
Crec.2001-2010 4,1%
Crec. 2011-2021
Crec. 2011-2026
PREVISIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA ANUAL DE POTENCIA
EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI - HIPÓTESIS 4
DEMANDA DE POTENCIA (MW) TASAS DE CRECIMIENTO (%)
6,1% 6,8% 7,6%
5,0% 5,8% 6,5%
Histórico
Hipótesis 4: Línea base de proyección + cargas de
industrias (acero, cemento, transporte, minería, Refinería
del Pacífico, petroquímica, cambio en la matriz energética
productiva) + cambio de cocción con GLP por electricidad
y eficiencia energética.
8.000
Proyección de la Demanda Máxima de Potencia en Bornes de Generación del SNI
7.000
6.000
MW
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
AÑOS
Histórico Crec. Mayor Crec. Medio Crec. Menor

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 129
ANEXO 4.9
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA
ELÉCTRICA DEL SNI (GWh) - HIPÓTESIS 4
AÑO
EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA
ESCENARIO DE CRECIMIENTO
EN BORNES DE GENERACIÓN
ESCENARIO DE CRECIMIENTO
MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR
2011 17.673 17.673 17.673 18.645 18.645 18.645
2012 18.285 18.655 18.969 19.329 19.663 20.052
2013 19.449 19.996 20.471 20.538 21.056 21.617
2014 21.224 21.990 22.681 22.388 23.133 23.925
2015 22.773 23.753 24.671 23.997 24.965 25.997
2016 26.242 27.552 28.812 27.623 28.930 30.328
2017 28.360 29.954 31.514 29.821 31.422 33.138
2018 29.635 31.478 33.306 31.130 32.989 34.985
2019 30.861 32.967 35.078 32.383 34.516 36.808
2020 31.980 34.377 36.804 33.522 35.958 38.579
2021 32.985 35.692 38.458 34.539 37.299 40.270
2022 34.010 36.985 40.191 35.576 38.688 42.041
2023 35.004 38.347 41.951 36.577 40.070 43.836
2024 36.032 39.768 43.800 37.612 41.512 45.720
2025 37.094 41.251 45.738 38.679 43.014 47.693
2026 38.187 42.793 47.767 39.778 44.576 49.757
CAPÍTULO 4
0,09
DEMANDA MENSUAL DE ENERGÍA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI
(p.u.)
0,08
0,07
0,06
0,05
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
p. u. 0,084 0,076 0,085 0,083 0,086 0,082 0,084 0,083 0,081 0,085 0,083 0,087

130
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
ANEXO 4.10
DEMANDA MENSUAL DE ENERGíA
EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (GWh) - HIPÓTESIS 4
AÑO
ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL
2011 1.570 1.416 1.587 1.543 1.601 1.538 1.569 1.555 1.511 1.578 1.552 1.626 18.645
2012 1.627 1.468 1.645 1.600 1.659 1.594 1.626 1.612 1.567 1.635 1.608 1.686 19.329
2013 1.729 1.560 1.748 1.700 1.763 1.694 1.728 1.713 1.665 1.738 1.709 1.791 20.538
2014 1.885 1.700 1.905 1.853 1.922 1.847 1.884 1.868 1.814 1.894 1.863 1.953 22.388
2015 2.020 1.823 2.042 1.987 2.060 1.979 2.019 2.002 1.945 2.030 1.997 2.093 23.997
2016 2.325 2.098 2.351 2.287 2.371 2.278 2.324 2.304 2.239 2.337 2.299 2.409 27.623
2017 2.511 2.265 2.538 2.469 2.560 2.460 2.509 2.488 2.417 2.523 2.482 2.601 29.821
2018 2.621 2.364 2.649 2.577 2.672 2.568 2.619 2.597 2.523 2.634 2.591 2.715 31.130
2019 2.726 2.460 2.756 2.681 2.780 2.671 2.725 2.701 2.625 2.740 2.695 2.825 32.383
2020 2.822 2.546 2.853 2.775 2.878 2.765 2.820 2.796 2.717 2.836 2.790 2.924 33.522
2021 2.908 2.623 2.939 2.859 2.965 2.849 2.906 2.881 2.799 2.923 2.874 3.013 34.539
2022 2.995 2.702 3.027 2.945 3.054 2.934 2.993 2.968 2.883 3.010 2.960 3.103 35.576
2023 3.079 2.778 3.113 3.028 3.140 3.017 3.077 3.051 2.964 3.095 3.044 3.190 36.577
2024 3.166 2.857 3.201 3.114 3.229 3.102 3.164 3.138 3.048 3.182 3.130 3.281 37.612
2025 3.256 2.938 3.291 3.202 3.321 3.190 3.254 3.227 3.135 3.273 3.219 3.374 38.679
2026 3.349 3.021 3.385 3.293 3.415 3.281 3.347 3.318 3.224 3.366 3.310 3.470 39.778
AÑO
ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL
2011 1.570 1.416 1.587 1.543 1.601 1.538 1.569 1.555 1.511 1.578 1.552 1.626 18.645
2012 1.655 1.493 1.673 1.628 1.688 1.622 1.654 1.640 1.594 1.664 1.636 1.715 19.663
2013 1.773 1.599 1.792 1.743 1.808 1.737 1.771 1.756 1.707 1.782 1.752 1.837 21.056
2014 1.947 1.757 1.969 1.915 1.986 1.908 1.946 1.930 1.875 1.957 1.925 2.018 23.133
2015 2.102 1.896 2.124 2.067 2.143 2.059 2.100 2.083 2.023 2.112 2.077 2.177 24.965
2016 2.435 2.197 2.462 2.395 2.484 2.386 2.434 2.413 2.345 2.448 2.407 2.523 28.930
2017 2.645 2.387 2.674 2.601 2.698 2.592 2.644 2.621 2.547 2.659 2.615 2.741 31.422
2018 2.777 2.506 2.807 2.731 2.832 2.721 2.775 2.752 2.674 2.791 2.745 2.877 32.989
2019 2.906 2.622 2.937 2.857 2.963 2.847 2.904 2.879 2.797 2.921 2.872 3.011 34.516
2020 3.027 2.731 3.060 2.977 3.087 2.966 3.025 3.000 2.914 3.043 2.992 3.136 35.958
2021 3.140 2.833 3.174 3.088 3.202 3.077 3.138 3.111 3.023 3.156 3.104 3.253 37.299
2022 3.257 2.938 3.292 3.203 3.321 3.191 3.255 3.227 3.136 3.274 3.219 3.374 38.688
2023 3.373 3.043 3.410 3.317 3.440 3.305 3.371 3.343 3.248 3.390 3.334 3.495 40.070
2024 3.495 3.153 3.532 3.436 3.564 3.424 3.493 3.463 3.364 3.512 3.454 3.621 41.512
2025 3.621 3.267 3.660 3.561 3.693 3.548 3.619 3.588 3.486 3.640 3.579 3.752 43.014
2026 3.753 3.386 3.793 3.690 3.827 3.677 3.750 3.719 3.613 3.772 3.709 3.888 44.576
AÑO
ESCENARIO DE CRECIMIENTO MAYOR
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL
2011 1.570 1.416 1.587 1.543 1.601 1.538 1.569 1.555 1.511 1.578 1.552 1.626 18.645
2012 1.688 1.523 1.706 1.660 1.721 1.654 1.687 1.673 1.625 1.697 1.669 1.749 20.052
2013 1.820 1.642 1.839 1.789 1.856 1.783 1.819 1.803 1.752 1.829 1.799 1.885 21.617
2014 2.014 1.817 2.036 1.981 2.054 1.973 2.013 1.996 1.939 2.024 1.991 2.087 23.925
2015 2.189 1.975 2.212 2.152 2.232 2.144 2.187 2.169 2.107 2.200 2.163 2.267 25.997
2016 2.553 2.304 2.581 2.511 2.604 2.502 2.552 2.530 2.458 2.566 2.524 2.645 30.328
2017 2.790 2.517 2.820 2.743 2.845 2.733 2.788 2.764 2.686 2.804 2.758 2.890 33.138
2018 2.945 2.657 2.977 2.896 3.003 2.886 2.943 2.918 2.835 2.960 2.911 3.051 34.985
2019 3.099 2.796 3.132 3.047 3.160 3.036 3.097 3.071 2.983 3.114 3.063 3.210 36.808
2020 3.248 2.930 3.283 3.194 3.312 3.182 3.246 3.218 3.127 3.264 3.210 3.365 38.579
2021 3.390 3.059 3.427 3.334 3.457 3.322 3.388 3.359 3.264 3.407 3.351 3.512 40.270
2022 3.539 3.193 3.577 3.480 3.609 3.468 3.537 3.507 3.407 3.557 3.498 3.667 42.041
2023 3.690 3.329 3.730 3.629 3.763 3.616 3.688 3.657 3.553 3.709 3.648 3.823 43.836
2024 3.849 3.473 3.891 3.785 3.925 3.771 3.847 3.814 3.705 3.869 3.805 3.988 45.720
2025 4.015 3.622 4.058 3.948 4.094 3.934 4.013 3.979 3.865 4.036 3.969 4.160 47.693
2026 4.189 3.779 4.234 4.119 4.272 4.104 4.186 4.151 4.033 4.210 4.141 4.340 49.757

CAPÍTULO 4 / DEMANDA ELÉCTRICA 131
ANEXO.4.11
DEMANDA MENSUAL DE POTENCIA MÁXIMA
EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (MW) - HIPÓTESIS 4
AÑO
ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX.
2011 2.946 2.942 2.977 2.993 3.004 2.982 2.944 2.919 2.930 2.961 3.009 3.052 3.052
2012 3.066 3.063 3.099 3.116 3.127 3.104 3.064 3.038 3.050 3.082 3.132 3.177 3.177
2013 3.353 3.349 3.389 3.407 3.419 3.395 3.351 3.322 3.336 3.370 3.425 3.474 3.474
2014 3.618 3.614 3.657 3.676 3.689 3.663 3.616 3.585 3.599 3.636 3.695 3.748 3.748
2015 3.835 3.831 3.877 3.897 3.911 3.883 3.833 3.800 3.815 3.855 3.918 3.974 3.974
2016 4.302 4.297 4.349 4.371 4.387 4.356 4.299 4.263 4.280 4.324 4.394 4.457 4.457
2017 4.601 4.595 4.650 4.675 4.691 4.658 4.598 4.559 4.577 4.624 4.699 4.766 4.766
2018 4.806 4.801 4.858 4.884 4.901 4.866 4.803 4.763 4.781 4.831 4.909 4.980 4.980
2019 4.999 4.993 5.053 5.080 5.098 5.061 4.996 4.954 4.973 5.025 5.106 5.179 5.179
2020 5.171 5.165 5.227 5.254 5.273 5.235 5.168 5.124 5.144 5.197 5.282 5.357 5.357
2021 5.321 5.315 5.378 5.406 5.426 5.387 5.317 5.272 5.293 5.348 5.435 5.513 5.513
2022 5.481 5.475 5.540 5.569 5.589 5.550 5.478 5.431 5.453 5.509 5.599 5.679 5.679
2023 5.630 5.624 5.691 5.720 5.741 5.700 5.626 5.579 5.601 5.659 5.751 5.833 5.833
2024 5.788 5.781 5.850 5.881 5.902 5.860 5.784 5.735 5.758 5.817 5.912 5.997 5.997
2025 5.951 5.944 6.015 6.047 6.068 6.025 5.947 5.897 5.920 5.981 6.078 6.165 6.165
2026 6.124 6.117 6.190 6.222 6.245 6.200 6.120 6.068 6.092 6.155 6.255 6.344 6.344
CAPÍTULO 4
AÑO
ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX.
2011 2.946 2.942 2.977 2.993 3.004 2.982 2.944 2.919 2.930 2.961 3.009 3.052 3.052
2012 3.114 3.110 3.147 3.164 3.175 3.152 3.112 3.085 3.097 3.129 3.180 3.226 3.226
2013 3.425 3.421 3.462 3.480 3.492 3.467 3.423 3.394 3.407 3.442 3.498 3.548 3.548
2014 3.714 3.710 3.754 3.774 3.787 3.760 3.712 3.680 3.695 3.733 3.794 3.848 3.848
2015 3.965 3.960 4.008 4.029 4.043 4.014 3.962 3.929 3.944 3.985 4.050 4.108 4.108
2016 4.477 4.472 4.526 4.549 4.566 4.533 4.474 4.436 4.454 4.500 4.573 4.639 4.639
2017 4.819 4.813 4.871 4.896 4.914 4.879 4.816 4.775 4.794 4.843 4.922 4.992 4.992
2018 5.064 5.058 5.119 5.146 5.164 5.127 5.061 5.018 5.038 5.090 5.173 5.247 5.247
2019 5.298 5.292 5.355 5.383 5.403 5.364 5.295 5.250 5.271 5.325 5.412 5.489 5.489
2020 5.515 5.509 5.575 5.604 5.624 5.584 5.512 5.465 5.487 5.543 5.634 5.714 5.714
2021 5.714 5.707 5.775 5.806 5.826 5.785 5.710 5.662 5.684 5.743 5.836 5.920 5.920
2022 5.927 5.921 5.991 6.023 6.044 6.001 5.924 5.873 5.897 5.958 6.054 6.141 6.141
2023 6.138 6.131 6.204 6.237 6.259 6.214 6.134 6.082 6.106 6.169 6.269 6.359 6.359
2024 6.358 6.351 6.426 6.460 6.483 6.437 6.354 6.300 6.325 6.390 6.494 6.587 6.587
2025 6.587 6.580 6.658 6.693 6.717 6.669 6.583 6.527 6.553 6.620 6.728 6.824 6.824
2026 6.831 6.823 6.905 6.941 6.966 6.916 6.826 6.769 6.795 6.866 6.977 7.077 7.077
AÑO
ESCENARIO DE CRECIMIENTO MAYOR
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX.
2011 2.946 2.942 2.977 2.993 3.004 2.982 2.944 2.919 2.930 2.961 3.009 3.052 3.052
2012 3.163 3.159 3.197 3.213 3.225 3.202 3.161 3.134 3.146 3.179 3.230 3.277 3.277
2013 3.503 3.499 3.541 3.559 3.572 3.547 3.501 3.471 3.485 3.521 3.578 3.629 3.629
2014 3.827 3.822 3.868 3.888 3.902 3.874 3.824 3.792 3.807 3.846 3.909 3.965 3.965
2015 4.114 4.109 4.158 4.180 4.195 4.165 4.111 4.076 4.092 4.135 4.202 4.262 4.262
2016 4.676 4.671 4.727 4.751 4.768 4.734 4.673 4.634 4.652 4.700 4.776 4.845 4.845
2017 5.064 5.058 5.119 5.146 5.164 5.127 5.061 5.018 5.038 5.090 5.173 5.247 5.247
2018 5.352 5.346 5.410 5.438 5.458 5.419 5.349 5.303 5.324 5.379 5.467 5.545 5.545
2019 5.630 5.624 5.691 5.721 5.742 5.701 5.627 5.579 5.601 5.659 5.751 5.834 5.834
2020 5.897 5.890 5.961 5.992 6.013 5.971 5.893 5.843 5.866 5.927 6.023 6.110 6.110
2021 6.147 6.141 6.214 6.246 6.269 6.224 6.144 6.092 6.116 6.179 6.279 6.369 6.369
2022 6.419 6.411 6.488 6.522 6.545 6.499 6.415 6.360 6.385 6.451 6.556 6.650 6.650
2023 6.696 6.689 6.769 6.804 6.829 6.780 6.692 6.635 6.662 6.730 6.840 6.938 6.938
2024 6.983 6.975 7.059 7.096 7.121 7.070 6.979 6.920 6.947 7.019 7.133 7.235 7.235
2025 7.284 7.276 7.363 7.401 7.428 7.375 7.279 7.218 7.246 7.321 7.440 7.547 7.547
2026 7.605 7.596 7.687 7.727 7.755 7.699 7.600 7.535 7.565 7.643 7.768 7.879 7.879

133
05/ PLAN
EXPANSIÓN DE
LA GENERACIÓN
MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 5

05/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 5
En la cadena de abastecimiento de la demanda
de energía eléctrica, la generación de energía es
la que permite cumplir con el objetivo de suministrar
de ésta a todo el Ecuador. Un desequilibrio
entre la oferta de generación y la demanda de
energía puede provocar problemas en el abastecimiento,
cuya solución puede alcanzarse en horas,
días, meses e incluso años.
Las crisis de abastecimiento de tipo accidental y
aleatorio son solucionables en períodos de tiempo
que pueden ser medidos en horas. Aquellas
con características coyunturales tardarán semanas;
pero resolver los problemas de tipo estructural
puede demandar años y reformas profundas
en el sector eléctrico.
En este capítulo se presenta el Plan de Expansión
de Generación 2012 - 2021, que pretende solucionar
el problema estructural de abastecimiento
de energía eléctrica que tiene el Sistema Nacional
Interconectado –SNI-, y que lo vuelve vulnerable
en los períodos de estiaje.
Para lograr el objetivo planteado en este capítulo,
es necesario analizar las causas que llevaron al
sistema eléctrico ecuatoriano a la crisis de energía
que se presentó entre noviembre de 2009 y
enero de 2010. Del análisis de estas causas se
extraen las posibles soluciones para resolver el
abastecimiento de energía eléctrica en el Ecuador.
5.1 NATURALEZA DE LA
VULNERABILIDAD DEL SNI
Entre los primeros días de noviembre de 2009
y mediados de enero de 2010, el país enfrentó
una crisis de abastecimiento de energía eléctrica
causada por la presencia de una sequía extrema
que produjo una disminución considerable de los
caudales afluentes a las principales centrales hidroeléctricas
del país.
Sin embargo, a más de la falta de agua en las centrales
de generación, se presentó una secuencia
de hechos que condujeron al sistema eléctrico a
un desbalance entre la oferta de generación y el
consumo de energía. Entre las principales causas
de este desbalance se pueden indicar: falta de inversión
en capacidad de generación, falta de un
marco regulatorio estable que incentive la inversión,
muy poca posibilidad del Estado para llevar
adelante la planificación del sector eléctrico con
carácter de obligatoria, un sistema no adaptado
para enfrentar condiciones extremas de falta de
lluvias y dependencia energética del sistema eléctrico
de otros países.
5.1.1 FALTA DE INVERSIÓN
EN CAPACIDAD DE GENERACIÓN
A pesar de que los déficit de energía eléctrica presentados
en nuestro país han sido más un problema
de energía que de potencia, es evidente que

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 135
existió un problema de baja inversión en generación
que no permite superar los episodios cíclicos
de baja hidrología que se presentan en la vertiente
del Amazonas, donde está la mayor cantidad
de centrales hidroeléctricas instaladas.
En el período comprendido entre los años 2000
y 2010, la demanda de energía creció a un ritmo
promedio de 5,5% anual y fue abastecida por una
limitada expansión de la generación, por episodios
hidrológicos con características superiores al promedio
(como aquellos ocurridos en los años 2007 y
2008), y por las importaciones de energía de países
vecinos (especialmente Colombia). Esta situación
implicó un desbalance entre la oferta local de generación
y la demanda, que no permitió mantener niveles
mínimos de reserva de energía que garanticen
su abastecimiento, tal como se puede apreciar en el
Gráfico 5.10, en el cual las reservas energéticas, sin
incluir las interconexiones, descendieron a niveles
inferiores al 10 % en el año 2001 y en el período
comprendido entre los años 2003 y 2010.
Las bajas reservas de energía que se suscitaron
en los períodos de estiaje, obligaron a realizar
cortes programados de alumbrado público en los
últimos trimestres de los años 2005, 2006 y, aún
más crítico, a cortes del servicio de energía eléctrica,
a nivel nacional, en el último bimestre del
año 2009 y principios de 2010 junto con la degradación
de las condiciones de calidad del servicio
eléctrico, permitiendo voltajes inferiores a los admitidos
en la normativa, con el fin de evitar mayores
bloques de corte de la demanda.
En la Tabla 5.1 se muestra la potencia efectiva en
generación que se ha instalado en el SNI durante
el período 2000-2011, la misma que fue de 2.265
MW incluyendo las interconexiones y generación
arrendada y 2.060 MW, sin estas últimas.
Según lo señalado, se observa que la falta de inversión
en el parque generador presente en los
últimos años, a pesar de contar con un esquema
de mercado que permitía la participación privada
dejando afuera la participación estatal, sumado
al hecho de mantener generación térmica obsoleta;
fueron las causas del déficit que se presentó
entre noviembre de 2009 y enero de 2010; más
aún si se considera que la construcción de centrales
hidroeléctricas de mediana capacidad requiere
de períodos de tres a cuatro años y no fue
planificada por los gobiernos anteriores.
Como se muestra en la Tabla 5.1, para enfrentar
el déficit energético ocurrido entre noviembre de
2009 y enero de 2010, se implementó de manera
urgente la instalación de dos centrales de generación
termoeléctrica, Pascuales II y Miraflores
TG1, que representan una capacidad instalada
159,6 MW, y se arrendó una capacidad de 205
MW, repartidos entre las centrales Quevedo y Santa
Elena, que ingresaron durante el primer bimestre
del 2010.
CAPÍTULO 5

136
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 5.1
NUEVA GENERACIÓN EN EL SNI EN EL PERÍODO 2000 – 2011
Central o Interconexión Año de Ingreso Tipo Combustible
Potencia
Nominal
(MW)
Potencia
Efectiva
(MW)
Victoria II 2000 Térmica Nafta-Diesel 105,0 102,0
El Carmen 2000 Hidroeléctrica NA 8,4 8,2
Ecoluz 2002 Hidroeléctrica NA 2,3 2,1
Machala Power 2002 Térmica Gas natural 140,0 133,7
Interconexión Colombia 230 kV 2003 Interconexión NA 250,0 250,0
Fase I
Power Barge I 2003 Térmica Fuel oil 30,0 27,5
San Carlos 2004 Térmica Bagazo de caña 28,0 22,4
Ecudos 2005 Térmica Bagazo de caña 16,8 16,8
Hidroabanico Fase I 2005 Hidroeléctrica NA 15,0 15,0
Interconexión Perú 2005 Interconexión NA 100,0 100,0
Calope-Enermax 2006 Hidroeléctrica NA 17,2 17,2
Sibimbe 2006 Hidroeléctrica NA 16,0 14,5
Termoguayas 2006 Térmica Fuel oil 150,0 105,0
Generoca 2006 Térmica Residuo 37,6 34,3
Guangopolo 2006 Térmica Residuo 1,9 1,4
La Esperanza 2006 Hidroeléctrica NA 6,0 6,0
Ecoelectric 2007 Térmica Bagazo de caña 33,5 33,0
Poza Honda 2007 Hidroeléctrica NA 3,0 3,0
Hidroabanico Fase II 2007 Hidroeléctrica NA 23,0 23,0
San Francisco 2007 Hidroeléctrica NA 230,0 212,0
Interconexión Colombia 230 kV 2008 Interconexión NA 250,0 250,0
Fase II
Lafarge-Selva Alegre 2008 Térmica Residuo 16,6 14,1
Miraflores TG1 2009 Térmica Diesel 2 22,8 20,7
Pascuales II (Fase I) 2009 Térmica Diesel 2 22,8 20,7
Power Barge II 2009 Térmica Fuel oil 50,0 42,0
Pascuales II (Fase II) 2010 Térmica Diesel 2 114,0 103,3
Quevedo (arrendada EI) 2010 Térmica Diesel 2 130,0 130,0
Santa Elena (arrendada APR) 2010 Térmica Diesel 2 75,0 75,0
Mazar 2010 Hidroeléctrica NA 160,0 160,0
Manta II 2011 Térmica Fuel oil 20,4 20,4
Santa Elena II 2011 Térmica Fuel oil 90,1 90,1
Quevedo II 2011 Térmica Fuel oil 100,0 100,0
Total 2265 2153

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 137
5.1.2 LA NORMATIVA Y LA PLANIFICA-
CIÓN CENTRALIZADA
que presentaron características por sobre la media
histórica.
Si bien el espíritu de la normativa plasmada en
la Ley de Régimen del Sector Eléctrico del año
1996 fue permitir la participación de la iniciativa
privada en el sector eléctrico, mediante una planificación
indicativa en la cual el rol del Estado era
el de crear los incentivos y las condiciones necesarias
para la inversión, el esquema de mercado
no tomó en cuenta los requisitos impuestos por
el sector privado en términos de rentabilidad y
riesgo que demandan sus inversiones.
Bajo esta realidad, no se puede alejar la intervención
política en la búsqueda de una normatividad
que entregue incentivos y garantías a los inversionistas
privados, los mismos que únicamente incursionaron
en proyectos de recuperación rápida
de su inversión para así reducir el riesgo económico
y político sobre sus decisiones.
Con estos antecedentes y con la finalidad de mejorar
la confiabilidad de la cadena de suministro
de energía eléctrica, el Gobierno Nacional ha llevado
adelante la decisión política de desarrollar
una planificación centralizada que permita impulsar
los proyectos demandados por el sector,
con la finalidad de apuntalar el desarrollo de las
diferentes actividades de la sociedad ecuatoriana
y evitar crisis energéticas como las evidenciadas
en períodos anteriores.
En la actualidad, el Plan Maestro de Electrificación
es de cumplimiento obligatorio para el sector
público y referencial para el sector privado.
5.1.3 SITUACIÓN HIDROLÓGICA
Las condiciones hidrológicas del país durante el
último trimestre del año 2009, fueron muy inferiores
a las hidrologías de los años 2008 y 2007,
Las generosas afluencias de los últimos años,
junto con una creciente dependencia de la energía
importada desde Colombia, permitieron
ocultar el problema de la falta de inversión en
generación. La crisis estaba latente durante estos
años, pero gracias a una hidrología favorable,
fue posible cubrir el crecimiento natural del consumo
nacional.
A inicios de noviembre de 2009, el nivel de almacenamiento
en los embalses era del 66%. Los
caudales de ingreso registrados en el embalse
Amaluza durante el período de septiembre a diciembre
2009 fueron de los menores de la estadística
de los últimos 46 años, siendo el caudal
de noviembre, el tercer valor más bajo del registro
histórico. Esta situación se manifestó de
forma generalizada en los caudales de ingreso a
las centrales hidroeléctricas ubicadas en la vertiente
del Amazonas.
Para comprender con mayor detalle los temas relacionados
con una de las variables fundamentales
para el abastecimiento de la demanda actual
y futura del país, como es la hidrología, a continuación
se presenta un análisis pormenorizado
de sus características.
5.1.3.1 VERTIENTES Y CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS
El Ecuador continental se divide en dos vertientes,
31 sistemas hidrográficos, 79 cuencas hidrográficas
y 137 subcuencas hidrográficas. Las dos
vertientes que están presentes en el país son: la
del Pacífico y la del río Amazonas que desemboca
en el Océano Atlántico (Gráfico 5.1).
CAPÍTULO 5

138
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 5.1
VERTIENTES DEL PACÍFICO Y DEL AMAZONAS

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 139
Las centrales hidroeléctricas más grandes del
SNI se encuentran en la vertiente Amazónica,
donde la época lluviosa ocurre, generalmente,
entre abril y septiembre, mientras que la época
de sequía se presenta de octubre a marzo. Por
esta razón, los mantenimientos de las plantas
térmicas se programan preferentemente para la
estación lluviosa y los de las unidades hidráulicas
para la estación seca.
El 83% de la capacidad existente en centrales hidroeléctricas
está constituida principalmente por
seis grandes centrales: Paute Molino (1 100 MW),
Mazar (160 MW), San Francisco (230 MW), Marcel
Laniado de Wind (213 MW), Agoyán (156 MW)
y Pucará (73 MW). De las anteriores, únicamente
la central Marcel Laniado de Wind pertenece a la
vertiente del Pacífico, y conjuntamente con Mazar,
que pertenece a la vertiente del Amazonas,
son las centrales que poseen los embalses más
representativos del sistema eléctrico nacional.
El embalse de Mazar, cuya central ingresó en operación
a fines de 2010, tiene un volumen total de
almacenamiento de 410 Hm 3 , y un volumen útil
de 309 Hm 3 (comprendidos entre las cotas 2.153
y 2.098 m.s.n.m.), permitiendo una mejor operación
de la cadena Mazar-Molino, debido al embalse,
y así contar con mayores reservas energéticas
durante los meses de estiaje.
El embalse de la central Marcel Laniado de Wind
(presa Daule Peripa), de 6 000 Hm 3 , es el de mayor
volumen en el país y, gracias a que se encuentra
ubicada en la vertiente del Pacifico, presenta
un régimen hidrológico cuasi-complementario
con las otras centrales situadas en la vertiente
amazónica.
5.1.3.2 DISTRIBUCIÓN DE LLUVIAS
El parámetro de precipitación es uno de los fenómenos
más importantes para la caracterización
del clima en dos períodos seco y lluvioso,
con diferentes duraciones para cada una de las
regiones naturales del país; de la misma manera,
influye en el comportamiento de los caudales
y en el análisis de la complementariedad
hidrológica entre vertientes, según se tratará
más adelante.
En la región Litoral del país, el período lluvioso se
presenta entre los meses de enero y junio, existiendo
transición entre lluvias de la Costa con las
de la Sierra a través de lluvias y lloviznas entre
junio y octubre. Las lluvias de la Costa se deben
exclusivamente a la presencia de la Corriente Cálida
del Niño y al desplazamiento que sufre la Corriente
Fría de Humboldt.
La Región Interandina, que es la zona central o
alta que queda amurallada por dos cordilleras
andinas, presenta dos épocas de lluvias: una de
precipitaciones débiles entre septiembre y marzo
y la otra de lluvias de gran intensidad durante los
meses de abril y mayo.
La Región Amazónica, por su parte, tiene la
temporada de lluvias entre marzo y octubre,
con la particularidad de presentar lluvias casi
permanentes durante gran parte del año. Esta
región presenta zonas de transición entre las
lluvias de la Sierra y las del Oriente, generalmente
en áreas localizadas entre las cordilleras
Central y Oriental.
La evolución de las precipitaciones en el país y
la forma como éstas acontecen en el territorio
nacional, tiene la característica de ser siempre
con dirección al Sur Este -SE-, formando una línea
diagonal que divide zonas de elevada, buena
y escasa pluviosidad.
CAPÍTULO 5
El Ecuador posee una distribución espacial de
las precipitaciones muy heterogénea, tal como
se aprecia en el Mapa de Isoyetas del Ecuador
(Gráfico 5.2).
Es muy marcada la sincronización que existe entre
el inicio de la temporada de lluvias en la Región
Amazónica y la finalización de la misma en
la Región Litoral. Sin embargo, existe un período
entre octubre y diciembre en el cual la ocurrencia
de lluvias de ambas vertientes es escasa, lo que
se demuestra en los bajos caudales de sus ríos.

140
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 5.2
MAPA DE ISOYETAS DEL ECUADOR CONTINENTAL

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 141
5.1.3.3 COMPLEMENTARIEDAD HIDRO-
LÓGICA: ASPECTOS
Con la finalidad de exponer la cuasi-complementariedad
hidrológica de las dos vertientes con fines
de generación eléctrica, se presenta un análisis
con centrales y proyectos que representan de
forma aproximada el comportamiento hidrológico
del SNI:
• Para la vertiente del Pacífico, mediante la
central hidroeléctrica Marcel Laniado de
Wind ubicada en la presa Daule Peripa (213
MW) en el río Daule.
• Para la vertiente del Amazonas, la central hidroeléctrica
Paute Molino (1100 MW) con su
embalse Amaluza en el río Paute y al proyecto
hidroeléctrico Coca Codo Sinclair (1500
MW), en el río Coca.
5.1.3.3.1 COMPORTAMIENTO
HIDROLÓGICO DE LA
ZONA DEL DAULE
El Gráfico 5.3 presenta los valores de los caudales
medios mensuales multianuales (período 1950–
2009) para el río Daule, en el sitio de la presa
Daule Peripa, de la central hidroeléctrica Marcel
Laniado de Wind (213 MW). En la misma se observan
dos períodos claramente diferenciados: el
período lluvioso, comprendido entre los meses
de enero a junio, con máximos en los meses de
marzo y abril; y el período seco desde julio a diciembre,
con mínimos en octubre y noviembre.
Los caudales medios mensuales multianuales
presentan una variabilidad alta, fluctuando entre
25,3 m 3 /s en el mes de noviembre y 507,1 m 3 /s
en el mes de marzo, con un factor (máximo/mínimo)
de 20, el mismo que es el mayor de todos
los analizados.
Gráfico 5.3
CAUDALES MEDIOS MENSUALES MULTIANUALES, PRESA DAULE PERIPA (1950 – 2009)
CAPÍTULO 5
550
500
450
507
447
400
387
350
m /s
300
250
244
200
150
147
116
100
50
58
36
27 26 25
53
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Fuente: CENACE

142
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.1.3.3.2 COMPORTAMIENTO
HIDROLÓGICO DE LA
ZONA DEL PAUTE
El Gráfico 5.4 presenta los valores de caudales
medios anuales para el período 1964-2009 del río
Paute, que es afluente de los embalses Mazar y
Amaluza. El caudal medio anual del río Paute, en
el período de análisis, es de 118,6 m 3 /s, con valores
comprendidos entre los 82 m 3 /s (año 1981)
y los 174 m 3 /s (año 1994). Para el año 2009 se
presentó un caudal medio anual de 106,9 m 3 /s,
que es inferior en un 9,9% respecto al caudal medio
anual, mientras que es superior en un 28%
respecto al promedio de los caudales presentados
en los años 1979 (85 m 3 /s), 1981 (82 m 3 /s),
1992 (84 m 3 /s) y 1995 (83 m 3 /s).
Tomando en cuenta los caudales promedio mensuales
correspondientes a los dos últimos meses
del año 2009, se tiene que para noviembre fue de
41,6 m 3 /s y 45,5 m 3 /s para diciembre, es decir,
estos caudales representan aproximadamente un
59% del caudal medio anual del 2009. Comparando
con los caudales medios mensuales de los
meses noviembre y diciembre de todos los años
del período, se tiene en promedio para noviembre
un caudal de 78,8 m 3 /s y 68,6 m 3 /s para diciembre.
Así, los caudales del último bimestre del año
2009 representan un 53% y 63% de los caudales
promedio correspondientes; es decir; en la zona
del Paute se presentó una sequía, habiéndose
presentado algo similar en noviembre de 1981
con un caudal promedio mensual de 31,4 m 3 /s.
Gráfico 5.4
CAUDALES MEDIOS ANUALES AFLUENTES AL EMBALSE AMALUZA, CENTRAL PAUTE MOLINO
180
174
m /s
161
160
154 153
150
138
140
134
131
130
136
133
120
123
115
116
128
120
119
119
120
120
114 113
109
108
100
105
96
98
92
80
85
84
82
150
147
119
124
125
118
108
105
111
106 107
101 99
95
83
60
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
Fuente: CENACE

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 143
Realizando un análisis similar para el mes de enero
del año 2010, el caudal medio mensual real fue
de 40,7 m 3 /s. Considerando el mes de enero para
todos los años del período analizado se tiene un
caudal promedio de 65,2 m 3 /s, con un caudal mínimo
registrado de 33,8 m 3 /s, ocurrido en el año
1979. Así, el caudal del mes de enero de 2010
estuvo inferior al promedio, y un 20% superior al
mínimo estadístico.
Para el período noviembre 2009 – enero 2010, se
presentó un caudal mínimo de 23,9 m 3 /s, ocurrido
el 4 de enero de 2010, como se observa en el
Gráfico 5.5; adicionalmente se indica la variabilidad
de los caudales del río Paute, durante los meses de
noviembre y diciembre de 2009 y enero de 2010.
Gráfico 5.5
CAUDAL EN PAUTE MOLINO: NOVIEMBRE 2009 A ENERO 2010
CAPÍTULO 5
120
100
80
Caudal (m /s)
60
40
20
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Nov - 09 Dic - 09 Ene - 10
Fuente: CENACE

144
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En el Gráfico 5.6 se presentan los valores de
caudales medios mensuales multianuales (período
1964–2009) para el río Paute, en el sitio
de entrada al embalse Amaluza, observándose
el período lluvioso comprendido entre los meses
de abril a septiembre, con máximos en los meses
de junio y julio; y, el período seco entre octubre
a marzo, con mínimos en diciembre y enero.
La variabilidad del caudal medio mensual
fluctúa entre 65,2 m 3 /s para el mes de enero y
186,8 m 3 /s para el mes de julio, con un factor
(máximo/mínimo) de 2,86.
Gráfico 5.6
CAUDALES MEDIOS MENSUALES MULTIANUALES, CENTRAL PAUTE MOLINO (1964 – 2009)
200
180
185 187
160
140
120
146
158
139
m /s
100
105
111
80
60
65
86
94
79
69
40
20
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Fuente: CENACE

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 145
5.1.3.3.3 PROYECTO HIDROELÉCTRI-
CO COCA CODO SINCLAIR
Para la matriz eléctrica nacional, el proyecto
de mayor importancia es el Coca Codo Sinclair
(1 500 MW). En el Gráfico 5.7 se presentan los
caudales medios mensuales multianuales (período
1964–1994) del río Coca, en el sitio proyectado
de la presa. El citado gráfico permite
definir dos períodos en los caudales; un período
lluvioso, comprendido entre los meses de
abril a septiembre, con máximos en los meses
de junio y julio; y el período seco, de octubre
a marzo, con mínimos en diciembre y enero.
Es decir, se presenta un comportamiento relativamente
similar al del río Paute. En términos
de variabilidad, los caudales medios mensuales
fluctúan entre 199,5 m 3 /s en diciembre y
447,1 m 3 /s en julio, con un factor (máximo/
mínimo) de 2,24, que es el menor de todos los
aprovechamientos analizados.
Gráfico 5.7
CAUDALES MEDIOS MENSUALES MULTIANUALES, PROYECTO COCA CODO SINCLAIR (1964 – 1994)
500
CAPÍTULO 5
450
400
436
447
m /s
350
300
250
200
150
224 226
271
306
335
357
306
248
225
199
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Fuente: COCA CODO SINCLAIR EP

146
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.1.3.3.4 COMPLEMENTARIEDAD
HIDROLÓGICA
Partiendo del comportamiento hidrológico de las
dos vertientes analizado en los numerales anteriores,
a continuación se comparan las curvas de
los caudales medios mensuales entre un proyecto
de la vertiente del Amazonas con uno de la vertiente
del Pacífico.
En el Gráfico 5.8, se presentan los caudales de
la central Paute de la vertiente del Amazonas y
la central Marcel Laniado de Wind (Daule Peripa)
de la vertiente del Pacífico mediante escalas distintas
a fin de tener una adecuada visualización.
El gráfico permite obtener las siguientes relaciones:
en el período comprendido entre octubre
y enero las dos vertientes presentan caudales
bajos para su régimen hidrológico, es decir, que
la complementariedad no es completa, sino que
existe un perÍiodo de cuatro meses donde las características
son semejantes; mientras que ambas
vertientes, desde febrero hasta abril en el
caso de la vertiente del Pacífico y desde mayo
hasta agosto en la vertiente del Amazonas, presentan
una complementariedad.
Gráfico 5.8
ANÁLISIS DE COMPLEMENTARIEDAD HIDROLÓGICA: CAUDALES DE PAUTE MOLINO Y DAULE PERIPA
Caudales medios mensuales de la Presa Daule Peripa (m /s)
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Caudales medios mensuales del Embalse Amaluza (m /s)
Daule Peripa
Embalse Amaluza
En el Gráfico 5.9 se muestra el régimen de la
central Marcel Laniado de Wind y el del proyecto
Coca Codo Sinclair. Como se observa, las dos
vertientes presentan caudales similarmente bajos
respecto a sus regímenes durante los meses
de octubre a enero. Mientras que desde febrero
hasta abril, en el caso de la vertiente del Pacífico,
y desde mayo hasta septiembre, en la vertiente
del Amazonas las dos vertientes presentan
una complementariedad.

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 147
Gráfico 5.9
ANÁLISIS DE COMPLEMENTARIEDAD HIDROLÓGICA: DAULE PERIPA Y COCA CODO SINCLAIR
Caudal medio mensual Presa Daule Peripa (m /s)
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Caudal medio mensual Proyecto Coca Codo Sinclair (m/s)
Daule Peripa
Coca Codo Sinclair
CAPÍTULO 5
5.1.3.4 COMPLEMENTARIEDAD Y LA
VULNERABILIDAD DEL SECTOR
De acuerdo a lo indicado en el numeral 5.1.3.5,
existe una cuasi complementariedad entre las vertientes
del Amazonas y del Pacífico, debido a que en
los meses de octubre a diciembre las dos vertientes
coinciden en un régimen hidrológico de estiaje (bajos
caudales). Para los meses de enero a marzo, en
la vertiente del Pacífico se presentan caudales medios
mensuales altos, que complementan los caudales
bajos de la vertiente del Amazonas, mientras
que está última presenta caudales medios mensuales
altos durante los meses de abril a septiembre,
que permiten complementar a su vez los caudales
bajos de la vertiente del Pacífico.
Debido a la actual composición del parque generador
hidroeléctrico del país, donde la gran
mayoría de las centrales instaladas en el SNI
pertenecen a la vertiente del Amazonas, la baja
producción de energía hidroeléctrica durante los
meses de octubre a marzo conlleva a que el sistema
eléctrico tenga que suplir la demanda de
energía mediante el uso intensivo de centrales
térmicas. Esta situación crea un nivel de vulnerabilidad
en la operación del SNI si no existe la
suficiente capacidad instalada en tecnologías que
complementen la reducción en la producción de
las centrales hidroeléctricas de esta vertiente,
fuentes que cubran las necesidades de consumo
de energía del país con adecuadas condiciones de
calidad y seguridad.
Por lo expuesto, y dada la actual distribución espacial
del parque generador del SNI, se ha hecho
necesario tomar acciones encaminadas a reducir
la dependencia entre la operación del sistema y las
condiciones hidrológicas, tornando indispensable
impulsar el desarrollo de nuevas centrales de generación
hidroeléctrica y termoeléctrica eficiente.
Así mismo, es necesario disponer de las interconexiones
de electricidad, como oferta y demanda
de energía eléctrica de sistemas vecinos, para po-

148
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
der aprovechar las oportunidades de intercambio
con base en esquemas solidarios, cumpliendo de
esa manera las políticas establecidas al inicio del
presente Plan Maestro de Electrificación.
Si bien el SNI debe explotar al máximo el potencial
hidroeléctrico a lo largo del horizonte de planificación,
es necesario complementar la expansión
de la generación en el mediano y largo plazo mediante
el uso de energías renovables: geotérmica
y eólica. No obstante, en el corto plazo se debe incorporar
en la matriz eléctrica termoelectricidad
de tecnología moderna y eficiente, que utilice los
combustibles fósiles producidos en el país.
5.1.4 RESERVA Y DISPONIBILIDAD DEL
PARQUE GENERADOR DEL SNI
Otro aspecto importante a ser incluido en el análisis
de las causas que llevaron al país a enfrentar
el desabastecimiento energético, se relaciona con
la disponibilidad de centrales de generación termoeléctricas
conectadas al SNI y su impacto en
las reservas del sistema eléctrico.
5.1.4.1 DISPONIBILIDAD DE LAS PRINCI-
PALES CENTRAL ES TÉRMICAS
En la Tabla 5.2 se presentan los índices de disponibilidad
de las principales unidades térmicas del
SNI para el período 2000-2010. La flecha verde
indica que la unidad térmica estuvo disponible
más del 85% de horas durante el año respectivo;
la flecha amarilla muestra a las unidades que
estuvieron disponibles entre un 65% a 85% de
horas anuales; mientras que por medio de una
flecha roja se indica que la disponibilidad de las
unidades fue inferior al 65% del tiempo del año
por diferentes causas.
Tabla 5.2
DISPONIBILIDAD DE LAS PRINCIPALES CENTRALES TERMOELÉCTRICAS DEL SNI EN EL PERÍODO 2000 –2010
CENTRALES
Años
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Esmeraldas
Gonzalo
Zevallos
TV2, TV3
TG4
Trinitaria
Enrique Garcia
Victoria II
Electroquil
Machala Power
Termoguayas
Alvaro Tinajero
Anibal Santos TV1
Leyenda: Mayor 85% Entre 65% y 85% Menor 65%
Fuente: CENACE

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 149
Realizando un análisis de la disponibilidad de las
unidades se tiene:
• La central Esmeraldas registra en promedio
una disponibilidad de aproximadamente
el 80%, considerando los mantenimientos
anuales programados. Sin embargo en el
año 2010 bajó su disponibilidad a 44% por
problemas en los tubos de la caldera.
superior al 85%, y sólo fue inferior en el año
2002, fecha de su ingreso.
• La central Termoguayas ha presentado desde
su ingreso una disponibilidad de alrededor
del 50%, debido principalmente a problemas
mecánicos y a la falta de recursos
económicos para rehabilitar las unidades de
generación del bloque No. 4.
• Las unidades de la central Gonzalo Zevallos
TV2 y TV3 registran una disponibilidad superior
al 80%, considerando mantenimientos.
• La unidad TG4 de la central Gonzalo Zevallos
presenta bajas tasas de disponibilidad
debido a problemas presentados en el rotor
del generador y bomba de combustible. Su
disponibilidad en el año 2010 fue de 17%.
• La disponibilidad de la central Trinitaria registra
en el período 2000-2010 un promedio
de 77%, a excepción del año 2004 que fue
de 35% debido a un problema con el eje de
la turbina. Para el año 2010 su disponibilidad
aumentó a 82%.
• La central Enrique García ha presentado
durante 6 años disponibilidades inferiores
al 65%, debido a diversos problemas
logísticos en los mantenimientos. Sin embargo,
en el año 2010 su disponibilidad
fue de 86%.
• La central Victoria II, desde el inició de su
operación a partir del año 2001 hasta el
año 2003, registró bajos niveles de disponibilidad,
pero en el período del 2004 al
2008 presentó una disponibilidad superior
al 85%. En el año 2010, su disponibilidad
fue de 68%.
• La central Electroquil presenta una disponibilidad
superior al 80% cada año, debido a
un adecuado programa de mantenimiento,
al igual que sucede con las unidades de la
central Machala Power (actual Termogas
Machala), que presentan una disponibilidad
• Unidad Eléctrica de Guayaquil: la central Álvaro
Tinajero desde el 2005 ha presentado
una disponibilidad del 50% por problemas
mecánicos. La central Aníbal Santos TV1 ha
presentado en promedio una disponibilidad
del 72% hasta el 2009 y para el año 2010
incrementó su disponibilidad al 79%.
Resumiendo, al inicio del año 2010 las unidades
de generación del SNI presentaban niveles inferiores
al 80% de disponibilidad; así, el MEER solicitó
el cumplimiento y análisis de los planes de mantenimiento
con la finalidad de enfrentar el estiaje
del año 2010 y los siguientes con toda la capacidad
térmica disponible, lo cual permita:
• Contar con la energía eléctrica requerida
para cubrir el consumo energético del país
durante el periodo de estiaje.
• Solventar posibles extensiones de los períodos
de mantenimiento, debido principalmente
a novedades adicionales detectadas
durante la realización de los mismos.
5.1.4.2 DISPONIBILIDAD DE LAS UNIDA-
DES TÉRMICAS DE GENERACIÓN
EN LAS DISTRIBUIDORAS
Las empresas Distribuidoras cuentan con centrales
de generación termoeléctricas, algunas de las
cuales presentan una disponibilidad nula o casi
nula, como se muestra en la Tabla 5.3; la estructura
de esta tabla es similar a la de la Tabla 5.2.
Las causas principales de esta indisponibilidad
radican en la obsolescencia de su equipamiento
y en el cumplimiento de su vida útil económica,
entre otras razones.
CAPÍTULO 5

150
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 5.3
DISPONIBILIDAD DE LAS UNIDADES TÉRMICAS DE GENERACIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS PERíODO 2000 – 2010
Central Unidades
Potencia
(MW)
Luluncoto 11, 12 y 13 8,1
Machala 4 y 5 4,0
El Cambio 3 y 4 8,8
Batán 3,0 1,0
Catamayo 1 y 3 2,0
Bolivar 1,0 1,5
Milagro 3, 4, 5, 6, 7 y 8 15,6
Libertad 1, 8, 9, 10, 11 y 12 19,3
Playas 4,0 1,0
Posorja 5,0 2,1
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Fuente: CENACE
Esta situación precaria de las unidades de generación
de las Distribuidoras se ha alcanzado por
falta de recursos económicos para la operación y
mantenimiento; así como, por falta de gestión administrativa-técnica
del segmento de generación
para su recuperación.
Un análisis pormenorizado sobre el estado de las
unidades permitirá tomar la decisión de realizar
o no la rehabilitación, reubicación o dar de baja a
estas unidades.
5.1.4.3 RESERVA ENERGÉTICA DEL SNI: EVOLUCIÓN
Tomando en cuenta el nivel de disponibilidad registrado por las unidades térmicas del SNI, se muestra
a continuación la evolución de las reservas energéticas desde el año 2000 a 2010.
Con la finalidad de garantizar el suministro de energía en condiciones confiables, se considera adecuado
contar con un nivel de reserva superior al 10%, lo cual permite abastecer la demanda aún en el caso de
presentarse una contingencia en el sistema eléctrico.
Bajo lo señalado, las reservas energéticas del sistema, registradas durante el período analizado, con y
sin el aporte de las interconexiones eléctricas, se presentan en el Gráfico 5.10.
Sin incluir las interconexiones en las reservas energéticas de SNI, éstas presentaron niveles inferiores
al 10% en los años 2001, 2004, 2005, 2006, 2007, 2009 y 2010, en los años 2004, 2005 y 2006, el
aporte de las interconexiones, especialmente con Colombia, que inició su operación en el año 1998 a
nivel de 138 kV y a partir del año 2003 a 230 kV, contribuyó a reducir el déficit energético y por ende la
posibilidad de racionamientos.
Las reservas de energía considerando las interconexiones se mantuvieron por encima del 10%, excepto
a finales del 2009 y principios del 2010, cuando las reservas se ubicaron en -8% sin la interconexión y
en -3 % con la interconexión; es decir; existió déficit en el abastecimiento del consumo.

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 151
Gráfico 5.10
RESERVA ENERGÉTICA DEL SNI EN EL PERíODO 2000 - 2010
80 %
70 %
60%
50 %
(%) Reserva de Energía
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
-10 %
-20 %
Jan-00
Jun-00
Nov-00
Apr-01
Sep-02
Feb-02
Jul-02
Dec-02
May-03
Oct-03
Mar-04
Aug-05
Jan-05
Jun-05
Nov-05
Apr-06
Sep-06
Feb-07
Jul-07
Dec-07
May-08
Oct-08
Mar-09
Aug-09
Reserva con Interconexiones Reserva sin Interconexiones Reserva 10%
Fuente: CENACE
Jan-10
Jun-10
Nov-10
CAPÍTULO 5
La lección obtenida del escenario energético del
2009, hizo que el Plan de Expansión de Generación
considere como política sectorial la Autonomía
Energética sustentada en el desarrollo de
proyectos hidroeléctricos, energías renovables
(eólica y geotérmica) y la incorporación en el corto
plazo de generación termoeléctrica eficiente
que utilice combustibles fósiles producidos en el
país, en tal sentido en el año 2011 se incorporaron
al sistema 210 MW en este tipo de centrales
(Quevedo II, Santa Elena II y Manta II). Quedando
las interconexiones eléctricas con países vecinos,
como fuentes de energía que permiten realizar intercambios
aprovechando excedentes energéticos
que pueden presentarse en cada sistema, con el
consecuente beneficio económico para cada país.
5.1.5 INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS
INTERNACIONALES
Con la finalidad de cumplir una de las políticas
del Estado, así como los acuerdos alcanzados en
la Comunidad Andina de Naciones, desde marzo
del año 2003 se produce el primer intercambio
de energía entre los sistemas de Colombia y
Ecuador, a nivel de 230 kV, acontecimiento que
sería calificado de hito en la historia del sector
eléctrico ecuatoriano y andino.
Sin embargo, este episodio propició el inicio de
la inclusión de las interconexiones como fuentes
de generación que permitían cubrir el crecimiento
de la demanda, y para el 2008 se incrementó
la capacidad de transferencia de 250 MW a 500
MW. Lo anterior produjo, entre otras razones, que
las inversiones privadas y públicas fueran diferidas,
resultando en la crisis energética de fines de
2009 como consecuencia de la falta de expansión
en la generación.
Las Tablas 5.4 y 5.5, contienen las importaciones
y exportaciones de energía del SNI durante el período
1999 – 2010.

152
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 5.4
EVOLUCIÓN DE LA IMPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÍODO 1999-2010
Empresa
Inter.
Colombia
Inter.
Perú
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
GWh 16,03 - 22,23 56,3 1.119,61 1.641,61 1.716,01 1.570,47 860,87 500,16 1.058,20 794,51
Var % - - 38,7 153,26 1.888,65 46,62 4,53 (8,48) (45,18) (41,9) 111,57 (24,92)
GWh - - - - - - 7,44 - - - 62,55 78,39
Var % - - - - - - - - - - 740,73 25,32
GWh 16,03 - 22,23 56,3 1.119,61 1.641,61 1.723,45 1.570,47 860,87 500,16 1.120,75 872,9
Total
Var % 38,7 153,26 1.888,65 46,6 4,53 (8,48) (45,18) (41,9) 852,3 0,4
Var % -> Variación anual
Fuente: CENACE
Tabla 5.5
EVOLUCIÓN DE LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÍODO 2003-2010
Empresa
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Inter. GWh 67,2 34,97 16,03 1,07 38,39 37,53 20,76 9,75
Colombia Var % - (47,96) (54,17) (93,32) 3486,69 (2,24) (44,68) (53,03)
Inter. Perú
Total
GWh
GWh 67,2
-
34,97
-
16,03
-
1,07
-
38,39
-
37,53
-
20,76
-
10,06
0,53
Var %
Var % -
-
(47,96)
-
(54,17)
-
(93,32)
-
3486,69
-
(2,24)
-
(44,68)
-
(53,03)
Var % -> Variación anual
Fuente: CENACE
Así, el SNI es netamente importador de energía
del sistema eléctrico colombiano, ya que las exportaciones
del sistema eléctrico ecuatoriano son
eventuales debido a la reducida capacidad efectiva
instalada. Todas estas transacciones han sido
posibles mediante un acuerdo operativo y comercial
entre Colombia y Ecuador.
A pesar que existe una interconexión con Perú,
pero no un acuerdo comercial, las transferencias
se han realizado por condiciones de seguridad
entre ambos países solventando crisis de energía
locales o nacionales como las del 2005, 2009 y
2010. En el año 2011 Ecuador exportó energía a
Perú en tres ocasiones, sustentadas en la Decisión
757 y la Declaración de Galápagos para la
integración energética regional.
5.1.6 REQUERIMIENTOS DE
COMBUSTIBLES DEL PARQUE
GENERADOR TÉRMICO
El SNI basa el abastecimiento de la demanda
principalmente en centrales hidroeléctricas de
la vertiente del Amazonas, como se indicó en el
numeral 5.1.3.1, situación que obligó al uso intensivo
de unidades de generación térmica, que
consumen combustibles fósiles, en períodos de
estiaje de esta vertiente. No obstante, es necesario
puntualizar que cualquier sistema de generación
hidro-térmico, requiere el uso de unidades
térmicas a fin de cumplir condiciones técnicas
de seguridad y calidad para la operación del
sistema, lo cual hace necesario buscar el porcentaje
óptimo por condiciones económicas y de
disponibilidad de recursos de fuentes primarias
de energía.

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 153
Para el período 2000-2010, el consumo anual de
diesel, fuel oil y nafta de las unidades térmicas
del SNI presenta una tendencia creciente, debido
a que al sistema eléctrico han ido ingresando
proyectos de generación que consumen combustibles
fósiles de acuerdo a lo indicado en el Gráfico
5.11.
Gráfico 5.11
CONSUMO DE COMBUSTIBLES DEL PARQUE DE GENERACIÓN DEL SNI PARA EL PERÍODO 2000 – 2010
600,00
500,00
Millones de galones
400,00
300,00
200,00
100,00
-
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
CAPÍTULO 5
Diesel
41,89
82,29
68,73
38,04
50,98
81,24
120,73
89,82
45,39
128,17
237,42
Nafta
2,66
9,87
8,93
3,34
5,78
26,50
34,44
4,00
7,94
9,95
14,64
Fuel Oil
160,14
184,31
190,13
180,11
178,31
211,94
226,27
245,53
217,77
254,96
263,94
Fuente: CONELEC
El valor mínimo de consumo corresponde al año
2000, debido principalmente al decrecimiento de
la demanda, como se detalla en el capítulo 4, así
como también al ingreso al sistema de la central
Marcel Laniado de Wind. Los valores menores de
consumo de combustibles del 2003 y 2004 se deben
al ingreso de la interconexión con Colombia y
el inicio de operación de la central de gas natural
Machala Power. Para el año 2008 se disminuyó el
requerimiento de las unidades térmicas gracias a
una hidrología atípica favorable, durante el período
de estiaje en la vertiente del Amazonas, lo que
hizo posible una mayor producción de energía hidroeléctrica
principalmente de la central Paute.
Para el año 2009 se presentó una hidrología atípica
desfavorable durante la mayor parte del año
con caudales promedio mensuales inferiores a la
estadística de los últimos 46 años. Esta situación
produjo un aumento en el consumo de combustibles
a fin de abastecer la demanda nacional. Sin
embargo, el año 2010 registró el mayor consumo
de combustibles de la década como consecuencia
de condiciones hidrológicas desfavorables, poca
disponibilidad de energía de Colombia e ingreso
de nueva generación térmica.

154
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.2 CARACTERÍSTICAS
DE LAS INCORPORACIONES
DE LAS CENTRALES PARA
ENFRENTAR EL PERÍODO
DE ESTIAJE ENERO
2010 – MARZO 2012
5.2.1 CENTRALES INCORPORADAS AL
SNI DESDE EL AÑO 2009
Para enfrentar la crisis energética presente en el
SNI durante el último bimestre de 2009 y enero
de 2010, fue necesario reforzar el segmento de
generación en el sistema eléctrico, tanto de forma
definitiva como de manera temporal, con el
propósito de abastecer la demanda y poner fin a
los racionamientos de energía. A continuación se
presentan las características de las centrales de
generación incorporadas y que forman parte del
presente estudio de expansión:
• Central Miraflores TG1, capacidad instalada
20 MW. Inició su operación en el mes de diciembre
de 2009.
• Central Power Barge II de 50 MW de potencia
instalada, pero de capacidad efectiva
de 42 MW, que operó con 22 MW desde noviembre
de 2009 hasta mayo de 2010. En la
actualidad esta central se retiró del sistema.
• Central Pascuales II, potencia instalada 120
MW. La primera fase ingresó a finales del
2009 (20 MW), su segunda fase en enero de
2010 (40 MW) y su tercera fase en el mes de
febrero de 2010 (60 MW).
• Central arrendada Quevedo con una potencia
efectiva de 130 MW. Ingresó en una primera
etapa con 60 MW en enero de 2010
y en una segunda etapa con 70 MW adicionales
en febrero de 2010. Actualmente esta
central se retiró del sistema
• Central arrendada Santa Elena, potencia
efectiva 75 MW, cuyos 40 MW ingresaron
en febrero de 2010 y los restantes 35 MW a
partir de julio de 2010. El contrato de arrendamiento
parcial (40 MW) terminó en marzo
de 2012.
• Como un hito de la ingeniería nacional a partir
del llenado del embalse Mazar en mayo
de 2010, la central del mismo nombre, ingresó
con su primera unidad de 85 MW en
junio de 2010, y la segunda unidad de igual
potencia ingresó en diciembre de 2010.
• Central Manta II, capacidad instalada 20
MW en unidades impulsadas por motores
de combustión interna, ubicada en Manta,
opera desde enero de 2011.
• Dos centrales termoeléctricas que consumen
Fuel Oil 4 y 6 con una capacidad
instalada de 190 MW. La primera, ubicada
en Santa Elena, con una potencia de 90
MW, que opera desde febrero de 2011; la
segunda, en Quevedo, con una potencia de
100 MW, que opera desde el mes de marzo
de 2011.
• Las centrales Jivino (45 MW) y Santa Elena
III (42 MW) ingresó en febrero y marzo
de 2012 respectivamente. La fuerza motriz
de estos generadores proviene de motores
de combustión interna que utilizarán como
combustible Fuel 4 y 6.
5.2.2 MEJORAMIENTO DE LA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA SAN FRANCISCO
Desde el inicio en operación comercial, la Central
San Francisco presentó problemas estructurales
importantes que han sido corregidos, entre ellos
los siguientes:
• Túnel de carga y de la cámara de interconexión
entre Agoyán y San Francisco, en lo
que se refiere al adecuado montaje de los
pernos de anclaje y del revestimiento de
ciertos sitios del túnel.
• Chimenea de equilibrio superior.
• Válvulas mariposa.

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 155
• Rodetes de las unidades.
• Generador (rotor y estator).
• Sistema de enfriamiento.
• Sistema Scada.
La empresa brasileña ODEBRECHT realizó las
reparaciones correspondientes a la central San
Francisco luego de una parada de varios meses,
con el objeto de que todos los inconvenientes que
tiene la central sean corregidos y garantizar una
vida útil de 50 años.
5.3 MATRIZ ENERGÉTICA
5.3.1 SITUACIÓN ACTUAL
sobre las capacidades logísticas de importación
y distribución de combustibles líquidos para el
sector eléctrico.
5.3.2 POTENCIAL RENOVABLE CON FI-
NES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
La inserción de las energías renovables ha adquirido
un rol cada vez más creciente, debido a
la importancia de alcanzar un adecuado nivel de
sostenibilidad que garantice el suministro energético,
considerando el entorno y el ambiente de
los consumidores. El uso eficiente de los recursos
renovables promueve la sostenibilidad económica
y ambiental mediante la adopción de hábitos responsables
y la incorporación de nuevos paradigmas
para la implementación de inversiones a nivel
tecnológico y de gestión en un sistema eléctrico.
En la actualidad el país consume aproximadamente
3 veces más energía eléctrica que hace 20
años; la demanda eléctrica total pasó de 6 348
MWh en 1990 a 20 383 MWh en 2010. Durante el
mismo período, la generación hidroeléctrica pasó
de representar el 76% en la matriz eléctrica, a
solo el 42%. La generación térmica, que utiliza
combustibles fósiles, se incrementó del 21% al
52%, y la incorporación de centrales de biomasa
representó un 1% de la generación. Para cubrir el
restante 5% de la demanda de energía eléctrica,
el país ha debido importar electricidad de los sistemas
eléctricos de países vecinos.
Este incremento de unidades que consumen combustibles
fósiles, provoca el crecimiento de la demanda
de los mismos en el sector hidrocarburífero,
lo cual, sumado al crecimiento normal de los
demás sectores de la economía nacional y dada
la limitada capacidad de refinación, determina la
necesidad de realizar importaciones, en cantidades
cada vez mayores, de derivados de petróleo
(diesel, GLP, nafta).
Con la finalidad de disminuir la dependencia de la
energía eléctrica proveniente de centrales térmicas,
se hace necesario buscar fuentes alternativas
de energía que, conjuntamente con la hidroelectricidad,
garanticen año tras año, el abastecimiento
de la demanda y permitan reducir la presión
La implementación y desarrollo de tecnologías en
el área de energías renovables incorporan varios
factores positivos como: ventajas medioambientales,
creación de puestos de trabajo, uso de los recursos
locales, reducción de la dependencia de los
combustibles fósiles, etc. Estos factores, sumados
al gran potencial de fuentes de energías renovables
que existen en el país, hacen prever un futuro promisorio
en el desarrollo de este tipo de energía, en
el campo energético, ambiental y social.
Debido a las condiciones geomorfológicas, topográficas
y de localización geográfica que posee el
Ecuador, se pueden encontrar fuentes de energía renovable
con fines de producción de electricidad de
distintos tipos como: eólica, solar, hidráulica y geotérmica.
Otra fuente de energía renovable que posee
el Ecuador es la biomasa, producto principalmente
de las actividades agrícolas y ganaderas que generan
grandes cantidades de desechos, los mismos
que pueden ser aprovechados energéticamente.
Gracias a la disponibilidad de recursos hídricos
con que cuenta el país, se ha planteado la política
del aprovechamiento intensivo de las diferentes
cuencas hidrográficas, a fin de explotar y
balancear las dos vertientes que poseen potencial
hidroeléctrico en el país. Todo ello, mediante
la realización de estudios e investigaciones para
llevar a la fase de construcción a los proyectos
CAPÍTULO 5

156
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
hidroeléctricos, que permitirán disminuir sustancialmente
los costos operativos del SNI y satisfacer
la demanda nacional con la posibilidad de
generar saldos para exportación, que pudieran
significar un importante ingreso de divisas para
el país.
Igualmente, debe retomarse la exploración geotérmica
para confirmar el potencial estimado preliminar,
superior a los 500 MW instalables, que
significará un importante cambio de la matriz
energética del país.
Es importante también avanzar en la evaluación
del recurso eólico, así como se hizo recientemente
con el recurso solar, desarrollando un programa
para la elaboración de un mapa eólico detallado,
a nivel nacional, y las mediciones posteriores en
los sitios más atractivos que permitan identificar
proyectos concretos para intensificar el aprovechamiento
de este recurso.
5.3.2.1 ENERGÍA GEOTÉRMICA
El carácter vulcanológico del país, por efecto de
la presencia de un borde convergente activo de
placas tectónicas en el Ecuador continental y del
Punto Caliente Galápagos en el territorio insular,
convierten al país en un lugar privilegiado a nivel
global para albergar fuertes anomalías de flujo de
calor terrestre, que constituyen la materia prima
para el aprovechamiento de la energía geotérmica.
Estas anomalías se evidencian por la presencia
de aproximadamente 40 volcanes activos, que
representan un alto potencial energético.
La exploración geotérmica en el Ecuador comenzó
en 1978, a cargo del Instituto Ecuatoriano de
Electrificación (INECEL); su objetivo principal fue
el aprovechamiento de los recursos geotérmicos
de alta entalpía, 17 a lo largo principalmente de la
región Sierra, para producir energía eléctrica que
complemente a la generación hidroeléctrica.
Los primeros resultados se obtuvieron con la entrega
en 1980 del Estudio de Reconocimiento de
los Recursos Geotérmicos del Ecuador, elaborado
por las consultoras Aquater (Italia) y BRGM (Francia)
para INECEL con la participación de OLADE
(INECEL – OLADE, 1980). El estudio seleccionó
las áreas de interés geotérmico en dos grupos
principales: i) Grupo A, de Alta Temperatura, que
incluía los prospectos Tufiño, Chachimbiro y Chalupas;
y ii) Grupo B, de Baja Temperatura, que incluía
los prospectos Ilaló, Chimborazo y Cuenca.
En función del estudio indicado, INECEL llevó a
cabo desde 1981 hasta 1992, estudios exploratorios
de prefactibilidad en el Proyecto Binacional
Tufiño – Chiles – Cerro Negro, junto con el Instituto
Colombiano de Electricidad (ICEL) y con la
colaboración de OLADE. Así mismo, con base en
estudios geológicos y geoquímicos de superficie
(estos últimos con la asistencia de la Organización
Internacional para la Energía Atómica-OIEA),
reporta que los prospectos de Chalupas y Chachimbiro
tienen buenas posibilidades de albergar
recursos geotérmicos de alta temperatura. Por
otro lado, el ahora extinto Instituto Ecuatoriano
de Energía (INE), contando con asistencia técnica
del BRGM, inició estudios de prefactibilidad en los
prospectos Ilaló y Cuenca, para localizar y aprovechar
recursos geotérmicos de baja temperatura.
En el año 1993, el INECEL cierra el Proyecto Geotérmico
y la exploración geotérmica en Ecuador
llega a su fin; la poca ventaja económica del concepto
geotérmico a la fecha y la falta de decisión
política no permitieron seguir con la iniciativa
geotérmica ni el financiamiento para las perforaciones
exploratorias profundas. De esta manera
quedaron abandonados los prospectos geotérmicos
del Ecuador en fase de prefactibilidad inicial.
En el año 1994 y en el ámbito de la inversión
privada, la compañía ODIN Mining retomó la iniciativa
exploratoria para geotermia en el marco
de un posible acuerdo con INECEL y llevó a cabo
un levantamiento geofísico complementario del
proyecto Tufiño, pero la oferta con INECEL no
prosperó y los resultados obtenidos no fueron suficientes
para definir el recurso.
En la Tabla 5.6 se presenta una recopilación de
los prospectos que se han identificado y el estado
en que se encuentran sus estudios. La ubicación
de los prospectos se ilustra en el Gráfico 5.12.
17 Energía geotérmica de alta entalpía es la que aprovecha un recurso geotérmico que se encuentra en determinadas
condiciones de presión y alta temperatura (superior a 150 °C).

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 157
Tabla 5.6
PROSPECTOS GEOTÉRMICOS IDENTIFICADOS Y SU FASE DE EXPLORACIÓN
Nº Prospecto Tipo Fase
1 Tufiño - Chiles
2 Chachimbiro
3 Chalupas
4 Chacana
5 Chimborazo
6
7
Baños de
Cuenca
Alcedo
(Galápagos)
8 Guapán
9
Chalpat án
(Podría generar
energía con una
planta de ciclo
binario)
10 Ilaló
11
Salinas de
Bolívar
12 San Vicente
13 Portovelo
Alta
temperatura
Alta
temperatura
Alta
temperatura
Alta
temperatura
Alta
temperatura
Alta
temperatura
Alta
temperatura
Alta
temperatura
Baja
Temperatura
Baja
Temperatura
Baja
Temperatura
Baja
Temperatura
Baja
Temperatura
14 Cuicocha n.d.
15 Cayambe n.d.
16 Pululahua n.d.
17
Guagua
Pichincha
n.d.
18 Tungurahua n.d.
19 Imbabura n.d.
20 Mojanda n.d.
21 Iguán n.d.
22 Soche n.d.
23 Reventador n.d.
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Indicios
vulcanológicos
Cota de posibles
sitios de
perforación (msnm)
3800 - 4200
3500
3600
3700 - 4000
3500 - 4000
3000
500
2600
3400
2500
2700 - 3200
100
400
Marco Geológico
Estrato volcán
Adesita - Dacita
Complejo de domos
Dacíticos
Caldera riolítica de
colapso
Caldera riolítica con
domos
y flujos dacíticos -
andesíticos
Estrato volcán
Adesita - Dacita
Porfidos dacíticos en
caldera andesítica
Excudo volcán basáltico
con erupciones riolíticas
Cuenca sedimentaria del
Mioceno medio
Caldero Plio - Q de
colapso
andesítica - riolítica
Cuenca volcanoclástica
epiclástica intramontana
Secuencia volcánica
Terciaria tardía con
pórfidos dacíticos
Cuenca sedimentaria del
Mioceno
Secuencia volcánica del
Miocenio medio y porfidos
andesíticos dioríticos
Probable
Temperatura
en
el reservorio
(o C)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Potencial
estimado
(Hipotético
- Mwe)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
n.d. n.d. n.d. n.d.
CAPÍTULO 5

158
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 5.12
PROYECTOS GEOTÉRMICOS Y PRINCIPALES ZONAS GEOTERMALES
Hacia finales del año 2009 e inicios del año 2010,
el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable
elaboró el “Plan para el aprovechamiento de los
recursos geotérmicos en el Ecuador”, en el que se
presenta un perfil de las principales áreas geotérmicas
del país y se sintetizan los conocimientos
geotérmicos existentes hasta esa fecha. Como
resultado de este estudio se propuso una lista
de priorización con 11 prospectos geotérmicos,
ésta fue realizada en base a la metodología GEO-
RANK de Bloomquist (1985), estableciéndose el
siguiente orden de prioridad:
1. Chachimbiro
2. Chalpatán
3. Jamanco/Chacana
4. Chalupas
5. Guapán
6. Cachiyacu/Chacana
7. Tufiño (se encuentra en esta ubicación debido
a que no existían convenios específicos entre
los dos países que viabilicen su realización).
8. Chimborazo
9. Oyacachi/Chacana
10. Cuenca
11. Alcedo

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 159
En el año 2011, por encargo del Ministerio de
Electricidad y Energía Renovable, CELEC EP retomó
los estudios de los proyectos geotérmicos
Chachimbiro y Chacana: Jamanco y Cachiyacu.
Adicionalmente, en el marco de un acuerdo binacional
Ecuador - Colombia, se firmó un convenio
específico con ISAGEN de Colombia para desarrollar
los estudios de prefactibilidad del Proyecto
Geotérmico Binacional Tufiño – Chiles – Cerro Negro.
Por último, a través de un convenio de cooperación
con el Instituto Nacional de Preinversión,
durante el año 2012 se desarrollarán los estudios
del proyecto Chalpatán.
Los resultados se han previsto de la siguiente
manera:
• Proyecto Geotérmico Chachimbiro: Modelo
Geotérmico Conceptual y Plan para perforaciones
exploratorias para febrero de 2012
(Prefactibilidad Inicial)
• Proyecto Geotérmico Chacana: Modelo Geotérmico
Conceptual y Plan para perforaciones
exploratorias para mayo de 2012 (Prefactibilidad
Inicial)
• Proyecto Geotérmico Binacional Tufiño –
Chiles – Cerro Negro: Etapa de Prefactibilidad
para diciembre de 2013 (Prefactibilidad)
• Proyecto Geotérmico Chalpatán: Modelo
Geotérmico Conceptual y Plan para perforaciones
exploratorias para diciembre de
2012 (Prefactibilidad Inicial)
Conforme se ha indicado, al momento no se dispone
de un potencial geotérmico global del país,
sin embargo en el presente plan se recomienda
continuar con los estudios de los principales
aprovechamientos geotérmicos con el propósito
de incorporar una central geotérmica de 30 MW a
inicios del año 2019.
5.3.2.2 ENERGÍA EÓLICA
El desarrollo de la energía eólica ha crecido en
la última década de la mano de modernos adelantos
en electrónica, sistemas de información y
comunicación, la utilización de nuevos materiales,
mejores herramientas computacionales de
diseño, entre otros. Es por esto que las soluciones
eólicas actuales para generación de energía
eléctrica a nivel comercial ofrecen sistemas con
alta confiabilidad y disponibilidad, buena calidad
de suministro de energía, y predicción más precisa
del comportamiento del viento para facilitar la
planificación del despacho.
En el país existen zonas de alto potencial eólico
gracias a la existencia de la Cordillera de los Andes
y su cercanía al Océano Pacífico. Esta orografía
accidentada promueve la formación de
vientos locales, generados por las diferencias de
temperatura asociadas a mesetas, valles, cauces
de ríos, microclimas, entre otros.
En la actualidad no se cuenta con un mapeo general
del recurso eólico con fines de generación
eléctrica que cubra todo el territorio ecuatoriano
(características del viento a alturas superiores a
40 metros sobre el terreno). Sin embargo, los lugares
con potencial eólico han sido identificados
por métodos pragmáticos y con criterio profesional
de expertos en viento. Consecuentemente, se
ha definido en el Ecuador los siguientes sitios con
potencial eólico aparentemente aprovechable,
como lo muestra la Tabla 5.7.
Tabla 5.7
LUGARES CON POTENCIAL EÓLICO
Provincia
Carchi
Imbabura
Pichincha
Cotopaxi
Chimborazo
Bolívar
Azuay
Loja
Galápagos
Fuente: INECEL
Localidad
El Ángel
Salinas
Machachi, Malchingui,
Páramo Grande
Minitrac, Tigua
Chimborazo, Tixán
Altar
Salinas, Simiatug
Huascachaca
Saraguro, El Tablón,
Manú, Villonaco,
Membrillo
San Cristóbal
CAPÍTULO 5

160
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En algunos de estos lugares se han realizado
estudios de prefactibilidad, factibilidad y micrositing
(identificación de los mejores lugares específicos
para instalar aerogeneradores). Estos
estudios indican que los parques eólicos que se
pueden construir en el Ecuador, tendrían factores
de planta superiores a 27% e incluso llegan a un
49% (proyecto Villonaco). El factor de planta es
un indicador que permite estudiar la viabilidad
técnica-económica para la implementación de un
parque eólico. El factor de planta para los proyectos
implementados a nivel internacional, indica
que los proyectos en Ecuador están dentro de los
márgenes comunes (Gráfico 5.13).
Gráfico 5.13
COMPARACIÓN DE FACTORES DE PLANTA DE PROYECTOS EÓLICOS EN U.S.A 18
50 %
2007 Capacity Factor
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
Pre-1998
20 projects
935 MW
1998-99
23 projects
914 MW
2000-01
34 projects
1,778 MW
2002-03
35 projects
1,938 MW
2004-05
34 projects
2,723 MW
2006
24 projects
2,275 MW
Capacity-Weighted-Average 2007 Capacity Factor,by COD
Individual Project 2007 Capacity Factor, by COD
Fuente: Base de datos Berkeley Lab
El primer parque eólico en Ecuador, San Cristóbal,
se encuentra ubicado en el Archipiélago de
Galápagos, y opera desde octubre de 2007 con
una potencia instalada de 2,4 MW y consta de 3
aerogeneradores. La producción de energía eléctrica
ha evitado la emisión de 6 521 Ton. CO 2 en
los últimos 3 años. Desde el año 2003 se han realizado
estudios de prefactibilidad, factibilidad y
micrositing en la Isla de Baltra, y se concluyó con
el dimensionamiento de un parque eólico de 2,21
MW. Actualmente se ha iniciado la construcción
del citado proyecto, mismo que se interconectará
eléctricamente con la Isla Santa Cruz.
Los prospectos con potencial eólico viables para
generación eléctrica, impulsados por el Gobierno
Nacional, se presentan a continuación en la
Tabla 5.8.
En el año 2011 se inició la construcción del proyecto
eólico Villonaco (16.5 MW), ubicado cerca
de la ciudad de Loja, y entró en operación a mediados
de 2012. Se tiene previsto continuar con
los estudios de los proyectos eólicos Salinas y
Membrillo-Chinchas. De concluir los estudios se
recomienda la instalación de dos centrales eólicas
de 15 MW cada una, para el año 2017.
Tabla 5.8
PROYECTOS EÓLICOS CONSIDERADOS
PARA EJECUCIÓN Y ESTUDIOS
Proyecto / Central
Empresa /
Institución
Potencia
efectiva [MW]
Villonaco (Ejecución) CELEC EP 15
Salinas Etapa I (Estudios) CELEC EP 15
Salinas Etapa II (Estudios) CELEC EP 25
Membrillo – Chinchas
(Estudios)
Fuente: INECEL
CELEC EP 110
18 Fuente U.S Department of Energy, Energy Efficiency and Renewable Energy; Anual Report on U.S. Wind Power; 2007.

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 161
5.3.2.3 ENERGÍA SOLAR
La radiación solar que alcanza la Tierra puede
aprovecharse en sus componentes de forma directa
y difusa, o en la suma de ambas. La radiación
directa es la que llega directamente del foco
solar, sin reflexiones o refracciones intermedias.
La difusa es la emitida por la bóveda celeste
diurna, esto gracias a los múltiples fenómenos
de reflexión y refracción solar en la atmósfera,
en las nubes y resto de elementos atmosféricos
y terrestres.
los valores diarios oscilan entre los 3,35 kWh/m 2
en el mes de mayo y los 4,33 kWh/m 2 en el mes
de septiembre. 19
A fin de impulsar el uso masivo de la energía solar
como fuente energética, el CONELEC publicó
en el año 2008, el “Atlas Solar del Ecuador con
fines de Generación Eléctrica”. Este documento
fue elaborado por la Corporación para la Investigación
Energética, e incluye la cuantificación del
potencial solar disponible y sus posibilidades de
generación eléctrica.
La energía solar es una alternativa que ofrece
tantas aplicaciones como ventajas respecto a
la energía convencional, ya que se trata de una
fuente de energía gratuita, inagotable y, sobre
todo, limpia.
La potencia de la radiación en un punto de la Tierra
depende del día del año, de la hora y de la
latitud. Además, la cantidad de energía solar que
puede recogerse depende de la orientación del
dispositivo receptor.
El aprovechamiento de la energía solar con fines
eléctricos se realiza mediante la conversión fotovoltaica
de energía solar producida en celdas fotoeléctricas
de silicio cristalino.
Actualmente en el país, a través de programas
como Euro-Solar y el fondo FERUM, se ha impulsado
el aprovechamiento solar para generación de
energía eléctrica en zonas rurales alejadas de las
redes de distribución. A través de un convenio regional
suscrito en 2006 entre la Unión Europea y 8
países de Latinoamérica, entre ellos Ecuador, nació
el Programa Euro-Solar. Este programa tiene entre
sus metas mejorar las condiciones de vida en los
aspectos de salud, educación y telecomunicaciones
de 91 comunidades rurales del país, mediante
el acceso a una fuente de energía eléctrica renovable.
Las 91 comunidades están localizadas en las
provincias de Guayas, Morona Santiago, Pastaza,
Orellana, Napo, Sucumbíos y Esmeraldas.
CAPÍTULO 5
La producción de energía eléctrica mediante efecto
fotovoltaico presenta el día de hoy indudables
ventajas: la contribución a la reducción de la emisión
de gases de efecto invernadero, la disminución
de la generación con energías no renovables
con el consecuente ahorro en combustibles fósiles,
y la posibilidad de llegar con electricidad a
zonas alejadas de las redes de distribución.
El Ecuador al estar ubicado en el centro de la Tierra,
tiene un potencial solar que sin ser el mejor
del planeta, se sitúa en niveles muy convenientes
para el aprovechamiento energético. Los datos de
radiación solar en el país presentan homogeneidad
de los valores a lo largo del año, así por ejemplo,
en el observatorio del Coca en la Amazonía,
El incentivo dado a las energías renovables a través
de la Regulación 004/11 ha determinado que
tres proyectos solares foltovoltáicos, con potencia
cercana a 1 MW cada uno, se encuentren en
construcción en las zonas de Malchinguí, Paragachi
y Escobar. Así mismo, cinco proyectos de
generación solar fotovoltaica y termoeléctrica
han presentado su solicitud ante la Dirección de
Concesiones del CONELEC (Milenio Solar I y II,
Solarconnection, Shyri I y Condorsolar) por una
potencia total de 150 MW.
5.3.2.4 BIOMASA
La biomasa es un recurso energético que agrupa
potencialmente a todos aquellos materiales
19 Inventario de Recursos Energéticos del Ecuador con fines de generación eléctrica 2009. CONELEC

162
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
de naturaleza orgánica y con un origen biológico
próximo. La biomasa es generada en los ecosistemas
naturales (biomasa natural) o como resultado
de la actividad humana (biomasa antropogénica)
y forma parte de las energías renovables.
La combustión de biomasa constituyó tradicionalmente
la fuente de energía más importante
desde el descubrimiento del fuego hasta la revolución
industrial. En los últimos años, este
aprovechamiento ha vuelto a suscitar un gran interés
ante la problemática del cambio climático
global, cuyo origen parece vinculado al sistema
energético actual.
El Ecuador posee 11 sistemas hidrográficos (de
los 31 existentes), con un potencial teórico de 73
390 MW. A continuación, luego de estudios de
factibilidad económica, se estimó una potencia
aprovechable de 21 520 MW, 90% en la vertiente
Amazónica y 10% en la vertiente del Pacífico. El
mayor potencial se establece entre las costas 300
y 1200 msnm, distribuyéndose dicho potencial
entre los 11 sistemas de mayor interés tal como
se indica la siguiente Tabla 5.9.
Tabla 5.9
CUENCAS HIDROGRÁFICAS DE MAYOR INTERÉS
El potencial de biomasa es de gran importancia
en el Ecuador por su tradición agrícola y ganadera,
cuyas actividades generan gran cantidad
de desechos que pueden ser aprovechados
energéticamente.
En el Ecuador se han instalado algunas centrales
a biomasa, principalmente en base a la utilización
del bagazo de caña en el sector privado entre
las que destacan: Ecoelectric (36,5 MW), San Carlos
(35 MW) y Ecudos (29,8 MW).
5.3.2.5 ENERGÍA HIDROELÉCTRICA
Las especiales condiciones geomorfológicas del
Ecuador, debidas a la presencia de la cordillera
de Los Andes que divide al territorio continental
en dos redes fluviales que desembocan una hacia
el Océano Pacífico y otra hacia la llanura Amazónica,
establecen un alto potencial hidroeléctrico
que debe ser desarrollado de forma coordinada
en función de la complementariedad hidrológica
que presentan dichas vertientes hidrológicas.
El desarrollo de la hidroelectricidad en el Ecuador
ha tenido una gran importancia y actualmente
el país cuenta con una potencia hidráulica
instalada (embalse y pasada) de 2 219 MW, lo
que significa alrededor del 43% de la potencia
eléctrica total instalada.
Cuencas Hidrográficas
Pot. Tec.
Aprovechable MW
Pot. Econ.
Aprovechable MW
VERTIENTE DEL PACÍFICO
Mira 488,50 -
Esmeraldas 1 878,50 1 194,00
Guayas 310,70 -
Cañar 112,20 -
Jubones 687,70 590,00
Puyango 298,70 229,00
Catamayo 459,60
SUBTOTAL 1 4 235,90 2 013,00
VERTIENTE DEL AMAZONAS
Napo-Coca 6 355,00 4 640,00
Napo-Napo 5 929,50 3 839,00
Pastaza 1 434,00 1 121,00
Santiago-Namangoza 5 810,60 4 006,00
Santiago-Zamora 5 857,60 5 401,00
Mayo 859,00 500,00
SUBTOTAL 2 26 245,70 19 507,00
Fuente: INECEL
TOTAL 30 481,60 21 520,00
5.3.3 RECURSOS NO
RENOVABLES EN LA
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD
5.3.3.1 POTENCIAL DEL GAS NATURAL
En el Ecuador existen dos centros de producción
de gas: en el Oriente ecuatoriano como gas aso-

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 163
ciado y en la región Costa en el campo Amistad
como gas natural libre.
5.3.3.1.1 GAS ASOCIADO
DEL ORIENTE
Las reservas de gas asociado se estiman en 700
mil millones de pies cúbicos (20 mil millones de
metros cúbicos).
La producción de gas asociado en el Oriente
ecuatoriano es de aproximadamente 100 millones
de pies cúbicos diarios. Como referencia
se debe tomar en cuenta que el campo Amistad
produce unos 30 millones de pies cúbicos de gas
natural por día (esta cantidad de gas representa
el consumo diario de la Central Termogas Machala,
de 130 MW).
Así, el potencial de este gas con fines de generación
eléctrica es de aproximadamente unos 300 MW, ya
que el 35% del total de producción diaria de gas
es metano y etano, el cual actualmente se ventea.
5.3.3.1.2 GAS NATURAL
DEL CAMPO AMISTAD
El Campo Amistad, ubicado entre las provincias
de Guayas y El Oro, ha producido históricamente
unos 30 millones de pies cúbicos de gas natural
por día. La ubicación geográfica de este
recurso energético, cercano a la ciudad de Guayaquil,
establece la posibilidad de implementar
su utilización en el sector industrial, comercial
y para fines de generación termoeléctrica ubicada
en esta área, ya que actualmente existe
una alta concentración de unidades térmicas
que utilizan combustibles líquidos como diesel,
nafta y fuel oil.
En el Campo Amistad, desde el inicio de su operación,
en el año 2002, la producción de gas ha
sido de uso exclusivo de Machala Power (actual
central Termogas Machala, de propiedad de
CELEC) para generación eléctrica. Sin embargo,
el mercado local cautivo de gas ha crecido
constantemente a medida que la industria y las
compañías generadoras han llegado a apreciar
las ventajas de este energético respecto de
las alternativas de combustible líquido. Es así
como se ha emprendido el traslado de 6 unidades
General Electric de la central Pascuales II
(120 MW) hacia Bajo Alto para su operación con
gas y se está iniciando la incorporación de una
tercera turbina de gas en la Central Termogas
Machala, para la posterior implementación de
un ciclo combinado.
CAPÍTULO 5

164
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.4 PROYECTOS DE
GENERACIÓN CANDIDATOS
En base a la disponibilidad de las fuentes primarias de energía, las características del parque generador
existente y la proyección de los requerimientos en los próximos 10 años del consumo de energía
eléctrica, se han planteado los proyectos de generación eléctrica a ser incluidos para el análisis de la
expansión del SNI del presente PME, mediante la participación de varias fuentes primarias de energía.
Las características principales de los proyectos considerados en el PEG se presentan en las Tablas 5.10,
5.11, 5.12, 5.13, 5.14 y 5.15. Un mayor detalle de las características se despliega en el Anexo 5.1.
Tabla 5.10
PROYECTOS CONSIDERADOS EN LOS ESTUDIOS DEL PME (1 de 3)
Proyecto / Central Empresa / Institucion Estado
Trasvase Baba a Marcel Laniado
Ocaña
Buenos Aires
Térmica Residuo Etapa 2: Jivino (45MW)
Térmica Residuo Etapa 2: Santa Elena III (42MW)
Térmica Residuo Etapa 2: Jaramijó (149MW)
Villonaco
Baba
Isimanchi
Térmica Cuba I - Guangopolo (50MW)
San José del Tambo
Térmica Cuba II- Quito Norte (40MW)Jama (20MW)
Machala Gas 3a unidad
Topo
San José de Minas
Mazar - Dudas
Machala Gas Ciclo Combinado
Hidrolitoral EP
Elecaustro S.A.
Empresa Eléctrica Norte S.A.
CELEC-EP
CELEC-EP
CELEC-EP
CELEC-EP - Gensur
Hidrilitoral EP
EERSSA
CELEC - EP
Hidrotambo S.A.
CELEC-EP
CELEC-EP- Termogas Machala
Pemaf Cia. Ltda.
San José de Minas S.A.
Hidroazogues - CELEC-EP
CELEC-EP - Termogas Machala
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
Contrato de Construcción
En Cosntrucción
Contrato en Construcción
Contrato en Construcción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
Contrato en Construcción

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 165
Publico o
Privado
Tipo
Potencia
(MW)
Energia media
(GWh/año)
Provincia
Fecha más
temprana
operación
CAPÍTULO 5
Público
Hidroeléctico
NA
441,0
Los Ríos
ene-12
Público
Hidroeléctico
26,0
203,1
Cañar
mar-12
Público
Hidroeléctico
1,0
7,0
Imbabura
abr-12
Público
Termoeléctrico
45,0
295,7
Orellana
may-12
Público
Termoeléctrico
42,0
275,9
Santa Elena
may-12
Público
Termoeléctrico
149,0
978,9
Manabí
jun-12
Público
Eólico
16,5
64,0
Loja
oct-12
Público
Hidroeléctico
42,0
161,0
Los Ríos
dic-12
Público
Hidroeléctico
2,25
16,8
Zamora Chinchipe
may-13
Público
Termoeléctrico
50,0
330,0
Pichincha
sep-13
Privado
Hidroeléctico
8,0
50,5
Bolivar
oct-13
Público
Termoeléctrico
60,0
395,0
Pichincha y Manabí
nov-13
Público
Termoeléctrico
70,0
491,0
El Oro
nov-13
Privado
Hidroeléctico
22,8
164,0
Tungurahua
nov-13
Privado
Hidroeléctico
6,4
37,0
Pichincha
ene-14
Público
Hidroeléctico
21,0
125,3
Azogues
ene-14
Público
Termoeléctrico
100,0
700,0
El Oro
may-14

166
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 5.11
PROYECTOS CONSIDERADOS EN LOS ESTUDIOS DEL PME (2 de 3)
Proyecto / Central Empresa / Institucion Estado
Chorillos
Victoria
Sigchos
Esmeraldas II
Toachi- Pilatón
Paute - Sopladora
Manduriacu
Pilaló 3
Apaqui
Río Luis
Santa Cruz
Delsi Tanisagua
Quijos
La Merced de Jondachi
Angamarca Sinde
Soldados Yanuncay Minas
Minas - San Francisco
Hidrozamora EP
EEQSA
Triolo S.R.L.
CELEC-EP- Termoesmeraldas
CELEC -EP - Hidrotoapi
CELEC-EP - Hidropaute
CELEC -EP - Enernorte
Qualitec Comercio e Industria Cia. Ltda.
Current Energy of Ecuador S.A.
Energyhdine S.A.
Hidrocruz S.A.
CELEC EP - Gensur
CELEC EP- Enernorte
CELEC EP
CELEC EP
Elecaustro S.A.
CELEC EP - Enerjubones
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En Cosntrucción
En obras preliminares
En obras preliminares
Financiamiento
En estudios
En Cosntrucción
En Cosntrucción
Financiamiento
En análisis
En análisis
En Cosntrucción

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 167
Publico o
Privado
Tipo
Potencia
(MW)
Energia media
(GWh/año)
Provincia
Fecha más
temprana
operación
Público
Hidroeléctico
3,96
21,0
Zamora Chinchipe
jul-14
Público
Hidroeléctico
10,0
63,8
Napo
sep-14
Privado
Hidroeléctico
17,4
125,1
Cotopaxi
sep-14
Público
Público
Público
Público
Termoeléctrico
Hidroeléctico
Hidroeléctico
Hidroeléctico
96,0
253,0
487,0
62,0
631,0
1.100,0
2.770,0
356,0
Esmeraldas
Pichincha, Tsáchila, Cotopaxi
Azuay y Morona Santiago
Pichincha
oct-14
mar-15
abr-15
may-15
CAPÍTULO 5
Privado
Hidroeléctico
9,3
70,0
Cotopaxi
jul-15
Privado
Hidroeléctico
36,0
234,7
Carchi
jul-15
Privado
Hidroeléctico
15,5
83,0
El Oro
jul-15
Privado
Hidroeléctico
129,0
735,0
Zamora Chinchipe
jul-15
Público
Hidroeléctico
116,0
904,0
Zamora Chinchipe
nov-15
Público
Hidroeléctico
50,0
355,0
Napo
dic-15
Público
Hidroeléctico
18,0
119,0
Napo
ene-16
Público
Hidroeléctico
33,0
194,2
Cotopaxi y Bolivar
ene-16
Público
Hidroeléctico
27,8
190,0
Azuay
ene-16
Público
Hidroeléctico
276,0
1.321,4
Azuay
ene-16

168
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 5.12
PROYECTOS CONSIDERADOS EN LOS ESTUDIOS DEL PME (3 de 3)
Proyecto / Central Empresa / Institucion Estado
La Unión
Excedente de la Refineria del Pacífico
Coca Codo Sinclair
Tigre
Tortugo
Angamarca
Baeza
Eólico I
Llurimaguas
Tufiño Chiles
Eólico II
Chirapi
Sabanilla
Chontal
Chepsi - Palma Real
Paute - Cardenillo
Geotérmico I
San Miguel
Gualaquiza
CELEC EP - Enerjubones
Refinería del Pacífico
CocaSinclair EP
HidroEquinoccio EP
CELEC EP - Enernorte
Produastro C.A.
CELEC EP- Enernorte
CELEC EP - Renovables
CELEC EP - Enernorte
CELEC EP- Renovables
CELEC EP - Renovables
CELEC EP - Enernorte
Hidrelgen S.A.
CELEC EP -Enernorte
CELEC EP - Enernorte
CELEC EP- Hidropaute
CELEC EP - Renovables
CELEC EP
CELEC EP
En análisis
En estudios
En Construcción
Financiamiento
En estudios
En obras preliminares
En análisis
En estudios
En estudios
En estudios
En estudios
En estudios
En Construcción
En estudios
Estudios finalizados
En estudios
En estudios
En estudios
En estudios

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 169
Publico o
Privado
Tipo
Potencia
(MW)
Energia media
(GWh/año)
Provincia
Fecha más
temprana
operación
Público
Hidroeléctrico
87,3
411,1
El Oro y Azuay
ene-16
Público
Termoeléctrico
150,0
980,0
Manabí
ene-16
Público
Hidroeléctrico
1.500,0
8.743,0
Napo y Sucumbios
feb-16
Público
Público
Privado
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
80,0
201,0
66,0
351,0
886,0
300,0
Pichincha
Pichincha
Cotopaxi
mar-16
abr-16
jul-16
CAPÍTULO 5
Público
Hidroeléctrico
50,0
318,0
Napo
dic-16
Público
Eólico
15,0
64,0
Por definir
ene-17
Público
Hidroeléctrico
162,0
712,0
Pichincha
mar-17
Público
Geotérmico
50,0
394,0
Carchi
jun-17
Público
Eólico
15,0
64,0
Por definir
jul-17
Público
Hidroeléctrico
169,2
968,4
Pichincha
abr-18
Privado
Hidroeléctrico
30,0
200,8
Zamora Chinchipe
may-18
Público
Hidroeléctrico
184,0
1.034,0
Pichincha
may-18
Público
Hidroeléctrico
460,0
2.000,0
Pichincha
jun-18
Público
Hidroeléctrico
400,0
2.300,0
Morona Santiago
ene-19
Público
Geotérmico
30,0
236,5
Por definir
ene-19
Público
Hidroeléctrico
686,0
4.099,0
Morona Santiago
jul-19
Público
Hidroeléctrico
800,0
5.186,0
Morona Santiago
jul-19

170
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.5 PLAN DE EXPANSIÓN DE
LA GENERACIÓN
5.5.1 CONSIDERACIONES
El PEG se ha realizado bajo las siguientes consideraciones:
a. Demanda: Escenario medio de crecimiento,
tercera hipótesis presentada en el Capítulo 4.
b. Las características de potencia, energía e inversiones
necesarias de los proyectos públicos,
son aquellos valores proporcionados por
cada una de las empresas de generación.
c. No se incluyen las interconexiones con países
vecinos: 500 MW con Colombia y 100
MW con Perú.
d. Se han tomado en cuenta los siguientes bloques
de generación térmica a retirarse en
el largo plazo: central térmica a gas Aníbal
Santos (-91 MW) y generación perteneciente
a las empresas de Distribución (-166 MW),
para las cuales no se ha solicitado financiamiento
para su rehabilitación o mejoras en
el SIP de SENPLADES, Tabla 5.13.
Tabla 5.13
RETIROS DE GENERACIÓN
Año estimado
de retiro
Mes estimado
de retiro
2016 Ene
Central
Anibal Santos
(Gas)
2016 Ene E.D. Sierra
2017 Ene E.D. Costa
Empresa /
Institución
CATEC
Empresas de
Distribución
de la Sierra
Empresas de
Distribución
de la Costa
Público o
Privado
Público
Tipo
Térmicas
turbogas
Potencia
(MW)
Energía
Media (GWh
/ año)
-91 -637.7
Público Termoeléctricas -77 -539.6
Público Termoeléctricas -89.2 -625.1
Total Retiros -257.2 -1802.4
5.5.2 CRITERIOS DEL PLAN DE EXPAN-
SIÓN DE GENERACIÓN
La planificación de la expansión de generación
cumple con los criterios de economía, seguridad
para el abastecimiento de energía eléctrica y con
los lineamientos determinados en base a las políticas
energéticas establecidas en el Capítulo 1.
El criterio de economía establece que la demanda
de energía tiene que abastecerse, minimizando la
suma de los costos de producción más el costo
de las inversiones en nueva generación.
El criterio de seguridad utilizado en el desarrollo
de este plan, señala que el sistema eléctrico ecuatoriano
debe mantener una reserva de energía del

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 171
10% sobre la demanda, en cada mes del horizonte
de análisis, para una hidrología del 90% de
probabilidad de excedencia, sin incluir las interconexiones
internacionales.
Fueron seleccionados como proyectos candidatos,
aquellos emprendimientos con viabilidad técnica,
económica y socio ambiental, que cumplan
con plazos de construcción compatibles con una
previsión de inicio de operación del proyecto durante
el horizonte de estudio.
Se prioriza la expansión de generación, por medio
de fuentes de generación alternativas como eólicas
y geotérmicas, de forma de representar una
evolución de la participación de estas fuentes en
la matriz eléctrica ecuatoriana. Se destaca que las
fuentes de energía alternativas citadas, no participan
como proyectos candidatos para este plan,
sino que son parte de la política energética del Estado
ecuatoriano, el cual impulsa su desarrollo.
Otro aspecto importante a destacar, es la política
energética relacionada con el desarrollo de proyectos
hidroeléctricos en las vertientes hidrográficas
hacia el Pacífico y el Amazonas, que busca un
equipamiento de centrales de generación repartidas
equilibradamente en función del potencial
existente en éstas. Uno de los objetivos que se
pretende alcanzar con la aplicación de esta política,
es el aprovechamiento de la cuasi-complementariedad
hidrológica que existe entre las dos
vertientes hidrográficas, reduciendo el riesgo de
desabastecimiento en los meses de enero a marzo
de cada año.
Para las simulaciones energéticas requeridas por
el plan de generación, se utilizó el modelo de
expansión OPTGEN y el modelo de simulación
operativa SDDP, mediante el análisis de 50 escenarios
hidrológicos. El programa computacional
OPTGEN determina el equipamiento de generación
de mínimo costo: suma de los costos de inversión
más el valor esperado de los costos de
operación. El programa SDDP es un modelo de
despacho hidro-térmico que calcula la política
operativa estocástica de mínimo costo de un sistema
de generación.
El costo del déficit utilizado para la planificación
del sector eléctrico es de 1 533 USD/MWh y una
tasa de descuento del 12% anual.
5.5.3 PROGRAMA DE OBRAS Y ESTU-
DIOS DEL PEG 2012 - 2021
Tomando como base las consideraciones y criterios
definidos en los numerales 5.5.1 y 5.5.2; el
crecimiento de la demanda de energía eléctrica,
hipótesis 3, expuesto en el Capítulo 4; los proyectos
de generación detallados en las Tablas 5.10,
5.11, 5.12, 5.13, 5.14 y 5.15; los retiros de generación
incluidos en la Tabla 5.16, y las políticas y
lineamientos definidos por el Ministerio de Electricidad
y Energía Renovable (MEER) establecidos
en el Capítulo 1, se procedió a realizar simulaciones
del parque generador ecuatoriano, tanto presente
como futuro, con la ayuda de los programas
computacionales OPTGEN y SDDP.
Como resultado de las simulaciones, se definió
el Plan de Expansión de Generación 2012 – 2021
(PEG 2012 – 2021), cuyo programa de obras se
presenta en orden cronológico en los Gráficos
5.14 (Período 2012 – 2016) y 5.15 (Período 2017
– 2021). Las características de los proyectos seleccionados
se incluyen en la Tabla 5.16 y, con
más detalle, en el Anexo 5.2.
CAPÍTULO 5
El PEG 2012 – 2021 propuesto cumple con las
consideraciones y criterios indicados en los numerales
anteriores.
Es importante notar que para cumplir con la entrada
en operación de los proyectos previstos en el

172
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
PEG 2012 – 2021 propuesto, se requiere que en el
transcurso del año 2012 se inicie o continúe la construcción
de los siguientes proyectos de generación:
• Proyecto Hidroeléctrico
Coca Codo Sinclair (1500 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico
Paute Sopladora (487 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico
Minas – San Francisco (276 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico
Toachi - Pilatón (253 MW)
• Proyecto Termoeléctrico
a Residuo, 2ª etapa (236 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico
Delsitanisagua (116 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico Manduriacu
(62 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico Quijos (50 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico
Mazar – Dudas (21 MW)
• Proyecto Eólico Villonaco (16,5 MW)
Gráfico 5.14
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2012 – 2016
8.000
7.000
Ocaña 26 MW
Baba 42 MW
Buenos Aires 1 MW
Jivino 45 MW
Santa Elena 42 MW
Jaramijó 149 MW
Cuba I 60 MW
Villonaco 16,5 MW
Cuba II 50 MW
Machala 3 65 MW
Machala CC 100 MW
Chorrillos 4 MW
Victoria 10 MW
SJ de Minas 6,4 MW
SJ del Tambo 8 MW
Topo 22,8 MW
Mazar Dudas 21 MW
Esmeraldas II 96 MW
Toachi Pilatón 253 MW
Paute-Sopladora 487 MW
Manduriacu 62 MW
Delsi-Tanisagua 116 MW
Quijos 50 MW
Coca Codo Sinclair 1500 MW
Minas-San Francisco 276 MW
6.000
Demanda MW
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
2012
69 MW Hidro
296 MW Termi
16,5 MW Eólica
2013
14 MW Hidro
215 MW Termi
2014
58,2 MW Hidro
96 MW Termi
2015
968 MW Hidro
2016
1776 MW Hidro
0

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 173
Gráfico 5.15
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2017 – 2021
8.000
Eólico I 15 MW
Eólico I 15 MW
SabanillaI 30 MW
Geotérmico I 30 MW
7.000
6.000
Demanda MW
5.000
4.000
3.000
2.000
2017
30 MW Eólica
2018
30 MW Hidro
2019
30 MW Geotérmica
2020 2021
1.000
0
CAPÍTULO 5
En los gráficos anteriores se observa la necesidad
de instalar, en el período comprendido
entre los años 2012 hasta 2014, una potencia
de 416 MW en generación térmica que utilice
como combustibles residuos de petróleo y gas
natural, de manera de garantizar los niveles
de reserva adecuados en los meses de estiaje.
En este mismo período, es factible el ingreso
de 102 MW en centrales hidroeléctricas de
pequeña y mediana capacidad que están en
proceso de ejecución o que requieren de 2 a
3 años de construcción y 16,5 MW eólica del
proyecto Villonaco.
El ingreso de proyectos hidroeléctricos de mayor
escala en la vertiente del Pacífico y Amazonas
es factible a partir del primer trimestre del
año 2015.
El PEG propuesto permitirá que a partir del año
2015 disminuya el porcentaje de participación de
generación termoeléctrica en la matriz energética
del SNI; siendo esta última, la generación que
permitirá mantener las condiciones operativas de
calidad, seguridad y confiabilidad en el abastecimiento
de la demanda.
La Tabla 5.14, presenta el listado con el PEG propuesto.
Un mayor detalle de los proyectos que
forman parte del Plan se presenta en el Anexo
5.2, con las respectivas características de los proyectos
seleccionados.

174
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 5.14
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2012 – 2021, PROYECTOS RECOMENDADOS PARA EJECUCIÓN
Operación
completa
desde 1 de
ene-12
mar-12
abr-12
may-12
may-12
jun-12
oct-12
dic-12
may-13
sep-13
oct-13
nov-13
nov-13
nov-13
ene-14
ene-14
may-14
jul-14
sep-14
sep-14
oct-14
mar-15
abr-15
may-15
jul-15
nov-15
dic-15
ene-16
feb-16
ene-17
jun-17
jul-17
may-18
ene-19
Proyecto / Central
Trasvase Baba a Marcel Laniado
Ocaña
Buenos Aires
Térmica Residuo Etapa 2: Jivno (45 MW)
Térmica Residuo Etapa 2:Santa Elena III (42 MW)
Térmica Residuo Etapa 2: Jaramijó (149MW)
Villonaco
Baba
Isimanchi
Térmica Cuba I Guangopolo (50 MW)
San José del Tambo
Térmica Cuba II (Quito Norte 40 MW, Jama 20 MW
Machala Gas 3a unidad
Topo
San José de Minas
Mazar- Dudas
Machala Gas Ciclo Combinado
Chirrillos
Victoria
Sigchos
Esmeraldas II
Toachi - Pilatón
Paute - Sopladora
Manduriacu
Santa Cruz
Delsi Tanisagua
Quijos
Minas - San Francisco
Coca Codo Sinclair
Eólico I
Tufiño - Chiles
Eólico II
Sabanilla
Geotérmico I
Empresa / Institución
Hidroliteral EP
Elecaustro S.A.
Empresa Eléctrica Norte S.A.
CELEC - EP
CELEC - EP
CELEC - EP
CELEC - EP - Gensur
Hidroliteral EP
EERSSA
CELEC- EP
Hidrotambo S.A.
CELEC - EP
CELEC EP - Termogas Machala
Pemaf Cia. Ltda.
San José de Minas S.A.
Hidroazogues - CELEC EP
CELEC EP - Termogas Machala
Hidrozamora EP
EEQSA
Triolo S.R.L.
CELEC EP- Termoesmeraldas
Hidrotoapi EP
CELEC EP - Hidropaute
CELEC EP Enernorte
Hidrocruz S.A.
CELEC EP - Gensur
CELEC EP Enernorte
CELEC EP Enerjubones
CocaSinclair EP
CELEC EP - Renovables
CELEC EP - Renovables
CELEC EP - Renovables
Hidrelgen S.A.
CELEC EP - Renovables

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 175
Estado
Público o
Privado
Tipo
Potencia
(MW)
Energia
media
(GWh/año)
En operación
Público
Hidroeléctrico
*
441
En operación
Público
Hidroeléctrico
26,0
203
En operación
Público
Hidroeléctrico
1,0
7
En operación
Público
Termoeléctrico
45,0
296
En operación
Público
Termoeléctrico
42,0
276
En construcción
Público
Termoeléctrico
149,0
979
En construcción
Público
Eólico
16,5
64
En construcción
Público
Hidroeléctrico
42,0
161
En construcción
Público
Hidroeléctrico
2,25
17
Contrato de Construcción
Público
Termoeléctrico
50,0
330
En costrucción
Contrato de Construcción
Contrato de Construcción
En construcción
Privado
Público
Público
Privado
Hidroeléctrico
Termoeléctrico
Termoeléctrico
Hidroeléctrico
8,0
60,0
70,0
22,8
50
395
491
164
CAPÍTULO 5
En construcción
Privado
Hidroeléctrico
6,4
37
En construcción
Público
Hidroeléctrico
21,0
125
Contrato de Construcción
Público
Termoeléctrico
100,0
700
En costrucción
Público
Hidroeléctrico
3,96
21
En construcción
Público
Hidroeléctrico
10,0
64
En construcción
Privado
Hidroeléctrico
17,4
125
En construcción
Público
Termoeléctrico
96,0
631
En construcción
Público
Hidroeléctrico
253,0
1.100
En construcción
Público
Hidroeléctrico
487,0
2.770
En construcción
Público
Hidroeléctrico
62,0
356
En estudios
Privado
Hidroeléctrico
129,0
735
En construcción
Público
Hidroeléctrico
116,0
904
En costrucción
Público
Hidroeléctrico
50,0
355
En construcción
Público
Hidroeléctrico
276,0
1.321
En construcción
Público
Hidroeléctrico
1.500,0
8.743
En estudios
Público
Eólico
15,0
64
En estudios
Público
Geotérmico
50,0
394
En estudios
Público
Eólico
15,0
64
En construcción
Privado
Hidroeléctrico
30,0
201
En estudios
Público
Geotérmico
30,0
237

176
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En términos globales, para cumplir con el criterio
de seguridad establecido en el numeral 5.5.2,
el PME 2012 – 2021 propone la instalación de:
612 MW de generación térmica que utilice como
combustible fuel oil y gas natural: 3064 MW en
centrales de generación hidroeléctrica, ubicadas
en las dos vertientes hidrográficas; en lo referente
a energías renovables no convencionales,
se prevé el ingreso de tres centrales eólicas que
suman 46,5 MW; así como dos proyectos geotérmicos
de 50 y 30 MW para el 2017 y para el
2019, respectivamente.
La Tabla 5.15 presenta en etapas anuales los
requerimientos de capacidad instalada por tipo
de tecnología.
Tabla 5.15
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2012-2021
POR TECNOLOGÍA
Año
Hidroeléctrica
MW
Térmica
MW
Eóllica
MW
2012 69 236 16,5
2013 33,1 180
2014 58,8 196
Geotérmica
MW
2015 1097
2016 1776
2017 30 50
2018 30
2019 30
2020
2021
Total 3063,9 612 47 80
Considerando que el PEG es un proceso dinámico
que debe irse actualizando año tras año,
se recomienda continuar con los estudios y el
análisis de los siguientes proyectos, los mismos
que, de ser el caso, podrían ser incluidos en el
plan de equipamiento futuro, dependiendo tanto
de los resultados de los estudios como del crecimiento
de la demanda de energía eléctrica, entre
otros factores:
• Proyectos hidroeléctricos del río
Guayllabamba: Chespí-Palma Real (460
MW), Tortugo (201 MW), Chontal (200
MW), Chirapí (169,2 MW), Llurimaguas
(162 MW), Tigre (80 MW).
• Proyecto Termoeléctrico
Shushufindi (135 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico
La Unión (87,3 MW)
• Proyecto Hidroeléctrico
Baeza (50 MW)
• Proyectos Geotérmicos Chachimbiro,
Chalpatán, Chacana, Chalupas, Guapán,
entre otros.
• Proyecto Eólico Salinas,
Fases I y II (15 + 25 MW)
• Proyecto Eólico Huascachaca (50 MW)
En el Anexo 5.2 se incluyen también las características
principales de los proyectos hidroeléctricos
que están siendo desarrollados por empresas
de capital privado y que no representan
egreso para el estado, por lo cual, se promueve
su ejecución.
• Santa Cruz (129 MW)
• Angamarca (66 MW)
• Apaquí (36 MW)
• Sabanilla (30 MW)
• Topo (22,8 MW)
• Sigchos (17,4 MW)
• Río Luis (15,5 MW)

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 177
• Santa Cruz (129 MW)
• Pilaló 3 (9,3 MW)
• San José del Tambo (8 MW)
• San José de Minas (6,4 MW)
En el presente estudio, varios proyectos de capital
privado forman parte del equipamiento mínimo
sugerido que consta en la Tabla 5.14, del cual
se presentan más adelante los resultados de reservas
de energía y potencia del sistema.
Adicionalmente, en el Anexo 5.2 se incluyen otros
proyectos de generación que podrían ser considerados
en los estudios de actualización del PEG y
en los estudios de exportación de energía y abastecimiento
futuro de la demanda: Chirapí (169,2
MW), Chontal (184 MW), Chespí-Palma Real (460
MW), Paute – Cardenillo (400 MW).
En los estudios realizados para el presente Plan,
se ha incluido como una sensibilidad, la generación
con que que produciría la Refinería del Pacífico
a ubicarse en Manabí. A medida que avancen
los estudios y construcción de la Refinería
se los incluirá en los estudios de actualización
del PEG.
En el presente documento se citan las características
de los proyectos de generación que se incorporarían
al Sistema Nacional Interconectado;
sin embargo, existen otros proyectos de autogeneración,
especialmente para fines petroleros y
mineros que no se han incluido en el PEG.
Es importante mencionar también al Proyecto
Eólico Santa-Cruz Baltra, que cubrirá la demanda
de servicio público de electricidad de las dos
islas, con una capacidad de hasta 3 MW y una
generación aproximada de 5 000 MWh/año, el
mismo que es coherente con la política de disminución
del consumo de combustibles fósiles en
el país y, especialmente, en las Islas Galápagos.
Mayor información disponible en los sitios web:
www.ergal.org y www.elecgalapagos.com.ec.
Con relación al balance de energía en el Sistema
Nacional Interconectado para un escenario hidrológico
medio, se presenta el Gráfico 5.16, en
el cual no se observan señales de déficit en todo
el horizonte de estudio. Este balance establece
que la demanda de electricidad será abastecida
entre los años 2012 al 2014, con un aporte importante
del componente termoeléctrico. En el
año 2015 se prevé un cambio en la composición
del parque generador que abastecerá la demanda,
debido al ingreso de los principales proyectos
hidroeléctricos tales como Sopladora, Toachi
Pilatón y en el 2016 el proyecto hidroeléctrico
Coca Codo Sinclair.
El criterio adoptado en los estudios, es garantizar
una reserva mínima de energía del 10% ante
la ocurrencia de un escenario hidrológico seco
(90% de probabilidad de excedencia), y una reserva
mínima de potencia del 20%, sin interconexiones
internacionales, según se indicó en el
numeral 5.5.2. En el Anexo 5.3 se presentan los
resultados de las reservas de energía para los
siguientes escenarios:
• Escenario hidrológico promedio
• Escenario hidrológico semi – seco (75% de
probabilidad de excedencia)
• Escenario hidrológico seco (90% de probabilidad
de excedencia)
CAPÍTULO 5

178
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 5.16
BALANCE DE ENERGÍA EN HIDROLOGÍA MEDIA
3.000,0
2.500,0
2.000,0
GWh
1.500,0
1.000,0
500,0
0,0
ene-12
abr-12
jul-12
oct-12
ene-13
abr-13
jul-13
oct-13
ene-14
abr-14
jul-14
oct-14
ene-15
abr-15
jul-15
oct-15
ene-16
abr-16
jul-16
oct-16
ene-17
abr-17
jul-17
oct-17
ene-18
abr-18
jul-18
oct-18
ene-19
abr-19
jul-19
oct-19
ene-20
abr-20
jul-20
oct-20
ene-21
abr-21
jul-21
oct-21
Geotérmica Eólica Biomasa
Térmica Hidráulica Demanda Déficit
La potencia instalada en generación hidroeléctrica y termoeléctrica durante el período 2012 – 2021,
alcanzaría un valor de 4 371 MW en el año 2012, y se prevé un incremento a 7 472 MW en el año 2021,
de los cuales, 5 037 MW serían hidroeléctricos, 2 348 MW termoeléctricos y 86 MW en generación no
convencional, Gráfico 5.17
Gráfico 5.17
POTENCIA INSTALADA EN EL SNI 2012 - 2021
8.000,00
7.000,00
6.000,00
5.000,00
MW
4.000,00
3.000,00
2.000,00
1.000,00
0,00
ene-12
abr-12
jul-12
oct-12
ene-13
abr-13
jul-13
oct-13
ene-14
abr-14
jul-14
oct-14
ene-15
abr-15
jul-15
oct-15
ene-16
abr-16
jul-16
oct-16
ene-17
abr-17
jul-17
oct-17
ene-18
abr-18
jul-18
oct-18
ene-19
abr-19
jul-19
oct-19
ene-20
abr-20
jul-20
oct-20
ene-21
abr-21
jul-21
oct-21
Renovables Térmica Hidráulica Demanda Máxima

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 179
5.5.4 INDICADORES ECONÓMICOS
El Gráfico 5.18 presenta el costo marginal del sistema
eléctrico ecuatoriano considerando el Plan
de Expansión de Generación propuesto (ver Tabla
5.14) y los principales escenarios hidrológicos simulados.
Se presentan los resultados que corresponden
a los escenarios hidrológicos promedio,
semi seco y seco.
En el escenario hidrológico promedio, el costo
marginal presenta valores máximos del orden de
195 USD/MWh y mantiene una tendencia constante
durante el período 2012–2014, mientras
que, para el período comprendido entre los años
2015 – 2021, se observan picos del orden de 50
USD/MWh con tendencia ascendente.
Cabe mencionar, que el costo marginal del sistema
eléctrico puede incrementarse significativamente
hasta el año 2014, si se presenta un escenario
hidrológico seco, en cuyo caso éste podría
alcanzar valores máximos del orden de 276 USD
/MWh en la época de estiaje, debido al uso intensivo
de unidades térmicas para abastecer la
demanda. En los años siguientes el valor máximo
que podría alcanzar el costo marginal en la época
de estiaje es del orden de 150 USD /MWh.
Gráfico 5.18
COSTO MARGINAL
350
300
CAPÍTULO 5
250
USD/MWh
200
150
100
50
0
ene-12
abr-12
jul-12
oct-12
ene-13
abr-13
jul-13
oct-13
ene-14
abr-14
jul-14
oct-14
ene-15
abr-15
jul-15
oct-15
ene-16
abr-16
jul-16
oct-16
ene-17
abr-17
jul-17
oct-17
ene-18
abr-18
jul-18
oct-18
ene-19
abr-19
jul-19
oct-19
ene-20
abr-20
jul-20
oct-20
ene-21
abr-21
jul-21
oct-21
Promedio Húmedo Seco
El Plan de Expansión de Generación 2012 –
2021, presenta un costo total estimado de inversión
de USD 6 092 millones (ver Anexo 5.2)
y un costo operativo promedio, calculado por
el SDDP, de USD 3 679 millones. La inversión
pública ascendería a USD 5 253 millones y la
inversión privada a USD 839 millones. Con relación
a las Energías Renovables No Convencionales
(ERNC) que se acogerían a la tarifa preferencial
expresada en la Regulación No. CONELEC
04/011, se estima que se invertirán aproximadamente
USD 480 millones de capital privado
en nueva generación, especialmente con tecnología
solar fotovoltaica.

180
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.5.5 ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN
El análisis de las estrategias de expansión de generación
se divide en dos períodos de tiempo, separados
por el tipo de proyectos candidatos que
pueden ser seleccionados en el trascurrir de éstos.
El primer período, denominado de mediano plazo,
está comprendido entre enero de 2012 y diciembre
de 2015, y el segundo período, denominado
de largo plazo, comprende aquella etapa que va de
enero de 2016 hasta diciembre de 2021.
5.5.5.1 ESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO
DE MEDIANO PLAZO (ENERO
2012– DICIEMBRE 2015)
Con el fin de asegurar que las reservas de energía
y potencia en este período se mantengan sobre el
10% y 20% de la demanda, respectivamente, se
plantea la siguiente estrategia anual de expansión
que se presenta en la Tabla 5.16:
• Instalación de 1 258 MW en proyectos hidroeléctricos,
con tiempos de construcción de
2 a 4 años y ubicados de la siguiente manera:
416 MW en la vertiente hidrográfica del Pacífico
y 842 MW en la vertiente del Amazonas.
• Instalación de generadores termoeléctricos
por una capacidad de 612 MW que utilicen
combustibles fuel oil y gas natural.
• Instalación de generadores eólicos por una
capacidad de 16,5 MW.
Tabla 5.16
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN
DEL SNI 2012-2015 POR TECNOLOGÍA
Año
Hidroeléctrica
MW
Térmica
MW
Eóllica
MW
2012 69 236 16,5
Geotérmica
MW
2013 33,05 180
2014 58,8 196
2015 1097
Total 1257,9 612 16,5 0
Así, las condiciones alcanzadas por el sistema
eléctrico permiten abastecer la demanda de manera
autónoma y en presencia de escenarios hidrológicos
adversos, especialmente en la época
de estiaje. En el Gráfico 5.19 se indican las reservas
de energía hasta diciembre de 2015, asumiendo
un escenario hidrológico seco (90%).
Gráfico 5.19
PORCENTAJE DE RESERVA DE ENERGÍA EN EL MEDIANO PLAZO
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
46%
43%
41%
39%
38%
35%
34% 38%
29%
34%
26%
31%
25% 25% 25%
23% 23%
24%
21% 21%
23%
23% 19%
20%
18% 18%
16%
19% 19%
14%
16% 11% 13% 16% 15% 18%
14%
16%
12%
11%
11%
6%
10%
8% 9% 10%
0%
ene-1
feb-1
mar-1
abr-1
may-1
jun-1
jul-12
ago-1
sep-1
oct-1
nov-1
dic-12
ene-1
feb-1
mar-1
abr-1
may-1
jun-1
jul-13
ago-1
sep-1
oct-1
nov-1
dic-13
ene-1
feb-1
mar-1
abr-1
may-1
jun-1
jul-14
ago-1
sep-1
oct-1
nov-1
dic-14
ene-1
feb-1
mar-1
abr-1
may-1
jun-1
jul-15
ago-1
sep-1
oct-1
nov-1
dic-15

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 181
Las reservas de potencia, Gráfico 5.20, se encuentran
sobre el 20% en el mismo período de
análisis, lo cual permitiría garantizar el abastecimiento
de la demanda máxima del sistema,
incluyendo indisponibilidades de generación por
mantenimientos programados y no programados
y fallas aleatorias, en una magnitud superior a
600 MW en el año 2012.
Gráfico 5.20
PORCENTAJE DE RESERVA DE POTENCIA EN EL MEDIANO PLAZO
70 %
60 %
53%
52%
61% 60%
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
34%
35%
32%
28%
40% 43% 41% 41%
35%
29%
25% 25% 25%
33%
30%
26% 27% 29% 29%
25%
24% 25%
22%
39% 41%
27%
CAPÍTULO 5
0 %
Jan-12
Mar-12
May-12
Apr-12
Jul-12
Sep-12
Nov-12
Jan-13
Mar-13
May-13
Apr-13
Jul-13
Sep-13
Nov-13
Jan-14
Mar-14
May-14
Apr-14
Jul-14
Sep-14
Nov-14
Jan-15
Mar-15
May-15
Apr-15
Jul-15
Sep-15
Nov-15
5.5.5.2 ESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO PARA EL LARGO PLAZO (2016 –2021)
Este período de análisis, denominado de largo
plazo, se caracteriza por el ingreso de grandes
centrales hidroeléctricas, dos proyectos eólicos y
un proyecto geotérmico.
En este período se plantea la siguiente estrategia
de expansión, que se presenta en la Tabla 5.17:
• Instalación de 1 776 MW en centrales hidroeléctricas:
276 MW en la vertiente hidrográfica
del Pacífico, 1 530 MW en la vertiente
del Amazonas; 30 MW en dos centrales eólicas
y 80 MW en dos centrales geotérmicas.
Tabla 5.17
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN
DEL SNI 2016-2021 POR TECNOLOGÍA
Año
Hidroeléctrica
MW
Térmica
MW
Eóllica
MW
Geotérmica
MW
2016 1776
2017 30 50
2018 30
2019 30
2020
2021
Total 1806 0 30 80

182
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
El Gráfico 5.21 muestra las reservas de energía en el período señalado para un escenario hidrológico
seco. Pese a que comienzan a ingresar proyectos hidroeléctricos pertenecientes a vertientes hidrográficas
complementarias, y al no contar con grandes embalses en el sistema que permitan almacenar
agua en la estación lluviosa para ser utilizada en la época de estiaje, se observan continuos descensos
en las reservas de energía durante los meses de noviembre a enero de cada año, no obstante éstas se
mantienen sobre el 10%.
Gráfico 5.21
PORCENTAJE DE RESERVA DE ENERGÍA EN EL LARGO PLAZO
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
65%
63%
60%
56%
55%
52%
62%
59%
50%
58%
56%
53%
47%
35%
59%
56%
54%
53%
47%
46%
43%
42%
36%
33%
29%
53%
51%
52%
46%
51%47%
49%
44%
41%
40%
38%
31%
32%
25%
29%
22%
34%
27%
18%
43%
47%
41%
21%
38%
35%
15%
23%
10 %
0 %
Jan-16
Apr-16
jul-16
Oct-16
Jan-17
Apr-17
jul-17
Oct-17
Jan-18
Apr-18
jul-18
Oct-18
Jan-19
Apr-19
jul-19
Oct-19
Jan-20
Apr-20
jul-20
Oct-20
Jan-21
Apr-21
jul-21
Oct-21
Bajo estas condiciones, el sistema eléctrico puede abastecer la demanda de forma autónoma y en presencia
de escenarios hidrológicos adversos, especialmente en la época de estiaje. La disminución de
las reservas alrededor de enero evidencia el predominio de la hidrología de las centrales hidroeléctricas
ubicadas en la vertiente amazónica.
El Gráfico 5.22 presenta las reservas de potencia en este período, las mismas que se encuentran sobre
el margen del 20%, llegando a valores picos de 87% en el año 2016 con tendencia decreciente. Esta
situación permitiría garantizar el abastecimiento de la demanda máxima del sistema, considerando indisponibilidades
de generación por mantenimientos programados y no programados y fallas aleatorias,
superiores a 1 028 MW en el año 2021.

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 183
Gráfico 5.22
PORCENTAJE DE RESERVA DE POTENCIA EN EL LARGO PLAZO
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
87%
82% 82%
77% 80%
75%
76%
73%
74%
70%
67%
72%
67%
63% 65%
60% 60%
59%
57% 54% 54% 52% 49% 49% 48%
40 %
45%
30 %
20 %
10 %
0 %
Jan-16
Apr-16
jul-16
Oct-16
Jan-17
Apr-17
Jul-17
Oct-17
Jan-18
Apr-18
Jul-18
Oct-18
Jan-19
Apr-19
jul-19
Oct-19
Jan-20
Apr-20
Jul-20
Oct-20
Jan-21
Apr-21
Jul-21
Oct-21
El Gráfico 5.23 presenta las reservas de energía en etapas mensuales durante todo el período de análisis,
asumiendo una hidrología seca. Los resultados obtenidos señalan que luego de la expansión de
generación, las reservas de energía se ubican principalmente en las centrales termoeléctricas, las mismas
que serán utilizadas en aquellos meses en los cuales el aporte de las centrales hidroeléctricas se
reduzca de manera significativa.
CAPÍTULO 5
Gráfico 5.23
RESERVA DE ENERGÍA
4.500,0
4.000,0
3.500,0
3.000,0
GWh
2.500,0
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
0,0
ene-12
abr-12
jul-12
oct-12
ene-13
abr-13
jul-13
oct-13
ene-14
abr-14
jul-14
oct-14
ene-15
abr-15
jul-15
oct-15
ene-16
abr-16
jul-16
oct-16
ene-17
abr-17
jul-17
oct-17
ene-18
abr-18
jul-18
oct-18
ene-19
abr-19
jul-19
oct-19
ene-20
abr-20
jul-20
oct-20
ene-21
abr-21
jul-21
oct-21
Térmica No convencionales Hidráulica Demanda

184
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.5.6 COMPOSICIÓN ENERGÉTICA Y
CONSUMO DE COMBUSTIBLES
5.5.6.1 GENERACIÓN POR TIPO
DE TECNOLOGÍA
El Gráfico 5.24 presenta el valor esperado del
aporte energético por tipo de tecnología. Se aprecia
que el componente de generación hidroeléctrica
presenta una característica creciente en el
tiempo, siendo el año 2015 el punto en el cual se
reduce considerablemente el aporte energético
proveniente de generación térmica y empieza una
penetración importante de energías renovables en
el abastecimiento de la demanda, alcanzando una
producción energética de 32 TWh en el año 2021.
Gráfico 5.24
COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN POR TIPO DE TECNOLOGÍA
35.000,0
30.000,0
25.000,0
GWh
20.000,0
15.000,0
10.000,0
5.000,0
0,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Geotérmica Eólica Biomasa Termoeléctrica Hidroeléctrica
Adicionalmente, se observa que el abastecimiento
de la demanda de energía eléctrica a partir del
año 2015 deja de depender de los combustibles
fósiles, los cuales experimentan una disminución
considerable en su tasa de utilización, pasando
de 578 millones de galones en el año 2014 a 77
millones de galones en el año 2017, equivale a
una disminución del 87% de consumo, para un
escenario hidrológico semi-seco.
5.5.6.3 EMISIONES DE
TONELADAS DE CO 2
Una de las bondades del Plan de Expansión de
Generación propuesto, tiene relación con las emi-

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 185
5.5.6.2 CONSUMO DE COMBUSTIBLES
El Plan de Expansión de Generación propuesto,
da como resultado la utilización intensiva de
combustibles líquidos y gas natural durante los
primeros cuatro años, siendo el fuel oil y gas
natural los recursos energéticos con mayores
tasas de utilización durante este período, tal
como se observa en el Gráfico No. 5.25. Este
gráfico presenta el consumo de combustibles
fósiles 20 en etapas anuales para un escenario
hidrológico semi-seco, 75% de probabilidad de
excedencia.
En el Anexo 5.4 se presenta un detalle del consumo
estimado de combustibles.
Es importante observar la variación del consumo
de combustible diesel entre los años 2012-2015,
llegando a niveles mínimos a partir del ingreso de
las grandes centrales hidroeléctricas alrededor
del año 2016.
Gráfico 5.25
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN ESCENARIO SEMISECO
Consumo de Combustible en Escenario Hidrológico Semiseco
600.000,0
Miles de galones
500.000,0
400.000,0
300.000,0
200.000,0
CAPÍTULO 5
100.000,0
0,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Nafta Diesel Gas Natural Fuel Oil 4 Fuel Oil 6
siones de CO 2 a la atmósfera. El Gráfico 5.26 presenta
las emisiones de toneladas de CO 2 en etapas
anuales, asumiendo un escenario hidrológico
promedio.
Los resultados muestran que en el año 2012 se
emitirían a la atmósfera la cantidad de 3.96 millones
de toneladas de CO 2 originadas en la operación
de centrales térmicas, y de cumplirse con
el PEG propuesto, éstas podrían reducirse significativamente
a partir del año 2015, llegando a valores
mínimos de 0,34 millones de toneladas de
CO 2 en el año 2016, con el consecuente beneficio
ambiental para el país.
20 Para expresar las unidades de volumen del gas natural en su equivalente en galones se utilizó el poder calorífico del gas
de 1017 BTU/pie3 y el poder calorífico del Fuel Oil de 136429 BTU/gal.

186
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 5.26
EMISIONES DE CO2 POR TIPO DE COMBUSTIBLE
4,50
4,00
3,50
Millones de toneladas
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
CO2 Fuel Oil CO2 Gas Natural CO2 Diesel CO2 Nafta
5.5.7 CASOS ADICIONALES ESTUDIADOS
A continuación se presentan dos casos adicionales
que se suman a la expansión propuesta en las
secciones anteriores, con el fin de analizar sus
implicaciones en el sistema. Estos casos corresponden:
1) ingreso de centrales hidroeléctricas
con el objetivo de destinarlas a la exportación de
energía y 2) el aporte de excedentes de energía de
la Refinería del Pacífico. Ambos casos son analizados
separadamente.
5.5.7.1 INGRESO DE CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS PARA
EXPORTACIÓN
A continuación se analiza el potencial de exportación
que tendría el sistema ecuatoriano con el desarrollo
de la expansión de generación propuesta
(proyectos Tabla 5.14), y el caso de la incorporación
adicional de cuatro centrales hidroeléctricas
contenidas en la Tabla 5.18.
Tabla 5.18
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ADICIONALES PARA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA
Proyecto / Central Empresa /
Institución
Estado
Público o
Privado
Tipo
Potencia
(MW)
Energia
media
(GWh/año)
Chirapi
Chontal
Chespi - Palma Real
Paute - Cardenillo
CELEC EP
CELEC EP
CELEC EP
CELEC EP -
Hidropaute
En estudios
En estudios
Estudios Finalizados
En estudios
Público
Público
Público
Público
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
169,2
184,0
460,0
400,0
968,4
1.034,0
2.000,0
2.300,0

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 187
A. EXPORTACIÓN DE EXCEDENTES HIDROELÉCTRICOS CON EL
PLAN PROPUESTO
Con los proyectos del Plan propuesto (Tabla 5.14), el potencial de
exportación del sistema hidrotérmico ecuatoriano tiene una característica
estacional, octubre – marzo (línea color amarillo) y abril –
septiembre (línea color azul) de cada año. El valor máximo exportable
alcanza un total de 780 MW medios en los períodos de alta hidrología
(abril - septiembre), considerando únicamente generación hidroeléctrica,
Gráfico 5.27
Gráfico 5.27
POTENCIAL DE EXPORTACIÓN CON GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA CON EL PLAN PROPUESTO
900
CAPÍTULO 5
800
700
MW medios
600
500
400
300
200
100
0
Nov-11
Apr-12
Sep-12
Feb-13
Jul-13
Dec-13
May-14
Oct-14
Mar-15
Aug-15
Jan-16
Jun-16
Nov-16
Apr-17
Sep-17
Feb-18
Jul-18
Dec-18
May-19
Oct-19
Mar-20
Aug-20
Jan-21
Jun-21
Nov-21
Octubre-marzo
Abril-septiembre

188
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
B. EXPORTACIÓN DE EXCEDENTES HIDROELÉCTRICOS CON EL
PLAN PROPUESTO Y CUATRO PROYECTOS ADICIONALES
Con los proyectos del Plan propuesto (Tabla 5.14) y la incorporación
de cuatro proyectos hidroeléctricos adicionales (Tabla 5.18), el potencial
de exportación del sistema hidrotérmico ecuatoriano tiene una
característica estacional, octubre – marzo (línea color amarillo) y abril
– septiembre (línea color azul) de cada año. El valor máximo exportable
alcanza un total de 1 100 MW medios en los períodos de alta
hidrología (abril – septiembre) considerando únicamente generación
hidroeléctrica, Gráfico 5.28.
Gráfico 5.28
POTENCIAL DE EXPORTACIÓN CON GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
CON EL PLAN PROPUESTO Y CUATRO PROYECTOS ADICIONALES
1.200
1.000
MW medios
800
600
400
200
0
Nov-11
Apr-12
Sep-12
Feb-13
Jul-13
Dec-13
May-14
Oct-14
Mar-15
Aug-15
Jan-16
Jun-16
Nov-16
Apr-17
Sep-17
Feb-18
Jul-18
Dec-18
May-19
Oct-19
Mar-20
Aug-20
Jan-21
Jun-21
Nov-21
Octubre-marzo
Abril-septiembre

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 189
C. EXPORTACIÓN DE EXCEDENTES HIDROELÉCTRICOS, CON
GAS NATURAL Y FUEL OIL, CON EL PLAN PROPUESTO
Del análisis realizado, se observa que existen buenas posibilidades
de exportación de energía eléctrica a partir del ingreso del proyecto
hidroeléctrico Coca Codo Sinclair (año 2016). El potencial de exportación
más económico se encuentra en las hidroeléctricas y en centrales
con gas natural; adicionalmente podría considerarse la exportación
con plantas térmicas eficientes que operan con fuel oil.
En el Gráfico 5.29 se observa la capacidad de exportación de energía
con el Plan Propuesto (Tabla 5.14) considerando únicamente hidroeléctricas
y plantas con gas natural. Se visualiza la capacidad de
exportación de energía con valores que llegan hasta 1 050 MW medios,
desde el año 2016, con una tendencia estacional.
Gráfico 5.29
CAPACIDAD DE EXPORTACIÓN DE ENERGÍA CON PLAN PROPUESTO: HIDROELÉCTRICA Y GAS NATURAL
CAPÍTULO 5
1.200
1.000
Reservas MW medios
800
600
400
200
0
ene-12
jun-12
nov-12
abr-13
sep-13
feb-14
jul-14
dic-14
mar-16
ago-16
ene-17
jun-17
nov-17
abr-18
sep-18
feb-18
jul-18
dic-18
mayoct-15
mayoct-20
mar-21
ago-21
Gas natural
Hidroeléctricas

190
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En el Gráfico 5.30 se observa la capacidad de exportación de energía
con hidroeléctricas, gas natural y plantas con fuel oil; los valores oscilan
para este caso entre 900 y 2 000 MW medios, desde el año 2016,
con una tendencia estacional.
Gráfico 5.30
CAPACIDAD DE EXPORTACIÓN DE ENERGÍA CON PLAN PROPUESTO:
HIDROELÉCTRICA, GAS NATURAL Y FUEL OIL
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
ene-12
may-12
sep-12
ene-13
may-13
sep-13
ene-14
may-14
Reservas MW medios
sep-14
ene-15
may-15
sep-15
ene-16
may-16
sep-16
ene-17
may-17
sep-17
ene-18
may-18
sep-18
ene-19
may-19
sep-19
ene-20
may-20
sep-20
ene-21
may-21
sep-21
Fuel Oil Gas natural Hidroeléctricas
ASPECTOS ADICIONALES SOBRE LA INTERCO-
NEXION ELÉCTRICA: COLOMBIA, ECUADOR,
PERÚ, BOLIVIA Y CHILE
Para el análisis de las posibles exportaciones
a los países vecinos es necesario considerar lo
siguiente:
• Colombia planea convertirse en exportador
de energía con un incremento total de 9 691
MW, hasta el año 2021.
• Colombia analiza posible exportación de
energía a Centroamérica (hasta Guatemala)
e incrementar exportación a Ecuador.
• Perú ha planificado incorporar 2 013 MW,
hasta 2015, así como expandir la red de
transmisión en 500 kV, hasta la zona norte,
con lo cual cubre su demanda.
• Ecuador actualiza los estudios de interconexión
para utilizar este corredor para
exportación principalmente a Perú y norte
de Chile.
ACCIONES PARA LA INTEGRACIÓN REGIONAL
Las principales acciones requeridas para la integración
regional son las siguientes:

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 191
• Conformación de grupos de trabajo de planificación
y regulación con Colombia, Perú,
Chile y Bolivia (Declaración de Galápagos, 2
de abril de 2011).
• Estudios para el Corredor Eléctrico Andino
(actualización estudio PNUD 2009).
• Reforzamiento de la Interconexión Eléctrica
con Perú (Declaración de Chiclayo, 29 febrero
2012).
• Marco Normativo para las Transacciones de
Electricidad entre Colombia, Ecuador y Perú
(Decisión CAN 757).
• Trabajo a nivel del grupo de expertos de
energía a nivel de UNASUR.
RESERVAS ENERGÉTICAS
Las reservas energéticas para una hidrología seca
(90% de probabilidad de excedencia) presentan
valores entre 40% y 70% entre los años 2016 a
2021. Para dimensionar la magnitud de energía
en reserva que se obtiene durante este período de
tiempo, un margen del 50% en diciembre 2020
representa una energía de 1 884 GWh, equivalente
a operar un generador de 2 533 MW los 31 días
del mes sin interrupciones. Gráfico 5.31.
Gráfico 5.31
RESERVA DE ENERGÍA 90% DE PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA
(%) Reserva de Energía
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
65%
63% 61% 61%
55% 55%
59% 52%
62%
58%
CAPÍTULO 5
10 %
0 %
Jan-16
Apr-16
jul-16
Oct-16
Jan-17
Apr-17
jul-17
Oct-17
Jan-18
Apr-18
jul-18
Oct-18
Jan-19
Apr-19
jul-19
Oct-19
Jan-20
Apr-20
jul-20
Oct-20
Jan-21
Apr-21
jul-21
Oct-21
50%
62%
57%58% 59%
60% 59%
56% 57% 57%
54%
52% 56%
53% 53%
50% 49%
54%
51%
45%
49%
48%
54%
52%
43%
48% 49%
43%
41%
El costo marginal del sistema disminuye apreciablemente a partir del año 2016 llegando a valores inferiores
a 40 USD/MWh en hidrología media en los períodos de estiaje, y a 2 USD/MWh en los meses
lluviosos. Gráfico 5.32.

192
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 5.32
COSTO MARGINAL DEL SISTEMA
350
300
250
200
150
100
50
0
Jan-12
Jun-12
Nov-12
Apr-13
Dólares/MWh
Sep-13
Feb-14
Jul-14
Dec-14
May-15
Oct-15
Mar-16
Aug-16
Jan-17
Jun-17
Nov-17
Apr-18
Sep-18
Feb-19
Jul-19
Dec-19
May-20
Oct-20
Mar-21
Aug-21
Prom. Seco Humedo
5.5.7.2 REFINERÍA DEL PACÍFICO
Este caso analiza la incorporación de 150 MW al
sistema eléctrico ecuatoriano proveniente de los
excedentes de generación de la Refinería del Pacífico
a partir del año 2016.
Debido a la fecha de ingreso de esta generación,
coincidente con el ingreso de grandes centrales
de generación hidroeléctrica, su impacto
en el costo marginal del sistema no es influyente.
Gráfico 5.33.
Gráfico 5.33
COSTO MARGINAL
350
300
250
Dólares/MWh
200
150
100
50
0
ene-12
may-12
sep-12
ene-13
may-13
sep-13
ene-14
may-14
sep-14
ene-15
may-15
sep-15
ene-16
may-16
sep-16
ene-17
may-17
sep-17
ene-18
may-18
sep-18
ene-19
may-19
sep-19
ene-20
may-20
sep-20
ene-21
may-21
sep-21
Promedio Seco Humedo

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 193
Las reservas de energía considerando una hidrología seca se incrementan en un 4% respecto al
Caso Base a partir del año 2016. Gráfico 5.34.
Gráfico 5.34
RESERVAS DE ENERGÍA 90% DE PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA
(%) Reserva de Energía
70 %
65%
62% 62%
60 %
57% 58% 59%
55%
56%
55%
52%
53% 53%
56% 51%
50 %
54%
46% 49% 47%
47%
51%53% 49% 51%
46% 47%
47%
43%
41% 48%
43%
46%
42%
41%
40 % 37% 36% 39%
38%
34%
41%
38% 38% 40%
38%
31% 30%
32%
33%
34% 40% 38%
34%
34%
30 %
27%
35% 33%
30%
31%
26%
23%
28% 22% 24% 31%
30% 28% 29%
20%
20%
23%
27% 22%
20 % 23% 20%
16%
17% 12%
14% 12%
18% 22%
18%
16% 10%
16%
10 %
9% 8%
0 %
Jan-12
May-12
Sep-12
Jan-13
May-13
Sep-13
Jan-14
May-14
Sep-14
Jan-15
May-15
Sep-15
Jan-16
May-16
Sep-16
Jan-17
May-17
Sep-17
Jan-18
May-18
Sep-18
Jan-19
May-19
Sep-19
Jan-20
May-20
Sep-20
Jan-21
May-21
Sep-21
El consumo de combustibles líquidos, especialmente diesel, no se ve modificado con el ingreso de
esta generación puesto que ya fue desplazado por el ingreso de las centrales hidroeléctricas. En
el período de análisis el consumo de coque en un escenario hidrológico seco oscila entre 18 y 25
millones de galones por año. Gráfico 5.35.
CAPÍTULO 5
Gráfico 5.35
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN ESCENARIO SECO
700.000,0
600.000,0
Millones de galones
500.000,0
400.000,0
300.000,0
200.000,0
0,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Coque Nafta Diesel Gas Natural Fuel Oil 4 Fuel Oil 6

194
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.6 CONCLUSIONES
Y RECOMENDACIONES
• El Plan de Expansión de Generación (PEG)
propuesto, garantiza el abastecimiento con
niveles adecuados de reserva, tanto de potencia
como de energía, frente a condiciones
hidrológicas adversas y sin dependencia de
las interconexiones internacionales.
• A partir del ingreso del proyecto hidroeléctrico
Coca Codo Sinclair y de los proyectos
en ejecución, se tendrá capacidad para exportación,
durante gran parte del año, entre
500 y 1 050 MW medios, con tecnologías
eficientes (hidroeléctrica y gas natural).
• En función de los estudios técnico-económicos
realizados, se podría exportar energía
eléctrica a todo el corredor eléctrico Andino,
especialmente a Perú y la zona norte
de Chile.
• Es indispensable contar con un sistema de
transmisión en 500 kV, que permita la evacuación
de energía a través de dicho corredor.
• Con el PEG propuesto existe la capacidad
del sistema eléctrico ecuatoriano para realizar
programas de sustitución de energéticos,
como el GLP.
• Se debe planificar y ejecutar, oportunamente,
el reforzamiento de los sistemas de dis-
Anexo 5.1:
Listado de los proyectos fijos y candidatos que fueron considerados para las simulaciones con OPTGEN y SDDP
Fecha más
temprana
operación
Proyecto / Central
Empresa / Institución
Estado
Público o
Privado
Tipo
Potencia
(MW )
ene-12
Trasvase Baba a Marcel Laniado
Hidrolitoral EP
En operación
Público
Hidroeléctrico
*
mar-12
Ocaña
Elecaustro S.A.
En operación
Público
Hidroeléctrico
26,0
abr-12
Buenos Aires
Empresa Eléctrica Norte S.A.
En operación
Público
Hidroeléctrico
1,0
may-12
Térmica Residuo Etapa 2:
CELEC EP
En operación
Público
Termoeléctrico
45,0
Jivino (45 MW)
may-12
Térmica Residuo Etapa 2:
CELEC EP
En operación
Público
Termoeléctrico
42,0
Santa Elena III (42 MW)
jun-12
Térmica Residuo Etapa 2:
CELEC EP
En construcción
Público
Termoeléctrico
149,0
Jaramijó (149 MW)
oct-12
Villonaco
CELEC EP - Gensur
En construcción
Público
Eólico
16,5
dic-12
Baba
Hidrolitoral EP
En construcción
Público
Hidroeléctrico
42,0
may-13
Isimanchi
EERSSA
En construcción
Público
Hidroeléctrico
2,25
sep-13
Térmica Cuba I Guangopolo
CELEC EP
Contrato de
Público
Termoeléctrico
50,0
(50MW)
Cosntrucción
oct-13
San José de Tambo
Hidrotambo S.A.
En construcción
Privado
Hidroeléctrico
8,0
nov-13
Térmica Cuba I (Quito Norte
CELEC EP
Contrato de
Público
Termoeléctrico
60,0
40MW, Jama 20 MW)
Cosntrucción
nov-13
Machala Gas 3a unidad
CELEC EP - Termogas
Contrato de
Público
Termoeléctrico
70,0
Machala
Cosntrucción
nov-13
Topo
Pemaf Cia. Ltda.
En construcción
Privado
Hidroeléctrico
22,8
ene-14
San José de Minas
San José de Minas S.A.
En construcción
Privado
Hidroeléctrico
6,4
ene-14
Mazar -Dudas
Hidroazogues- CELEC EP
En construcción
Público
Hidroeléctrico
21,0
may-14
Machala Gas Ciclo
CELEC EP- Termogas
Contrato de
Público
Termoeléctrico
100,0
Combinado
Machala
Cosntrucción
jul-14
Chorrillos
Hidrozamora EP
En construcción
Público
Hidroeléctrico
3,96

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 195
tribución en baja tensión, a fin de permitir
la implementación adecuada de los programas
de sustitución de energéticos.
• Es necesario actualizar y elevar el nivel
de estudios de una serie de proyectos hidroeléctricos,
para determinar los que presentan
las mejores condiciones técnico-económicas
ambientales y ser considerados en
planes de expansión futuros.
• A partir del 2016 se tendrá una matriz energética
en la que el principal recurso utilizado
será el hidroeléctrico, el consumo de combustibles
fósiles se reducirá notablemente y,
consecuentemente, las emisiones de CO 2 .
ANEXOS
• Anexo 5.1: se presenta el listado de los proyectos
fijos y candidatos que fueron considerados
para las simulaciones con OPTGEN
y SDDP.
• Anexo 5.2: se presenta el Plan de Expansión
de Generación 2012 – 2021, con las características
principales de los proyectos.
• Anexo 5.3: Reserva de energía para el PEG
2012 – 2021.
• Anexo 5.4: Consumo de combustibles para
el PEG 2012 – 2021.
Energía
media
(GWh/año)
441,0
Factor
de
planta
NA
Provincia
Los Ríos
Cantón
Buena Fé
Tipo de
construcción
(meses)
NA
Monto total
estimado
(USD)
NA
Costo
unitario
(USD /KW)
NA
CU/FP
(USD/KW)
NA
Combustible
NA
CAPÍTULO 5
203,1
89%
Cañar
Cañar
NA
65.051.588
2.502
2.806
NA
7
80%
Imbabura
Urcuqui
NA
3.500.000
3.500
4.380
NA
295,7
75%
Orellana
Jivino
8,0
65.560.000
1.457
1.943
Fuel oil 6
275,9
75%
Santa Elena
Santa Elena
8,0
57.389.739
1.366
1.822
Fuel oil 6
978,9
75%
Manabí
Jaramijó
8,0
147.098.000
987
1.316
Fuel oil 6
64,0
44%
Loja
Loja
11,0
40.583.573
2.460
5.555
NA
161
44%
Los Ríos
Buena Fé
NA
418.480.356
NA
NA
NA
16,8
85%
Zamora Chinchipe
Chinchipe
12,0
5.257.770
2.337
2.750
NA
330,0
75%
Pichincha
Quito
10,0
51.563.972
1.031
1.369
Fuel oil 6
50,5
72%
Bolivar
Chillanes
24,0
19.200.000
2.400
3.334
NA
395,0
75%
Esmeraldas,
Quinindé,
10,0
78.786.432
1.313
1.747
Fuel oil 6
Manabí y el Oro
Jama y Zaruma
491,0
80%
El Oro
Machala
18,0
57.400.000
820
1.024
Gas natural
Campo Amistad
164,0
82%
Tungurahua
Baños
30,0
44.900.000
1.969
2.398
NA
37,0
66%
Pichincha
Quito
24,0
16.000.000
2.500
3.788
NA
126,3
68%
Azogues
Cañar
24,0
50.962.772
2.427
3.563
NA
700,0
80%
El Oro
Machala
18,0
95.000.000
950
1.189
Gas natural
Campo Amistad
21,0
61%
Zamora Chinchipe
Zamora
NA
12.461.000
3.147
5.198
NA

196
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Fecha más
temprana
operación
Proyecto / Central
Empresa / Institución
Estado
Público o
Privado
Tipo
Potencia
(MW )
sep-14
Victoria
EEQSA
En construcción
Público
Hidroeléctrico
10,0
sep-14
Sigchos
Triolo S.R.L
En obras
Privado
Hidroeléctrico
17,4
preliminares
oct-14
Esmeraldas II
CELEC EP- Termoesmeraldas
En construcción
Público
Termoeléctrico
96,0
mar-15
Toachi - Pilatón
CELEC EP - Hidrotoapi
En construcción
Público
Hidroeléctrico
253,0
abr-15
Paute- Sopladora
CELEC EP- Hidropaute
En construcción
Público
Hidroeléctrico
487,0
may-15
Manduriacu
CELEC EP- Enernorte
En construcción
Público
Hidroeléctrico
62,0
jul-15
Pilaló 3
Qualitec Comercio e Industria
En obras
preliminares
Privado
Hidroeléctrico
9,3
Cia. Ltda.
jul-15
Apaqui
Current Energy of Ecuador S.A.
En obras
preliminares
Privado
Hidroeléctrico
36,0
jul-15
Río Luis
Energyhdine S.A.
Financiamiento
Privado
Hidroeléctrico
15,5
jul-15
Santa Cruz
Hidrocruz S.A.
En estudios
Privado
Hidroeléctrico
129,0
jul-15
La Merced de Jondachi
CELEC EP
Financiamiento
Público
Hidroeléctrico
18,0
oct-15
Soldados Yanuncay Minas
Elecaustro S.A.
En análisis
Público
Hidroeléctrico
27,8
nov-15
Delsi Tanisagua
CELEC EP- Gensur
En construcción
Público
Hidroeléctrico
116,0
dic-15
Quijos
CELEC-EP Enernorte
En construcción
Público
Hidroeléctrico
50,0
ene-16
Angamarca Sinde
CELEC EP
En análisis
Público
Hidroeléctrico
33,0
ene-16
Minas - San Francisco
CELEC EP - Enerjubones
En construcción
Público
Hidroeléctrico
276,0
ene-16
La unión
CELEC EP - Enerjubones
En análisis
Público
Hidroeléctrico
87,3
ene-16
Exedentede la Refineria
del Pacifico
Refineria del Pacifico
En estudios
Público
Termoeléctrico
150,0
feb-16
Coca Codo Sinclair
CocaSinclair EP
En construcción
Público
Hidroeléctrico
1 500,0
mar-16
Tigre
HidroEquinoccio EP
En estudios
Público
Hidroeléctrico
80,0
abr-16
Tortugo
CELEC EP Enernorte
En estudios
Público
Hidroeléctrico
201,0
jul-16
dic-16
Angamarca
Baeza
Produastro C.A
.CELEC EP - Enernorte
En obras
preliminares
En análisis
Privado
Público
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
66,0
50,0
ene-17
Eólico I
CELEC EPC- Renovables
En estudios
Público
Eólico
15,0
mar-17
Llurimaguas
CELEC EP - Emernorte
En estudios
Público
Hidroeléctrico
162,0
jun-17
Tufiño - Chiles
CELEC EP - Renovables
En estudios
Público
Geotérmico
50,0
jun-17
Eólico II
CELEC EP - Renovables
En estudios
Público
Eólico
15,0
abr-18
Chirapi
CELEC EP - Enernorte
En estudios
Público
Hidroeléctrico
169,2
may-18
Chontal
CELEC EP - Enernorte
En estudios
Público
Hidroeléctrico
184,0
may-18
Sabanilla
Hidrelgen S.A.
En construcción
Privado
Hidroeléctrico
30,0
jun-18
Chespi - Palma Real
CELEC EP - Enernorte
Estudios finalizados
Público
Hidroeléctrico
460,0
ene-19
Paute - Cardenillo
CELEC EP - Hidropaute
En estudios
Público
Hidroeléctrico
400,0
ene-19
Geotérmico I
CELEC EP - Renovables
En estudios
Público
Geotérmico
30,0
jul-19
San Miguel
Por definir
En estudios
Público
Hidroeléctrico
686,0
jul-19
Gualaquiza
Por definir
En estudios
Público
Hidroeléctrico
800,0

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 197
Energía
media
(GWh/año)
Factor
de
planta
Provincia
Cantón
Tipo de
construcción
(meses)
Monto total
estimado
(USD)
Costo
unitario
(USD /KW)
CU/FP
(USD/KW)
Combustible
63,8
73%
Napo
Quijos
24,0
18.230.000
1.823
2.503
NA
125,1
82,0%
Cotopaxi
Sigchos
30,00
26.100.000
1.500
1.828
NA
631,0
75%
Esmeraldas
Esmeraldas
24,0
102.567.180
1.068
1.424
Fuel oil 6
1 100,0
50%
Pichincha,
Tsáchila, Cotopaxi
Mejia, Santo
Domingo de los
Tsáchilas, Sigchos
44,0
517.181.923
2.044
4.119
NA
2 770,0
65%
Azuay y Morona
Santiago
Sevilla de Oro
y Santiago
de Méndez
48,0
881.500.447
1.810
2.788
NA
356,0
66%
Pichincha
Quito
36,0
135.793.000
2.190
3.341
NA
70,0
85,9%
Cotopaxi
Pujili
24,00
17.900.000
1.925
2.240
NA
234,7
74,4%
Carchi
Bolivar
36,00
50.400.000
1.400
1.881
NA
83,0
61%
El Oro
Zaruma
30,00
35.900.000
2.316
3.789
NA
735,0
65,0%
Zamora Chinchipe
El Pangui
36,00
250.000.000
1.938
2.980
NA
119,0
75%
Napo
Archidona
30,00
29.538.855
1.641
2.174
NA
190,0
78%
Azuay
Cuenca
29,0
55.000.000
1.978
2.536
NA
904,0
89%
Zamora Chinchipe
Zamora
48,00
215.841.014
1.861
2.092
NA
355,0
194,2
1 321,4
81%
67%
55%
Napo
Cotopaxi y Bolivar
Azuay
Quijos
Pangua y Guaranda
A 92 Km al este de
la ciudad de Cuenca
48,0
30,0
42,0
115.899.279
52.000.000
508.804.579
2.318
1.576
1.843
2.850
2.345
3.373
NA
NA
NA
CAPÍTULO 5
411,1
54%
El Oro y Azuay
A 29km de la
42,0
272.000.000
3.116
5.796
NA
cuidad de Machala
980,0
75%
Manabí
Manta, Montecristi
36,0
195.000.000
1.300
1.743
Coque
8 743,0
67%
Napo y Sucumbios
Chaco y Lumbaqui
66,0
2.675.321,951
1.784
2.681
NA
351,0
50,1%
Pichincha
Pedro Vicente
36,0
181.000.000
2.263
4.517
NA
Maldonado
.
886,0
50,30%
Pichincha
Pedro Vicente
36,0
414.300.000
2.061
4.096
NA
Maldonado
300,0
52%
Cotopaxi
Pangua
42,00
99.000.000
1.500
2.891
NA
318,0
73%
Napo
Quijos
36,0
91.000.000
1.820
2.507
NA
64,0
49%
Por definir
Por definir
24,0
37.500.000
2.500
5.133
NA
712,0
50,2%
Pichincha
Pedro Vicente
48,0
526.000.000
3.247
6.472
NA
Maldonado
394,0
90%
Carchi
Tulcán
36,0
190.000.000
3.800
4.224
NA
64,0
49%
Por definir
Por definir
24,0
37.500.000
2.500
5.133
NA
968,4
65,3%
Pichincha
Quito
48,0
355.800.000
2.103
3.219
NA
1034,0
64,2%
Pichincha
Quito
48,0
367.000.000
1.995
3.109
NA
200,8
76,4%
Zamora Chinchipe
Zamora
36,00
51.000.000
1.700
2.225
NA
2 000,0
49,6%
Pichincha
Quito
48,0
747.000.000
1.624
3.272
NA
2 300,0
66%
Morona Santiago
Santiago de Méndez
48,0
690.394.139
1.726
2.630
NA
236,5
90%
Por definir
Por definir
30,0
114.600.000
3.820
4.245
NA
4 099,0
68%
Morona Santiago
Limón Indanza
54,0
1.029.000.000
1.500
2.199
NA
5 186,0
74%
Morona Santiago
Gualaquiza
54,0
1.120.000.000
1.400
1.892
NA

198
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Anexo 5.2 A:
Listado de los proyectos recomendados para ejecución en el Plan de Expansión de Generación 2012 – 2021
Operación
Completa
desde 1 de
Proyecto / Central
Empresa / Institución
Estado
Público o
Privado
Jan-12
Trasvase Baba a Marcel Laminado
Hidrolitoral EP
En operación
Público
Mar-12
Ocaña
Elecaustro S.A.
En operación
Público
Apr-12
Buenos Aires
Empresa Eléctrica Norte S.A.
En operación
Público
May-12
Térmica Residuo Etapa 2: Jivino (45 MW)
CELEC - EP
En operación
Público
May-12
Térmica Residuo Etapa 2: Santa Elena III (42 MW)
CELEC - EP
En operación
Público
Jun-12
Térmica Residuo Etapa 2: Jaramijó (149MW)
CELEC - EP
En construcción
Público
Oct-12
Villonaco
CELEC EP- Gensur
En construcción
Público
Dec-12
Baba
Hidrolitoral EP
En construcción
Público
May-13
Isimanchi
EERSSA
En construcción
Público
Sep-13
Térmica Cuba I Guangopolo (50MW)
CELEC EP
Contrato de Cosntrucción
Público
Oct-13
San José del Tambo
Hidrotambo S.A.
En construcción
Privado
Nov-13
Térmica Cuba II (Quito Norte 40MW, Jama 20 MW)
CELEC - EP
Contrato de Cosntrucción
Público
Nov-13
Machala Gas 3a Unidad
CELEC EP - Termogas Machala
Contrato de Cosntrucción
Público
Nov-13
Topo
Pemaf Cia. Ltda.
En construcción
Privado
Jan-14
San José de Minas
San José de Minas S.A.
En construcción
Privado
Jan-14
Mazar - Dudas
Hidroazoguez - CELEC EP
En construcción
Público
May-14
Machala Gas Ciclo Combinado
CELEC EP - Termogas Machala
Contrato de Cosntrucción
Público
Jul-14
Chorrillos
Hidrozamora EP
En construcción
Público
Sep-14
Victoria
EEQSA
En construcción
Público
Sep-14
Sigchos
Triolo S.R.L.
En construcción
Privado
Oct-14
Esmeraldas II
CELEC EP - Termoesmeraldas
En construcción
Público
Mar-15
Toachi - Pilatón
Hidrotoapi EP
En construcción
Público
Apr-15
Paute - Sopladora
CELEC EP- Hidropaute
En construcción
Público
May-15
Manduriacu
CELEC EP Enernorte
En construcción
Público
Jul-15
Santa Cruz
Hidrocruz S.A.
En estudios
Privado
Nov-15
Delsi Tanisagua
CELEC EP - Gensur
En construcción
Público
Dec-15
Quijos
CELEC EP Enernorte
En construcción
Público
Jan-16
Minas - San Francisco
CELEC EP Enerjubones
En construcción
Público
Feb-16
Coca Codo Sinclair
Coca Sinclair EP
En construcción
Público
Jan-17
Eólico I
CELEC EP - Renovables
En estudios
Público
Jun-17
Tufiño - Chiles
CELEC EP - Renovables
En estudios
Público
Jul-17
Eólico II
CELEC EP - Renovables
En estudios
Público
May-18
Sabanilla
Hidrelgen S.A.
En construcción
Privado
Jan-19
Geotérmico I
CELEC EP - Renovables
En estudios
Público

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 199
Tipo
Potencia
(MW)
Energía
media
(GWh/año)
Factor
de
planta
Provincia
Cantón
Tipo de
construcción
(meses)
Monto total
estimado
(USD)
Combustible
Hidroeléctrico
*
441
NA
Los Ríos
Buena Fé
NA
NA
NA
Hidroeléctrico
26,0
203
89%
Cañar
Cañar
NA
65.051.588
NA
Hidroeléctrico
1,0
7
80%
Imbabura
Urcuqui
NA
3.500.000
NA
Termoeléctrico
45,0
296
75%
Orellana
Jivino
8,0
65.560.000
Fuel oil 6
Termoeléctrico
42,0
276
75%
Santa Elena
Santa Elena
8,0
57.389.739
Fuel oil 6
Termoeléctrico
149,0
979
75%
Manabí
Jaramijó
8,0
147.098.000
Fuel oil 6
Eólico
16,5
64
44%
Loja
Loja
11,0
40.583.573
NA
Hidroeléctrico
42,0
161
44%
Los Ríos
Buena Fé
NA
418.480.356
NA
Hidroeléctrico
2,25
17
85%
Zamora Chinchipe
Chinchipe
12,0
5.257.770
NA
Termoeléctrico
50,0
330
75%
Pichincha
Quito
10,0
51.563.972
Fuel oil 6
Hidroeléctrico
8,0
50
72%
Bolivar
Chillanes
24,0
19.200.000
NA
Termoeléctrico
60,0
395
75%
Pichincha y Manabí
Quito y Jama
10,0
78.786.432.
Fuel oil 6
Termoeléctrico
70,0
491
80%
El Oro
Machala
18,0
57.400.000
Gas natural
Campo
Amistad
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
Termoeléctrico
22,8
6,4
21,0
100,0
164
37
125
700
82%
66%
68%
80%
Tungurahua
Pichincha
Cañar
El Oro
Baños
Quito
Azoguez
Machala
30,0
24,0
24,0
18,0
44.900.000
16.000.000
50.962.772
95.000.000
NA
NA
NA
Gas natural
Campo
Amistad
CAPÍTULO 5
Hidroeléctrico
3,96
21
61%
Zamora Chinchipe
Zamora
NA
12.461.000
NA
Hidroeléctrico
10,0
64
73%
Napo
Quijos
24,0
18.230.000
NA
Hidroeléctrico
17,4
125
82%
Cotopaxi
Sigchos
30,00
26.100.000
NA
Termoeléctrico
96,0
631
75%
Esmeraldas
Esmeraldas
24,0
102.567.180
Fuel oil 6
Hidroeléctrico
253,0
1 100
50%
Pichincha, Tsáchila,
Cotopaxi
Mejia, Santo
Domingo de los
Tsáchilas, Sigchos
44,0
517.181.922
NA
Hidroeléctrico
487,0
2 770
65%
Azuay y Morona
Santiago
Sevilla de Oro y
Santiago de Méndez
48,0
881.500.447
NA
Hidroeléctrico
62,0
356
66%
Pichincha
Quito
36,0
135.793.000
NA
Hidroeléctrico
129,0
735
65%
Zamora Chinchipe
El Pangui
36,00
250.000.000
NA
Hidroeléctrico
116,0
904
89%
Zamora Chinchipe
Zamora
48,0
215.840.814
NA
Hidroeléctrico
50,0
355
81%
Napo
Quijos
48,0
110.815.922
NA
Hidroeléctrico
276,0
1 321
55%
Azuay
A 92 km al este de
la ciudad de Cuenca
42,0
508.804.579
NA
Hidroeléctrico
1 500,0
8 743
67%
Napo y Sucumbios
Chaco y Lumbaqui
66,0
2.675.321,951
NA
Eólico
15,0
64
49%
Por definir
Por definir
24,0
37.500.000
NA
Geotérmico
50,0
394
90%
Carchi
Tulcán
36,0
190.000.000
NA
Eólico
15,0
64
49%
Por definir
Por definir
24,0
37.500.000
NA
Hidroeléctrico
30,0
201
76%
Zamora Chinchipe
Zamora
36,00
51.000.000
NA
Geotérmico
30,0
237
90%
Por definir
Por definir
30,0
114.600.000
NA

200
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Anexo 5.2 B:
Listado de proyectos adicionales recomendados para exportación
de energía en el Plan de Expansión de Generación 2012 – 2021
Proyecto / Central Empresa / Institucion Estado
Publico o
Privado
Tipo
Chirapi
CELEC EP
En estudios
Público
Hidroeléctrico
Chontal
CELEC EP
En estudios
Público
Hidroeléctrico
Chespi - Palma Real
CELEC EP
Estudios Finalizados
Público
Hidroeléctrico
Paute - Cardenillo
CELEC -EP - Hidropaute
En estudios
Público
Hidroeléctrico
Anexo 5.2 C:
Refinería del Pacífico y proyectos adicionales privados considerados en el Plan de Expansión de Generación 2012 – 2021
Operación
completa
desde 1 de
Sep-14
Jul-15
Jul-15
Jul-15
Proyecto / Central Empresa / Institución Estado
Varios (solares fotovoltaicos
y otras ERNC)
Pilaló 3
Apaquí
Río Luis
Varias
Qualitec Comercio e
Industria Cia. Ltda.
Current Energy of
Ecuador S.A.
Energyhdine S.A.
Financiamiento
En obras preliminares
En obras preliminares
Financiamiento
Publico o
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Jan-16
Exedente de la Refinería
del Pacífico
Refinería del Pacífico
En estudios
Público
Jul-16
Angamarca
Produastro C.A.
En obras preliminares
Privado
Anexo 5.3:
Reserva de energía, para el PEG 2012 - 2021
RESERVA DE ENERGÍA, HIDROLOGÍA MEDIA (HOJA 1 DE 3)
4.500,0
4.000,0
3.500,0
3.000,0
2.500,0
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
0,0
Jan-12
Apr-12
Jul-12
Oct-12
Jan-13
Apr-13
Jul-13
Oct-13
Jan-14
Apr-14
Jul-14
Oct-14
Jan-15
Apr-15
Jul-15
Oct-15
Jan-16
Apr-16
Jul-16
Oct-16
Jan-17
Apr-17
Jul-17
Oct-17
Jan-18
Apr-18
Jul-18
Oct-18
Jan-19
Apr-19
Jul-19
Oct-19
Jan-20
Apr-20
Jul-20
Oct-20
Jan-21
Apr-21
Jul-21
Oct-21
GWh
Térmica No convencionales Hidráulica Demanda

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 201
Potencia
(MW)
Energia media
(GWh/año)
Factor de
planta
Provincia
Cantón
Tiempo de
Cosntrucción
(meses)
Monto total
estimado
(USD)
169,2
968,4
65%
Pichincha
Quito
48,0
355.800.000
184,0
1 034,0
64%
Pichincha
Quito
48,0
367.000.000
460,0
2 000,0
50%
Pichincha
Quito
48,0
747.000.000
400,0
2 300,0
66%
Morona Santiago
Santiago de Méndez
48,0
690.394.139
Tipo
Potencia
Energía
Factor de
Tiempo de Monto total
media
(MW)
planta
Provincia Cantón Cosntrucción estimado
(GWh/año)
(meses) (USD)
Combustible
Fotovoltaico y
otras ERNC
200,0 700,0 40% Varias Varios 18,00 480.000.000 NA
Hidroeléctrico 9,3 70,0 86% Cotopaxi Pujilí 24,00 17.900.000 NA
Hidroeléctrico
Hidroeléctrico
36,0
15,5
234,7
83,0
74%
61%
Carchi
El Oro
Bolivar
Zaruma
36,00
30,0
50.400.000
35.900.000
NA
NA
CAPÍTULO 5
Termoeléctrico
150,0
980,0
75%
Manabí
Manta,
Montecristi
36,0
195.000.000
Coque
Hidroeléctrico
66,0
300,0
52%
Cotopaxi
Pangua
42,0
99.000.000
NA
4.500,0
RESERVA DE ENERGÍA, HIDROLOGÍA SEMI SECA (HOJA 2 DE 3)
4.000,0
3.500,0
3.000,0
GWh
2.500,0
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
0,0
Jan-12
Apr-12
Jul-12
Oct-12
Jan-13
Apr-13
Jul-13
Oct-13
Jan-14
Apr-14
Jul-14
Oct-14
Jan-15
Apr-15
Jul-15
Oct-15
Jan-16
Apr-16
Jul-16
Oct-16
Jan-17
Apr-17
Jul-17
Oct-17
Jan-18
Apr-18
Jul-18
Oct-18
Jan-19
Apr-19
Jul-19
Oct-19
Jan-20
Apr-20
Jul-20
Oct-20
Jan-21
Apr-21
Jul-21
Oct-21
Térmica No convencionales Hidráulica Demanda

202
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
4.500,0
RESERVA DE ENERGÍA, HIDROLOGÍA SECA (HOJA 3 DE 3)
Reserva por Tipo de Energía
4.000,0
3.500,0
3.000,0
GWh
2.500,0
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
0,0
Jan-12
Apr-12
Jul-12
Oct-12
Jan-13
Apr-13
Jul-13
Oct-13
Jan-14
Apr-14
Jul-14
Oct-14
Jan-15
Apr-15
Jul-15
Oct-15
Jan-16
Apr-16
Jul-16
Oct-16
Jan-17
Apr-17
Jul-17
Oct-17
Jan-18
Apr-18
Jul-18
Oct-18
Jan-19
Apr-19
Jul-19
Oct-19
Jan-20
Apr-20
Jul-20
Oct-20
Jan-21
Apr-21
Jul-21
Oct-21
Térmica No convencionales Hidráulica Demanda

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 203
Anexo 5.4:
Consumo de combustibles, para el PEG 2012 – 2021
ETAPA
Gas Natural
[KPC]
CONSUMO PROMEDIO DE COMBUSTIBLE (miles de unidades)
Nafta [galón]
Diesel [galón]
Fuel Oil 4
[galón]
Fuel Oil 6
[galón]
Gas Natural
[galón] *
2012 19.290,0 0,0 5.214,5 182.000,0 159.000,0 143.795,9
2013 19.729,0 0,0 1.381,1 200.000,0 170.000,0 147.068,4
2014 21.304,0 0,0 1.118,6 203.000,0 181.000,0 158.809,1
2015 16.262,0 0,0 261,9 92.110,0 75.304,0 121.223,9
2016 2.302,5 0,0 0,0 22.049,0 2.099,8 17.163,8
2017 3.281,0 0,0 0,0 23.812,0 4.211,4 24.458,0
2018 3.883,1 0,0 0,0 26.664,0 7.306,8 28.946,3
2019 6.077,9 0,0 0,0 31.798,0 11.608,0 45.307,3
2020 7.547,5 0,0 47,1 40.529,0 21.185,0 56.262,3
2021 9.841,0 0,0 92,8 47.184,0 30.380,0 73.359,0
Total 109.518,0 0,0 8.116,0 869.146,0 662.095,0 816.393,9
* Poder Calorífico superior del gas 1017 BTU/pie 3
Poder Calorífico superior del Fuel Oil 136429 BTU/galón
Consumo Promedio de Combustible
600.000,0
CAPÍTULO 5
500.000,0
400.000,0
Miles de galones
300.000,0
200.000,0
100.000,0
0,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Nafta Diesel Gas Natural Fuel Oil 4 Fuel Oil 6

204
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN ESCENARIO HIDROLÓGICO SECO
CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN ESCENARIO HIDROLÓGICO SECO (miles de unidades)
ETAPA
Gas Natural
Fuel Oil 4
Fuel Oil 6 Gas Natural
Nafta [galón] Diesel [galón]
[KPC]
[galón]
[galón]
[galón] *
2012 19.808,0 0,0 8.183,1 221.000,0 192.000,0 147.657,3
2013 19.895,0 0,0 2.253,0 233.000,0 204.000,0 148.305,8
2014 21.672,0 0,0 1.216,9 241.000,0 216.000,0 161.552,3
2015 20.764,0 0,0 323,4 130.000,0 119.000,0 154.783,7
2016 6.222,9 0,0 0,0 30.643,0 9.988,7 46.388,2
2017 6.784,4 0,0 0,0 33.316,0 15.957,0 50.573,8
2018 8.409,3 0,0 0,0 40.873,0 21.100,0 62.686,5
2019 9.223,0 0,0 0,0 48.655,0 28.376,0 68.752,2
2020 11.605,0 0,0 0,0 71.481,0 60.982,0 86.508,6
2021 13.858,0 0,0 0,0 73.404,0 64.791,0 103.303,4
Total 138.241,6 0,0 11.976,4 1.123.372,0 932.194,7 1.030.511,9
* Poder Calorífico superior del gas 1017 BTU/pie 3
Poder Calorífico superior del Fuel Oil 136429 BTU/galón
700.000,0
Consumo de Combustible en Escenario Hidrológico Seco
600.000,0
500.000,0
Miles de galones
400.000,0
300.000,0
200.000,0
100.000,0
0,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Nafta Diesel Gas Natural Fuel Oil 4 Fuel Oil 6

CAPÍTULO 5 / EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 205
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN ESCENARIO HIDROLÓGICO SEMISECO
CONSUMODE COMBUSTIBLE EN ESCENARIO HIDROLÓGICO SEMISECO (miles de unidades)
ETAPA
Gas Natural
Diesel
Fuel Oil 4
Fuel Oil 6 Gas Natural
Nafta [galón]
[KPC]
[galón]
[galón]
[galón]
[galón]*
2012 19.808,0 0,0 8.183,1 221.000,0 192.000,0 147.657,3
2013 19.895,0 0,0 2.253,0 233.000,0 204.000,0 148.305,8
2014 21.672,0 0,0 1.216,9 241.000,0 216.000,0 161.552,3
2015 20.764,0 0,0 323,4 130.000,0 119.000,0 154.783,7
2016 6.222,9 0,0 0,0 30.643,0 9.988,7 46.388,2
2017 6.784,4 0,0 0,0 33.316,0 15.957,0 50.573,8
2018 8.409,3 0,0 0,0 40.873,0 21.100,0 62.686.5
2019 9.223,0 0,0 0,0 48.655,0 28.376,0 68.752,2
2020 11.605,0 0,0 0,0 71.481,0 60.982,0 86.508,6
2021 13.858,0 0,0 0,0 73.404,0 64.791,0 103.303,4
Total 125.339,3 0,0 8.584,6 979.550,0 781.208,2 934.332,6
* Poder Calorífico superior del gas 1017 BTU/pie³
Poder Calorífico superior del Fuel Oil 136429 BTU/galón
Consumo de Combustible en Escenario Hidrológico Semiseco
CAPÍTULO 5
600.000,0
500.000,0
Miles de galones
400.000,0
300.000,0
200.000,0
100.000,0
0,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Nafta Diesel Gas Natural Fuel Oil 4 Fuel Oil 6

207
06/
EXPANSIÓN DE
LA TRANSMISIÓN
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 6

06/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 6
La Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP,
a través de la Unidad de Negocio TRANSELEC-
TRIC, realiza la prestación del servicio público
de transporte de energía eléctrica desde los centros
de generación hacia los centros de distribución,
todo ello mediante la operación, mantenimiento
y expansión del Sistema Nacional de
Transmisión -SNT-.
La actividad de transmisión de la energía debe
realizarse con un nivel adecuado de confiabilidad,
seguridad, calidad y economía, a fin de
cubrir el crecimiento de la demanda y la incorporación
de las fuentes de generación al Sistema
Nacional Interconectado -SNI-, mediante la elaboración
de un plan de expansión para un período
de 10 años.
6.1 DIAGNÓSTICO DEL
SISTEMA DE TRANSMISIÓN
Las instalaciones que conforman el Sistema Nacional
de Transmisión, atraviesan una delicada
situación, como se puede observar de los análisis
eléctricos de estado estacionario de los registros
post-operativos, identificándose restricciones
operativas en las instalaciones del SNT,
asociadas especialmente con la operación del
sistema en demanda máxima, con consecuencias
como: bajos perfiles de voltaje a nivel de
138 kV y 69 kV; y, cargabilidad superior al 80%
en ciertos transformadores, situación que hace
que el SNT en determinadas zonas se encuentre
operando al límite de los criterios de seguridad,
calidad y confiabilidad, debido principalmente a
la falta de asignación de recursos económicos,
suficientes y oportunos por parte del Ministerio
de Finanzas, para la ejecución de las obras
de expansión, tal como lo establece el Mandato
Constituyente No. 15.
Dado que el sostenido incremento de la demanda
de potencia no solamente implica desarrollar
nuevos proyectos de generación para abastecerla,
sino además reforzar el equipamiento de transmisión,
con el objetivo de mejorar las condiciones
de suministro de energía eléctrica a los centros
de distribución cumpliendo los criterios de calidad,
seguridad y confiabilidad establecidos en la
normativa vigente.
Para hacer el diagnóstico de las condiciones
operativas del SNT, las instalaciones de transmisión
se han agrupado conforme a las zonas
operativas donde se encuentran ubicadas, de
acuerdo al esquema del Gráfico 6.1; además se
considera la configuración topológica del sistema
a fines de 2011.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 209
Gráfico 6.1
ZONAS OPERATIVAS DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
ZONA NOROCCIDENTAL
S/E ESMERALDAS
S/E SANTO DOMINGO
S/E QUEVEDO
S/E PORTOVIEJO
S/E SAN GREGORIO
S/E MANTA
S/E CHONE
L/T SANTA ROSA – STO. DOMINGO
ZONA NORTE
S/E POMASQUI
S/E TULCÁN
S/E IBARRA
S/E SANTA ROSA
S/E VICENTINA
S/E MULALÓ
S/E AMBATO
S/E PUCARÀ
S/E TOTORAS
S/E RIOBAMBA
L/T TOTORAS – BAÑOS
L/T PASCUALES – QUEVEDO
L/T MOLINO – PASCUALES
L/T MOLINO – RIOBAMBA
L/T MOLINO –TOTORAS
ZONA NORORIENTAL
S/E PUYO
S/E TENA
S/E FRANCISCO DE ORELLANA
ZONA SUROCCIDENTAL
S/E PASCUALES
S/E SANTA ELENA
S/E POSORJA
S/E POLICENTRO
S/E SALITRAL
S/E TRINITARIA
S/E DOS CERRITOS
L/T MILAGRO – PASCUALES
L/T MILAGRO – DOS CERRITOS
ZONA SUR
S/E MOLINO
S/E ZHORAY
S/E BABAHOYO
S/E MILAGRO
S/E MACHALA
S/E CUENCA
S/E SININCAY
S/E LOJA
6.1.1 PERFILES DE VOLTAJE
De acuerdo a la Regulación No. CONELEC 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”, las
bandas de variación de voltaje permitidas en las barras del SNT son las presentadas en la Tabla 6.1.
Tabla 6.1
BANDAS DE VARIACIÓN DE VOLTAJE
CAPÍTULO 6
230 kV 138 kV 69 kV
Límite mínimo Límite máximo Límite mínimo Límite máximo Límite mínimo Límite máximo
0,95 p.u. 1,07 p.u. 0,93 p.u. 1,05 p.u. 0,97 p.u. 1,03 p.u.
218,5 kV 246,1 kV 128,3 kV 144,9 kV 66,9 kV 71,1 kV
Fuente: Regulación No. CONELEC 004/02
Para condiciones normales de operación en el
2011, en el Gráfico 6.2, se muestran los voltajes
en las barras del anillo de 230 kV del Sistema
Nacional Interconectado -SNI- en condiciones de
demanda máxima, de acuerdo con la información
estadística registrada por el Energy Management
System - EMS.
En la Zona Suroccidental, las subestaciones Pascuales
y Trinitaria, presentaron bajos perfiles de

210
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
voltaje en demanda máxima, debido a la disminución
en el aporte de la generación térmica en la
zona. Mientras que en la Zona Sur, en la subestación
Machala, el perfil de voltaje fue bajo, cuando
la Central Termogas Machala salió de servicio por
mantenimiento. Es importante señalar que, operativamente
es indispensable mantener un adecuado
perfil de voltaje en el anillo troncal de transmisión
de 230 kV, dentro de la banda +7%/- 5%, para
mejorar las condiciones de seguridad del SNI.
Gráfico 6.2
PERFILES DE VOLTAJE EN EL ANILLO DE TRANSMISIÓN 230 kV
1,01
1,00
0,99
0,98
0,97
0,96
0,95
0,94
0,93
MACHALA
MILAGRO
MOLINO
ZHORAY
SININCAY
POMASQUI
RIOBAMBA
SANTA ROSA
TOTORAS
QUEVEDO
SAN GREGORIO
SANTO
DOMINGO
DOS CERRITOS
NUEVA
PROSPERINA
PASCUALES
TRINITARIA
En el caso de los voltajes de las barras de 138 kV del SNI, en condiciones de demanda máxima, la única
subestación que presentó bajos perfiles de voltaje fue la de Francisco de Orellana, cuando la Central
Jivino estuvo indisponible.
Gráfico 6.3
PERFILES DE VOLTAJE NIVEL DE 138 kV
1,00
0,98
0,96
0,94
0,92
0,90
0,88
0,86
0,84
BABAHOYO
CUENCA
LOJA
MACHALA
MILAGRO
MOLINO
SAN IDELFONSO
AMBATO
IBARRA
MULALO
POMASQUI
PUCARA
SANTA ROSA
TOTORAS
TULCAN
VICENTINA
CHONE
ESMERALDAS
PORTOVIEJO
QUEVEDO
SAN GREGORIO
SANTO DOMINGO
PASCUALES
POLICENTRO
POSORJA
SALITRAL
STA. ELENA
TRINITARIA
ORELLANA
PUYO
TENA

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 211
En los Gráficos 6.4 y 6.5, se presentan los voltajes mínimos registrados en barras de puntos de entrega
a nivel de 69 y 46 kV del SNI.
Gráfico 6.4
PERFILES DE VOLTAJE NIVEL DE 69 kV
1,00
0,99
0,98
0,97
0,96
0,95
0,94
0,93
0,92
0,91
0,90
BABAHOYO
CUENCA
LOJA
MACHALA
MILAGRO
SININCAY
AMBATO
IBARRA
MULALO
TOTORAS
TULCAN
RIOBAMBA
CHONE
ESMERALDAS
PORTOVIEJO
QUEVEDO
SANTO DOMINGO
DOS CERRITOS
NUEVA PROSPERINA
PASCUALES
POLICENTRO
POSORJA
SALITRAL
STA, ELENA
TRINITARIA
ORELLANA
PUYO
TENA
Gráfico 6.5
PERFILES DE VOLTAJE NIVEL DE 46 kV
0,960
permitió altas transferencias de potencia de manera
particular a la Zona Suroccidental, y con el objeto
de mantener niveles adecuados de voltaje en
el sistema, fue necesario la entrada de operación
térmica no económica en la zona de Guayaquil.
CAPÍTULO 6
0,965
0,970
0,975
0,980
0,985
SANTA ROSA
VICENTINA
A nivel de 69 kV, la subestación que presentó bajos
perfiles de voltaje fue la de Francisco de Orellana,
debido a la indisponibilidad de la Central
Jivino de CNEL-Sucumbíos.
En condiciones de alta hidrología en el país, favorables
para una mayor producción energética en las
centrales Paute, Mazar, Agoyán, San Francisco, que
En condiciones de alta hidrología en las cuencas
energéticas de las centrales Mazar-Paute y
Agoyán-San Francisco, para mantener los perfiles
de voltaje, en las diferentes zonas, dentro de las
bandas establecidas, principalmente en la Zona
Suroccidental (Guayaquil), y con la finalidad de
garantizar la estabilidad permanente del sistema
ante contingencias evitando problemas de inestabilidad
de voltaje se ingresó generación forzada.
6.1.2 CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES
Los niveles de cargabilidad máxima de los elementos
del SNT, con respecto a su capacidad nominal,
registrados para condiciones normales de operación
del año 2011, se presentan en el Gráfico 6.6:

212
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 6.6
CARGABILIDAD ELEMENTOS SNT – LÍNEAS Y TRANSFORMADORES
100 %
80 %
60 %
40 %
20 %
0 %
DOS CERRITOS- MILAGRO
MILAGRO-ZHORAY
MOLINO-PASCUALES
MOLINO-RIOBAMBA
MOLINO-TOTORAS
PASCUALES-DOS CERRITOS
PASCUALES-MILAGRO
PASCUALES-NVA.PROSPERINA
POMASQUI-COLOMBIA
QUEVEDO-PASCUALES
RIOBAMBA-TOTORAS
SANTA ROSA-STO.DOMINGO
SANTA ROSA-TOTORAS
STO.DOMINGO-QUEVEDO
STO.DOMINGO-QUEVEDO
TRINITARIA-NVA.PROSPERINA
ZHORAY-MOLINO
ZHORAY-SININCAY
Gráfico 6.7
CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 138 kV
100 %
80 %
60 %
40 %
20 %
0 %
AGOYAN-PUYO
AGOYAN-TOTORAS
AMBATO-TOTORAS
CHONE-D_PERIPA
CUENCA-LOJA
ESMERALDAS-STO.DOMINGO
ESMERALDAS-STO.DOMINGO
MILAGRO-BABAHOYO
MILAGRO-SAN IDELFONSO
MILAGRO-SAN IDELFONSO
MOLINO-CUENCA
MULALO-PUCARÁ
PASCUALES-EQUIL
POLICENTRO-PASCUALES
POLICENTRO-PASCUALES
POMASQUI-IBARRA
POMASQUI-STA. ROSA
POMASQUI-VICENTINA
PORTOVIEJO-D_PERIPA
POSORJA-EQUIL
PUCARA-AMBATO
QUEVEDO-D_PERIPA
SALITRAL-PASCUALES

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 213
Gráfico 6.8
CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 138 kV
100 %
80 %
60 %
40 %
20 %
0 %
ALITRAL-TRINITARIA
SAN GREGORIO-MANTA
SAN GREGORIO-PORTOVIEJO
SAN GREGORIO-QUEVEDO
SAN IDELFONSO-MACHALA
STA.ELENA-PASCUALES
SANTA ROSA-CONOCOTO
TENA-ORELLANA
TENA-PUYO
TOTORAS-AGOYÁN C1
TULCAN-IBARRA
VICENTINA-CONOCOTO
VICENTINA-MULALÓ
VICENTINA-GUANGOPOLO
VICENTINA-POMASQUI
Las líneas de transmisión con una cargabilidad
superior al 80% para alta y baja hidrología de
las cadenas Mazar-Paute y Agoyán- San Francisco
fueron:
• Líneas de transmisión Ambato – Pucará y
Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito,
en los casos en que no se contó con la operación
de la central hidroeléctrica Pucará.
• Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA.
• Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA.
• Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA.
• Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA.
• Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA.
• Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA.
CAPÍTULO 6
• Línea de transmisión Pascuales – Salitral
138 kV, doble circuito, en condiciones de
despacho con una elevada generación térmica
en las zonas de Salitral y Trinitaria
(período de estiaje de cadena Mazar- Paute)
que incluyeron: 2 unidades a vapor de
la central Gonzalo Zevallos, centrales Aníbal
Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y U2
de la central Electroquil, centrales Trinitaria
y Victoria II.
Los autotransformadores con una cargabilidad
superior al 80%, debido al crecimiento de la
demanda de sus áreas de influencia fueron los
siguientes:
• Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada
en la zona de Manta.
• Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.
Los autotransformadores 230/138 kV con niveles
de carga superiores al 80% de su capacidad
nominal fueron: Pomasqui de 300 MVA debido
al crecimiento de la demanda de la Zona Norte;
Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponibilidad
de la central térmica Esmeraldas; y,
Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad
de la central Pucará.

214
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 6.9
CARGABILIDAD ELEMENTOS SNT – TRANSFORMADORES DEL SNT 230/138 Y 230/69 kV
100
80
60
40
20
0
DOS CERRITOS
MACHALA
MILAGRO
NUEVA PROSPERINA
RIOBAM BA
SININCAY
MILAGRO
MOLINO
MOLINO
PASCUALES
PASCUALES
POMASQUI
QUEVEDO
SANTO DOMINGO
SANTA ROSA
SANTA ROSA
TOTORAS
TRINITARIA
SAN GREGORIO
Gráfico 6.10
CARGABILIDAD ELEMENTOS SNT – TRANSFORMADORES DEL SNT 138/69, 138/46 Y 138/34.5 kV
100
80
60
40
20
0
IBARRA
SANTA ROSA
SANTA ROSA
VICENTINA
VICENTINA
AMBATO
CHONE
CUENCA
ESMERALDAS
ESMERALDAS
SALITRAL
IBARRA
IBARRA
LOJA
MACHALA
MACHALA
SE Móvil (Manta)
MULALO
ORELLANA
PASCUALES
POLICENTRO
PORTOVIEJO
PORTOVIEJO
POSORJA
QUEVEDO
SALITRAL
SANTO DOMINGO
SANTA ELENA
SANTA ELENA
TENA
TOTORAS
TRINITARIA
TULCAN
PUYO
BABAHOYO

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 215
6.1.3 RESTRICCIONES OPERATIVAS
A continuación en las Tablas 6.2 a 6.6, se indican las restricciones
operativas de cada zona del SNT, considerando niveles de cargabilidad
de líneas y transformadores superiores al 80% y perfiles de
voltaje fuera de los rangos establecidos en la normativa vigente, y la
solución de expansión del SNT a ser implementada en el corto plazo.
Tabla 6.2
RESTRICCIONES OPERATIVAS ZONA NORTE
ZONA NORTE
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
Pomasqui 230 kV: 1,05 pu
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
* Voltajes en el límite superior. Requerimiento de
apertura de líneas Pomasqui-Jamondino por control
de sobrevoltajes.
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
* Ingreso reactor de 25 MVAR en Pomasqui 230 kV
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Ambato 138/69 kV, 43 MVA: 89%
Mulaló 138/69 kV, 55 MVA: 87%
Totoras 230/138 kV, 112 MVA: 109%
* Alta cargabilidad en el AT1 debido a condiciones
de demanda máxima de ELEPCO y EE Ambato
* Alta cargabilidad debido a condiciones de
demanda máxima en las redes de ELEPCO
* Altos flujos debido a bajo despacho de la central
Agoyán y a la indisponibilidad de la central Pucará
* Instalación de un transformador trifásico de 75 MVA,
138/69 kV
* Instalación de un autotransformador trifásico de 66 MVA,
138/69 kV con ULTC
* Instalación del segundo transformador de 150 MVA,
230/138 kV
CAPÍTULO 6
Pomasqui 230/138 kV, 300 MVA: 88%
* Altos flujos debido a requerimientos de la zona
norte y el corredor de 138 kV en condiciones de
máxima transferencia de energía desde Colombia,
mientras que las centrales Agoyán y Pucará están
fuera de servicio
* Ingreso del nuevo autotransformador 300 MVA, 230/138 kV
Vicentina 138/69 kV, 100 MVA: 91%
* Máxima demanda en el anillo de la EE Quito
* Construcción subestación el Inga 230/138 kV, 300 MVA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Totoras - Agoyán C2, 165 MVA
Mulaló - Pucará, 112 MVA: 88%
Pucará - Ambato, 77 MVA: 83%
Santa Rosa - Conocoto, 112 MVA:
94%
* Se está usando la bahía del circuito 2 para conectar
a la línea Baños - Puyo - Tena - Faco. de Orellana
* Alto flujo registrado en el corredor de 138 kV en
condiciones de máxima generación de la central Pucará
* Alta demanda del corredor de 138 kV cuando no
genera la central Pucará
* Máxima demanda del corredor de 138 kV y de la
zona norte del País encontrándose fuera de servicio
la central Pucará.
* Normalizar la conexión del segundo circuito de la línea
Totoras - Agoyán con la puesta en servicio del patio de
138 kV de la subestación Baños
* Repotenciación de la línea de transmisión Pucará - Mulaló
* Normalización de la operación de la central Pucará
* Seccionamiento de la línea de transmisión Mulaló -
Vicentina a 138 kV, en la subestación Santa Rosa

216
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 6.3
RESTRICCIONES OPERATIVAS ZONA NORORIENTAL
ZONA NORORIENTAL
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Orellana 138 kV: 0,90 pu
Orellana 69 kV: 0,93 pu
Tena 138 kV: 0,95 pu
Tena 69 kV: 0,95 pu
* Bajos voltajes debido a condiciones de despacho
de generación y demanda de CNEL Sucumbíos.
Indisponibilidad de central Agoyán.
Indisponibilidad de central Jivino
* Bajos voltajes debido a condiciones de despacho
de generación de las centrales Agoyán y San
Francisco y demanda en la zona.
* Puesta en servicio de la central termoeléctrica Jivino
de 40 MW de capacidad, a nivel de 69 kV en las
instalciones de CNEL-Sucumbíos.
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Tabla 6.4
RESTRICCIONES OPERATIVAS ZONA NOROCCIDENTAL
ZONA NOROCCIDENTAL
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Esmeraldas 138 kV: 0,94 pu
Esmeraldas 69 kV: 0,96 pu
Portoviejo 138 kV: 0,95 pu
Portoviejo 69 kV: 0,97 pu
Chone 138 kV: 0,94 pu
Chone 69 kV: 0,97 pu
* Bajos voltajes debido a máxima demanda ante falta
de reactivos en la zona norte del SNI y cuando la
Central Térmica Esmeraldas está fuera de servicio
* En condiciones de máxima demanda y bajo aporte
de reactivos de la zona
* Voltajes mínimos en 138 kV en condiciones de
demanda máxima y ante falta de reactivos en la zona
noroccidental
* S/E Quinindé, construcción de una nueva subestación 138/69
kV, 100 MVA
* Sistema de Transmisión Esmeraldas - Santo Domingo a 230 kV
* S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación
138/69 kV, 100 MVA
* S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación
138/69 kV, 100 MVA
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Santo Domingo 230/138 kV,
167MVA: 90%
Santo Domingo 138/69 kV,
100 MVA: 80%
S/E Móvil, 32MVA: 86%
Chone ATQ, 60 MVA: 82%
Portoviejo AA1, 75 MVA: 90%
* Alta cargabilidad en el transformador ATU 230/138
kV, debido a condiciones de demanda máxima en
CNEL-Sto. Domingo y CNEL Esmeraldas cuando se
encuentra fuera de servicio la Central
Termoesmeraldas.
* Cargabilidad en el transformador ATR 138/69 kV
en condiciones de demanda máxima
* Máxima cargabilidad registrada debido a
condiciones de demanda máxima en CNEL Manabí
* Alta cargabilidad en el ATQ debido a condiciones
de demanda máxima de CNEL - Manabí
* Alta cargabilidad debido a máxima demanda en
redes de CNELManabí
* Instalación de un banco de autotransformadores de
100 MVA,138/69 kV en Santo Domingo
* Instalación de un banco de autotransformadores de
167 MVA, 230/138 kV en Santo Domingo
* S/E Montecristi, construcción de una nueva
subestación 138/69 kV, 100 MVA
* Reemplazo del transformador actual por un
autotransformador trifásicode 100 MVA, 138/69 kV
con ULTC
* S/E Montecristi, construcción de una nueva
subestación 138/69 kV, 100 MVA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 217
Tabla 6.5
RESTRICCIONES OPERATIVAS ZONA SUR
ZONA SUR
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Machala 230 kV: 0,93 pu
Machala 138 kV: 0,94 pu
Machala 69 kV: 0,96 pu
Loja 138 kV: 0,94 pu
Loja 69 kV: 0,95 pu
* Bajos v oltajes debido a la salida de generación de
Machala Power
* Bajos v oltajes debido a condiciones de demanda
alta en las redes de la EE Regional Sur
* Montaje del primer circuito del sistema de transmisión Milagro -
Machala a 230 kV
* Montaje del segundo circuito de la línea Cuenca - Loja de 138 kV
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Babahoy o ATQ, 66,7 MVA:
93%
* La salida de una unidad o más de la Central
Sibimbe en demanda máx ima provoca la sobrecarga
del ATQ
* Construcción de nuev a subestaciíon Babahoy o
2 x 67 MVA 138/69 kV
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Cuenca-Limón-Méndez-Macas
operando a 69 kV
* Se producen altas pérdidas de potencia en la línea
• Energización a 138 kV la línea Cuenca-Limón-Méndez-Macas
mediante la construcción de subestaciones 138/13,8 kV
(Responsabilidad de Hidroabanico).
Tabla 6.6
RESTRICCIONES OPERATIVAS ZONA SUROCCIDENTAL
ZONA NOROCCIDENTAL
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
Salitral 138 kV: 0,95 pu
Salitral 69 kV: 0,98 pu
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
* Bajos v oltajes debido a la salida de generación
térmica de la zona (Central Gonzalo Cevallos)
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
* Despacho de generación de la zona, para ev itar posible
inestabilidad de voltaje
CAPÍTULO 6
Trinitaria 230 kV: 0,94 pu
Trinitaria 138 kV: 0,96 pu
Posorja 138 kV: 0,95 pu
* Bajos v oltajes debido a la salida de generación
térmica de la zona (Central Gonzalo Cevallos)
* Bajos v oltajes ante el incremento de la demanda
en la zona y por falta de reactivos
* Despacho de generación de la zona, para ev itar posible
inestabilidad de voltaje
* Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Salitral ATQ, 150 MVA: 96%
Policentro ATQ, 150 MVA: 83
Trinitaria ATQ, 150 MVA: 86 %
* Alta cargabilidad en ATQ debido a salida de central
Gonzalo Cevallos
* Alta cargabilidad debido a condiciones de demanda
máxima en la zona de Guayaquil
* Alta cargabilidad debido a máxima demanda de la
Empresa Eléctrica Pública de Guayaquil
*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para
normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar
transferencias de carga
*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para
normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar
transferencias de carga
*Construcción de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para
normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar
transferencias de carga
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSIÓN
CORTO PLAZO
Pascuales - Santa Elena, 113,5
MVA: 90%
Pascuales - Salitral, 190 MVA:
91%
* Cuando ex iste máxima generación de las centrales
APR Energy 2 y Santa Elena
* Ante demanda máx ima de la zona en S/E
Pascuales y Policentro con máxima generación
térmica de las centrales Trinitaria, Victoria y Gonzalo
Cevallos, y bajo aporte de la interconexión con
Colombia
*Construcción del sistema de transmisión Lago de Chongón -
Santa Elena 138 kV
*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para
normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar
transferencias de carga

218
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
6.1.4 ESQUEMA TARIFARIO Y MANDA-
TOS CONSTITUYENTES Ns. 9 Y 15
La Asamblea Nacional Constituyente, mediante la
promulgación del Mandato Constituyente No. 9,
de 13 de mayo de 2008, entre otros aspectos,
estableció que el Fondo de Solidaridad, a través
de su empresa TRANSELECTRIC S.A., ahora CE-
LEC EP – TRANSELECTRIC, realice las inversiones
necesarias para la ejecución de planes y programas
de expansión, mejoramiento, ampliación de
infraestructura física o nuevos proyectos que requiera
el sistema eléctrico de Guayaquil.
Sobre la base de lo anterior, TRANSELECTRIC
S.A. definió un grupo de proyectos de expansión
del SNT, definidos como prioritarios para atender
los requerimientos de la demanda de energía
eléctrica de esta ciudad, por un monto de USD
45 millones, para lo cual se dispone de financiamiento
de los recursos del anterior Fondo de
Solidaridad y son entregados por parte del Ministerio
de Finanzas, de acuerdo con el avance
de estos proyectos.
Por otro lado, el esquema tarifario aplicable al
servicio de la transmisión durante el período
1998–2008, fue el definido en la LRSE, en la que
se establecía que las tarifas por el uso del sistema
de transmisión estaban conformadas por
dos componentes:
a. De Operación, para cubrir los costos económicos
correspondientes a la anualidad
de los activos en operación, la operación y
mantenimiento del sistema y las pérdidas
de transmisión,
b. De Expansión, para cubrir los costos del
Plan de Expansión del Sistema Nacional de
Transmisión en un período de 10 años.
Este esquema fue modificado el 23 de julio de
2008, con la emisión del Mandato Constituyente
No. 15, en el que se establecen cambios importantes
en el manejo del sector eléctrico, entre estos,
los relacionados al tema tarifario, disponiendo
al CONELEC la aprobación de nuevos pliegos
que consideren una tarifa única a nivel nacional
para cada tipo de consumo, eliminándose los conceptos
de costos marginales y el componente de
inversión en expansión para distribución y transmisión,
determinando que los recursos que se requieran
para cubrir las inversiones en generación,
transmisión y distribución, serán cubiertos por el
Estado y deberán constar obligatoriamente en su
Presupuesto General.
En cumplimiento al referido Mandato, el Directorio
del CONELEC mediante resolución No.0107/08
de 12 de agosto de 2008, aprobó nuevas tarifas,
entre ellas la Tarifa de Transmisión, incorporando
los siguientes criterios:
• Se elimina el concepto del valor de reposición
a nuevo para la valoración de los activos
en servicio, consecuentemente se utiliza los
valores de activos en servicio que constan en
los estados financieros.
• Se considera un valor de reposición de los
activos en servicio equivalente al costo de
depreciación, en función de las vidas útiles
aprobadas por el CONELEC.
• Se consideran costos de operación y mantenimiento
que sean aprobados por el Directorio
de CONELEC en el Estudio Tarifario
correspondiente.
• Se considera que los valores de inversión
programada, a partir de la implementación
de la tarifa única, serán cubiertos a través
del Ministerio de Finanzas.
Con estos criterios, se estableció la tarifa de
transmisión en 1,50 USD/kW-mes de demanda
máxima no coincidente en barras de entrega, que
relacionado con la energía transportada, equivale
a una tarifa media de 0,3366 ¢USD/kWh, la misma
que fue ratificada mediante Resolución No.
115/08 de 2 de octubre de 2008.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 219
Mediante Resolución de Directorio No. 013/11
de 17 de marzo de 2011 se aprobaron nuevos
valores para la Tarifa de Transmisión, fijándola
en 1,75 USD/kW-mes de demanda máxima no
coincidente registrada en las barras de entrega
al distribuidor o gran consumidor, con un valor
en energía equivalente de 0,3584 ¢USD/kWh,
las mismas que se mantienen vigentes hasta
la fecha.
6.1.5 COMPONENTES DEL SNT
El Sistema Nacional de Transmisión a diciembre
de 2011 está conformado por los siguientes
componentes:
a. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN:
En la Tabla 6.7, se indica los kilómetros de líneas
de alta tensión instaladas en el SNT:
Las líneas de transmisión se encuentran dispuestas
de la siguiente manera:
• Un anillo troncal a 230 kV con líneas de doble
circuito que unen las subestaciones de:
Paute, Zhoray, Milagro, Dos Cerritos, Pascuales
(Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo,
Santa Rosa (Quito), Totoras (Ambato)
y Riobamba; vincula el principal centro de
generación del país, la central hidroeléctrica
Paute, con los dos grandes centros de consumo:
Guayaquil y Quito.
• Una línea de 230 kV, doble circuito, entre:
Paute, Pascuales, Nueva Prosperina y Trinitaria
(Guayaquil), que junto con el anillo
principal, permiten evacuar hacia la zona de
Guayaquil, la generación disponible en las
centrales hidroeléctricas Paute y Mazar.
• Líneas radiales de 138 kV, que se derivan
del anillo troncal de transmisión de 230 kV y
permiten enlazar los centros de generación
de energía con los de consumo.
• Para atender los requerimientos adicionales
de energía de las empresas eléctricas
Sur y Centro-Sur, se dispone de dos líneas
de transmisión, Loja – Cumbaratza de 54,1
km y Cuenca – Limón de 60,8 km, cuyo voltaje
de diseño es de 138 kV, pero operan
energizadas a nivel de 69 kV integrándose
de manera temporal al régimen de subtransmisión
de cada una de las empresas
eléctricas, respectivamente.
Tabla 6.7
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SNT (km)
Doble Circuito
Simple Circuito
230 kV 1.285 556
138 kV 625 1.093
• Líneas de interconexión internacionales,
considerando que la seguridad de abastecimiento
de energía eléctrica es fundamental
para el desarrollo y la economía del país, el
Ecuador emprendió proyectos de interconexión
internacionales con los países vecinos
de Colombia y Perú, así:
CAPÍTULO 6
En el año 2003, ingresó en operación la Interconexión
con Colombia, a través de la construcción
de una línea de transmisión de 212 km de longitud
a 230 kV, en doble circuito Pomasqui – Frontera
(137,2 km), en lado colombiano Frontera -
Jamondino en Pasto, permitiendo la transferencia
de hasta 250 MW.
En el 2008 ingresó en operación una segunda
línea de interconexión de doble circuito, permitiendo
una transferencia total de hasta 500 MW.
La oferta de energía colombiana permitió en el
mercado eléctrico ecuatoriano la reducción del
precio marginal de la energía, desplazando la
operación de generación térmica poco eficiente
y de alto costo.

220
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En el 2004, ingresó en operación la Interconexión con Perú, con la
construcción de una línea de transmisión de 107 km de longitud a
230 kV Machala – Frontera Ecuador-Perú (55 km) y el tramo Frontera
- Subestación Zorritos en Perú. Se instalaron estructuras para doble
circuito, realizándose el montaje inicial de un circuito, lo que permite
una transferencia de hasta 100 MW, con una operación radial de los
dos sistemas nacionales.
b. SUBESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN:
En la Tabla 6.8, se presenta el número de subestaciones pertenecientes
al SNT en función de sus niveles de voltajes de transformación:
Tabla 6.8
NÚMERO DE SUBESTACIONES DEL SNT
Nivel de Transformación [kV]
230/138/69
138/69
Seccionamiento 230 kV
Seccionamiento 138 kV
Subestación Móvil 138/69 kV
Subestación Móvil 69/13.8 kV
Total
No. de Subestaciones
15
20
1
1
1
1
39
La configuración de barras predominante en las
subestaciones de 230 kV, es la de doble barra
principal y, a nivel de 138 kV y 69 kV la de barra
principal y transferencia, con equipamiento, en su
mayoría, de tipo convencional y algunas instalaciones
con equipo compacto en SF6.
La capacidad máxima instalada en los transformadores
de las subestaciones del SNT es de 8
521 MVA, de los cuales 917 MVA corresponden
a la capacidad de reserva de los transformadores
monofásicos de las subestaciones del SNT.
Es el equipamiento utilizado para mantener los
perfiles de voltaje en las barras del SNT de acuerdo
al nivel establecido en la normativa vigente, en
las diferentes condiciones de demanda e hidrológicas
del SNI.
En cuanto a la compensación capacitiva instalada,
en el SNT existen 306 MVAR distribuidos
como se indica en la Tabla 6.9.
Mientras que para la compensación inductiva instalada
en el SNT existen 100 MVAR distribuidos
en los puntos del sistema de acuerdo a lo presentado
en la Tabla 6.10.
c. COMPENSACIÓN CAPACITIVA E INDUCTIVA:

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 221
Tabla 6.9
COMPENSACIÓN CAPACITIVA INSTALADA EN EL SNT
Subestación
Nivel de Tensión [kV]
No. Bancos
Capacidad Unitaria [MVAR]
Capacidad Total [MVAR]
Pascuales
Pascuales
Santa Rosa
Santa Elena
Loja
Policentro
Machala
Milagro
Tulcán
Ibarra
Portoviejo
Nueva Prosperina
Caraguay
Total
138
69
138
69
69
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
69
69
69
2
2
3
1
1
2
2
1
1
2
3
1
1
22
30
12
27
12
12
6
6
18
3
6
12
12
12
168
60
24
81
12
12
12
12
18
3
12
36
12
12
306
Tabla 6.10
COMPENSACIÓN INDUCTIVA INSTALADA EN EL SNT
CAPÍTULO 6
Subestación
Nivel de Tensión [kV]
No. Bancos
Capacidad Unitaria [MVAR]
Capacidad Total [MVAR]
Pascuales
Molino
Santa Rosa
Quevedo
Santo Domingo
Totoras
Riobamba
Total
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
22
2
2
1
1
1
1
10
10
10
10
10
10
10
10
70
20
20
20
10
10
10
10
100
En el Gráfico 6.11, en el mapa del Ecuador, se presenta la distribución espacial del SNT y las centrales
de generación que en conjunto conforman el SNI.

222
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 6.11
DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DEL LOS COMPONENTES DEL SNT

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 223
6.2 CRITERIOS Y
METODOLOGÍA UTILIZADOS
PARA FORMULAR EL PLAN
DE EXPANSIÓN
• Regulaciones vigentes del sector eléctrico
ecuatoriano.
• Información estadística de operación disponible
en el CENACE y Centro de Operaciones
de Transmisión -COT-.
El Plan de Expansión del SNT tiene como finalidad
determinar para un período de 10 años, la red de
transmisión que se debe implementar, para atender
los requerimientos del crecimiento de la demanda
y permitir la incorporación de los proyectos
de generación al SNI, cumpliendo con criterios de
calidad, seguridad, confiabilidad y economía.
La formulación del Plan de Expansión de Transmisión,
se la realiza luego del análisis de diferentes
alternativas de equipamiento que sean
técnicamente realizables y económicamente viables,
para cada uno de los años del período de
planificación, mediante la ejecución de estudios
eléctricos para condiciones de demanda máxima,
media y mínima, para los escenarios de alta y
baja hidrología del SNI.
La información básica que se utiliza para la elaboración
del Plan de Expansión de Transmisión
proviene de:
• Información disponible en el CONELEC:
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
Proyección decenal de la demanda anual
no coincidente de potencia y energía;
Bandas de variación para los distintos
niveles de voltaje de las barras del SNT;
Límites para el factor de potencia que
deben presentar las distribuidoras en los
puntos de entrega;
Plan de Expansión de Generación (fechas
de ingreso en operación, capacidad
y factor de planta de cada proyecto,
ubicación);
• Información proporcionada por las distribuidoras
relacionadas con los planes de
expansión.
• Información sobre los proyectos de expansión
del SNT que se encuentran en construcción
y aquellos que prevén iniciar su ejecución
durante el año 2012.
• Costos de inversión de suministros y construcción
de los proyectos ejecutados por
CELEC EP – TRANSELECTRIC, actualizados
con los últimos procesos de contratación.
Para el planteamiento de las alternativas de expansión
del SNT, se consideran los siguientes
criterios:
• Los despachos de generación se formulan
en función de los resultados de las simulaciones
energéticas del SNI entregadas por
el CONELEC y de los costos variables de
producción de cada una de las unidades
de generación del sistema, publicados por
el CENACE.
• Los análisis eléctricos se realizan considerando
la demanda máxima no coincidente
del sistema, la misma que es desagregada
para los puntos de entrega del SNI de
acuerdo con las estadísticas de operación
disponibles.
• La ampliación de la capacidad de transformación
de una subestación, se considera
una vez que se alcanza la capacidad FA (Primera
etapa de enfriamiento / 80% de la capacidad
máxima).
• En caso de una nueva subestación, a la fecha
de entrada en operación, el equipo de
transformación se trata que inicie con un
nivel de carga del orden del 40% de su capacidad
máxima.
CAPÍTULO 6

224
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• Para el caso de líneas de transmisión, en
condiciones normales de operación, no se
debe superar el 100% de su capacidad de
transporte.
• Cumplimiento de la normativa vigente, principalmente
lo indicado en las regulaciones:
“Procedimientos de Despacho y Operación
(No 006/00)”’, “Transacciones de Potencia
Reactiva en el MEM (No 004/02)” y “Calidad
del Transporte de Potencia y del Servicio de
Conexión en el SNI (No 003/08)”, mediante
las cuales se establecen los parámetros de
calidad, seguridad y confiabilidad que deben
ser observados por el Transmisor y los
demás agentes del MEM.
Las alternativas son analizadas mediante criterios
económicos (considerando los costos de
inversión, operación, mantenimiento, restricciones,
energía no suministrada y, pérdidas de
potencia y energía), con una tasa de descuento
referencial del 12%, de acuerdo con lo establecido
por la SENPLADES y, una vida útil de 30
años para subestaciones y de 45 años para líneas
de transmisión.
La alternativa de expansión que será seleccionada,
será aquella que técnicamente cumpla
con los criterios antes indicados y las regulaciones
vigentes, y que adicionalmente sea la de
mínimo costo.
El Plan de Expansión de Transmisión será remitido
al CONELEC para su revisión y aprobación,
posterior de lo cual será de aplicación obligatoria.
6.3 PROYECTOS DE
EXPANSIÓN EN MARCHA
A continuación se presenta un resumen de los
proyectos de expansión del SNT que actualmente
están en ejecución, y que para su conclusión
se requiere la asignación de los recursos
económicos correspondientes, conforme
con lo establecido en los Mandatos Constituyentes
No. 9 y 15.
6.3.1 PROYECTOS FINANCIADOS CON
EL MANDATO CONSTITUYENTE
No. 9
La Tabla 6.11 muestra el proyecto de expansión
en ejecución, con la descripción del objetivo de la
obra y la fecha estimada de ingreso en operación
al SNT, que se ejecuta con recursos provenientes
del Mandato Constituyente No. 9.
Tabla 6.11
PROYECTOS EN MARCHA – MANDATO CONSTITUYENTE No. 9
PROYECTO
Sistema de
Transmisión Milagro -
Las Esclusas 230kV.
OBJETIVO
Evacuar en las mejores condiciones técnicas y económicas
la generación de las centrales Mazar, Gas Machala y Minas
San Francisco, hacia el principal centro de carga del país
(Guayaquil), garantizando la operación segura del S.N.I.
INGRESO EN
OPERACIÓN
Septiembre 2012

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 225
A continuación se presenta un resumen del alcance
de este proyecto:
- Sistema de Transmisión
Milagro-Las Esclusas 230 kV
Con la finalidad de evacuar hacia el principal
centro de carga del país, en las mejores condiciones
técnicas y económicas, la generación
producida por el proyecto hidroeléctrico Mazar
y aquella que pueda desarrollarse en la
zona de Machala (Ampliación de generación a
gas natural, proyecto Minas San Francisco), se
ha definido como mejor opción, la construcción
de una línea de transmisión de 230 kV entre
las subestaciones Milagro y Las Esclusas.
Este sistema de transmisión, a la vez, permitirá
que el SNI esté en capacidad de superar
contingencias en cualquiera de las líneas de
transmisión Milagro-Pascuales y Milagro-Dos
Cerritos-Pascuales, y eliminar posibles sobrecargas
en estos enlaces del SNT.
La ejecución de este proyecto contempla las
siguientes obras:
∙∙
∙∙
∙∙
Subestación Las Esclusas, 230/138 kV,
225 MVA.
Línea de transmisión Milagro – Las Esclusas,
230 kV, 54 km, doble circuito, dos
conductores por fase, calibre 750 ACAR.
Subestación Milagro, ampliación de dos
bahías de línea de 230 kV.
Al momento está en proceso la construcción de
las obras civiles y el montaje electromecánico
de la subestación Las Esclusas, la misma que
además permitirá alimentar a la subestación
Caraguay de 138/69 kV, la conexión de las barcazas
de generación ubicadas en el río Guayas;
y, la construcción de la línea Milagro – Las Esclusas,
con lo cual, se conformará un anillo de
230 kV alrededor de la ciudad de Guayaquil.
6.3.2 PROYECTOS FINANCIADOS CON
EL MANDATO CONSTITUYENTE
No. 15
En las Tablas 6.12 a 6.18, se presentan los proyectos
de expansión que se encuentran en ejecución
en el SNT, incluyendo el objetivo de la obra y
la fecha estimada de ingreso en operación.
Tabla 6.12
PROYECTOS EN MARCHA – MANDATO CONSTITUYENTE No. 9
CAPÍTULO 6
PROYECTO
S/E Pomasqui, instalación
reactor 25 MVAR 230 kV.
Sistema de Transmisión Santa
Rosa - Pomasqui II, 230 kV.
S/E Ambato, ampliación
capacidad de transformación
138/69 kV.
S/E Mulaló, ampliación
capacidad de transformación
138/69 kV.
S/E El Inga, 230/138 kV.
OBJETIVO
Controlar los perfiles de voltaje en la zona norte del SNI,
en casos de bajos intercambios de potencia con el
sistema colombiano.
Incrementar los niveles de confiabilidad para la zona
norte del SNI y de la EE Quito; y, de los intercambios de
energía con el sistema colombiano.
Atender el crecimiento de la demanda de energía
eléctrica de las provincias: Cotopaxi y Tungurahua.
Atender el crecimiento de la demanda de energía
eléctrica de la provincia del Cotopaxi.
Entregar un nuevo punto de alimentación desde el SNT a
la E.E. Quito, para abastecer los requerimientos del
nuevo Aeropuerto de Quito y los de la zona nor-oriental
de la provincia de Pichincha, así como, permitir la
conexión al S.N.I. de las futuras centrales hidroeléctricas
Coca Codo Sinclair y Quijos.
INGRESO EN
OPERACIÓN
Enero 2012
Julio 2013
Marzo 2013
Marzo 2013
Junio 2013

226
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 6.13
PROYECTOS EN MARCHA ZONA NORORIENTAL – CONSTITUYENTE MANDATO No. 15
PROYECTO
Sistema de
transmisión
Nororiente 138 kV;
patio de 138 kV.
OBJETIVO
Normalizar el segundo circuito de la L/T Totoras -
Agoyán 138 kV, para incrementar las condiciones de
confiabilidad y seguridad de las centrales de gneración
Agoyán y San Francisco.
INGRESO EN
OPERACIÓN
Febrero 2012
Tabla 6.14
PROYECTOS EN MARCHA ZONA NOROCCIDENTAL– MANDATO CONSTITUYENTE No. 15
PROYECTO
S/E Quinindé 138/69 kV.
S/E Chone, ampliación
capacidad de transformación
138/69 kV.
S/E Santo Domingo,
ampliación capacidad de
transformación 138/69 kV.
S/E Santo Domingo,
ampliación capacidad de
transformación 230/138 kV.
Sistema de Transmisión
Quevedo - Portoviejo (San
Gregorio) 138/69 kV.
OBJETIVO
Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía
eléctrica de la zona de Quinindé, incluyendo carga
actualmente autoabastecida del sector agro-industrial de
la referida zona.
Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía
eléctrica de la zona norte de la provincia de Manabí.
Atender el crecimiento de la demanda de la provincia de
Santo Domingo de los Tsáchilas.
Garantizar el suministro de energía de las zonas de
Santo Domingo y Esmeraldas, eliminando sobrecargas
en caso de indisponibilidad de la Central Térmica
Esmeraldas.
Atender el crecimiento de la demanda de la zona de
Manta mejorando las condiciones de servicio.
INGRESO EN
OPERACIÓN
Junio 2013
Marzo 2013
Marzo 2013
Diciembre 2012
Junio 2012

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 227
Tabla 6.15
PROYECTOS EN MARCHA ZONA SUR – MANDATO CONSTITUYENTE No. 15
PROYECTO
Ampliación S/E Cuenca 69 kV,
1 bahía de línea (EE Azogues).
S/E Babahoyo, ampliación
capacidad de transformación
138/69 kV.
Sistema de Transmisión
Milagro - Machala 230 kV.
Sistema de Transmisión
Cuenca - Loja 138 kV.
Sistema de Transmisión Loja -
Cumbaratza 138 kV.
Sistema de Transmisión Plan
de Milagro - Macas 138 kV.
OBJETIVO
Cubrir el crecimiento de la demanda de energía eléctrica
del área de concesión de la E. E. Azogues.
Garantizar el suministro de energía eléctrica al área de
concesión de CNEL - LOS RIOS, eliminando restricciones
operativas por la actual configuración de lasubestación.
Garantizar el suministro de energía eléctrica a la provincia
de El Oro; e incorporar al S.N.I. la producción de centrales
de generación previstas desarrollarse en la zona.
Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía
eléctrica actual y futura de las zonas de Loja y Cumbaratza.
Atender el crecimiento de la demanda de la provincia
Zamora Chinchipe (sectores Zamora, Nambija, El Pangui,
Gualaquiza, etc.).
Disminuir las pérdidas de potencia y energía en la zona.
INGRESO EN
OPERACIÓN
Diciembre 2014
Diciembre 2012
Agosto 2012
Marzo 2013
Junio 2013
Diciembre 2012
Tabla 6.16
PROYECTOS EN MARCHA ZONA SUROCCIDENTAL – MANDATO CONSTITUYENTE No. 15
PROYECTO
Sistema de Transmisión Lago de
Chongón - Santa Elena, 138 kV.
OBJETIVO
Brindar mayor seguridad y confiabilidad de servicio a
la Península de Santa Elena.
INGRESO EN
OPERACIÓN
Julio 2013
CAPÍTULO 6
S/E Dos Cerritos, compensación
capacitiva a nivel de 69 kV.
Mejorar los perfiles de voltaje en la zona.
Julio 2012
Tabla 6.17
PROYECTOS EN MARCHA GLOBAL SNT – MANDATO CONSTITUYENTE No. 15
PROYECTO
Bahías de emergencia, a 230 kV,
138 kV y 69 kV
Reserva de Subestaciones
(Subestación Móvil 138/69 kV)
OBJETIVO
Garantizar la operación de las instalaciones del SNT en
caso de emergencia y permitir la conexión temporal de
nueva generación y/o demanda al sistema.
Asegurar la continuidad en el suministro del servicio de
energía eléctrica del país, en caso de mantenimiento o
falla de un transformador de 138/69 kV.
INGRESO EN
OPERACIÓN
Diciembre 2012
Abril 2013

228
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
A continuación se presenta de manera detallada
el alcance de cada uno de los proyectos en
marcha, que tienen como fuente de financiamiento
lo establecido en el Mandato Constituyente
No. 15.
6.3.2.1 PROYECTOS ZONA NORTE
- Subestación Pomasqui, instalación de un
reactor 25 MVAR 230 kV
Como parte del proyecto de la segunda interconexión
de 230 kV entre las subestaciones
Pomasqui y Jamondino de Ecuador y
Colombia, está considerada la instalación de
un reactor de 25 MVAR en la subestación Pomasqui
a nivel de 230 kV, que permitirá una
mejor operatividad de la interconexión, especialmente
en horas de mínima demanda.
- Sistema de Transmisión
Santa Rosa – Pomasqui II, 230 kV
Con la finalidad de completar la configuración
definitiva del sistema de transmisión
asociado a la segunda interconexión con Colombia
a nivel de 230 kV, se requiere la construcción
de la línea de transmisión 230 kV
Santa Rosa-Pomasqui II de 67 km, en haz de
conductores 2x750 ACAR. Se ha estimado
conveniente que el recorrido de esta línea se
lo realice por la parte oriental de la ciudad de
Quito, lo que permitirá que en el sector de El
Inga se pueda construir una subestación y así
disponer de un nuevo punto de alimentación
para la ciudad de Quito.
- Subestación Ambato, ampliación capacidad
de transformación 138/69 kV
De acuerdo con la actualización de la proyección
de la demanda de energía eléctrica, se
requiere ampliar la capacidad de transformación
de esta subestación, a fin de atender el
crecimiento de la demanda de las Empresas
Eléctricas Ambato y Cotopaxi.
En vista de que el transformador de 138/69
kV 33/44 MVA de capacidad, actualmente
instalado en la subestación Ambato, cuenta
con más de 35 años de operación y con el
objeto de garantizar el abastecimiento de la
demanda de la zona del centro del país en el
mediano y largo plazo, se ha previsto la instalación
de un nuevo transformador 138/69
kV de 45/60/75 MVA de capacidad, con sus
respectivas bahías de alta y baja tensión.
- Subestación Mulaló, ampliación capacidad
de transformación 138/69 kV
Con la finalidad de atender el crecimiento de
la demanda de energía eléctrica del área de
concesión de la Empresa Eléctrica Cotopaxi,
se ha programado la entrada en operación de
un segundo autotransformador trifásico de
40/53/66 MVA, 138/69 kV, con OLTC 21 y con
las correspondientes bahías de alta y baja
tensión en esta subestación.
La subestación Mulaló cuenta actualmente
con una sola bahía de 69 kV, por lo que
se requiere adquirir una bahía adicional de
transformador y la de transferencia para
completar el esquema de barra principal y
transferencia; e incluir dos bahías de línea de
69 kV para uso de la empresa distribuidora.
- Subestación El Inga 230/138 kV
De acuerdo con la revisión de los estudios
realizados por la Empresa Eléctrica Quito, se
estableció que el sistema de subtransmisión
de esta empresa distribuidora, se encuentra
saturado a nivel de 46 y 23 kV, razón por la
cual la empresa ha previsto la construcción
de un nuevo sistema a nivel 138 kV, con la finalidad
de descargar al sistema de subtransmisión
actual y cubrir el crecimiento de la
demanda de la distribuidora.
Por ello, se construirá una nueva subestación
de 230/138 kV, 180/240/300 MVA de capacidad
de transformación en el sector de El
Inga, que se alimentará seccionando la línea
de 230 kV Santa Rosa - Pomasqui II, y cubrirá
la demanda del nuevo aeropuerto y de las
subestaciones Tababela, El Quinche, Baeza y
Alangasí de la EEQ, ubicadas en ese sector.
Además, la subestación El Inga permitirá la
21 OLTC: cambio de taps bajo carga.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 229
conexión al SNI del proyecto de generación
Quijos de 50 MW de capacidad.
Cabe indicar que con este objeto CELEC EP
TRANSELECTRIC adquirió un terreno de alrededor
de 17 has. que permitirá en el mediano
plazo, la construcción de la subestación
El Inga 500/230 kV, donde se conectará el
proyecto de generación Coca Codo Sinclair
de 1 500 MW de capacidad.
Es importante mencionar que esta subestación
permitirá desarrollar un nuevo sistema
de transmisión hacia Sucumbíos a nivel de
230 kV, para mejorar las condiciones de suministro
de electricidad en la zona nororiental
del país, operando inicialmente la línea de
500 kV Coca Codo Sinclair – El Inga energizada
a 230 kV.
6.3.2.2 PROYECTOS ZONA
NORORIENTAL
- Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV
6.3.2.3 PROYECTOS ZONA
NOROCCIDENTAL
- Subestación Quinindé 138/69 kV
Debido al desarrollo agro-industrial que se
ha presentado en la zona de Quinindé y la
saturación del alimentador de 69 kV, a través
del cual se abastece desde la subestación
Esmeraldas, es necesario contar con un nuevo
punto de entrega de energía desde el SNT
para esta zona de la provincia de Esmeraldas,
a fin de mejorar la calidad del servicio y brindar
la suficiente capacidad de energía para
satisfacer la demanda que ha permanecido
represada en los últimos años. Cabe indicar
que esta nueva subestación permitirá descargar
los transformadores de 138/69 kV de la
subestación Esmeraldas.
La alimentación de esta nueva subestación,
se realizará seccionando uno de los circuitos
de la línea 138 kV Santo Domingo-
Esmeraldas, aproximadamente a 84 km de
Santo Domingo.
La etapa final de este sistema de transmisión,
que permite mejorar las condiciones de
suministro de energía eléctrica a la zona nororiental
del país, consiste en construir una
subestación ubicada en las cercanías de Agoyán,
para seccionar los dos circuitos de la línea
Agoyán-Totoras, y desde ésta partir hacia
el Puyo mediante la línea de 138 kV, que se
encuentra actualmente en operación.
La entrada en operación, en una primera
etapa del patio de 138 kV de esta subestación,
permitirá normalizar la operación del
segundo circuito de la línea de transmisión
Totoras - Agoyán de 138 kV, y evitar la salida
de las centrales de generación Agoyán y San
Francisco, ante la salida de este único enlace
entre estas subestaciones; y, en una segunda
etapa prevista para el primer trimestre del
año 2013, se realizará la instalación de un
transformador de 20/27/33 MVA de capacidad,
para satisfacer los requerimientos de la
demanda de Baños y de Pelileo.
Es importante señalar que como parte de la
adquisición del suministro de esta subestación,
se ha previsto la compra de un transformador
138/69 kV de 100 MVA, sin embargo,
a fin de optimizar las inversiones del
SNT, este transformador será instalado en la
subestación Chone en remplazo del transformador
138/69 kV de 60 MVA de capacidad,
el cual a su vez sería reubicado en la subestación
Quinindé.
- Subestación Chone, ampliación de
capacidad de transformación 138/69 kV
La ampliación de la capacidad de transformación
en esta subestación, permitirá satisfacer
el crecimiento de los requerimientos energéticos
de la zona norte de Manabí, mediante
la instalación de un autotransformador trifásico,
60/80/100 MVA, 138/69 kV, con ULTC, 22
en reemplazo del actual transformador de 60
MVA, el cual a su vez será reubicado en la nueva
subestación Quinindé que está en construcción
por CELEC EP -TRANSELECTRIC.
CAPÍTULO 6
22 ULTC: transformadores regulables bajo carga.

230
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
- Subestación Santo Domingo ampliación de
capacidad de transformación 138/69 kV
Comprende la instalación de un autotransformador
trifásico de 100/134/167 MVA,
138/69 kV, con las correspondientes bahías
de alta y baja tensión, proyecto que permitirá
atender el crecimiento de la demanda de
CNEL Regional Santo Domingo.
- Subestación Santo Domingo ampliación de
capacidad de transformación 230/138 kV
Instalación de un segundo banco de autotransformadores
monofásicos, 3x33/44/55
MVA, 230/138 kV, con las correspondientes
bahías de alta y baja tensión, obra que
permitirá atender el crecimiento de la demanda
de Santo Domingo y Esmeraldas,
cubriendo especialmente las necesidades
de estas dos zonas del país cuando se encuentra
fuera de operación la Central Térmica
Esmeraldas.
- Sistema de transmisión
Quevedo – Portoviejo, 230 kV
Como parte de este sistema de transmisión,
que permitirá mejorar las condiciones
de calidad y seguridad en el suministro de
energía eléctrica a la provincia de Manabí,
al momento están en construcción una subestación
138/69 kV de 100 MVA de capacidad
en la zona de Montecristi y un tramo
de línea de 138 kV, doble circuito de 7 km
desde el sector de La Victoria hacia Montecristi,
para lograr la alimentación de esta
subestación desde la subestación San Gregorio,
mediante la selección de la línea San
Gregorio-Manta de 138 kV, en el sector de
La Victoria ubicada a 7 km al nororiente de
Manta. El detalle de las obras requeridas es
el siguiente:
∙∙
∙∙
Subestación Montecristi 138 /69 kV,
100 MVA.
Línea de transmisión Portoviejo - San
Gregorio - La Victoria, 138 kV, 27 km, un
∙∙
circuito (adquisición de un tramo de la
línea de propiedad de CNEL-Manabí).
Línea de transmisión La Victoria - Montecristi,
138 kV, 7 km de longitud, en
estructuras doble circuito.
6.3.2.4 PROYECTOS ZONA SUR
- Ampliación subestación Cuenca 69 kV, 1
bahía de línea (E.E. Azogues)
Con la finalidad de dotar de un punto de conexión
a la Empresa Eléctrica Azogues S.A.
desde las instalaciones del SNT, se tiene previsto
la implementación de una bahía de línea
de 69 kV en la subestación Cuenca.
- Subestación Babahoyo, ampliación de
capacidad de transformación 138/69 kV
Para garantizar el abastecimiento del crecimiento
de la demanda de la zona sur de la
provincia de Los Ríos, especialmente en los
casos en que no se cuente con la generación
de la central hidroeléctrica Sibimbe, está en
proceso la construcción de una nueva subestación
en la zona de Babahoyo.
Actualmente, la subestación Babahoyo
138/69 kV de 66 MVA de capacidad, cuenta
con una sola bahía, tanto a nivel de 138 kV
como de 69 kV, y está construida en terrenos
de propiedad de CNEL- Los Ríos junto
a la subestación Chorrera de esta empresa
distribuidora, terrenos que son propensos de
inundaciones como ocurrió en inviernos anteriores,
en los cuales estuvo a punto de sacar
de servicio toda la subestación, razón por la
cual el CELEC EP - TRANSELECTRIC decidió
realizar la construcción de una nueva subestación
en un sector cercano a la ex central
de generación Centro Industrial, en la cual se
realizará la instalación de un transformador
trifásico 138/69 kV, 40/53/66.7 MVA.
Una vez que se concluya con la construcción
de la nueva subestación, se procederá con
la reubicación del transformador 138/69

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 231
kV de 66.7 MVA, el mismo que actualmente
está en operación junto a la subestación
Chorrera, así como la bahía de línea de 69
kV, mediante la cual al momento se abastece
la demanda de la distribuidora, en la nueva
subestación Babahoyo.
- Sistema de transmisión
Milagro – Machala 230 kV
Mediante este sistema de transmisión se garantizará
el suministro de energía eléctrica a
la provincia de El Oro y una eventual exportación
de energía al Perú.
la operación de un banco de capacitores de
12 MVAR a nivel de 69 kV; este equipamiento
constituye una solución parcial, por lo
que, para mejorar la calidad y confiabilidad
en el suministro de energía eléctrica en esta
zona, está en proceso el montaje del segundo
circuito Cuenca-Loja de 138 kV y 135 km
y la ampliación de las respectivas bahías de
línea de 138 kV en las subestaciones Cuenca
y Loja.
- Sistema de transmisión
Loja - Cumbaratza 138 kV
Este proyecto está conformado por las siguientes
obras:
∙∙
∙∙
∙∙
Ampliación de la subestación Milagro:
una bahía de línea de 230 kV (obra
que concluyó su ejecución a finales
del año 2008).
Ampliación de la subestación Machala:
dos bahías de línea, una bahía de
acoplamiento y una bahía de transformador,
que permitirán completar el
esquema de doble barra principal de
230 kV, obras que fueron concluidas en
noviembre de 2009.
Línea de transmisión Milagro-San
Idelfonso-Machala, 230 kV, 135 km,
dos conductores por fase, 750 ACAR,
en estructuras de doble circuito con el
montaje inicial de un circuito.
Adicionalmente, el desarrollo de este sistema
permitirá la incorporación al SNI de la
producción de proyectos de generación hidroeléctrica
como Minas San Francisco; y, de
generación a gas natural con el traslado de
las unidades desde Pascuales y Manta con
una capacidad de 140 MW, así como de la generación
de gas y ciclo combinado que están
implementándose en la zona de Bajo Alto.
- Sistema de transmisión
Cuenca – Loja 138 kV
Actualmente, para mejorar los perfiles de
voltaje en la subestación Loja se cuenta con
De acuerdo con la revisión de los estudios
de expansión del sistema de subtransmisión
de la Empresa Eléctrica Regional del Sur,
se observa que la línea Loja-Cumbaratza de
138 kV de propiedad de CELEC EP - TRAN-
SELECTRIC, que actualmente opera a 69 kV,
a través de la cual se atiende a la provincia
oriental de Zamora Chinchipe (cantones: Zamora,
Nambija, El Pangui, Gualaquiza) requiere
cambiar su operación a su voltaje de
diseño para mejorar la calidad del servicio
en estas zonas.
Para dar solución a este problema, se ha
previsto la construcción de un tramo de
línea de 138 kV, doble circuito, desde el
sector de Motupe (ubicado a 6 km al norte
de la subestación Loja) hasta la zona de
Yanacocha, donde se construirá una subestación
de seccionamiento de 138 kV y
desde donde se alimentará a la provincia
de Zamora Chinchipe.
Por lo expuesto, están ejecutándose las siguientes
obras:
∙∙
∙∙
∙∙
Línea de transmisión Motupe – Yanacocha
138 kV, cuatro circuitos, 10 km, 500
ACAR, montaje inicial de dos circuitos.
Subestación Yanacocha de seccionamiento
a 138 kV.
Subestación Cumbaratza 138/69 kV,
33 MVA
CAPÍTULO 6

232
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
- Sistema de transmisión
Plan de Milagro - Macas 138 kV
Actualmente, el sistema Cuenca-Plan de
Milagro-Macas opera a nivel de 69kV, como
parte del sistema de subtransmisión de la
Empresa Regional Centro Sur, registrando
un nivel de pérdidas de potencia importante,
alrededor de 7 MW, debido a que en su
extremo se cuenta con la operación de la
central hidroeléctrica Abanico de 37.5 MW
de capacidad. Con la finalidad de aprovechar
de mejor manera la generación de la
central Abanico conectada en Macas, se ha
determinado la necesidad de operar el sistema
Cuenca – Plan de Milagro – Macas a
nivel de 138 kV con la implementación de
las subestaciones Gualaceo 138/22 kV, Limón
y Méndez 138/13,8 kV, integrándose
al Sistema Nacional de Transmisión, con lo
cual se reducirá en aproximadamente 5 MW
las pérdidas de potencia en el sistema.
6.3.2.5 PROYECTOS ZONA SUROCCI-
DENTAL
- Sistema de transmisión
Lago de Chongón – Santa Elena 138 kV
La mejor alternativa para la expansión del
sistema de transmisión hacia Santa Elena
es mediante la construcción de una línea
de transmisión desde una subestación de
seccionamiento ubicada cerca al embalse
Chongón de CEDEGE, a la altura del sitio
donde se deriva la línea Pascuales-Posorja
hacia Electroquil. Este sistema permitirá
dar mayor calidad, seguridad y confiabilidad
en el servicio de energía eléctrica a
la Península de Santa Elena. Es importante
señalar que, debido a la dificultad en
la obtención de los derechos de paso y la
imposición de fajas de servidumbre que
actualmente ha evidenciado CELEC EP –
TRANSELECTRIC, situación que será más
crítica en el futuro, se ha previsto la construcción
de la línea de transmisión aislada
a 230 kV, pero energizada a 138 kV.
El equipamiento requerido es el siguiente:
∙∙
∙∙
∙∙
Subestación Santa Elena, ampliación de
una bahía de línea de 138 kV.
Subestación de seccionamiento Lago de
Chongón de 138 kV.
Línea de transmisión Lago de Chongón
– Santa Elena, de 81 km de longitud,
diseñada para 230 kV, que operará inicialmente
a 138 kV, doble circuito, con
montaje inicial de un solo circuito.
Al momento CELEC EP - TRANSELECTRIC
cuenta con el equipamiento para las subestaciones
Santa Elena y Lago de Chongón.
- Subestación Dos Cerritos,
compensación capacitiva
La instalación de dos bancos de capacitores
de 12 MVAR, a nivel de 69 kV, permitirá cumplir
con la regulación vigente, esto es, mantener
adecuados perfiles de voltaje en las barras
del SNT, ante el alto crecimiento de la
demanda en la zona operativa Suroccidental.
6.3.2.6 PROYECTOS GLOBAL SNT
- Bahías de emergencia a 230, 138 y 69 kV
Con la finalidad de facilitar la conexión de nueva
generación que requiera el país en forma
emergente, tal como ocurrió en años pasados
y en el período de estiaje octubre 2009-marzo
2010, está en proceso la adquisición un
stock de bahías a nivel de 230, 138 y 69 kV,
que permitirán reducir los tiempos de ingreso
de dicha generación; adicionalmente, este
equipo servirá para cubrir eventuales emergencias
en el SNT.
- Subestación Móvil 138/69 kV
Al momento está en proceso la adquisición de
una subestación de 60/80 MVA, 138/69 kV, la
misma que servirá para atender emergencias
en los transformadores del SNT con esta relación
de transformación, o incluso en caso de
mantenimiento de equipos de transformación,
para empresas distribuidoras que cuentan con
un solo punto de alimentación desde el SNI.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 233
6.4 PROYECTOS FUTUROS DE EXPANSIÓN
6.4.1 PROYECTOS SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
El Plan de Expansión de Transmisión 2012-2021, establece la construcción de 55 proyectos, incluyendo
los 22 que se encuentran en ejecución y que ingresaron a operación a partir del2012, estos comprenden
la construcción de 2 065 km de líneas de transmisión de simple y doble circuito, la instalación de
7.645 MVA de transformación y, la incorporación de 390 MVAR de compensación capacitiva, tal como
se presenta en las Tablas 6.18, 6.19 y 6.20 respectivamente.
Tabla 6.18
RESUMEN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2012-2021
Año
km de líneas de transmisión
138 kV 230 kV 500 kV Total
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Total
83
276
6
55
34
453
323
123
305
190
20
2
100
1.063
370
180
550
406
399
681
370
20
57
134
2.065
CAPÍTULO 6
Tabla 6.19
RESUMEN SUBESTACIONES 2012-2021
Año
MVA de Transformación
138/69 230/138 230/69 500/230 Total
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Total
307
486
66
859
392
750
634
392
225
2.393
951
717
225
1.893
2.500
2.500
699
1.236
1.651
2.500
717
617
225
7.645

234
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 6.20
RESUMEN COMPENSACIÓN CAPACITIVA 2012-2021
Año
MVAR de compensación
230 kV 138 Kv 69 kV Total
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Total
240
240
60
30
90
24
12
24
60
24
0
12
300
54
390
En las Tablas 6.21 a 6.26 se presenta un resumen del plan de equipamiento propuesto para el período
2012-2021, para cada zona operativa, así como de los proyectos cuyo impacto engloban al SNT en
su conjunto.
Tabla 6.21
PROYECTOS DE EXPANSIÓN – ZONA NORTE
Item PROYECTO Entrada en operación
I
ZONA NORTE
1 S/E Pomasqui, 230/138 kV, ampliación. 1er. trim. 2013
- Segundo transformador, 180/240/300 MVA. 1er. trim. 2013
2 S/E Santa Rosa, 138 kV, ampliación. 4to. trim. 2014
- 2 bahías de línea de 138 kV (seccionamiento L/T Mulaló - Vicentina 138 kV). 4to. trim. 2012
3 S/E Totoras, 230/138 kV, ampliación. 2do. trim. 2013
- Transformador trifásico, 90/120/150 MVA, 230/138 kV. 2do. trim. 2013
4 S/E Tabacundo 230/138 kV, 167 MVA. 4to. trim. 2014
- Transformador trifásico de 100/133/167 MVA. 4to. trim. 2014
5 S/E Tabacundo, 230/69 kV, 100 MVA, ampliación. 4to. trim. 2016
- 1 Transformador trifásico de 60/80/100 MVA, 230/69 kV. 4to. trim. 2016

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 235
Tabla 6.22
PROYECTOS DE EXPANSIÓN – ZONA NORORIENTAL
Item PROYECTO Entrada en operación
II
ZONA NORORIENTAL
1 Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 kV. 4to. trim. 2017
S/E Sucumbíos, 230/138 kV, 167 MVA. 4to. trim. 2017
S/E Orellana 138 kV, ampliación. 4to. trim. 2017
L/T Sucumbíos-Orellana, 138 kV, 55 Km, doble circuito, 750 ACAR. 4to. trim. 2017
2 Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230 kV. 4to. trim. 2014
L/T CCSinclair-Sucumbíos, 230 kV, 105 Km, doble circuito, ACAR 1200. 4to. trim. 2014
S/E Sucumbíos, 230/69 kV, 167 MVA. 4to. trim. 2014
Tabla 6.23
PROYECTOS DE EXPANSIÓN – ZONA NOROCCIDENTAL
Item PROYECTO Entrada en operación
CAPÍTULO 6
III
ZONA NOROCCIDENTAL
1 S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 kV, ampliación. 4to. trim. 2016
- 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. 4to. trim. 2016
2 Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 kV II etapa. 4to. trim. 2013
S/E Quevedo 230 kV, ampliación: 4to. trim. 2013
S/E San Gregorio 230 kV, ampliación. 4to. trim. 2013
3 Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV. 2do. trim. 2014
L/T San Gregorio - San Juan 230 kV, 35 km, doble circuito, 1200 ACAR. 2do. trim. 2014
S/E San Juan de Manta, 230/69 kV, 225 MVA. 2do. trim. 2014
S/E San Gregorio 230 kV, ampliación. 2do. trim. 2014
4 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 kV. 4to. trim. 2018
L/T Daule Peripa - Severino, 138 kV, 33.5 km, simple circuito, 750 ACAR. 4to. trim. 2018
S/E Daule Peripa, 138 kV, ampliación. 4to. trim. 2018
S/E Severino, 138 kV, ampliación. 4to. trim. 2018

236
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 6.24
PROYECTOS DE EXPANSIÓN – ZONA SUR
Item PROYECTO Entrada en operación
IV
ZONA SUR
1 S/E Yanacocha, 138/69 kV, ampliación. 4to. trim. 2014
- Transformador, 40/53/66 MVA. 4to. trim. 2014
2 Subestación La Troncal, 230/69 kV, 167 MVA. 2do. trim. 2014
- Transformador trifásico de 100/133/167 MVA, 230/69 kV. 2do. trim. 2014
3 Sistema Milagro - Babahoyo, 138 kV. 3er. trim. 2013
L/T Milagro-Babahoyo, 230 kV, 47 km, doble circuito, 1200 ACAR. (opera energizada a 138 kV) 3er. trim. 2013
S/E Milagro 138 kV, ampliación. 3er. trim. 2013
S/E Babahoyo 138 kV, ampliación. 3er. trim. 2013
4 Sistema Milagro - Machala, 230 kV II Etapa. 4to. trim. 2012
L/T Milagro-Machala, 230 kV, 134 km, montaje segundo circuito. 4to. trim. 2012
5 Modernización S/E Molino. 1 er. trim. 2013
- Modernización S/E Molino 230/138 kV. 1 er. trim. 2013
Tabla 6.25
PROYECTOS DE EXPANSIÓN – ZONA SUROCCIDENTAL
Item PROYECTO Entrada en operación
V
ZONA SUROCCIDENTAL
1 S/E Las Esclusas, 230/69 kV, ampliación. 4to. trim. 2014
- 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. 4to. trim. 2014
2 S/E Posorja, 138/69 kV, ampliación. 4to. trim. 2013
- 1 Transformador trifásico, 20/27/33 MVA. 4to. trim. 2013
3 S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 kV. 4to. trim. 2017
- 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV. 4to. trim. 2017
4 Subestación Nueva Salitral 230/69 kV. 4to. trim. 2017
Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 1.5 km. 4to. trim. 2017
S/E Nueva Salitral, 230/69 kV, 225 MVA. 4to. trim. 2017
5 Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 kV. 4to. trim. 2016
S/E Las Orquideas, 230/69 kV, 225 MVA. 4to. trim. 2016
L/T Pascuales-Las Orquideas, 230 kV, 10 Km, doble circuito, 1200 ACAR. 4to. trim. 2016
6 Subestación Durán 230/69 kV. 4to. trim. 2016
S/E Durán, 230/69 kV, 225 MVA. 4to. trim. 2016
Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 10 km, montaje inicial de dos, 2x750 ACAR. 4to. trim. 2016
7 Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 kV. 4to. trim. 2018
S/E Daule, 230 kV, ampliación. 4to. trim. 2018
L/T Daule-Lago de Chongón, 230 kV, 30 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de uno) 4to. trim. 2018
S/E Lago de Chongón, 138/230 kV, 225 MVA. 4to. trim. 2018
8 Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 kV. 4to. trim. 2018
S/E Posorja, 138 kV, ampliación. 4to. trim. 2018
L/T Posorja-Lago de Chongón, 230 kV, 70.4 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de
uno, se energiza a 138 kV).
4to. trim. 2018
S/E Daule 138 kV, ampliación. 4to. trim. 2018

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 237
Tabla 6.26
PROYECTOS DE EXPANSIÓN – GLOBAL SNT
Item PROYECTO
VI
GLOBAL SNT
Entrada en operación
1 S/E Nueva Prosperina, 230/69 kV, ampliación. 4to. trim. 2014
- 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA. 4to. trim. 2014
2 S/E El Inga, 230/138 kV, ampliación. 4to. trim. 2014
- Transformador trifásico de 180/240/300 MVA. 4to. trim. 2014
3 Subestaciones móviles. 4to. trim. 2014
- Subestación móvil 138/46 kV, 60 MVA. 4to. trim. 2014
Subestación móvil doble tap (138/22 y 138/13.8 kV), 33 MVA. 4to. trim. 2014
4 Bahías de emergencia y/o reserva, 138/ 69 KV. 4to. trim. 2013
- 2 bahías de línea de 138 kV. 4to. trim. 2013
- 4 bahías de línea de 69 kV. 4to. trim. 2013
5 Compensación capacitiva. 1er. trim. 2014
6 Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 kV. 4to. trim. 2013
L/T Central - Quevedo, 230 kV, doble circuito, 120 km. 4to. trim. 2013
S/E Central 230 kV. 4to. trim. 2013
S/E Quevedo 230 kV, ampliación. 4to. trim. 2013
L/T S/E Central - Punto seccionamiento SNT, 230 kV, 5 km,
2 tramos doble circuito, 1200 ACAR.
4to. trim. 2013
A continuación se describe el alcance de cada uno
de estos proyectos:
6.4.1.1 PROYECTOS PARA
LA ZONA NORTE
- Ampliación de la subestación
Pomasqui 230/138 kV
Instalación de un segundo transformador trifásico,
180/240/300 MVA, 230/138 kV, con
las correspondientes bahías de alta y baja
tensión, para atender el crecimiento de la
demanda de la zona norte del país, especialmente
de las áreas de concesión de la Empresa
Eléctrica Quito y Regional del Norte.
- Ampliación de la subestación
Santa Rosa 138 kV
De acuerdo con los análisis eléctricos efectuados,
se observa que ante la contingencia de la línea
Pucará – Mulaló de 138 kV, existe riesgo de
sobrecargas en las líneas Santa Rosa-Conocoto-
Vicentina de 138 kV, además de bajos perfiles
de voltaje en la subestación Mulaló, con el consecuente
riesgo de corte de carga en esta zona,
por tal motivo se requiere seccionar la línea
Mulaló – Vicentina de 138 kV, simple circuito,
en la subestación Santa Rosa, mediante la instalación
de dos bahías de línea de 138 kV, con
lo cual se mejorarán las condiciones de confiabilidad
y seguridad del suministro de energía
eléctrica de la zona centro – norte del SNI.
La tercera bahía de línea de 138 kV se requiere
para alimentar la nueva subestación Machachi
138/23 kV, 20/27/33 MVA, que será
construida por la Empresa Eléctrica Quito,
que brindará servicio al Cantón Mejía y a una
zona de la parroquia de Pastocalle del Cantón
Latacunga en el límite con la Provincia de
Pichincha. Esta subestación, permitirá a su
vez descongestionar el sistema de 46 kV de la
empresa distribuidora, principalmente los
transformadores de 138/46 KV, 45/60/75
MVA, de la subestación Santa Rosa.
CAPÍTULO 6

238
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
- Ampliación de la subestación
Totoras 230/138 kV
Cuando se encuentra indisponible la central
hidroeléctrica Pucará de 70 MW de capacidad,
o la unidad de las centrales de Agoyán
y San Francisco, por mantenimiento o condiciones
de despacho, se registran altos niveles
de cargabilidad en el transformador
230/138 kV de 112 MVA de la subestación
Totoras, superando incluso su capacidad nominal,
por tal motivo se plantea la instalación
de un transformador trifásico 230/138 kV de
90/120/150 MVA de capacidad.
- Subestación Tabacundo 230/138 kV
Ante la necesidad por parte de la Empresa
Eléctrica Quito de construir la subestación
San Antonio 138/23 kV 33 MVA, para abastecer
la demanda de la nueva zona industrial
definida por el Distrito Metropolitano de Quito,
seccionando un circuito de la línea Pomasqui
– Ibarra de 138 kV, y con el objeto que esta
instalación no cause problemas al sistema
de EMELNORTE, especialmente en caso de
contingencias, se ha determinado de manera
preliminar la construcción de una subestación
230/138 kV en las cercanías de Tabacundo.
La alimentación de la subestación Tabacundo
se realizará mediante el seccionamiento
de un circuito de la línea de la interconexión
Pomasqui – Jamondino de 230 kV, mientras
que la barra de 138 kV permitirá seccionar
los dos circuitos de la línea Pomasqui – Ibarra,
con lo cual a su vez se reforzará en el
mediano y largo plazos al sistema de EMEL-
NORTE, en virtud de que se contará con un
nuevo punto de alimentación en 230 kV para
la zona norte del SNI.
Las obras contempladas en este proyecto son
las siguientes:
∙∙
∙∙
∙∙
Subestación Tabacundo 230/138 kV,
167 MVA.
Tramo de línea de 230 kV, doble circuito,
1200 ACAR, 10 km de longitud.
Tramos de línea de 138 kV, doble circuito,
750 ACAR, 11 km de longitud.
Esta obra de expansión en la zona norte
del SNI, será analizada conjuntamente con
el CENACE, considerando las posibles implicaciones
que se tendría en el manejo de
energía entre los sistemas de Ecuador y
Colombia.
- Subestación Tabacundo
ampliación 230/69 kV
De acuerdo con los análisis efectuados entre
CELEC EP - TRANSELECTRIC y la empresa
EMELNORTE, con la finalidad de atender el
crecimiento de la demanda de energía eléctrica
de la parte sur del área de concesión de
esta empresa, así como mejorar los perfiles
de voltaje de esta zona, en la versión anterior
del Plan de Expansión de Transmisión,
se planteó la construcción de una subestación
en el sector de Chavezpamba de 67
MVA, 138/69 kV. Sin embargo y al disponer
de la subestación Tabacundo 230/138 kV, se
ha determinado la instalación de un transformador
230/69 kV de 100 MVA de capacidad
en esta subestación, en lugar de construir la
subestación Chavezpamba, lo cual es mejor
técnicamente por cuanto se encuentra ubicada
en el centro de carga de la parte sur del
área de concesión de EMELNORTE.
6.4.1.2 PROYECTOS PARA LA ZONA
NORORIENTAL
- Sistema de transmisión
Coca Codo Sinclair – Sucumbíos 230 kV
De acuerdo con los estudios realizados, se determinó
que la mejor alternativa para atender
el crecimiento de la demanda futura de CNEL-
Sucumbíos, así como la carga de Petroproducción,
era la construcción de una línea de transmisión
de 230 kV entre Quito (subestación El
Inga) y Nueva Loja o Jivino, así como la implementación
de una subestación de 230/69 kV
en esa zona nororiental del país.
Por otro lado, para fines de 2015 e inicios de
2016, se tiene prevista la incorporación de la
generación del proyecto hidroeléctrico Coca

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 239
Codo Sinclair, con una capacidad de 1 500
MW, generación que obliga a reformular el
esquema planteado anteriormente, por una
alternativa que permita el desarrollo integral
del sistema de transmisión entre El Inga,
Coca Codo Sinclair y Sucumbíos.
∙∙
Subestación Francisco de Orellana, ampliación
bahías de línea 138 kV.
∙∙
Línea de transmisión Sucumbíos -
Francisco de Orellana 138 kV, doble
circuito, 55 km de longitud, conductor
750 ACAR.
Debido a la necesidad de atender en el menor
tiempo posible a la carga de Petroecuador y
de la zona nororiental, se ha establecido que
es necesaria la construcción de las dos líneas
de 500 kV. Como parte de ese proyecto de generación,
anticipando su implementación para
una operación temporal a 230 kV, para viabilizar
la conexión del sistema de transmisión
Coca Codo Sinclair – Sucumbíos de 230 kV.
Las obras que forman parte de este sistema
son las siguientes:
∙∙
∙∙
Línea de transmisión Coca Codo
Sinclair - Sucumbíos, 230 kV, doble
circuito, conductor ACAR 1200, 105
km de longitud.
Subestación Sucumbíos 230/69 kV,
167 MVA.
- Sistema de transmisión
Sucumbíos – Francisco de Orellana 138 kV
Con la finalidad de incrementar la confiabilidad
del suministro de energía eléctrica
en la zona nororiental del país y garantizar
el abastecimiento de la demanda de CNEL-
Sucumbíos, que actualmente es atendida
de forma parcial desde la subestación Francisco
de Orellana; y, de la demanda de las
subestaciones Tena y Puyo, se requiere la
construcción de una línea de transmisión
de 138 kV, en estructuras de doble circuito,
de 55 km de longitud aproximadamente,
entre las subestaciones Nueva Loja y Francisco
de Orellana.
Inicialmente se ha programado el ingreso de
este sistema de transmisión para el año 2017.
Las obras contempladas son las siguientes:
∙∙
Subestación Sucumbíos, ampliación
230/138 kV, 167 MVA.
6.4.1.3 PROYECTOS PARA LA
ZONA NOROCCIDENTAL
- Ampliación de la subestación
San Gregorio 230/69 kV
Instalación de un autotransformador trifásico
100/133/167 MVA, 230/69 kV, con
ULTC, con las correspondientes bahías de
alta y el patio de 69 kV, obra que permitirá
atender el crecimiento de la demanda de la
parte central y sur de la provincia de Manabí
y descargar los transformadores de la subestación
Portoviejo.
- Sistema de transmisión
Quevedo – San Gregorio 230 kV II etapa
CELEC EP - TRANSELECTRIC durante el primer
semestre del año 2010, para mejorar las
condiciones de suministro en la provincia de
Manabí, concluyó la construcción de la línea
de transmisión Quevedo-San Gregorio (Portoviejo)
de 230 kV, doble circuito, que inicialmente
consideraba el montaje de un solo
circuito, con la ampliación de una bahía de
línea de 230 kV en la subestación Quevedo y
la construcción de la subestación San Gregorio
230/138 kV, 225 MVA.
Sin embargo, a fin de minimizar los impactos
sociales en la obtención de permisos y fajas
de servidumbre a lo largo de la ruta de la línea,
se tomó la decisión de realizar el montaje
de los dos circuitos de esta línea de transmisión,
que al momento están encuellados
en sus extremos, razón por la cual se requiere
ampliar los patios de 230 kV de las subestaciones
Quevedo y San Gregorio, para mejorar
las condiciones de seguridad y confiabilidad
de las zonas, mediante la instalación del siguiente
equipamiento:
CAPÍTULO 6

240
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
∙∙
∙∙
Subestación Quevedo, ampliación de una
bahía de línea de 230 kV.
Subestación San Gregorio, ampliación para
completar el esquema de barras de 230 kV.
- Sistema de transmisión
San Gregorio – San Juan de Manta 230 kV
La existencia de grandes consumidores que
actualmente se autoabastecen, el alto crecimiento
inmobiliario de la zona de Manta, la
operación del puerto marítimo y su impacto
en el desarrollo de esta ciudad manabita,
determinaron la necesidad de implementar
un nuevo sistema de transmisión que satisfaga
los requerimientos energéticos de esta
zona del país, por lo que se ha programado la
construcción de una subestación de 230/69
kV en el sector de San Juan de Manta, la
misma que será alimentada desde la subestación
San Gregorio de Portoviejo, mediante
una línea de transmisión de 230 kV.
Adicionalmente, esta subestación podría permitir
la conexión de la Refinería del Pacífico,
proyecto previsto a ser desarrollado en el
sector de El Aromo, a una distancia aproximada
de 10 km de la subestación San Juan,
la cual incluiría la instalación de generación
termoeléctrica económica, que utilizará los
residuos del proceso de refinación, generación
que podría ser inyectada al SNI a través
de este sistema de transmisión propuesto.
Las obras contempladas en este proyecto son
las siguientes:
∙∙
∙∙
Línea de transmisión San Gregorio-San
Juan de Manta, 230 kV, 35 km de longitud,
doble circuito.
Subestación San Juan de Manta:
- Transformador trifásico de 135/180/225
MVA, 230/69 kV. Con sus respectivas bahías
en 230 y 69 kV y bahías
de línea de 230 y 69 kV.
∙∙
Subestación San Gregorio, ampliación
de bahías.
- Sistema de transmisión
Daule Peripa - Severino 138 kV
Con el objeto de dar confiabilidad y seguridad
de servicio a la zona norte de Manabí y
considerando que actualmente se cuenta con
la línea de transmisión Daule Peripa – Chone
de 138 kV simple circuito, y para cumplir el
criterio n-1, se ha determinado adecuado la
construcción de una línea simple circuito entre
Daule Peripa y las bombas de Severino,
con lo cual se completará un anillo de 138 kV
entre Daule Peripa – Chone Severino – Daule
Peripa, mejorando la confiabilidad de la zona
de Chone.
Las obras que componen este sistema son
las siguientes:
∙∙
Línea de transmisión Daule Peripa –
Severino de 138 kV, simple circuito, 750
ACAR, 33.5 km de longitud.
∙∙
S/E Daule Peripa, ampliación una bahía
de línea de 138 kV.
∙∙
S/E Severino, ampliación una bahía de
línea de 138 kV.
6.4.1.4 PROYECTOS PARA
LA ZONA SUR
- Subestación Yanacocha,
ampliación 139/69 kV
Debido al crecimiento de la demanda de la
Empresa Eléctrica Regional del Sur, se determinó
la instalación de un segundo transformador
en la subestación Loja, sin embargo,
con el objeto de optimizar la operación del
sistema de subtransmisión de la distribuidora,
se ha considerado conveniente la instalación
de este transformador en la subestación
Yanacocha 138/69 kV de una capacidad de
40/53/66.7 MVA, con sus respectivas bahías
y con tres bahías de línea y una bahía de
transferencia de la barra de 69 kV.
- Subestación La Troncal 230/69 kV
CELEC EP - TRANSELECTRIC y CNEL - Milagro,
de manera conjunta realizaron los estu-

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 241
dios técnico-económicos de alternativas de
abastecimiento al área de influencia de la
distribuidora, determinándose como la mejor
alternativa la construcción de una nueva subestación
en el sector de La Troncal 230/69
kV de 167 MVA de capacidad, para lo cual se
requiere seccionar uno de los circuitos de la
línea Zhoray - Milagro de 230 kV.
Debe señalarse que esta obra sustituye la ampliación
de la subestación Milagro mediante
la instalación de un segundo transformador
230/69 kV de 167 MVA de capacidad, que
fue propuesta en las versiones anteriores del
Plan de Expansión.
- Sistema de transmisión
Milagro – Babahoyo 138 kV
Al momento está en proceso la contratación
para realizar el cambio de algunas estructuras
tipo H, con cargo a la reposición del activo
de transmisión.
Adicionalmente, debido a las condiciones
ambientales de la zona, que presenta un alto
grado de contaminación y salinidad, sumado
al tiempo de operación de esta línea de
transmisión, el conductor de ésta se encuentra
en mal estado, motivo por el cual como
parte de la expansión del SNT, para mejorar
la calidad y confiabilidad del suministro de
energía eléctrica en el área de concesión de
CNEL-Los Ríos, se plantea la construcción de
una nueva línea de transmisión doble circuito
hacia la zona de Babahoyo, aislada a 230 kV
operando inicialmente a 138 kV.
Ante el cambio del uso del suelo, de los terrenos
a lo largo del recorrido de la línea de
transmisión Milagro - Babahoyo de 138 kV,
debido a que actualmente se han remplazado
los cultivos de arroz y potreros por caña
de azúcar, cacao, y bananeras, así como por
el crecimiento poblacional, que está acompañado
de viviendas y carreteras de primer y
segundo orden, las distancias de seguridad
a esta línea de transmisión se han reducido
en muchos sectores, lo cual constituye la
causa principal de fallas en esta línea de
transmisión.
El diseño original de esta línea fue realizado
para el nivel de voltaje de 69 kV, motivo por
el cual fue construida con postes de hormigón
y en 32 sitios se tienen estructuras tipo
H, haciendo la función de suspensión, por lo
que, para incrementar la altura de amarre
que apenas es de 8,5 m, debe realizarse el
remplazo por nuevas estructuras.
Con la finalidad de garantizar un adecuado
abastecimiento de energía eléctrica a la distribuidora
CNEL- Regional Los Ríos, se realizaron
análisis técnico-económicos para determinar
la mejor solución al problema de la
altura de fase a tierra, que permitirá minimizar
las fallas en esta línea de transmisión.
La obra contemplada en este sistema de
transmisión es la siguiente:
∙∙
∙∙
∙∙
Línea de transmisión Milagro - Babahoyo,
aislada a 230 kV operando a 138 kV,
47 km, doble circuito, conductor 750
ACAR.
Subestación Milagro, ampliación de una
bahía de línea de 138 kV.
Subestación Babahoyo, ampliación de
una bahía de línea de 138 kV.
- Sistema de transmisión
Milagro – Machala 230 kV, II etapa
Debido al traslado de las unidades de generación
ubicadas en la central Pascuales
II hacia la central Termogas Machala, es
indispensable fortalecer este sistema de
transmisión de esta zona, con el objeto de
permitir una adecuada evacuación de esta
generación al SNI; adicionalmente para
2013 está previsto instalar una tercera
unidad de 65 MW y una turbina de vapor
de 100 MW para completar el ciclo combinado
de generación en la central Termogas
Machala, por tal motivo es necesario la instalación
del segundo circuito entre Machala
y Milagro a 230 kV, con una longitud de
134 km.
CAPÍTULO 6

242
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
- Modernización de Molino
Con la finalidad de mejorar las condiciones
de disponibilidad de los equipos de protección,
control y medición de la subestación
Molino, y dada la importancia de esta subestación
para el Sistema Nacional Interconectado,
dado que permite la evacuación de
la producción de la central de generación de
mayor capacidad del país, se ha planteado
la modernización de la subestación Molino,
mediante el cambio de equipos de protección
y medición, así como la actualización de
su sistema de control. Cabe indicar que, la
modernización de la subestación Molino se
realizará de manera coordinada con CELEC
EP - HIDROPAUTE, empresa que además ha
previsto la modernización de los sistemas de
control de las unidades de generación de la
central Paute.
6.4.1.5 PROYECTOS PARA
LA ZONA SUROCCIDENTAL
- Subestación Las Esclusas
ampliación 230/69 kV
Ante la dificultad de ampliar la capacidad de
transformación de la subestación Trinitaria,
se ha previsto la ampliación de la subestación
Las Esclusas, a fin de atender el crecimiento
de la demanda de energía eléctrica del sur
de Guayaquil, para lo cual se ha programado
la instalación de un transformador trifásico
230/69 kV de 100/133/167 MVA, y la implementación
del patio de 69 kV.
Además, esta obra permitirá que la subestación
Caraguay libere recursos de transformación,
los mismos que se utilizarían para
atender mayores requerimientos de la carga
del centro de la ciudad de Guayaquil.
- Subestación Posorja ampliación 138/69 kV
Conforme con la evolución de la demanda de
esta zona, es necesario incrementar la capacidad
de transformación en esta subestación,
mediante la instalación de un segundo transformador
trifásico 138/69 kV de 33 MVA de
capacidad, y completar el esquema de barra
principal y transferencia a nivel de 138 kV.
- Subestación Nueva Salitral 230/69 kV
Con el objeto de satisfacer el crecimiento de
la demanda de Guayaquil y considerando que
la subestación Salitral tiene altos niveles de
carga, encontrándose en el límite de su saturación,
es necesario ampliar la capacidad de
transformación de esta subestación, mediante
la implantación de un patio de 230 kV y la
instalación de un transformador 230/69 kV de
225 MVA. Además, esta nueva subestación permitirá
descargar los transformadores 230/138
kV de 375 MVA de capacidad cada uno de la
subestación Pascuales y la línea doble circuito
de 138 kV disponible entre las subestaciones
de Pascuales y Salitral, minimizando riesgos de
desconexión de carga ante simples contingencias
en estos elementos del SNT.
La ampliación propuesta es una señal de que
es necesario disponer de nuevas instalaciones
en la ciudad de Guayaquil, por lo que la
Eléctrica de Guayaquil deberá realizar, en el
menor tiempo posible, un estudio de expansión
de su sistema de subtransmisión considerando
este nuevo punto de entrega desde
el SNT, el mismo que podría ratificar o rectificar
la alternativa planteada, así como definir
futuros equipamientos para atender la principal
carga del SNI.
La alimentación de la subestación Nueva Salitral,
se realizará seccionando los dos circuitos
de la línea Pascuales – Trinitaria de 230
kV, mediante un tramo de línea de 1,5 km de
cuatro circuitos.
Sobre esta base, las obras programadas son
las siguientes:
∙∙
∙∙
Subestación Nueva Salitral 230/69 kV,
225 MVA.
Línea de transmisión 230 kV, cuatro circuitos,
desde un punto de la línea Pascuales
- Trinitaria hasta la subestación
Nueva Salitral, de 1,5 km de longitud.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 243
- Sistema de transmisión
Pascuales – Las Orquídeas 230 kV
Con la finalidad de atender el crecimiento
de la demanda de energía eléctrica del área
norte de Guayaquil y ante la dificultad de
ampliar la capacidad de transformación en
la subestación Policentro, será necesario
contar con un nuevo punto de entrega desde
el SNT, por lo que, luego del análisis de
la distribución de la demanda futura de la
Eléctrica de Guayaquil, se ha programado
la instalación de un transformador trifásico
225 MVA, 230/69 kV, en la subestación que
se denominará Las Orquídeas, la cual se
ubicaría en ese sector de la ciudad, al norte
de la subestación Policentro y a 10 km
al sur oriente de la subestación Pascuales,
aproximadamente.
De los análisis preliminares realizados, el
ingreso en operación de los proyectos hidroeléctricos,
reduce la generación térmica
en Guayaquil, con el consecuente incremento
de transferencias por los transformadores
de la subestación Pascuales 230/138
kV, de 375 MVA de capacidad cada uno,
hasta niveles superiores al 80% de su capacidad
nominal. Esto hace necesario definir
alternativas que permitan minimizar estas
altas transferencias de potencia, siendo
una de las mejores alternativas el abastecer
la demanda de la nueva subestación Las
Orquídeas desde la subestación Pascuales,
debido a que con la construcción de la futura
subestación Daule, y al cambiar la topología
de la línea Molino-Pascuales a Molino-
Daule, quedan libres dos bahías de línea de
230 kV en Pascuales, las que servirán para
conectar la línea que enlazará a la subestación
Las Orquídeas.
Las obras programadas son las siguientes:
∙∙
∙∙
Subestación Las Orquídeas 230/69 kV,
225 MVA.
Línea de transmisión Pascuales - Las
Orquídeas, 230 kV, doble circuito, 1.200
ACAR, 10 km de longitud.
- Subestación Durán 230/69 kV
En el Plan de Expansión de Transmisión vigente
se incluyó la ampliación de la subestación
Dos Cerritos, mediante la instalación de
transformación 230/138 kV, con el objetivo de
abastecer la demanda de Durán del sistema
de CNEL-Guayas Los Ríos. Sin embargo, después
de actualizar los estudios respectivos,
se ha determinado que la mejor alternativa es
alimentar la subestación Durán seccionando
un circuito de la línea Milagro – Las Esclusas
de 230 kV, con el fin de descongestionar el
corredor Milagro – Dos Cerritos – Pascuales
de 230 kV.
Por lo expuesto, se programan las siguientes
obras:
∙∙
∙∙
Subestación Durán 230/69 kV,
135/180/225 MVA.
Tramo de línea de transmisión 230 kV,
cuatro circuitos, montaje inicial de dos,
10 km de longitud, 2x750 ACAR.
- Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV
Con el objeto de brindar mayor seguridad y
confiabilidad a la zona de Guayaquil, que es
abastecida a nivel de 138 kV con las subestaciones
Policentro (150 MVA) y Salitral (2x150
MVA), además de la demanda de la Península
de Santa Elena, ante la contingencia de uno
de los dos transformadores 230/138 kV, de
375 MVA de capacidad cada uno, de la subestación
Pascuales, se ha previsto la construcción
de este sistema de transmisión, el
cual permitirá evitar restricciones en el suministro
de energía eléctrica de estas zonas.
Este proyecto permitirá cumplir con el criterio
de seguridad estática (n-1) en la subestación
Pascuales.
El sistema se compone de las siguientes
obras:
∙∙
Línea de transmisión Daule – Lago de
Chongón 230 kV, doble circuito, montaje
inicial de uno, 30 km de longitud,
1.200 ACAR.
CAPÍTULO 6

244
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
∙∙
∙∙
Subestación Lago de Chongón, ampliación
230/138 kV 225 MVA.
Subestación Daule, ampliación de una
bahía de 230 kV.
- Sistema Lago de Chongón – Posorja 138 kV
Con la finalidad de mejorar las condiciones
de seguridad y confiabilidad, y cumplir el
criterio de seguridad estática para el suministro
de electricidad a la zona de Posorja,
y con la finalidad de optimizar el uso de las
fajas de servidumbre, se ha previsto la construcción
de una línea de transmisión, doble
circuito, con montaje inicial de uno, para enlazar
las subestaciones Lago de Chongón y
Posorja, la línea será aislada para 230 kV
pero operará a 138 kV. Este sistema a su
vez, permitirá atender la futura demanda del
puerto de aguas profundas en caso de que
se instalara en esta zona.
El sistema de transmisión, se compone de las
siguientes obras:
∙∙
∙∙
∙∙
Línea de transmisión Lago de Chongón
– Posorja 230 kV, doble circuito, montaje
inicial de uno, 70,4 km de longitud,
1200 ACAR (energizada a 138 kV).
Subestación Lago de Chongón, ampliación
de una bahía de línea de 138 kV.
Subestación Posorja, ampliación de una
bahía de línea de 138 kV.
- Subestación San Idelfonso
ampliación 230/138 kV
Con el objeto de optimizar la cargabilidad de
los transformadores de la subestación Machala
que permiten abastecer la demanda de
CNEL Regional El Oro, evitando que el transformador
230/69 kV de 167 MVA se sobrecargue
por el alto flujo que circulará por la
línea de transmisión San Idelfonso – Machala
de 230 kV, se requiere instalar un transformador
230/138 kV de 225 MVA en la subestación
San Idelfonso, con sus respectivas
bahías. Este transformador servirá también
para optimizar los flujos de las líneas de 138
y 230 kV entre las subestaciones de San Idelfonso
y Milagro.
6.4.1.6 PROYECTOS PARA
LA ZONA GLOBAL DEL SNT
- Reserva de subestaciones
En enero de 2008, entró en vigencia la Regulación
CONELEC 003/08, actualizando la
anterior Regulación CONELEC 002/006 referente
a “CALIDAD DE TRANSPORTE DE PO-
TENCIA Y DEL SERVICIO DE CONEXIÓN EN
EL SNI”, en la cual se establecen una serie de
obligaciones y responsabilidades del transmisor
para cumplir con los criterios de calidad,
seguridad y confiabilidad, además de los criterios
establecidos en los Procedimientos de
Despacho y Operación.
Con la finalidad de mejorar la confiabilidad
operativa del SNT y la continuidad del
suministro de energía, es necesario contar
con equipamiento de respaldo, razón por
la cual se vuelve indispensable el equipamiento
de las segundas unidades o bancos
de transformación en las subestaciones
del Sistema Nacional de Transmisión; por
lo que se mantiene el equipamiento de reserva
que fuera aprobado por el CONELEC
en el año 2007. Sin embargo, debido a la
falta de recursos económicos para la ejecución
de varios proyectos de expansión,
CELEC EP- TRANSELECTRIC ha visto la necesidad
de reprogramar la entrada en operación
del equipamiento que se presenta a
continuación:
Subestación Nueva Prosperina
Instalación de un transformador trifásico,
135/180/225 MVA, 230/69 kV, con ULTC,
con las correspondientes bahías de alta y media
tensión. Este transformador podría servir
como reserva para los casos en que fallen las
unidades de transformación de las subestaciones
Sinincay, Dos Cerritos, Milagro, Riobamba,
etc.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 245
Subestación El Inga
Instalación de un transformador trifásico,
180/240/300 MVA, 230/138 kV, con las
correspondientes bahías de alta y media
tensión. Este transformador podría servir
como reserva para los casos en que fallen
las unidades de transformación de las subestaciones
Milagro, Trinitaria, Las Esclusas,
San Gregorio, etc.
Subestaciones móviles
Se ha previsto la adquisición de dos subestaciones
móviles de distintos niveles de
transformación, por cuanto constituirán
una reserva del SNT, en casos de realizar
mantenimientos de los transformadores del
SNT, así como en caso de que se produzca
alguna emergencia de los mismos, especialmente
en las subestaciones Santa Rosa,
Vicentina, Gualaceo, Limón, Méndez y Macas.
Las subestaciones a ser adquiridas son
las siguientes:
∙∙
∙∙
Subestación móvil 138/46 kV de 60 MVA.
Subestación móvil doble tap (138/22 y
138/13,8 kV) de 33 MVA.
Bahías de emergencia y/o reserva del SNT
Con la finalidad de facilitar la conexión de
nueva generación que requiera el país en forma
emergente, como ocurrió entre los meses
de noviembre de 2009 y enero de 2010,
es necesario contar con un stock de bahías a
nivel de 138 y 69 kV, que permitirán reducir
los tiempos de ingreso de dicha generación.
Adicionalmente, este equipo servirá para cubrir
eventuales emergencias en el SNT y/o
retrasos en el suministro de estos elementos
en proyectos que podrían postergar su fecha
de entrada en operación, con el consiguiente
sobrecosto operativo para el sistema eléctrico
ecuatoriano.
- Compensación Capacitiva.
Los requerimientos de compensación capacitiva,
han sido determinados considerando
que las empresas distribuidoras, de conformidad
con la regulación vigente, cumplen
con el factor de potencia de 0.96 en el punto
de entrega para condiciones de demanda
media y máxima, y que los perfiles de
voltaje en las barras del SNT cumplan con
lo establecido en las disposiciones emitidas
por el CONELEC.
En la Tabla 6.27, para cada año del período
analizado, se presentan la cantidad requerida
de nuevos capacitores que deben ser instalados
en el SNI, alcanzando la cantidad
de 390 MVAR para los 10 años del período
de estudio.
CAPÍTULO 6
Tabla 6.27
PROYECTOS DE EXPANSIÓN – GLOBAL SNT
Año
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Total
MVAR de compensación
230 kV 138 kV 69 kV Total
24
24
0
12
12
240
60
300
30
24
54
240
90
60
390

246
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
La fecha de entrada en operación de la compensación
capacitiva, corresponde al primer
trimestre del respectivo año, previo al inicio
del período hidrológico lluvioso del sistema
eléctrico ecuatoriano.
A partir del año 2015, se observa un incremento
importante de la compensación capacitiva,
derivado del ingreso de los proyectos
de generación hidroeléctricos, que desplazan
la generación térmica del SNI, especialmente
de aquella ubicada en Guayaquil.
Cabe indicar que, para minimizar el riesgo
de inestabilidad de voltaje en la zona de
Guayaquil, a partir del 2015, fecha en la
cual ingresarán en operación los proyectos
hidroeléctricos de gran capacidad como
Coca Codo Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón,
entre otros y, pese a la instalación de
300 MVAR de compensación capacitiva distribuidos
en las zonas norte y sur de Guayaquil
(Daule, Pascuales y Las Esclusas), se
requiere la operación entre 100 y 130 MW
de generación termoeléctrica distribuida en
dos unidades de generación como Trinitaria
y Gonzalo Zevallos.
- Sistema de Transmisión
Subestación Central – Quevedo 230 kV
Con la puesta en servicio de los proyectos
de generación hidroeléctrica en la zona norte
del SNI, como son el Coca Codo Sinclair
de 1.500 MW y Toachi – Pilatón de 253 MW
de capacidad, previstos para inicios de 2015,
se produce la saturación de un circuito de la
línea de transmisión Santo Domingo-Toachi
Pilatón en condiciones de contingencia de su
segundo circuito, razón por la cual se requiere
reforzar el anillo de 230 kV del SNT.
La mejor alternativa que permite superar
esta restricción operativa y que además permite
reducir los costos de operación del SNI,
debido a una reducción importante de pérdidas
de potencia en el sistema, es mediante
la construcción del sistema de transmisión
Central – Quevedo de 230 kV, el cual adicionalmente,
brindará mayor seguridad y confiabilidad
al SNI, ante diferentes contingencias
de la red de 230 kV del SNT.
La subestación Central ha sido establecida
como resultado de los estudios técnicos-económicos
realizados para la determinación óptima
del sistema de 500 kV, el cual establece
la construcción de la línea de transmisión El
Inga-Central-Daule de 500 kV, que inicialmente
operará energizada a 230 kV.
Al momento, está por definirse el sitio para la
construcción de la subestación Central, estimándose
que la misma estará ubicada entre
los sectores de Tisaleo y Urbina, en la provincia
de Tungurahua.
El equipamiento contemplado en este sistema
de transmisión es el siguiente:
∙∙
∙∙
∙∙
Línea de transmisión
Central - Quevedo 230 kV, doble circuito,
120 km de longitud.
Subestación Central, seccionamiento
de 230 kV.
Subestación Quevedo, ampliación de dos
bahías de línea de 230 kV.
Para la interconexión de la subestación Central
al SNT, se ha previsto realizar el seccionamiento
de los dos circuitos de la línea Molino-
Riobamba-Totoras de 230 kV, para lo cual se
requiere la construcción de dos tramos de
línea de 230 kV, doble circuito, de 5 km de
longitud cada uno.
6.4.2 PROYECTOS REQUERIDOS
PARA LA EXPANSIÓN
DE LA GENERACIÓN
En la Tabla 6.28 se muestra en forma de resumen
el equipamiento que el SNT requiere para viabilizar
la incorporación de los proyectos de generación
en cuyo financiamiento no están incluidos
los recursos requeridos para la ejecución del sistema
de transmisión asociado, determinados en
el Capítulo 5 del presente Plan.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 247
Tabla 6.28
PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SNT ASOCIADOS A LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN
Item PROYECTO
Entrada en operación
VII
SISTEMAS DE TRANSMISION ASOCIADOS A PROYECTOS DE GENERACION
1 Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto.Domingo, 230 kV. 1er. trim. 2014
Modernización S/E Esmeraldas. 1er. trim. 2014
S/E Esmeraldas, 230/138 kV, 167 MVA. 1er. trim. 2014
S/E Santo Domingo, 230 kV, ampliación. 1er. trim. 2014
L/T Esmeraldas - Sto. Domingo, 230kV, 155 km, doble circuito, 1200 ACAR 1er. trim. 2014
2 Sistema de transmisión Sopladora - Taday - Milagro, 230 kV. 1er. trim. 2015
L/T Sopladora - Taday 230 kV, 35 km, doble circuito, 2X750 ACAR.. 1er. trim. 2015
L/T Taday - Milagro, 230 kV, 140 km, doble circuito, 2x750 ACAR. 3er. trim. 2014
S/E Taday 230 kV. 3er. trim. 2014
S/E Milagro 230 kV. 3er. trim. 2014
A continuación se presenta de manera detallada el
alcance de cada uno de estos proyectos de transmisión
y, la fecha estimada para su entrada en
operación, los cuales, están ligados al desarrollo
de los correspondientes proyectos de generación.
- Sistema de transmisión
Santo Domingo – Esmeraldas, 230 kV
Debido a la ampliación de la capacidad de
generación de la central de CELEC EP - TER-
MOESMERALDAS, que instalará 96 MW adicionales,
se requiere construir un sistema de
transmisión asociado que permita evacuar
esta generación al SNI, la misma que será producida
mediante el uso de residuo de petróleo.
Esta generación permitirá cubrir el crecimiento
de la demanda del país, especialmente
en el período previo al ingreso de los grandes
proyectos de generación hidroeléctrica que
está desarrollando el Gobierno Nacional.
De acuerdo con los análisis efectuados por
CELEC EP – TRANSELECTRIC, la mejor alternativa
es la implementación de un sistema de
transmisión de 230 kV entre las subestaciones
de Santo Domingo y Esmeraldas a nivel
de 230 kV. Las obras consideradas en este
proyecto, son las siguientes:
∙∙
Línea de transmisión Esmeraldas –
Santo Domingo 230 kV, 163 km, doble
circuito.
∙∙
∙∙
Subestación Esmeraldas 230/138 kV,
167 MVA.
Subestación Santo Domingo, ampliación
de dos bahías de línea de 230 kV.
- Sistema de transmisión
Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV
De acuerdo con lo establecido en el Plan de
Generación vigente, para mediados del año
2015, ingresará en operación el proyecto hidroeléctrico
Sopladora, motivo por el cual es
necesario construir el sistema de transmisión
asociado, que permita evacuar esta generación
al SNI; con estos antecedentes se ha
planteado la construcción de una línea de
transmisión de 230 kV entre este proyecto y
la subestación Taday.
Adicionalmente, conforme los resultados de
los estudios eléctricos realizados, con la finalidad
de cumplir con el criterio de seguridad
estática del sistema, en el corredor Molino-
Pascuales de 230 kV, es necesario reforzar
este corredor, de manera que en caso de con-
CAPÍTULO 6

248
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
tingencia de un circuito de cualquiera de las
líneas de transmisión que parta desde la subestación
Molino con dirección hacia Milagro
y Guayaquil, no se produzcan sobrecargas
en sus segundos circuitos correspondientes,
para lo cual se requiere la construcción de
una línea de transmisión de 230 kV entre las
subestaciones Taday y Milagro.
Las obras contempladas en este sistema son
las siguientes:
∙∙
Línea de transmisión Sopladora – Taday,
230 kV, doble circuito, conductor 2x750
ACAR, 35 km de longitud.
∙∙
∙∙
∙∙
Línea de transmisión Milagro – Taday,
230 kV, doble circuito, conductor 2x750
ACAR, 140 km de longitud.
Subestación Taday, ampliación de dos
bahías de línea de 230 kV.
Subestación Milagro, ampliación de dos
bahías de línea de 230 kV.
6.4.3 PROYECTOS REQUERIDOS PARA
EL SISTEMA DE 500 kV.
En la Tabla 6.29 se muestra en forma de resumen
el equipamiento que el SNT requiere para viabilizar
la incorporación del sistema de transmisión
de 500 kV.
Tabla 6.29
PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SNT ASOCIADOS AL SISTEMA DE 500 KV
Item PROYECTO
VIII
SISTEMA DE TRANSMISION DE 500 kV
Entrada en operación
1 Sistema de transmisión CC Sinclair - El Inga - Daule. 1er. trim. 2015
L/T El Inga - CCSinclair, 500 kV, 125 km, 2 circuitos Independientes, 4x1100 ACAR. 4to. trim. 2014
L/T El Inga - S/E Central, 500 kV, 120 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR.
4to. trim. 2014
(Se energiza a 230 kV)
L/T S/E Central - S/E Daule, 500 kV, 180 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR.
1er. trim. 2015
(Se energiza a 230 kV)
L/T S/E Daule - Punto seccionamiento SNT , 230 kV, 10 km, 3 tramos doble
circuito, 1200 ACAR.
1er. trim. 2015
S/E El Inga, 500/230 kV, 3x600 MVA. 1er. trim 2015
S/E Coca Codo Sinclair, 500/230 kV, 375 MVA. 1er. trim. 2015
S/E Daule 230 kV. 1er. trim 2015
S/E Central 230 kV. 4to. trim 2014
El mapa energético ecuatoriano se está modificando
debido al desarrollo de nuevos proyectos
de generación hidroeléctrica en el país, lo que implica
que en años futuros se reduzca a cantidades
mínimas el despacho de generación termoeléctrica
en el país y principalmente en la ciudad de
Guayaquil, lo cual obliga a una mayor solicitación
del sistema troncal de transmisión, mediante el
cual se atiende a esta zona del país.
El Gobierno Nacional está impulsando el desarrollo
de grandes proyectos de generación hidroeléctrica
como el Coca Codo Sinclair de 1 500 MW
de capacidad, el cual ha sido reprogramado para
mediados del año 2015. Igualmente, CELEC EP
- HIDROPAUTE está ejecutando el proyecto hidroeléctrico
Sopladora de 487 MW, previsto para
el año 2015, el cual estará ubicado aguas abajo
de la central Molino.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 249
Para evacuar esas altas potencias hacia el SNI,
se requiere contar con un sistema de transmisión
de gran capacidad, de 500 kV, como el que
el CONELEC aprobó en el Plan de Expansión de
Transmisión, período 2007-2016, sobre la base
de estudios preliminares realizados por CELEC
EP – TRANSELECTRIC.
capacidad de transformación de la subestación
El Inga con 3 bancos de autotransformadores
500/230 kV de 600 MVA de capacidad
cada uno. Con estas obras, la mayor parte
de la producción de la central de generación
Coca Codo Sinclair se la utilizaría en la zona
norte del SNI.
En dicho plan se aprobó para el año 2015, la
implementación de un sistema de transmisión a
500 kV que una los centros de carga de Quito y
Guayaquil, con subestaciones que estarían ubicadas
cerca de estas ciudades, que en principio
se estimó que podría ser en El Inga (Pifo) y
Yaguachi, respectivamente, las mismas que se
interconectarían mediante una línea de transmisión
de 500 kV, 300 km de longitud, 1 circuito,
conductor 4x750 ACAR, cuyo recorrido sería Quito
(El Inga)–Ambato–Guaranda–Babahoyo–Guayaquil
(Yaguachi).
Sin embargo, con la finalidad de establecer la
configuración definitiva del sistema de 500 kV,
más adecuado y que permita optimizar el uso
de los recursos energéticos disponibles por
el país en el mediano y largo plazos, CELEC
EP-TRANSELECTRIC en diciembre de 2010,
contrató la ejecución de tales estudios con el
Consorcio ECU500kV, el mismo que está conformado
por las empresas CESI de Italia y
EFFICACITAS de Ecuador, cuyos resultados de
la configuración del sistema de 500 kV se presentan
a continuación.
- Sistema de transmisión
Coca Sinclair-El Inga-Central-Daule
La mejor alternativa para evacuar la generación
del proyecto hidroeléctrico Coca Codo
Sinclair de 1500 MW de capacidad hacia el
SNI, es la implementación de dos líneas de
500 kV entre las subestaciones de El Inga,
ubicada en el suroriente de la ciudad de Quito,
y Coca Codo Sinclair; y, la ampliación de
De acuerdo con los estudios técnico-económicos
y considerando que: el SNT requiere
contar con un refuerzo en la zona norte del
SNI, de manera independiente al aporte del
proyecto Coca Codo Sinclair; el Gobierno Nacional
conjuntamente con los países vecinos
están impulsando la creación de un corredor
energético para integrar los países de la región
andina; en el mediano plazo, de acuerdo
con los requerimientos de la demanda
del país, se podrían desarrollar proyectos de
generación de la cuenca del río Guayllabamba;
y, ante la dificultad en la obtención de
fajas de servidumbre para la construcción
de líneas de transmisión, situación que se
agravará con el paso del tiempo, se concluyó
que es necesaria la construcción de un enlace
diseñado a 500 kV entre Quito (El Inga) y
Guayaquil (Daule), con una subestación intermedia
en la zona del centro del país (Subestación
Central).
Cabe indicar que, la operación de este enlace
se realizará inicialmente a 230 kV, razón por
la cual, solamente se requiere la implementación
de los patios de 230 kV en las subestaciones
Daule y Central; y, que la operación
de la línea El Inga-Central-Daule se realizará
a nivel de 500 kV, una vez que se desarrollen
más proyectos de generación en la cuenca
del río Guayllabamba o se concrete la integración
del corredor energético de 500 kV de
la región andina.
En los estudios antes referidos, como una de
las alternativas del sistema de transmisión de
CAPÍTULO 6

250
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
500 kV, se analizó el desarrollo del sistema
de transmisión del corredor sur comprendido
entre las zonas de Molino y Guayaquil, relacionado
con la evacuación de la producción
de los proyectos hidroeléctricos de generación
de la cuenca Mazar-Paute como son Sopladora
y Cardenillo con un aporte de 1000
MW aproximadamente, incluyendo además el
aporte del proyecto hidroeléctrico Delsitanisagua
de 116 MW de capacidad.
Como parte de los resultados de estos estudios,
y considerando que asociado a la incorporación
del proyecto de generación Sopladora
se requiere la construcción de un enlace
de 230 kV, doble circuito, entre las subestaciones
Taday y Milagro, para cumplir con el
criterio de seguridad estática del sistema, es
decir, que el SNT pueda soportar una simple
contingencia en las líneas Molino-Zhoray-
Milagro-Dos Cerritos-Pascuales y Molino-Pascuales
de 230 kV, se concluyó desde el punto
de vista técnico y económico que asociado al
desarrollo del proyecto Cardenillo, se presentan
mayores beneficios con la construcción
de una línea de 230 kV, doble circuito, entre
las subestaciones Taday y Daule, en lugar de
la alternativa de construir una línea de transmisión
aislada a 500 kV.
De manera similar, se realizaron estudios de
campo para identificar el sitio más adecuado
que permita construir una subestación en
la zona asociada al proyecto Sopladora, que
además permita en el futuro la conexión del
proyecto de generación Cardenillo, estableciéndose
que la subestación podría estar ubicada
en la zona de Taday, localizada a unos
30 km al oeste de la subestación Molino,
sector por el cual cruzan las líneas de transmisión
de 230 kV Molino-Pascuales, Zhoray-
Milagro y Molino-Totoras-Riobamba.
Al momento se están realizando estudios
de campo, para ubicar el mejor sitio para la
construcción de la subestación Central, la
misma que se ubicaría entre los sectores de
Cevallos y Urbina.
Es importante señalar que las subestaciones
Central y Taday se integrarán al SNT mediante
el seccionamiento de los dos circuitos de
la línea de transmisión Molino-Riobamba-Totoras
de 230 kV.
Sobre la base de lo expuesto, el sistema de
transmisión Coca Sinclair-El Inga-Central-
Daule, está contemplado por las siguientes
obras:
• Líneas de Transmisión:
Se debe mencionar que, CELEC EP – TRAN-
SELECTRIC ha realizado varias gestiones a
fin de ubicar el sitio para la construcción de
la subestación de 500/230 kV en la zona de
Guayaquil, identificándose como el sitio más
viable el sector de Chorrillo cercano a la población
de Daule en lugar de Los Lojas o Yaguachi,
por cuanto presentaría mayores facilidades
para el ingreso y salida de líneas de
230 y 500 kV, además de que no se encuentra
en una zona inundable; el sector de Chorrillo
(Daule) está ubicado a unos 7 km al noroeste
de la subestación Pascuales.
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
Línea de transmisión El Inga – Coca
Codo Sinclair, 500 kV, 125 km, dos líneas
independientes de un circuito cada
una, conductor 4x1100 ACAR.
Línea de transmisión El Inga – Central,
construida a 500 kV, 120 km, un circuito,
conductor 4x750 ACAR, energizada
a 230 kV.
Línea de transmisión Central – Daule,
500 kV, 180 km, un circuito, conductor
4x750 ACAR, energizada a 230 kV.
Tres tramos de líneas de transmisión
Daule – Punto de seccionamiento de

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 251
las líneas Molino-Pascuales (2 circuitos),
Quevedo-Pascuales (2 circuitos)
y Trinitaria-Pascuales, 230 kV, 10 km,
doble circuito, conductor 1200 ACAR.
• Subestaciones:
Subestación El Inga, 500/230 kV:
MVA de capacidad, desde la cual se enlazará
el sistema de transmisión Coca Codo Sinclair
– Sucumbíos de 230 kV, para abastecer
la demanda de energía eléctrica de la zona
nororiental del país, tal como se señaló en el
numeral 6.4.1.2. Esta subestación comprende
el siguiente equipamiento:
∙∙
Tres bancos de transformadores monofásicos
de 600 MVA, 500/230 kV.
∙∙
Un transformador monofásico de 200
MVA, 500/230 kV, de reserva.
∙∙
Dos bahías de línea de 500 kV.
∙∙
Tres bahías de transformador de 500 kV.
∙∙
Una bahía de acoplamiento de 500 kV.
∙∙
Dos bahías para reactor de línea de 500
kV con reactor de neutro, sin interruptor.
∙∙
Dos bancos de reactores de línea de 500
kV, 30 MVAR con reactor de neutro (72.5
kV, 0.3 MVAR).
∙∙
Un reactor de línea de 500 kV, 10
MVAR, reserva.
∙∙
Un reactor de neutro 72.5 kV, 0.3
MVAR, reserva.
∙∙
Módulo común de 500 kV (protecciones,
SS.AA., control, etc.).
∙∙
Tres bahías de transformador de 230 kV.
∙∙
Una bahía de línea de 230 kV.
Subestación Central, ampliación 230 kV:
∙∙
Dos bahías de línea de 230 kV.
Subestación Coca Codo Sinclair,
500/230 kV:
∙∙
Un banco de transformadores monofásicos
de 375 MVA, 500/230 kV.
∙∙
Un transformador monofásico de 125
MVA, 500/230 kV, de reserva.
∙∙
Cuatro bahías de línea de 500 kV.
∙∙
Una bahía de transformador de 500 kV.
∙∙
Una bahía de acoplamiento de 500 kV.
∙∙
Dos bahías para reactor de línea de 500
kV con reactor de neutro, sin interruptor.
∙∙
Dos bancos de reactores de línea de 500
kV, 30 MVAR con reactor de neutro (72.5
kV, 0.3 MVAR).
∙∙
Un reactor de línea de 500 kV, 10
MVAR, reserva.
∙∙
Un reactor de neutro 72.5 kV, 0.3 MVAR,
reserva.
∙∙
Módulo común de 500 kV (protecciones,
SS.AA., control, etc.).
∙∙
Una bahía de transformador de 230 kV.
∙∙
Dos bahías de línea de 230 kV.
∙∙
Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
CAPÍTULO 6
Subestación Daule 230 kV:
∙∙
∙∙
Diez bahías de línea de 230 kV.
Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
Adicionalmente, como parte del sistema de
transmisión de 500 kV, se ha contemplado
la construcción de la subestación Coca Codo
Sinclair de 500/230 kV con la instalación de
un banco de autotransformadores de 375
En el Gráfico 6.12, se muestra un esquema
de la configuración definitiva del Sistema de
Transmisión de 500 kV, definido por CELEC
EP – TRANSELECTRIC.

252
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 6.12
SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE 500 kV

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 253
6.5 REQUERIMIENTO PRESUPUESTARIO
DEL PLAN DE EXPANSIÓN
El presupuesto que se requiere para ejecutar el Plan de Expansión de
la Transmisión (PET) para el período 2012-2021 alcanza el monto de
USD 839,5 millones cuya composición se presenta en la Tabla 6.30.
Tabla 6.30
PRESUPUESTO GENERAL
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
PRESUPUESTO
Detalle
Miles USD
Obras del SNT (sin obras Mandato No.09 ni obras del ST 500 kV)
Obras financiadas mediante el Mandato No.09
Obras del Sistema de Transmisión de 500 kV
520.877,85
30.512,26
288.142,19
TOTAL
839.532,30
CAPÍTULO 6
En las Tablas 6.31 y 6.32, se presenta la inversión
requerida para el Plan de Expansión de Transmisión
2011-2020, tanto de los proyectos que se
encuentran en marcha así como de los proyectos
considerados en el PET.
A fin de conocer los requerimientos presupuestarios
para cada año, lo que se presenta en la Tabla
6.33, considera que la inversión total es realizada
“hipotéticamente” en el año de entrada en operación
para cada proyecto. Estas cifras, tienen
como única finalidad la de proporcionar una visión
indicativa sobre el requerimiento presupuestario
global de las inversiones de manera anual.
Sin embargo, es necesario tener presente que el
flujo real de fondos que demanda la ejecución en
los proyectos de este tipo, son generalmente de
manera plurianual, teniéndose en términos normales
el período de dos a tres años de ejecución.
En casos especiales se pueden extender, como es
el caso de las demoras ocasionadas por la negociación
de los derechos de vía, que con más frecuencia
se vuelve cada vez más difícil.
Cabe indicar que, para llegar a obtener la información
más detallada sobre el flujo de fondos,
se hace necesario partir de la programación y
el cronograma pormenorizado de cada uno de
los proyectos. Esta información forma parte del
programa de inversiones de las empresas del
sector eléctrico.
En lo concerniente al financiamiento, es necesario
recordar que con fecha 23 de julio de 2008, la

254
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Asamblea Constituyente emitió el Mandato Constituyente
No. 15, en el cual se establecieron cambios
importantes en el manejo del sector eléctrico,
particularmente en el tema tarifario, eliminando
la componente destinada a financiar la expansión
de la transmisión, determinando que los recursos
necesarios para tales fines, serán cubiertos por el
Estado a través de su Presupuesto General.
Sin embargo, el cumplimiento de este mandato
se ha realizado de manera parcial, por cuanto no
se ha efectivizado la transferencia total y oportuna
de los recursos determinados para el desarrollo
de los proyectos de expansión, lo cual implica
la necesidad de ubicar nuevas fuentes de financiamiento
para la ejecución del Plan.
Tabla 6.31
PRESUPUESTO PROYECTOS EN MARCHA
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
PROYECTOS EN MARCHA / Ingreso en operación a partir de 2012
ITEM DESCRIPCION
TOTAL
Miles USD
1 S/E Ambato, 138/69 kV, ampliación. 2.216,00
2 S/E Mulaló, 138/69 kV, ampliación. 3.559,00
3 Sistema de transmisión Santa Rosa - Pomasqui II, 230 kV. 17.130,41
4 S/E El Inga, 230/138 kV, 300 MVA. 11.546,15
5 Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV. 8.778,03
6 S/E Santo Domingo, 230/138 kV, ampliación capacidad transformación. 4.590,00
7 Sistema de transmisión Quevedo - Portoviejo (San Gregorio). 10.283,46
8 S/E Santo Domingo, 138/69 kV, ampliación. 5.664,97
9 S/E Chone, 138/69 kV, ampliación. 72,00
10 Subestación Quinindé, 138/69 kV, 60 MVA. 6.764,43
11 S/E Babahoyo, 138/69 kV, ampliación capacidad transformación. 10.641,42
12 S/E Cuenca 69 kV, ampliación. 438,00
13 Sistema de transmisión Cuenca - Loja, 138 kV. 5.469,24
14 Sistema de transmisión Loja - Cumbaratza, 138 kV. 13.059,70
15 Sistema de transmisión Milagro - Machala, 230 kV. 23.372,00
16 Sistema de Transmisión Plan de Milagro-Macas, 138 kV. 4.852,00
17 Sistema de transmisión Lago Chongón - S. Elena, 138 kV. 17.724,70
18 Modernización S/E Pascuales. 2.194,00
19 Compensación Capacitiva. 1.684,00
20 Sistema de transmisión Milagro - Las Esclusas, 230 kV. 30.512,26
21 Subestación móvil 138/69 kV. 4.144,00
22 Bahías de emergencia y/o reserva 230/138/69 kV.
TOTAL
188.537,77

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 255
Tabla 6.32
PRESUPUESTO NUEVOS PROYECTOS
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO
ITEM DESCRIPCION
TOTAL
Miles USD
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
25
26
27
28
30
31
32
34
35
36
S/E Pomasqui, 230/138 KV, ampliación.
S/E Santa Rosa, 138 KV, ampliación.
S/E Totoras, 230/138 KV, ampliación.
S/E Tabacundo 230/138 KV, 167 MVA.
S/E Tabacundo, 230/69 KV, 100 MVA, ampliación.
Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 KV.
Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230 KV.
S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 KV, ampliación.
Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 KV II etapa.
Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 KV.
Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 KV.
S/E Yanacocha, 138/69 KV, ampliación.
Subestción La Troncal, 230/69 KV, 167 MVA.
Sistema Milagro - Babahoyo, 138 KV.
Sistema Milagro - Machala, 230 KV II Etapa.
Modernización S/E Molino.
S/E Las Esclusas, 230/69 KV, ampliación.
S/E Posorja, 138/69 KV, ampliación.
S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 KV.
Subestación Nueva Salitral 230/69 KV.
Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 KV.
Subestación Durán 230/69 KV.
Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 KV.
Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 KV.
S/E Nueva Prosperina, 230/69 KV, ampliación.
S/E El Inga, 230/138 KV, ampliación.
Subestaciones móviles.
Bahías de emergencia y/o reserva, 138/69 KV.
Compensación capacitiva.
Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 KV.
Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto. Domingo, 230 KV.
Sistema de transmisión Sopladora - Today - Milagro, 230 KV.
Sistema de transmisión CCSinclair - El Inga, Daule.
3.829,00
1.988,12
4.496,81
12.353,48
4.652,16
15.981,09
24.850,50
5.349,31
3.382,00
17.200,21
4.088,27
4.440,00
7.804,04
11.518,00
9.110,00
8.623,00
6.721,31
3.150,68
4.234,00
10.074,71
11.443,97
11.498,00
12.820,00
12.410,00
5.486,56
4.962,05
8.024,79
1.647,00
7.046,85
30.140,00
43.379,44
50.147,00
288.142,19
CAPÍTULO 6
TOTAL
650.994,53

256
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 6.33
PRESUPUESTO ANUAL
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
PRESUPUESTO (miles USD)
Año
Proyectos en
marcha
Nuevas obras
del SNT
sin ST de 500 kV
ST de 500 kV
Total Plan de
Obras de
Transmisión
2012 99.879,89 10.454,12 - 110.334,01
2013 87.350,61 66.786,49 - 154.137,10
2014 - 176.244,71 115.546,00 291.790,71
2015 - 14.794,56 172.596,19 187.390,75
2016 1.307,28 34.964,40 - 36.271,68
2017 - 30.289,80 - 30.289,80
2018 - 29.318,27 - 29.318,27
2019 - - - -
2020 - - - -
2021 - - - -
TOTAL 188.537,77 362.852,34 288.142,19 839.532,30
La no ejecución de los proyectos en los términos contenidos en este
Plan, genera situaciones de riesgo para el Sistema Nacional de Transmisión,
que podrían afectar la calidad y la seguridad en el suministro,
siendo observables sus efectos a mediano plazo.
Mediante la implementación de todo el equipamiento considerado en
el Plan de Expansión de Transmisión, hasta el 2021 se espera contar
con un SNT que cumpla con las condiciones de seguridad, calidad y
confiabilidad para el abastecimiento de la demanda. Un esquema del
SNT para el año 2021 se presenta en el Gráfico 6.13.

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 257
Gráfico 6.13
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SNT AL 2021
CAPÍTULO 6

258
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
6.6 CONCLUSIONES
Y RECOMENDACIONES
• Con la finalidad de cumplir con las fechas de
entrada en operación de los proyectos referidos
en el presente Plan de Equipamiento,
para garantizar el abastecimiento del crecimiento
de la demanda de energía eléctrica y
la incorporación de generación al SNI, más
aún si se considera el presupuesto correspondiente
al sistema de transmisión de 500
kV ‘Coca Codo Sinclair-El Inga-Daule’, es
indispensable que a CELEC EP – TRANSE-
LECTRIC se le asignen de manera oportuna
los recursos económicos necesarios para la
ejecución de las obras, de acuerdo con el
presupuesto establecido en este plan.
• Ante la falta de recursos para poder ejecutar
los proyectos previstos en el Plan de
Expansión, ha sido necesario buscar financiamiento
externo, para lo cual CELEC EP
– TRANSELECTRIC, en coordinación con el
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable,
gestionó ante el Banco Interamericano
de Desarrollo–BID, la obtención de recursos.
Sin embargo, es importante señalar que los
tiempos de análisis y de preparación de la
documentación para la obtención del crédito
por parte del BID es de dos años aproximadamente,
situación que debe ser considerada
al momento de definir un portafolio
de inversiones para la expansión del SNT.
• Con la finalidad viabilizar la conexión al Sistema
Nacional de Transmisión de los proyectos
de generación definidos en el Plan
de Expansión de Generación, es importante
que dentro del financiamiento de dichos
proyectos, se incluya el presupuesto necesario
para la construcción de sus sistemas
de transmisión asociados, debido principalmente
a sus altas inversiones.
• La configuración del sistema de transmisión
de 500 kV ‘Coca Codo Sinclair-El Inga-Central-Daule’,
fue determinada mediante estudios
de detalle realizados por el Consorcio
ECU500KV conformada por las empresas
CESI de Italia y EFFICACITAS de Ecuador,
para lo cual CELEC EP - TRANSELECTRIC
suscribió el contrato el 9 de noviembre de
2010, y para su financiamiento parcial
se contó con una Cooperación Técnica No
Reembolsable del BID.
• El sistema de transmisión de 500 kV propuesto,
se lo debe realizar en dos etapas;
en la primera etapa iniciaría su operación
energizado temporalmente a 230 kV entre
El Inga, S/E Central y Daule; y, la segunda
etapa de este sistema energizado a 500 kV
entre El Inga y Coca Codo Sinclair, sujeto
al ingreso del proyecto hidroeléctrico Coca
Codo Sinclair.
• La presencia del sistema de transmisión
de 500 kV, demandará que los diferentes
organismos del sector eléctrico, como CO-
NELEC, CENACE, CELEC EP, y CELEC EP –
TRANSELECTRIC analicen las modificaciones
que deberán realizarse y/o crear una
nueva normativa correspondiente, regulaciones,
procedimientos operativos, entre otros
aspectos, relacionados con el diseño y operación
de instalaciones de transmisión con
este nivel de tensión.
• Los nuevos proyectos hidroeléctricos desplazarán
la operación de generación térmica
del país, que básicamente se encuentra
ubicada Guayaquil, lo que obliga a un importante
equipamiento de capacitores en

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 259
diversas subestaciones del SNT; y, se crea
la necesidad de definir las políticas de despacho
de generación de seguridad de área.
Además del equipamiento de compensación
(Daule, Pascuales y Las Esclusas), para evitar
el riesgo de inestabilidad de voltaje en la
zona de Guayaquil, se requiere la operación
de 130 MW de generación termoeléctrica,
distribuida en dos unidades de generación,
como una unidad de la Central Gonzalo Zevallos
y de la Central Trinitaria.
• El desarrollo de los grandes proyectos de
generación hidroeléctrica, traerá como
consecuencia la disminución de la tarifa
eléctrica, lo que se reflejará en un mayor
consumo de energía, fundamentalmente
por la disminución o traslado del uso de
gas domiciliario (cocinas, calefones, entre
otros) hacia el uso de electricidad. Este potencial
crecimiento de la demanda, deberá
ser revisado en la proyección de la demanda
entregada por el CONELEC, de acuerdo
con el cambio de la matriz energética que
impulsa el Gobierno Nacional.
• En el presente plan de expansión de transmisión,
se ha previsto que la operación del
sistema de transmisión de 230 kV hacia Sucumbíos,
el cual inicialmente utilizaría las
dos líneas de 500 kV entre El Inga y Coca
Codo Sinclair energizadas a 230 kV, ingrese
en operación para fines del año 2014, con
lo cual se mejorarán las condiciones de suministro
de energía eléctrica a la zona nororiental
del país y, se podrá abastecer la
demanda del sector petrolero estatal.
• Las empresas de distribución deberán realizar
el equipamiento de compensación capacitiva
en su sistema, no solamente para
cumplir con el factor de potencia de la carga
que exige la normativa, sino también
para que constituyan un respaldo y complemento
de los capacitores que el transmisor
instala en las subestaciones del SNT en su
área de influencia.
• Debido a las dificultades que se presentan
en la obtención de las fajas de servidumbre
para las nuevas líneas de transmisión, en algunos
casos se propone que se diseñen y
construyan las líneas para un nivel de tensión
superior al que operarían inicialmente;
y, en otros casos se ve la necesidad de adelantar
su ejecución con la finalidad de asegurar
estos derechos de paso, que a futuro
serán más difíciles conseguirlos. Igualmente,
en situaciones en las que no se puede
aplicar lo antes mencionado, se está optando
por reconfigurar y optimizar algunas estructuras
instaladas en el SNT para añadir
circuitos adicionales.
• Se reitera la necesidad de que el CONELEC
revise la normativa referente a la entrega de
los planes de expansión de las distribuidoras
y/o del transmisor, de tal forma de conseguir
que los planes, que las empresas de
distribución entregan al CONELEC puedan
ser consideradas en la elaboración del Plan
de Expansión de Transmisión.
• Para la proyección de la demanda de potencia
y energía que anualmente realiza el CO-
NELEC, se debe incluir la demanda de los
proyectos especiales que podrían integrarse
al SNI en el futuro, especialmente en el corto
plazo, como es el caso de varias empresas
mineras que se han acercado a CELEC
EP - TRANSELECTRIC para indicar sus intenciones
de conexión al SNT.
CAPÍTULO 6

260
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• Dado que, la zona de Manta presenta un
continuo y alto crecimiento de su demanda,
y tiene un número significativo de cargas
autoabastecidas, se ha previsto la construcción
de una nueva subestación de 230/69
kV y 225 MVA de capacidad, en el sector de
San Juan de Manta, la cual será alimentada
mediante una línea de transmisión de 230
kV, de 35 km de longitud, desde la subestación
San Gregorio. Este sistema de transmisión
a su vez permitirá evacuar la generación
que produciría la Refinería del Pacífico,
la misma que se ubicaría en las cercanías de
San Juan de Manta.
• Se estima conveniente que la información
proporcionada por el CONELEC para la ejecución
del Plan de Expansión de Transmisión,
como son la proyección de la demanda
anual de potencia y energía y el plan de generación
para los próximos diez años, sea
entregada de manera oficial, los primeros
días del mes de octubre, con lo cual se dispondrá
de un adecuado período de tiempo
para la ejecución de los estudios eléctricos y
económicos que son necesarios para la actualización
del referido plan.
• La necesidad de ampliación futura de la capacidad
de transformación a nivel de 230
kV en Guayaquil, requiere que la Empresa
Eléctrica de Guayaquil realice, en el menor
tiempo posible, un estudio de expansión de
su sistema de subtransmisión, considerando
los niveles de voltaje de 138 y/o 230 kV,
que permita atender de una forma adecuada
y coherente el crecimiento de la principal
carga del SNI. Estudios similares se han desarrollado
en forma conjunta entre CELEC
EP - TRANSELECTRIC y varias empresas
distribuidoras del país, como CNEL-Manabí,
CNEL-Los Ríos, Centro Sur, Azogues y Empresa
Eléctrica Quito.
• La presencia de nueva generación hidroeléctrica
en el país, permite reducir la operación
de la generación térmica en Guayaquil, que
añadido con el crecimiento de su demanda,
haría necesario la ampliación de la transformación
230/138 kV en la subestación Pascuales
y el incremento de la transformación
a nivel de 230 kV en la subestación Salitral,
para servir desde el SNI a dicha ciudad.
Una de las alternativas de equipamiento que
soluciona en forma simultánea estos problemas,
es la construcción de una nueva subestación
230/69 kV que se ubicaría en la zona
de Salitral, la cual será alimentada mediante
el seccionamiento de los dos circuitos de la
línea Pascuales-Nueva Prosperina-Trinitaria
de 230 kV.
• En el presente plan de expansión 2012-
2021, se han programado nuevas obras de
transmisión como los sistemas: Sucumbíos
– Orellana; Lago de Chongón – Posroja; Daule
Peripa – Severino; ampliación de la subestación
San Idelfono 230/138 kV; Daule – Lago
de Chongón, entre otros, los cuales tienen
por objetivo que el SNT en las zonas de influencia
de estos proyectos, pueda cumplir
con los criterios de seguridad estática N-1
en sus elementos, incrementando los niveles
de confiabilidad y seguridad del sistema.
• Por información extraoficial, se conoce
que se desarrollarán varios proyectos hidroeléctricos
adicionales en la subcuenca
del río Guayllabamba como Chespi, Chontal,
entre otros, aspecto que requiere sea
oficializado por parte del CONELEC con
la correspondiente inclusión en el plan de

CAPÍTULO 6 / EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 261
generación, con el objeto de poder definir
un adecuado sistema de transmisión asociado
y no establecer sistemas parciales o
sobredimensionados.
• Para brindar un mejor servicio a CNEL-Los
Ríos, se plantea la construcción de una nueva
línea de transmisión de 230 kV entre Milagro
y Babahoyo, doble circuito, energizada
a 138 kV, con la finalidad de evitar los problemas
de altura y distancias de seguridad,
derivados del cambio del uso del suelo a lo
largo de la ruta de esta línea de transmisión.
• Para atender emergencias en equipos de
transformación de la subestaciones del SNT,
es importante que, se asignen los recursos
económicos necesarios para la adquisición
de transformadores, subestaciones móviles
y bahías de reserva para el Sistema Nacional
de Transmisión, conforme lo establece el
presente plan de equipamiento.
CAPÍTULO 6

263
07/
EXPANSIÓN DE
LA DISTRIBUCIÓN
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 7

07/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 7
7.1 INTRODUCCIÓN
El segmento de la Distribución es un eje estratégico
para el desarrollo de las sociedades; es así
que en el proceso de consolidación del nuevo modelo
económico del país, el desarrollo y fortalecimiento
de la distribución de energía eléctrica es,
sin duda, un pilar fundamental para alcanzar los
objetivos establecidos en el Plan Nacional para
el Buen Vivir - PNBV. El Gobierno Nacional está
comprometido en apoyar de manera decisiva las
acciones que deben llevarse a cabo en cada una
de las distribuidoras para el efecto.
Un sistema de distribución rezagado y débil en
uno o varios de sus procesos, como por ejemplo
el de mantenimiento o de operación de la red
eléctrica, es el resultado de realizar inversiones
menores en expansión o mejoras de las redes,
e implica una afectación a la sociedad, ya que,
grandes cantidades de recursos se pierden ante
una interrupción en el suministro o ante una baja
calidad del producto entregado. En este contexto,
el sector productivo y el desarrollo del país se ven
inevitablemente afectados.
Se hace imprescindible entonces, la elaboración
de un plan integral de distribución, el cual considere
los ejes más importantes de este segmento
del sector eléctrico. Bajo esta perspectiva,
el presente capítulo tiene como objeto analizar
en detalle la problemática de la distribución de
energía eléctrica en Ecuador, a fin de proponer
alternativas de decisión, plasmadas en un conjunto
de programas de inversión a corto, mediano
y largo plazo, orientados hacia su mejoramiento
y desarrollo.
7.2 DIAGNÓSTICO
La satisfacción de los usuarios exige de las distribuidoras
un trabajo planificado y sobre todo
permanente, aspectos que garantizan un servicio
de calidad en todas las áreas de este importante
segmento de la cadena de suministro. Si bien en
Ecuador existen distribuidoras que se han caracterizado
por mantener índices de gestión aceptables,
incluso a nivel internacional, mientras que
otras distribuidoras requieren mejoras sustanciales
en sus procesos y sistemas de gestión.
La situación en este grupo de distribuidoras es
preocupante ya que, entre otros aspectos, existen
balanzas económicas que muestran saldos negativos,
calidad del servicio deficiente, pérdidas
comerciales elevadas, limitada capacidad técnica
para elaborar planes estratégicos y trabajar por
procesos, así como estructuras organizacionales
débiles. En definitiva, presentan una condición
adversa, a la cual se suma el significativo desper-

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 265
dicio de recursos materiales, económicos y humanos
que, junto con la falta de proyectos para
mejorar la gestión, han llevado a que muchas de
las distribuidoras no demuestren un desempeño
eficiente, motivo por el cual no se han alcanzado
los resultados esperados.
A esto se suma la falencia en la gestión administrativa,
desmotivación del personal que labora
en las distribuidoras y la falta de capacitación
continua, las acciones ilegales de usuarios, entre
otros, particularidades que han llevado a varias
empresas distribuidoras a un estado de recesión,
de postración financiera y técnica, en las que se
deben implementar cambios trascendentales. En
efecto, esta etapa imprescindible de la cadena de
suministro de energía eléctrica requiere de una
reingeniería para superar las deficiencias en todos
sus procesos, en el área comercial y técnica
en lo referente al control de las pérdidas de energía
y mejora de la calidad del servicio eléctrico.
Con el fin de realizar un análisis objetivo que permita
identificar el estado de cada una de las distribuidoras,
en este capítulo se analiza y describe
a través de los Gráficos 7.1 y 7.2.
Con estos antecedentes y tomando en cuenta
la visión integral de planificación nacional establecida
tanto en el PNBV, así como a través de
las políticas y lineamientos del sector eléctrico
y sectoriales, en este PME se propone como
meta de mediano plazo de la distribución del
país, contar con modelos de gestión homologados,
equilibrando así, en el mediano y largo
plazo, la marcada diferencia que actualmente
existe entre las empresas de distribución (ver
Gráfico 7.1).
Gráfico 7.1
VISIÓN GLOBAL DE MEJORA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
CAPÍTULO 7
Implementación del
SIGDE, para mejorar
la gestión de las
empresas de
distribuciónen base
a estándares
internacionales
Planes a
implementarse para:
- Reducción de pérdidas.
- Expansión / cobertura,
recaudación,
infraestructura.
- Mejora de la calidad del
servicio eléctrico.
Consecución de metas: corto,
mediano y largo plazo.
- Empresas distribuidoras
eficientes.
- Reducción de pérdidas
(13% al 2013)
- Cobertura eléctrica
(98% al 2013).
- Calidad (TTIk = 9,93
interrupciones/año
FMIk = 12,42 horas totales/año)
- Facturación = 1% de facturas
con errores.

266
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En el Gráfico 7.2, se describe con mayor detalle
la interrelación existente entre la implementación
de un modelo de gestión común para todas
las empresas de distribución, y los planes previstos
para conseguir metas en el corto, mediano y
largo plazo. Se puede observar que el modelo
común de gestión, según el estándar IEC, plantea
la necesidad de atención prioritaria a los sistemas
críticos de las empresas de distribución,
como son: sistema de información geográfico,
sistema de análisis técnico, sistema comercial,
sistema SCADA, sistema administrador de la
red en tiempo real y sistema de administración
de interrupciones, sistemas de medición comercial,
entre otros.
El administrar con las mejores prácticas y/o implementar
secuencialmente todos estos sistemas
críticos, permitirá a las empresas de distribución
implementar de mejor manera los planes encaminados
a reducción de pérdidas, expansión/cobertura
y calidad de servicio, lo que redundará en
una mejor recaudación y una mejora de la infraestructura
eléctrica, logrando así la consecución de
las metas y objetivos planteados.
Es importante mencionar que las empresas de
distribución que presentan los mejores índices
de gestión y resultados, son las que tienen implementadas
sólidas prácticas y procesos de
gestión empresarial.
Gráfico 7.2
PLAN DE EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN INTERRELACIONADO CON EL MODELO COMÚN DE GESTIÓN (SIGDE)
Consecución de
metas en el corto,
mediano y
largo plazo
Planes de expansión de
los sistemas de distribución
Infraestructura
Recaudación
Pérdidas
Expansión/
cobertura
Calidad de
servicio
Modelo común de gestión a implementarse en las distribuidoras estándar IEC 61968
Sistema de
información
geográfico-sig
Sistema de
análisis
técnico-sat
Sistema
comercial-sic
SCADA DMS OMS
Sistemas críticos en las empresas de distribución

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 267
Adicionalmente, en el Gráfico 7.2 también se observa
que las grandes áreas de acción, trabajo
y evaluación para las empresas de distribución
son: pérdidas, expansión/cobertura, calidad de
servicio, recaudación e infraestructura, por lo
que a continuación se analizan cada uno de los
bloques citados.
7.2.1 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Uno de los mayores problemas de buena parte
de las distribuidoras es el elevado porcentaje de
pérdidas de energía.
De acuerdo con las estadísticas del CONELEC, en
el año 2010 el valor de pérdidas de distribución,
a nivel nacional, alcanzó los 2 744 GWh equivalentes
al 16,32% de la energía total disponible
en las subestaciones de recepción. Las pérdidas
técnicas se estiman en 1 499 GWh, y las pérdidas
no técnicas en 1 245 GWh.
Las regionales de CNEL: Sucumbíos, Guayas–Los
Ríos, Milagro, Esmeraldas y Manabí, presentaron
pérdidas superiores al 22%, en tanto que las pérdidas
en las empresas Azogues, Centro Sur, Quito,
Cotopaxi, Ambato, Galápagos, Norte, CNEL-Santo
Domingo, Sur y Riobamba, son inferiores al 14%.
La distribuidora que presenta mayor porcentaje
de pérdidas de energía es CNEL-Manabí que supera
el 34%.
Gráfico 7.3
PÉRDIDAS EN LAS DISTRIBUIDORAS EN EL AÑO 2010
900
40
800
700
28,0
30,5
34,8
35
30
600
22,8 22,8
24,8
25
500
400
300
200
5,0
7,2
7,9
8,4
8,5 9,1
11,0 11,3 12,5 13,2 15,9 16,7 16,8 19,1
20
15
10
CAPÍTULO 7
100
5
0
0
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Quito
E.E. Cotopaxi
E.E. Ambato
E.E. Galápagos
E.E. Norte
CNEL-Sto. Domingo
E.E. Sur
E.E. Riobamba
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Bolívar
Eléctrica de Guayaquil
CNEL-El Oro
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Milagro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Los Ríos
CNEL-Manabi
Pérdidas Totales (GWh) Pérdidas 2010 (%)

268
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Como se observa en el Gráfico 7.3, CNEL-Manabí
porcentualmente presenta el índice más
alto de pérdidas, mientras que al analizar en
valores energéticos, la Eléctrica de Guayaquil
es la empresa con mayor energía perdida,
prácticamente duplicando la energía perdida
en CNEL-Manabí.
El 13 de mayo de 2008, la Asamblea Nacional
aprobó el Mandato Constituyente No.9, que autorizaba
al Fondo de Solidaridad a utilizar su
patrimonio en efectivo para invertir en las empresas
que se encontraban en crisis. La inversión,
cercana a los USD 90 millones, se repartió
de acuerdo a la Tabla 7.1. Estos recursos
estuvieron destinados a la implementación de
subestaciones, líneas de subtransmisión, redes
secundarias, transformadores de distribución y
alumbrado público en nueve regionales de CNEL
y la Empresa Eléctrica Galápagos.
Tabla 7.1
INVERSIÓN MANDATO CONSTITUYENTE No. 9
Distribuidora Inversión (MUSD) % Inversión
CNEL-Manabí 22,25 25%
CNEL-Guayas Los Ríos 16,35 18%
CNEL-El Oro 8,50 9%
CNEL-Esmeraldas 9,65 11%
CNEL-Sta. Elena 8,98 10%
CNEL-Los Ríos 7,20 8%
CNEL-Sucumbíos 6,56 7%
CNEL-Milagro 4,54 5%
CNEL-Bolívar 2,40 3%
E.E. Galápagos 3,42 4%
Total 89,84 100%
Luego de la inyección de recursos aprobada
por el Mandato Constituyente No. 9, los niveles
de pérdidas técnicas no llegaron a las metas
previstas, debido al estado general de las redes
de distribución. Las pérdidas técnicas se
presentan en las empresas por: la debilidad
estructural de sus sistemas, obsolescencia y
cargabilidad de sus redes y transformadores;
mientras que, las pérdidas no técnicas se presentan
debido a conexiones de acometidas
clandestinas e ilegales.
La meta 12.6.1 del PNBV 2009 – 2013 es: “Disminuir
a 11% las pérdidas de electricidad en distribución
al 2013”, mientras que, el PME 2009-
2020 fijó hitos intermedios de: 15,2% para el año
2010, 13,3% para el 2011, 11,8% para el 2012 y
10,9% para el 2013.
Para lograr esta meta, a mediados de 2010, se
elaboró el Plan Nacional de Reducción de Pérdidas
de Energía -PLANREP 2010-2013-, que requería
una inversión de USD 190 millones.
Las limitaciones financieras del PLANREP para
el año 2010, no permitieron cumplir la meta intermedia,
el CONELEC actualizó el referido Plan
para el período 2011-2013, por un monto de USD
175 millones.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 269
7.2.2. COBERTURA ELÉCTRICA
A NIVEL NACIONAL
La cobertura eléctrica es la relación entre el número
de abonados que disponen de suministro
eléctrico sobre el número total de viviendas en el
área de concesión de cada distribuidora. Una de
las a cumplir con el Objetivo No. 4 es “Garantizar
los derechos de la naturaleza y promover un ambiente
sano y sustentable” del PNBV al 2013, se
establece lo siguiente:
• Alcanzar el 97% de las viviendas con servicio
eléctrico.
• Alcanzar el 98% de las viviendas en zona urbana
con servicio eléctrico.
• Alcanzar el 96% de las viviendas en zona rural
con servicio eléctrico.
Tabla 7.2
PORCENTAJE DE COBERTURA POR DISTRIBUIDORA A DICIEMBRE 2010,
SEGÚN CENSO DE POBLACIÓN Y VIVIENDA 2010
Distribuidora Área Rural Área Urbana Total
CNEL-Bolívar 82,81% 90,85% 88,02%
CNEL-El Oro 94,32% 97,22% 96,73%
CNEL-Esmeraldas 76,01% 92,28% 86,23%
CNEL-Guayas Los Ríos 84,21% 90,42% 89,62%
CNEL-Los Ríos 84,82% 89,62% 88,03%
CNEL-Manabí 85,23% 91,85% 90,28%
CNEL-Milagro 88,51% 94,06% 92,56%
CNEL-Sta. Elena 84,05% 90,48% 87,68%
CNEL-Sto. Domingo 85,18% 95,18% 92,89%
CNEL-Sucumbíos 70,42% 91,06% 82,94%
E.E. Ambato 89,05% 97,49% 93,81%
E.E. Azogues 92,28% 98,29% 95,12%
E.E. Centro Sur 90,01% 97,42% 94,48%
E.E. Cotopaxi 87,22% 94,35% 91,06%
CAPÍTULO 7
E.E. Galápagos 96,65% 99,54% 99,09%
E.E. Norte 94,17% 98,58% 96,95%
E.E. Quito 98,52% 99,37% 99,14%
E.E. Riobamba 87,18% 95,33% 92,03%
E.E. Sur 87,40% 96,35% 93,34%
Eléctrica de Guayaquil 93,25% 93,25%
Total 89,03% 94,82% 93,35%

270
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 7.3
PORCENTAJE DE COBERTURA POR PROVINCIA A DICIEMBRE 2010
Provincia Área Rural Área Urbana Total
Azuay 95,18% 98,76% 97,46%
Bolívar 82,81% 90,85% 88,02%
Cañar 93,68% 96,93% 95,56%
Carchi 93,63% 99,12% 97,18%
Chimborazo 86,89% 95,33% 91,81%
Cotopaxi 87,31% 94,52% 91,44%
El Oro 94,12% 97,31% 96,79%
Esmeraldas 76,86% 92,09% 86,62%
Galápagos 96,65% 99,54% 99,09%
Guayas 87,40% 92,53% 92,13%
Imbabura 94,87% 98,53% 97,19%
Loja 89,48% 97,05% 94,63%
Los Ríos 85,84% 90,71% 89,52%
Manabí 83,92% 91,56% 89,76%
Morona Santiago 63,51% 87,05% 75,61%
Napo 77,71% 93,37% 86,81%
Orellana 67,70% 90,62% 80,51%
Pastaza 62,21% 94,62% 80,94%
Pichincha 98,36% 99,39% 99,11%
Santa Elena 83,55% 91,09% 88,10%
Santo Domingo de los Tsáchilas 87,79% 97,06% 95,51%
Subumbíos 74,21% 91,35% 84,97%
Tungurahua 94,39% 98,63% 96,75%
Zamora Chinchipe 81,00% 92,13% 87,78%
Zonas no Delimitadas 78,40% 78,40%
Total 89,03% 94,82% 93,35%
En la Tabla 7.2, se presentan los porcentajes de
cobertura en las distribuidoras según el Censo
de Población y Vivienda 2010, observándose que
CNEL-Sucumbíos tiene el menor porcentaje de cobertura
con 82.94%, principalmente por la falta
de cobertura en el área rural, mientras que la Empresa
Eléctrica Quito tiene un 99.14%, seguida
de la Empresa Eléctrica Galápagos con 99.09%,
ésta debido a su reducida área de concesión y
reducido número de clientes, lo que en la práctica
implica que en esa provincia se ha llegado a la
totalidad de cobertura de los requerimientos de
servicio eléctrico.
En la Tabla 7.3, se pueden ver los porcentajes de
cobertura, en el área rural y urbana, por provincia
a diciembre según el Censo de Población y Vivienda
2010.
La evolución de la cobertura desde el año 2002 al
2010, se puede observar en el Gráfico 7.4.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 271
Gráfico 7.4
EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA A NIVEL NACIONAL, PERíODO 2002-2010
94
92,6
93,4
92
90
(%) 88
86
86,0
87,0
88,0
88,8
90,0
90,4
91,3
84
82
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Los resultados del Censo de Población y Vivienda 2010, dieron como resultado los siguientes indicadores:
Tabla 7.4
NÚMERO DE VIVIENDAS CON SERVICIO ELÉCTRICO, SEGÚN CENSO DE POBLACIÓN Y VIVIENDA 2010
Variable No. Viviendas %
Red de empresa eléctrica de servicio público 3.493.549 93,19%
Panel solar 6.152 0,16%
Generador de luz (planta eléctrica) 15.638 0,42%
Otra fuente 37.663 1,00%
No tiene luz 195.917 5,23%
Total 3.748.919 100%
En función de las proyecciones del INEC en cuanto a población y los valores proyectados por las distribuidoras,
las estimaciones para la cobertura a nivel nacional para el período 2010-2020 se presentan en el Gráfico 7.5.
Gráfico 7.5
PROYECCIÓN DE LA COBERTURA A NIVEL NACIONAL, PERíODO 2010-2017
CAPÍTULO 7
94
92
90
(%) 88
86
93,4
94,3
95,2
96,1
97,0
97,9
98,8
99,7
84
82
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

272
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Además, de cumplirse las metas propuestas en el
2017, el 99,74% de las viviendas a nivel nacional
contarán con el suministro de energía eléctrica.
Se observa en los cuadros y gráficos anteriores
que los niveles de cobertura, especialmente en el
área rural de las provincias orientales, se mantuvieron
bajos debido principalmente a la extensión
territorial y a la dispersión de la población. Además,
las zonas no delimitadas presentan bajos
índices de cobertura.
7.2.3 ÍNDICE DE RECAUDACIÓN
El indicador de “Recaudación en los sistemas de
distribución”, se define como el cociente entre los
valores monetarios recaudados y facturados por
servicio eléctrico.
A diciembre de 2010, el porcentaje de recaudación
en las distribuidoras alcanzó el 96,34%,
como se indica en la Tabla 7.5.
Tabla 7.5
RECAUDACIÓN POR DISTRIBUIDORA A DICIEMBRE 2010
Grupo
Distribuidora
Valor
Facturado
por Servicio
Eléctrico
(MM USD)
Valor
Recaudado
por Servicio
Eléctrico
(MM USD)
Recaudación
por Servicio
Eléctrico
(%)
Corporación Nacional de Electricidad
Total CNEL
CNEL-Guayas Los Ríos 88,51 86,75 98,01%
CNEL-Manabí 65,97 53,04 80,40%
CNEL-El Oro 47,20 45,52 96,44%
CNEL-Milagro 34,18 30,72 89,88%
CNEL-Sto. Domingo 31,61 32,03 101,33%
CNEL-Sta. Elena 29,23 28,08 96,07%
CNEL-Esmeraldas 23,49 15,86 67,52%
CNEL-Los Ríos 20,33 13,12 64,54%
CNEL-Sucumbíos 13,71 11,05 80,60%
CNEL-Bolívar 5,59 4,44 79,43%
359,82 320,61 89,10%
Empresas Eléctricas
Eléctrica de Guayaquil 268,57 274,06 102,04%
E.E. Quito 248,35 100,16%
E.E. Centro Sur 58,57 94,56%
E.E. Ambato 38,16 96,15%
E.E. Norte 36,24 99,94%
E.E. Cotopaxi 23,20 96,71%
E.E. Sur 21,31 99,77%
E.E. Riobamba 20,70 99,71%
E.E. Azogues 6,40 92,49%
E.E. Galápagos 2,46 90,44%
Total Empresas Eléctricas
730,16 729,45 99,90%
TOTAL
1.089,98 1.050,06 96,34%

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 273
La disparidad en la gestión comercial de las distribuidoras
se aprecia en la Tabla 7.5, en la que se
presentan los porcentajes de recaudación de las
distribuidoras para el año 2010.
El Gráfico 7.6 muestra la distribución porcentual
de clientes de las distribuidoras para el año
2010, observándose el alto porcentaje que representan
los usuarios residenciales, mientras
que los usuarios industriales representan apenas
el 1%. En el Gráfico 7.7 se observa la energía
facturada, en MWh, para cada tipo de cliente en
el año 2010.
Gráfico 7.6
PORCENTAJE DE CLIENTES POR SECTORES DE CONSUMO
Comercial
10%
Industrial
1%
Otros
1%
A. Público
0%
Gráfico 7.6
Residencial
88%
Gráfico 7.7
CONSUMO DE ENERGÍA POR TIPO DE CLIENTE (AÑO 2010)
Alumbrado Público
812,034.89
6%
Comercial
2,672,330.40
19%
CAPÍTULO 7
Residencial
5,114,184.27
36%
Gráfico 7.7
Otros
1,061,303.67
8%
Industrial
4,416,760.43
31%

274
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En el Gráfico 7.8 se indica el número de abonados
de todas las distribuidoras por rangos de
consumo. Se puede ver que a nivel nacional, 350
000 abonados registran consumo cero, situación
que se puede presentar por: falta de actualización
en los sistemas comerciales de las distribuidoras
que mantienen registrados clientes que ya
no utilizan el servicio, medidores en mal estado,
usuarios convenidos, medidores abandonados,
entre otros.
Adicionalmente, se observa que muchos de los
usuarios con medidor de energía no hacen uso
adecuado del mismo, y realizan instalaciones
clandestinas para robar energía incrementando
las pérdidas no técnicas. Se observa también que
cerca de 200 000 abonados consumen entre 1 y
10 kWh/mes. Tal consumo equivale al uso de una
luminaria de 100 W por tres horas al día. Existen
además 1 900 000 abonados que consumen menos
de 110 kWh/mes, es decir, están cubiertos
por el subsidio de la Tarifa Dignidad.
Gráfico 7.8
DISTRIBUCIÓN DE FRECUENCIAS
Rango de Consuno
0
188.688
146.436
141.063
128.221
131.035
127.509
126.414
131.400
130.836
152.823
132.012
124.621
115.150
96.282
86.887
74.891
67.947
60.104
54.278
49.603
178.178
104.678
64.229
41.367
27.857
20.145
0
64.818
1- 10
21.387
11-20
Número de Abonados
21-30
31-40
41-50
51-60
61-70
71-80
81-90
91-100
101-100
111-120
121-130
131-140
141-150
151-160
161-170
171-180
181-190
191-200
201-250
251-300
301-350
351-400
401-450
451-500
501-1000
1001-2000
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
348.357
350.000
400.000
En los Gráficos 7.9 y 7.10, se presenta el porcentaje
de recaudación de las regionales de CNEL
y las empresas eléctricas, así como la diferencia
entre lo facturado y lo recaudado por las mismas.
La diferencia total a nivel nacional muestra que
las empresas dejaron de recaudar USD 38 millones
en el año 2010, de los cuales USD 13 millones
corresponden a la CNEL-Manabí. Los bajos
índices de recaudación en algunas empresas, se
deben principalmente: a la debilidad de los sistemas
comerciales, que no cuentan con herramientas
adecuadas para su gestión comercial; a
la falta de cultura de pago en ciertas áreas; y, a
la negativa de cumplimiento aduciendo falta de
calidad en el servicio.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 275
Gráfico 7.9
FACTURACIÓN vs. RECAUDACIÓN, REGIONALES DE CNEL, AÑO 2010
CNEL-Guayas Los Ríos
98,01%
CNEL-Bolívar
79,43%
CNEL-Manabi
80,40%
90
80
CNEL-Sucumbíos
80,60%
CNEL-El Oro
96,44%
70
60
CNEL-Los Río
64,54%
CNEL-Milagro
89,88%
MW USD
50
40
30
CNEL-Esmeraldas
67,52%
CNEL-Sta. Elena
96,07%
CNEL-Sto. Domingo
101,33%
20
10
0
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Manabi
CNEL-El Oro
CNEL-Milagro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Los Río
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Bolívar
CAPÍTULO 7
Facturación (MM USD)
Recaudación (MM USD)

276
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 7.10
FACTURACIÓN vs. RECAUDACIÓN, EMPRESAS ELÉCTRICAS, AÑO 2010
E.E. Galápagos
90,44%
E.E. Azogues
92,49%
Eléctrica de Guayaquil
102,04%
300
E.E. Riobamba
99,71%
E.E. Quito
100,16%
250
200
E.E. Sur
99,77%
E.E. Centro Sur
94,56%
150
100
E.E. Norte
99,94%
E.E. Ambato
96,15%
50
0
Eléctrica de
Guayaquil
E.E. Quito
E.E. Centro Sur
E.E. Ambato
E.E. Norte
E.E. Cotopaxi
E.E. Sur
E.E. Riobamba
E.E. Azogues
MW USD
E.E. Cotopaxi
96,71%
E.E. Galápagos
Facturación
Recaudación

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 277
7.2.4 ÍNDICE CALIDAD DE SERVICIO
El CONELEC recibe el reporte por parte de las
distribuidoras de los indicadores de calidad del
servicio técnico y comercial.
La calidad del servicio técnico se mide, de acuerdo
a la normativa vigente, usando los indicadores:
Frecuencia media de interrupción por kVA instalado
(FMIk) y Tiempo total de interrupción (TTIk).
Para el año 2010, en el Gráfico 7.11 se observa
la FMIk reportada por las distribuidoras en el SIS-
DAT y, en el Gráfico 7.12 se observan los valores
del TTIk.
Tabla 7.6
LÍMITES ANUALES ADMISIBLES PARA FMIk y TTIk
Índice
Límite anual máximo
FMIk red (Número de veces/año) 4
TTIk red (Número de horas/año) 8
El promedio de interrupción en el 2010 está alrededor
de 33 horas al año, mientras que lo permitido
por el ente regulador es de 8 horas. Los índices
presentados en los Gráficos 7.11 y 7.12 reflejan los
reportes de las distribuidoras, los cuales no siempre
se ajustan a la realidad debido a la dificultad
de llevar el registro de los indicadores de calidad
técnica, por lo tanto, la situación real, en algunos
casos, es peor que la descrita en los gráficos.
Gráfico 7.11
FMIk año 2010
100,0
90,0
80,0
90,9
84,8
Número de interrupciones
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
63,1
47,0
32,8
29,0
24,2 23,4
CAPÍTULO 7
20,0
19,3 17,4 16,8
10,0
9,4
8,2 7,6 6,2 5,7 5,5 5,1
0,0
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Manabi
CNEL-El Oro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Milagro
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Bolívar
E.E. Galápagos
E.E. Norte
CNEL-Esmeraldas
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Riobamba
E.E. Sur
Eléctrica de Guayaquil
E.E. Cotopaxi
E.E. Quito
2,9 2,7
FMlk 2012
Límite máximo

278
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 7.12
TTIk año 2010
160,0
140,0
139,1
120,0
100,0
80,0
72,6
66,4 64,8 62,9
34,4 32,6 31,4
26,4 24,5 21,7 21,0 18,1
12,4 11,4 10,7 10,1
60,0
40,0
20,0
4,1 3,9 2,7
0,0
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Los Ríos
CNEL-Milagro
CNEL-Manabi
CNEL-Sto. Domingo
E.E. Galápagos
E.E. Norte
CNEL-Bolívar
CNEL-El Oro
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Esmeraldas
E.E. Azogues
E.E. Riobamba
E.E. Sur
E.E. Ambato
E.E. Centro Sur
Eléctrica de Guayaquil
E.E. Cotopaxi
E.E. Quito
TTlk 2010
Límite máximo
Debido a las limitaciones en la asignación de
recursos económicos para la ejecución de proyectos
de la expansión y mejora de las redes de
distribución, en la actualidad existen problemas
en la calidad del suministro de energía eléctrica,
que afecta a toda la sociedad. Esto se debe a
que las distribuidoras no cuentan con sistemas
de información de los clientes asociados a la red
eléctrica, en el momento de una interrupción no
es posible conocer el número y tipo de clientes
afectados, pero se estima un impacto importante
al sector productivo, lo que influye directamente
en el desarrollo del país.
7.2.4.1 CALIDAD DEL PRODUCTO
Los aspectos de calidad del producto que de
acuerdo a la normativa vigente deben evaluar las
distribuidoras son: niveles de voltaje, perturbaciones
de la onda de voltaje (armónicos y flicker) y
factor de potencia.
En las Tablas 7.7, 7.8, 7.9 y 7.10, se muestran
los índices de Calidad del Producto de 2010, por
cada punto de medición por distribuidora.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 279
Tabla 7.7
ESTADO DE CUMPLIMIENTO DE MEDICIONES Y CALIDAD DE LA ONDA DE VOLTAJE
(BARRAS DE MEDIO VOLTAJE DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN – AÑO 2010
Distribuidora
Cumplimiento Número de Mediciones
Mediciones
requeridas
Mediciones
realizadas
Porcentaje de
cumplimiento (%)
Calidad General de la
Onda de Voltaje
Barras con niveles
de VOLTAJE
ICP (%)
CNEL-Bolívar 36 0 - 0 n.d.
CNEL-El Oro 48 44 91,7 44 100,0
CNEL-Esmeraldas 36 18 50,0 15 83,0
CNEL-Guayas Los Ríos 61 61 100,0 61 100,0
CNEL-Los Ríos 48 0 - 0 n.d.
CNEL-Manabí 72 0 - 0 n.d.
CNEL-Milagro 36 46 100,0 44 96,0
CNEL-Sta. Elena 36 36 100,0 36 100,0
CNEL-Sto. Domingo 36 36 100,0 35 97,0
CNEL-Sucumbíos 36 16 44,4 15 94,0
E.E. Ambato 36 29 80,6 29 100,0
E.E. Azogues 12 12 100,0 12 100,0
E.E. Centro Sur 36 36 100,0 36 100,0
E.E. Cotopaxi 36 32 88,9 32 100,0
E.E. Galápagos 36 24 66,7 24 100,0
E.E. Norte 36 21 58,3 21 100,0
E.E. Quito 108 108 100,0 108 100,0
E.E. Riobamba 36 36 100,0 36 100,0
E.E. Sur 48 36 75,0 36 100,0
Eléctrica de Guayaquil 108 83 76,9 81 98,0
TOTAL 937 674 71,9 665 99,0
CAPÍTULO 7

280
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 7.8
ESTADO DE CUMPLIMIENTO DE MEDICIONES Y CALIDAD DE LA ONDA DE VOLTAJE
(TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN – AÑO 2010)
Distribuidora
Cumplimiento Número de Mediciones
Mediciones
requeridas
Mediciones
realizadas
Porcentaje de
cumplimiento (%)
Calidad General de la
Onda de Voltaje
Barras con niveles
de VOLTAJE
adecuados
ICP (V)
(%)
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
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Cotopaxi
E.E. Galápagos
E.E. Norte
E.E. Quito
E.E. Riobamba
E.E. Sur
Eléctrica de Guayaquil
TOTAL
60 5 8,3
5 100,0
143 111 77,6
106 95,0
84 35 41,7
31 89,0
423 0 -
0 n.d.
192 0 -
0 n.d.
349 20 5,7
16 80,0
120 180 100,0
142 79,0
96 45 46,9
45 100,0
193 191 99,0
189 99,0
67 31 46,3
21 68,0
157 152 96,8
151 99,0
60 64 100,0
58 91,0
253 253 100,0
248 98,0
108 90 83,3
86 96,0
60 12 20,0
12 100,0
228 218 95,6
202 93,0
619 619 100,0
591 95,0
144 140 97,2
135 96,0
204 153 75,0
140 92,0
456 335 73,5
313 93,0
4.016 2.654
66,1 2.491 94,0

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 281
Tabla 7.9
ESTADO DE CUMPLIMIENTO DE MEDICIONES Y CALIDAD DE LA ONDA DE VOLTAJE
(NIVELES DE ARMÓNICOS Y FLICKER EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN – AÑO 2010)
Calidad General de la Onda de Voltaje
Distribuidora
Cumplimiento Número de Mediciones
Transformadores
con niveles de
ARMÓNICOS
adecuados
Transformadores con
niveles de FLICKER
adecuados
Mediciones
requeridas
Mediciones
realizadas
Porcentaje de
cumplimiento (%)
Número
ICP (A)
(%)
Número
ICP (F)
(%)
CNEL-Bolívar
60 5
8,3
5
100,0
5
100,0
CNEL-El Oro
143 111
77,6
110
99,0
104
94,0
CNEL-Esmeraldas
84 35
41,7
34
97,0
34
97,0
CNEL-Guayas Los Ríos
423 0
-
0
n.d.
0
n.d.
CNEL-Los Ríos
192 0
-
0
n.d.
0
n.d.
CNEL-Manabí
349 20
5,7
15
75,0
19
95,0
CNEL-Milagro
120 180
100,0
180
100,0
172
96,0
CNEL-Sta. Elena
96 45
46,9
45
100,0
43
96,0
CNEL-Sto. Domingo
193 191
99,0
189
99,0
187
98,0
CNEL-Sucumbíos
67 31
46,3
27
87,0
26
84,0
E.E. Ambato
157 152
96,8
150
99,0
143
94,0
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Cotopaxi
E.E. Galápagos
E.E. Norte
60 64
253 253
108 90
60 12
228 218
100,0
100,0
83,3
20,0
95,6
64
251
87
12
199
100,0
99,0
97,0
100,0
91,0
58
224
51
12
203
91,0
89,0
57,0
100,0
93,0
CAPÍTULO 7
E.E. Quito
619 619
100,0
604
98,0
577
93,0
E.E. Riobamba
144 140
97,2
126
90,0
136
97,0
E.E. Sur
204 153
75,0
143
83,0
133
87,0
Eléctrica de Guayaquil
456 335
73,5
334
100,0
286
85,0
TOTAL
4.016 2.654
66,1
2.575
97,0
2.413
91,0

282
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 7.10
ESTADO DE CUMPLIMIENTO DE MEDICIONES Y CALIDAD DE LA ONDA DE VOLTAJE
(NIVELES DE ARMÓNICOS Y FLICKER CONSUMIDORES DE BAJO VOLTAJE – AÑO 2010
Distribuidora
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
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Cotopaxi
E.E. Galápagos
E.E. Norte
E.E. Quito
E.E. Riobamba
E.E. Sur
Eléctrica de Guayaquil
TOTAL
Cumplimiento Número de Mediciones
Mediciones
requeridas
120
210
120
288
120
278
145
120
168
120
245
120
340
120
120
226
979
172
168
570
4.749
Mediciones
realizadas
0
137
0
0
0
34
173
59
158
113
205
110
340
100
40
193
984
172
125
550
3.493
Porcentaje de
cumplimiento (%)
-
65,2
-
-
-
12,2
100,0
49,2
94,0
94,2
83,7
91,7
100,0
83,3
33,3
85,4
100,0
100,0
74,4
96,5
73,6
Calidad General de la
Onda de Voltaje
Consumidores BV
con niveles de
VOLTAJE adecuados
0
125
0
0
0
27
157
56
153
59
205
96
327
85
34
176
947
169
113
527
3.256
ICP (%)
n.d.
91,0
n.d.
n.d.
n.d.
79,0
91,0
95,0
97,0
52,0
87,0
96,0
85,0
85,0
91,0
96,0
98,0
90,0
96,0
93,0

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 283
7.2.5 INFRAESTRUCTURA
7.2.5.1 ACTIVOS
El grado de desarrollo de la electrificación de las
diferentes distribuidoras en su área de concesión,
el nivel de cobertura, la calidad y continuidad del
servicio, la densidad de carga (grado de industrialización,
de desarrollo urbanístico y de relación
urbano rural), el estado de las instalaciones por
su vida útil, aspectos ambientales, entre otros,
son elementos que podrían ser utilizados para
establecer índices de desempeño de las distribuidoras,
así como para realizar comparaciones
respecto de las inversiones requeridas entre una
distribuidora con otra. En todo caso, el índice de
inversión por abonado es un criterio razonable
para evaluar y justificar las inversiones planteadas
por las distribuidoras para la expansión de
sus sistemas eléctricos.
En la Tabla 7.11 se muestran las principales características
de infraestructura de las distribuidoras
a diciembre de 2010.
Tabla 7.11
INFRAESTRUCTURA DE LAS DISTRIBUIDORAS, AÑO 2010
Grupo
Empresa
Subestaciones
de Distribución
(MVA)
Líneas de
subtransmisión
(km)
Redes de
Medio
Voltaje
(km)
Transformadores
de Distribución
(MVA)
Redes de
Bajo
Voltaje
(km)
Cantidad (#)
Luminarias
Potencia (kW)
Acometidas
Medidores
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
Total CNEL
Corporación Nacional de
ElectricidadCNEL
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Cotopaxi
E.E. Galápagos
E.E. Norte
E.E. Quito
E.E. Riobamba
E.E. Sur
Eléctrica de Guayaquil
Total Empresas Eléctricas
TOTAL
Empresas Eléctricas
23
196
144
283
65
313
173
116
107
120
109
259
286
380
98
722
231
184
160
133
745
3.455
2.307
1.820
1.595
8.389
2.123
1.425
4.216
2.565
283
167
417
130
547
164
165
219
87
1.306
4.159
1.454
5.489
1.597
14.006
956
1.434
1.522
2.463
10.479
62.454
25.731
49.548
13.548
92.220
31.476
28.679
33.340
18.438
2.427
11.069
5.188
10.249
3.053
21.060
5.769
4.839
4.889
2.344
52.410
193.075
101.239
257.071
88.245
255.229
126.088
101.851
115.549
62.380
52.044
186.158
92.386
235.462
88.245
247.519
126.088
101.851
143.683
61.318
1.540 2.562 28.640 2.181 34.386 365.913 70.884 1’353.137 1’334.754
195
13
261
115
14
156
1.456
116
110
1.050
3.485
5.025
119
27
274
116
12
243
268
155
554
229
1.996
4.558
4.138
627
7.392
2.733
174
4.846
7.113
3.181
6.644
1.142
37.990
66.630
259
27
445
108
13
318
2.041
153
172
1.491
5.027
7.207
6.079
1.066
9.963
4.253
210
5.049
6.429
3.780
3.737
2.979
43.545
77.930,29
51.015
9.979
78.537
27.714
2.234
60.433
198.911
25.199
39.164
134.583
627.769
993.682
7.778
1.459
12.951
4.116
248
7.591
29.374
3.617
4.797
20.769
92.700
163.584
211.144
30.796
246.412
101.346
6.777
137.215
418.078
140.604
111.058
498.061
1’901.491
3’254.628
211.144
30.797
299.507
101.544
8.264
195.110
849.325
145.638
155.238
571.964
2’568.531
3’903.285
CAPÍTULO 7

284
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
7.2.5.2 SOPORTE TECNOLÓGICO
A pesar de que los sistemas tecnológicos de apoyo
son indispensables para mejorar la gestión comercial,
técnica, operativa y empresarial, la mayoría
de distribuidoras no los tienen, tal como se
indica en la Tabla 7.12.
Para garantizar el servicio y mantener niveles de
calidad aceptables, es indispensable disponer de
una infraestructura acorde con las necesidades
de los usuarios en el área de concesión de cada
distribuidora. Los sistemas de apoyo facilitan la
gestión operativa, reducen los tiempos de intervención
y posibilitan una planificación adecuada.
Las carencias detectadas en los párrafos anteriores,
obligan a planificar inversiones acordes con
la realidad de cada distribuidora y muestran que,
en los últimos años, en unos casos las inversiones
realizadas no han sido suficientes y en otros, se
han realizado inversiones en obras no prioritarias.
Tabla 7.12
SISTEMAS DE APOYO DISPONIBLES EN LA DISTRIBUIDORAS
CRONOGRAMA DE IMPLANTACIÓN DE LOS SISTEMAS DE GESTIÓN CRÍTICA
EMPRESA
SIC Etapa 1 SIC ÚNICO
SIG
SAT
Línea Base Estado Actual Línea Base Estado Actual Línea Base Estado Actual Línea Base Estado Actual
E.E. Ambato PROPIO
PROPIO Otros Homologado
E.E. Azogues PROPIO SICO En Proceso
E.E. Centro Sur SICO
En Proceso ARGIS/ARCFM Otros
CNEL Bolívar
PROPIO
CNEL El Oro PROPIO SICO ARGIS/ARCFM Otros
CNEL Esmeraldas PROPIO SISCOM
CNEL Guayas-Los Ríos PROPIO SISCOM
CNEL Los Ríos PROPIO SICO
Multispeak/CIM
CNEL Manabí PROPIO SICO En Proceso
Homologado
CNEL Milagro
PROPIO
No Tienen
CNEL Sta. Elena PROPIO Homologandose
CNEL Sto. Domingo
PROPIO
Otros
CNEL Sucumbíos PROPIO Homologandose PROPIO
E.E. Cotopaxi
PROPIO
Otros
Eléctrica de Guayaquil PROPIO SISCOM En Proceso INTERGRAPH INTERGRAPH Otros
E.E. Galápagos PROPIO SICO
E.E. Norte PROPIO SISCOM En Proceso
E.E. Quito SISCOM
En Proceso PROPIO Multispeak/CIM Otros En Proceso
E.E. Riobamba PROPIO Homologandose
E.E. Sur PROPIO Homologandose
Otros
Otros

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 285
SCADA DMS OMS SGM AMI-AMR
Línea Base Estado Actual Línea Base Estado Actual Línea Base Estado Actual Línea Base Estado Actual Línea Base Estado Actual
TERCERO En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso
En Proceso En Proceso En Proceso
TERCERO En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso
TERCERO
TERCERO En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso
En Proceso
CAPÍTULO 7
TERCERO En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso
En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso
TERCERO En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso
TERCERO En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso

286
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
7.2.6 ÍNDICE DE EFICIENCIA DE LA GES-
TIÓN DE OPERACIÓN Y MANTENI-
MIENTO DE LA RED ELÉCTRICA
El desempeño de las empresas es generalmente
evaluado en base a indicadores de eficiencia
y productividad. Entendiéndose como eficiencia
productiva o económica a la capacidad de
la empresa para producir un producto a un
costo mínimo.
Para el caso del sector eléctrico de distribución,
se han realizado algunos estudios de benchmarking
enfocados a medir la eficiencia de la gestión
de operación y mantenimiento de la red. En los
análisis de los costos de operación y mantenimiento,
se ha considerado la relación de estos
con variables tales como: número de trabajadores,
número de clientes, tipos de clientes, kilómetros
de red, áreas de concesión y otras.
En el Gráfico 7.13 se determina que la eficiencia
en la operación y mantenimiento de la red de las
empresas eléctricas están en un rango promedio
del 61% al 62%, es decir, del total de costos previstos
por año por las empresas existe un 39%
que la empresa podría reducir si su gestión sería
comparada con empresas de la región.
Gráfico 7.13
RESULTADOS DE LA CONSULTORÍA DE EFICIENCIA EN O Y M
100 %
- - - promedio
Scores Frontera Estocástica (SFA)
Empresas de Ecuador
Best Performers
80 %
60 %
40 %
62.7%
Estudio de Consultora Internaciòn 2007
20 %
Worst Performers
0 %
ECUADOR54
ECUADOR42
ECUADOR46
ECUADOR53
ECUADOR50
ECUADOR45
ECUADOR40
ECUADOR52
ECUADOR48
ECUADOR51
ECUADOR41
ECUADOR47
ECUADOR49
ECUADOR
ECUADOR44
ECUADOR55
ECUADOR39
Parte importante del problema del sector, es la
deficiente gestión empresarial de la mayoría de
distribuidoras eléctricas; situación que incide
desfavorablemente en la calidad, confiabilidad
y continuidad del servicio de energía eléctrica
que brindan.
7.2.7 RESUMEN DEL DIAGNÓSTICO
POR DISTRIBUIDORA
Una vez analizados en profundidad los ejes fundamentales
de la problemática, es posible evaluar y
comparar, con la ayuda de los índices propuestos

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 287
la situación, tanto de cada distribuidora, como de
la distribución en general. En este sentido, en la
Tabla 7.13 y Gráfico 7.13, se presenta una ponderación
de los índices por distribuidora.
Para cada uno de los índices, se han dado puntuaciones,
de menor a mayor, de 1 a 20, excepto para
el tema de infraestructura en el que la puntuación
fue de 1 a 3, basada en el soporte tecnológico
existente en las distribuidoras; entendiéndose
que 1 punto corresponde a las empresas que no
disponen de ningún tipo de soporte, y 3 puntos a
las distribuidoras que tienen implementado sistema
SCADA, GIS y software adicional. De ahí que
la más alta calificación que se podría obtener es
de 83 puntos.
Tabla 7.13
ÍNDICES POR DISTRIBUIDORA
CALIDAD DE
DISTRIBUIDORA PÉRDIDAS COBERTURA RECAUDACIÓN SERVICIO INFRAESTRUCTURA TOTAL
CNEL-Los Ríos
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Manabí
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Bolívar
CNEL-El Oro
CNEL-Milagro
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Sta. Elena
E.E. Norte
E.E. Sur
E.E. Galápagos
E.E. Riobamba
E.E. Ambato
E.E. Cotopaxi
Eléctrica de Guayaquil
E.E. Centro Sur
E.E. Azogues
E.E. Quito"
2
4
1
5
10
7
3
6
12
9
14
13
17
11
16
15
8
19
20
18
1
2
5
3
8
16
17
14
4
13
12
6
20
15
9
10
11
7
19
18
3
5
4
2
1
6
11
10
19
8
9
7
14
16
15
12
20
17
13
18
3
2
4
9
19
7
6
11
5
13
8
16
1
10
14
20
18
15
12
17
1
1
2
1
1
3
2
2
3
1
2
3
2
2
3
3
3
3
2
3
10
14
16
20
39
39
39
43
43
44
45
45
54
54
57
60
60
61
66
74
CAPÍTULO 7
Se observa que las distribuidoras que exhiben
menores puntajes son las Regionales de CNEL.
A pesar de que en este Plan se ha realizado un
análisis específico de cada eje de la problemática,
es necesario establecer satisfactoriamente las
estrategias para enfrentar sistemáticamente los
puntos críticos de cada distribuidora y del conjunto.
El análisis realizado deberá servir como herramienta
para discriminar y priorizar las acciones a
desarrollarse ya sea en una distribuidora en particular
o en grupos de distribuidoras. Por ejemplo:
la CNEL-Manabí y la Eléctrica de Guayaquil
requieren mayor atención respecto de sus niveles
de pérdidas; las Regionales CNEL-Bolívar y CNEL-
Esmeraldas, requieren atención en recaudación; y
respecto de cobertura, requieren atención CNEL-
Sucumbíos y CNEL-Los Ríos.

288
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Cabe señalar que, en ciertos casos, los indicadores podrían sugerir puntajes erróneos ya que la
limitada capacidad de gestión de información de ciertas distribuidoras implican error en la información
remitida al CONELEC, de ahí que una acción imprescindible, a ser implementada en el
corto plazo, es un programa de inversión, orientado al mejoramiento de la gestión de información
de las distribuidoras.
Gráfico 7.14
ÍNDICES POR DISTRIBUIDORA
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
E.E. Azogues
E.E. Centro
Sur
E.E. Quito
E.E. Galápagos
E.E. Ambato
E.E. Cotopaxi
E.E. Norte
E.E. Sur
CNEL Sto.
Domingo
E.E. Riobamba
CNEL Bolivar
CNEL Sta.
Elena
Eléctrica de
Guayaquil
CNEL El Oro
CNEL Guayas
Los Ríos
CNEL
Esmeraldas
CNEL
Sucumbíos
CNEL Milagro
CNEL Los Ríos
CNEL Manabi
Pérdidas
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Cobertura
19
7
18
20
9
10
12
6
4
15
8
13
11
16
14
3
2
17
1
5
Recaudación
13
17
18
14
15
12
9
7
19
16
1
8
20
6
10
2
5
11
3
4
Calidad de Servicio
12
15
17
1
14
20
8
16
5
10
19
13
18
7
11
9
2
6
3
4
7.3 BARRERAS EN LA
EJECUCIÓN DEL PLAN DE
EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Adicional a los seis ejes fundamentales analizados
anteriormente, es necesario incorporar elementos
relevantes relacionados con las barreras
presentes en la ejecución de los planes de expansión
y mejora de los sistemas de distribución.
7.3.1 ANTECEDENTES
Mediante Resolución No.138/08, de 27 de noviembre
de 2008, el Directorio del CONELEC aprobó
y puso en vigencia la Regulación No. CONELEC
013/08, identificada como: “REGULACIÓN COM-
PLEMENTARIA No. 1 PARA LA APLICACIÓN DEL
MANDATO CONSTITUYENTE No. 15”.
En el numeral 30 de la citada regulación se establece
lo siguiente:
“ESTUDIOS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.
La planificación de la expansión de los sistemas de
distribución para atender el crecimiento de la demanda,
cumpliendo con los requerimientos de calidad de
servicio, que se establezcan en la normativa aplicable,
será realizada obligatoriamente por la empresa
encargada de la prestación del servicio público de

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 289
distribución y comercialización, con un horizonte de
diez (10) años y una vez aprobada por el CONELEC,
formará parte del Plan Maestro de Electrificación. El
plan de expansión deberá ser remitido al CONELEC,
con fines de aprobación, hasta el 31 de marzo de
cada año.”
7.3.2 ANÁLISIS
Conforme al numeral anterior, las empresas de
distribución de electricidad presentan anualmente
al CONELEC planes de expansión decenales
de sus sistemas, basados en diagnósticos y estudios
técnicos de soporte, como los estudios
de flujo de potencia y cortocircuitos. Estos planes
contemplan los requerimientos en: líneas de
subtransmisión, subestaciones de distribución,
circuitos primarios, transformadores de distribución,
alumbrado público, redes de media y baja
tensión, requeridos para satisfacer la demanda
de energía eléctrica en su área de concesión.
Sin embargo, en la revisión de los planes existen
muchos inconvenientes e inconsistencias en los
proyectos que presentan la mayoría de las empresas,
citándose:
• Es necesario que las empresas dispongan
de planos, diagramas y bases de datos con
toda la información de las redes de distribución,
a fin de mantener un control sobre
sus instalaciones.
ejemplo, se ejecutaron subestaciones pero
no la línea de subtransmisión.
• En algunos casos se ha observado que los
proyectos entregados por las distribuidoras
han sido presentados en varios programas
causando duplicidad en los presupuestos.
Uno de los principales problemas han sido
los constantes retrasos en tiempos y montos
de los recursos económicos asignados para
cumplir con el Plan de Expansión, lo cual ha
ocasionado retrasos en la ejecución y en los
resultados esperados.
7.3.3 PROPUESTA DE LOS PLANES
Considerando los seis puntos establecidos en
el diagnóstico y las barreras encontradas para
realizar un Plan de Expansión de Distribución,
se definen un conjunto de acciones orientadas a
conducir sistemáticamente un proceso de mejoramiento
de la distribución, planteando programas
de gestión, expansión, mejora y reducción de
pérdidas, planificados con visión de corto, mediano
y largo plazo.
Gráfico 7.15
PLANES PROPUESTOS PARA ENFRENTAR
LA PROBLEMÁTICA DE LA DISTRIBUCIÓN
• Dentro de la estructura organizativa de algunas
empresas, se requiere implementar un
departamento de Planificación, con todas
las herramientas, talento humano y soporte
tecnológico necesario.
• Debido a la falta de infraestructura adecuada
o actualizada, en algunas empresas
existen inconvenientes en la presentación de
información, la cual a veces resulta inexacta
o poco confiable para la elaboración de indicadores
finales.
PMD
SIGDE
PLANREP FERUM
CAPÍTULO 7
• Debido a la poca planificación no se han diseñado
proyectos integrales que, en muchos
casos no tienen el impacto deseado, por

290
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
En el Gráfico 7.15 se muestra la composición de
la Expansión de la Distribución, el mismo que
consta de los siguientes planes para aplicación
en el corto, mediano y largo plazo:
• SIGDE: El Sistema Integrado para la Gestión
de la Distribución Eléctrica, se centra
en la mejora sistemática de la gestión técnica,
comercial y financiera de las empresas
de distribución.
• PMD: El Plan de Mejoramiento de los Sistemas
de Distribución, se centra en ampliar las
redes de distribución, mejorando los índices
de calidad, cobertura y reducción de pérdidas.
• PLANREP: El Plan de Reducción de Pérdidas,
tiene por objetivo mejorar la eficiencia
energética del país, contribuyendo a las metas
propuestas en el Plan Nacional para el
Buen Vivir (PNBV).
• FERUM: El Plan de Energización Rural y Electrificación
Urbano Marginal, tiene como finalidad,
el desarrollo humano y social, crecimiento
económico de las áreas beneficiadas
y mejorar la calidad de vida de la población.
A continuación se detallan los citados planes que
comprenden proyectos cuya implementación permitirán
mejorar los índices de pérdidas, ampliar
la cobertura, mejorar la recaudación, calidad, infraestructura
y gestión de las distribuidoras.
7.4 PLAN DE
MEJORAMIENTO DE LOS
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
7.4.1 PROGRAMA DEL SISTEMA
INTEGRADO PARA MEJORAR LA
GESTIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA “SIGDE”
Hasta el año 2008, el Sector de la Distribución
Eléctrica en el país, estaba conformado por 20
empresas distribuidoras con sus respectivas
áreas de concesión, en la mayoría de ellas el accionista
mayoritario fue el Fondo de Solidaridad,
quién al término de su vida jurídica transfirió las
acciones al Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable -MEER-, pasando este a ser el nuevo
accionista de las Empresas de Generación, Transmisión
y Distribución de energía eléctrica.
Durante el primer trimestre del año 2009, se conformó
la Corporación Nacional de Electricidad
Sociedad Anónima -CNEL-, que agrupa a diez empresas
distribuidoras, mismas que pasaron a ser
Gerencias Regionales : Bolívar, El Oro, Esmeraldas,
Guayas-Los Ríos, Los Ríos, Manabí, Milagro,
Santa Elena, Santo Domingo y Sucumbíos. La
decisión de fusionar estas empresas partió con
las disposiciones emanadas por el Mandato Constituyente
No. 15, de 23 de julio de 2008, que en
su transitoria tercera, faculta la fusión de empresas
del Sector y determina que el ente Regulador
facilite los mecanismos para su consecución, por
lo tanto, el CONELEC, el 10 de marzo de 2009,
autorizó la cesión de derechos y obligaciones
de las diez distribuidoras fusionadas a favor de
la CNEL para operar en el sector eléctrico nacional
como Empresa Distribuidora de Electricidad.
Las Empresas Eléctricas Distribuidoras: Norte,
Quito, Cotopaxi Ambato, Riobamba, Azogues,
Centro Sur, Sur y Galápagos, continuaron como
sociedades anónimas. El sistema de distribución
de electricidad en el puerto principal es operado
por la Unidad de Generación, Distribución y Comercialización
de Energía Eléctrica de Guayaquil
-Eléctrica de Guayaquil-, creada mediante Decreto
Ejecutivo 1786, de 18 de junio de 2009.
Las asimetrías entre empresas distribuidoras y
los resultados de gestión poco satisfactorios de la
mayoría de ellas, han orientado a la búsqueda de
alternativas de cambio, como la implementación
y adopción de modelos de gestión basados en las
buenas prácticas locales, regionales y de empresas
de clase mundial, que permitirán al sector de
la distribución eléctrica ser más eficientes y convertirse
en el motor del desarrollo del país. Para
lograr este fin se hace necesario una alta disponibilidad
y confiabilidad de la información, para
una acertada toma de decisiones y con esto poder
estructurar planes de acción sustentados, que permitan
mejorar los resultados, en los ámbitos de:

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 291
• Reducción de pérdidas.
• Mejorar la calidad del servicio eléctrico.
• Mejorar la atención y satisfacción
del cliente.
• Los planes de la inversión para la expansión.
• Optimizar los proyectos que se ejecutan a
través del Fondo de Reposición.
• Optimización de gastos de operación y
mantenimiento, entre otros.
A finales de la década de los ochenta, las Empresas
de Distribución Eléctrica comenzaron a
apoyarse en la Tecnología de la Información y
Comunicaciones (TIC) para mejorar su gestión, y
es así que algunas de ellas, fueron desarrollando
internamente aplicaciones informáticas que atendían
problemas de los diferentes departamentos
dentro de las empresas, lo cual fue creando y generando
“islas de información”, caracterizadas
por la falta de estandarización de la información
entre los diferentes procesos y sistemas que soportan
estos, lo cual ha llevado a la duplicidad de
esfuerzos y recursos.
El replantear la forma de gestión de una empresa
eléctrica, requiere, además de tener la referencia
de un Modelo de Intercambio de Información
Común (CIM), como proponen las normas IEC
61968 e IEC 61970, reforzar en los siguientes
temas: procesos, modelos de información unificados,
homologación semántica, sistemas, tecnología,
estructura organizacional, capacitación,
potencialización del talento humano y niveles de
servicios (Gráfico 7.16).
Gráfico 7.16
MODELO DE INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN COMÚN
Navegando al Interior de un Marco de trabajode ArquitecturaEmpresarial
Qué Cómo Dónde Quién Cuándo Porqué
1
Contextual
Visionador
2
3
Conceptual
Lógica
Modelador
Negocio
Diseñador
CAPÍTULO 7
4
Física
Implementado
5
Deployment
Integrador
6
Execución
Usuario final
Tomado: Framework Zachman (www.zifa.com)

292
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
De lo expuesto anteriormente, y dada la necesidad
de mejorar la gestión actual de las EDs,
en mayo de 2009 se suscribió un “Convenio de
Cooperación Interinstitucional para el Fortalecimiento
del Sector de la Distribución Eléctrica”
entre el Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable y todas las Empresas Eléctricas
Distribuidoras del País, en el cual, se establece
el compromiso de las máximas autoridades del
sector para mejorar la gestión integral de las
EDs; para llevar adelante este objetivo el MEER
diseñó el Proyecto SIGDE, que actualmente se
encuentra en ejecución.
7.4.1.1 OBJETIVOS
El objetivo del SIGDE es mejorar y fortalecer la
gestión de las empresas eléctricas del país, para
incrementar su eficiencia y eficacia, mediante la
implantación de un modelo de gestión, que privilegie
la homologación de: procesos, procedimientos,
modelo común de información (CIM),
estructuras, sistemas y tecnología, aprovechando
siempre las mejores prácticas de cada una de las
Distribuidoras a nivel nacional e internacional,
apoyado por el talento de sus trabajadores.
7.4.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Alinearse al Plan Maestro de Electrificación.
2. Fortalecimiento de la gestión comercial, con
el propósito de obtener un sistema de información
comercial único a nivel nacional que
integre las mejores prácticas de las empresas,
sobre la base de los Sistemas de Información
Comercial de la EEQSA y de la CEN-
TROSUR. Debido a que estos dos sistemas
están funcionando con excelentes resultados
en algunas empresas del país.
3. Fortalecimiento de la gestión tecnológica mediante
la implantación de la tecnología de
información (software, hardware y comunicaciones),
para constituir un sistema de información
único a nivel nacional.
4. Fortalecimiento de la gestión técnica de las
EDs, mediante la homologación de los procesos
y procedimientos de: planificación de
la expansión de la red, diseño, construcción,
operación y mantenimiento.
5. Fortalecimiento de la planificación de recursos
empresariales -ERP-, mediante la implantación
de un ERP a nivel nacional, mediante
un esquema modular.
6. Fortalecimiento del Talento Humano.
7. Implantación de un sistema de gestión por
procesos, que debe estar sustentado en normas
como la ISO 9000:2001, ISO 14000, ISO
19115, ISO 26000, ISO 27000, entre otras.
8. Fortalecimiento de la Gestión Geográfica.
9. Desarrollo de un plan nacional de comunicación
interna y externa para fortalecer el cambio
estratégico del sector.
7.4.1.3 MODELO DE INFORMACIÓN
COMÚN (CIM)
En vista de la duplicidad de esfuerzos y recursos
y a la limitada interoperabilidad entre los
diferentes sistemas críticos, los gobiernos, empresas
eléctricas, organismos de investigación,
universidades, proveedores; impulsaron el desarrollo
de un modelo de información único, común
a todas las aplicaciones encargadas de la
gestión de las redes eléctricas. Este modelo se
denomina “Common Information Model” (CIM),
se presenta en el Gráfico 7.17. A principios de
esta década, la IEC (International Electrotechnical
Commission) lo adoptó como el modelo de
información internacional estándar para la gestión
de los sistemas eléctricos.
Éste tiene la finalidad de contar con un modelo
estandarizado, para facilitar la integración de
aplicaciones de diferentes sistemas distribuidos
y de diferentes proveedores, mediante una arquitectura
de interfaces para alcanzar la interoperabilidad
entre los diferentes sistemas empleados
para la gestión de las redes de distribución eléctrica,
apoyado mediante el uso de un Modelo de
Información Común (CIM).

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 293
Las normas IEC 61968, 61970 y 61850, entre
otras, responden a una forma normalizada de
Gestionar, Supervisar y Controlar la red eléctrica
para entregar un servicio de calidad; además solucionan
los problemas de interoperabilidad de
los sistemas, dispositivos y equipos que están
conectados a lo largo de la red y que permanentemente
están informando sobre el estado de ésta.
Gráfico 7.17
ARQUITECTURA DE INTERFACES DEL MODELO CIM
Centro de control
de la Empresa
Sistema de negocios
empresariales
(ERP, facturación,
comercialización)
Planeación de
crecimiento
Reclamo de
usuarios
Automatización de
la distribución
Protección,
Minitoreo y Control
de Subestaciones
Operación
de la red
Registro y
administración
de activos
Arquitectura de
interfaces
conforme con
IEC 61968
Mantenimiento
y construcción
Medición
y control
Planeación
Operacional y
Optimación
LAN corporativa
Comunicación
con UTR’s
El éxito de este nuevo modelo se sustenta en información
y el apoyo de datos en línea, por lo que
la red ya no debe entenderse como una red física
con elementos conectados mecánicamente o respetando
las reglas de conectividad que garantizan
su continuidad, sino en la interoperabilidad
de los sistemas, la automatización de los procesos
y en una plataforma tecnológica adecuada a
los nuevos conceptos, la IEC define además, un
formato estándar en XML para el intercambio de
información entre las aplicaciones de gestión.
Este formato se denomina CIM/XML.
El SIGDE impulsa la adopción del modelo CIM
dentro del sector eléctrico Ecuatoriano y, sobre
la base de ese modelo internacional, pretende:
reforzar procesos, procedimientos, información,
estructuras organizacionales, sistemas y tecnología;
potencializar el desarrollo del talento humano,
para que en el corto, mediano y largo plazo se
pueda contar con empresas eficientes, comprometidas
con el ambiente, la eficiencia energética,
gracias a la consistencia, integridad, oportunidad
y disponibilidad de la información que generen
sus sistemas de gestión empresarial y sus sistemas
de misión crítica como son SIG, SIC, SCADA,
DMS, OMS, HIS, MDM, entre otros; lo que a su vez
implica que el modelo debe orientarse a establecer
la estandarización de un lenguaje común que
integre todos esos sistemas críticos que sirven
para mejorar la gestión de las Empresas Distribuidoras
(Gráfico 7.18).
CAPÍTULO 7

294
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 7.18
FUNCIONES DE LA GESTIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN
Gestión de la distribución
Externas a la gestión
• Operación y monitoreo
• Control de la red
• Gestión de fallas
• Análisis de eventos acontecidos
en la operación
• Estadísticas y reportes de la operación
• Cálculos de la red en tiempo real
• Entrenamiento a despachadores
• Simulación en la operación de la red
• Cambiar la programación y
planificación en acciones y
operaciones de trabajo
• Programación de potenia y
optimazación en la importación
Operación de red
Registro y
Gestión de
activos
Planificación
operacionaly
optimización
Mantenimiento
y construcción
Manejo de
comercio de
la energía
Ventas
Cadena de
suministros
y logística
IEC61968-3 IEC61968-4 IEC61968-5 IEC61968-6 IEC61968-10
IEC61968-
10, OAG
IEC61968-10
Servicios de Middleware compatible con IEC 61968 - IEC 61970
IEC61968-7 IEC61968-8 IEC61968-9 IEC61968-
10, OAG
IEC61968-
10, OAG, FPML
IEC61968-
10, OAG
IEC61968-
10, OAG
Planificación
de la expansión
de la red
Soporte
de cliente
Lectura y
control de
la Medición
Manejo de
las cuentas
de clientes
Financiero
Inventarios
Recursos
Humanos
• Atención al cliente
• Gestión de llamdas
con proplemas
• Puntos de venta
Planeación, Construcción, Mantenimiemto
y operación
Generación, Transmición, ERP, Cadena
de Suministro y servicios Corp.
El fortalecimiento de la gestión, se realizará en
las fases de: comercialización, planificación,
operación del sistema de distribución eléctrica,
mantenimiento, recursos empresariales y talento
humano de las empresas; en el gráfico se observa
las funciones que se desarrollan dentro de una
empresa conforme a la IEC 61968, 61970. Esto
provocará que las empresas puedan replantear
sus procesos, procedimientos, modelos de información,
etc., para lo cual es necesario el compromiso
y apoyo en forma decidida de todos los
involucrados del sector eléctrico para alcanzar las
metas propuestas dentro del SIGDE.
La gestión y administración del Sistema de Distribución
se fortalece más aún, con la convergencia
de la red de comunicaciones con la red física, que
interactúa en forma “paralela” a la red eléctrica y
que está enviando información necesaria para la
administración integral del sistema (en línea todos
los eventos que se producen en la red, como:
el comportamiento de la demanda, la dirección

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 295
del flujo de energía, las interrupciones, etc.), esto
apoyará a alcanzar un suministro de electricidad
de alta calidad para el consumidor final. En
el Gráfico 7.19, se muestra esquemáticamente
como se estructura el nuevo concepto de la red
eléctrica, que está conformada por una red física
y una red de comunicaciones.
Gráfico 7.19
MODELO CONCEPTUAL DE SISTEMAS
Mercado
Operaciones
Trabajo en
Campo
Generación
Transmisión
Distribución
Consumidores
Red Eléctrica
Red de Comunicaciones
Dominio
CAPÍTULO 7
Un sector eléctrico moderno, debe ser producto
de una serie de acciones y decisiones que deben
irse ejecutando, de tal manera de pasar del estado
actual al estado deseado, es por esto que el
modelo propuesto, tiene como ingrediente adicional
basarse en una serie de marcos metodológicos
(Zachman, Togaf) que faciliten la transición
del estado y que minimicen el riesgo al que están
expuestos este tipo de proyectos por su magnitud
y grado de complejidad (Gráfico 7.20).

296
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 7.20
PUENTE DE ARQUITECTURA EMPRESARIAL
Presente
Cómo debe ser el puente
que nos lleva del presente al
futuro...?
La arquitectura empresarial describe a la
empresa como una estructura coherente.
La arquitectura documenta el estado
actual de la organización, el estado
deseado y la brecha entre ambas.
Las características de la arquitectura
deben ser consecuencia de un análisis
situacional del Sector del cual se partirá
para determinar la nueva visión
Futuro
7.4.1.4 ACTIVIDADES A DESARROLLARSE
En el análisis de la distribución, se ha identificado
dos grupos de empresas; el primero conformado
por las empresas cuyo principal problema está relacionado
con la gestión comercial, y el segundo
conformado por aquellas empresas que requieren
reforzar su gestión en los temas de planificación,
operación, mantenimiento de la red y planificación
de los recursos empresariales.
A) REFORZAMIENTO DE LA
GESTIÓN COMERCIAL
Uno de los problemas graves del sector eléctrico
ecuatoriano, es el relacionado con las
altas pérdidas de energía y el bajo nivel de
recaudación que presentan algunas empresas
distribuidoras.
Para mejorar la gestión comercial, se debe
empezar por la gestión administrativa relacionada
con la facturación, recaudación, sistemas
de control y seguimiento, sistemas de
comunicación interna, externa y la aplicación
de acciones legales a usuarios infractores.
Para el desarrollo de estas actividades el
MEER ha conformado un comité integrado
por representantes de las empresas con mejor
desempeño donde también se ha involucrado
a las empresas en las cuales se requiere
mejorar la gestión. Como estrategias
para alcanzar las metas, se han planteado
las siguientes:
• Adoptar o adaptar procesos de empresas
con mejor desempeño en la distribución.
• Complementar a los procesos, el modelo
de gestión, incluyendo los sistemas informáticos,
principalmente el comercial.
• Asociar la información de los clientes de
manera que permita identificar su ubicación
con sus características técnicas
y comerciales.
• Impulsar sistemas de medición que
permitan contrastar los consumos de
los usuarios.
Es decir, lo que se pretende es reforzar
procesos, procedimientos, estructuras organizacionales,
información, semántica y
modelos de información, para así dar el
sustento para la toma de decisiones.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 297
B) ADOPCIÓN DE SISTEMAS COMERCIALES
La implantación de los modelos de gestión
comercial contemplan: homologación de procesos,
un único modelo de información, semántica,
sistemas y tecnología, todo esto soportado
en un equipo humano comprometido
y que permita generar una verdadera sinergia
a fin de mejorar la gestión y atención a los
clientes, garantizando la confiabilidad y oportunidad
en la información, a través de sólidos
procedimientos de captura de los datos, administración,
análisis, generación de indicadores,
entre otros. Se ha tomado como punto
de partida la implementación de los sistemas
de información comercial (SICO y SIDECOM),
de las empresas distribuidoras Centro Sur y
Quito, respectivamente.
Gráfico 7.21
PLAN DE IMPLANTACIÓN SISTEMA COMERCIAL ÚNICO,
EN LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN (CIS/MDM/CRM/AMI) SICO – SIDECOM
EMPRESAS 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Centro Sur
EN PROCESO
SISTEMA ÚNICO
CNEL-El Oro
CNEL-Los Ríos
CNEL-Manabí
SICO
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
CNEL-Milagro
E.E. Riobamba
E.E. Sur
E.E. Quito
Eléctrica de Guayaquil
LA INFORMACIÓN DE
TODAS LAS EMPRESAS
DEBEN TENER UN
SOLO MODELO DE
DATOS Y PROCESO,
DE TAL MANERA DE
PREPARAR A TODAS
LAS DISTRIBUIDORAS
PARA EL UNICO
SISTEMA
PROPIO
EN PROCESO
EN PROCESO
SIC ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
E.E. Norte
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Sucumbíos
CNEL-Sta. Elena
E.E. Ambato
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Bolívar
E.E. Cotopaxi
PROPIO
SIDECOM
SISTEMA PROPIO
EN PROCESO
EN PROCESO
SIC ÚNICO
EN PROCESO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
SISTEMA ÚNICO
CAPÍTULO 7
Para la implantación de dichos procesos se
ha estructurado un equipo de trabajo con
profesionales a tiempo completo, quienes
prevén realizar la implementación en un tiempo
promedio de seis meses, para su acompañamiento
posterior será necesario realizar
convenios entre las diferentes empresas.
Se contempla que a finales de 2012, el país
cuente con un solo modelo de gestión comercial,
basado en los dos sistemas informáticos
indicados anteriormente como paso previo;
además se espera que a finales de 2015 se
haya implementado un modelo comercial único,
el cual operará en todo el país, de acuerdo
al cronograma propuesto en el Gráfico 7.21.

298
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
C) MEDICIÓN INTELIGENTE (AMI / AMR)
Se ha planificado realizar proyectos pilotos
con nuevas tecnologías de medición en algunas
empresas, con la finalidad de evaluar el
impacto y las ventajas. Se plantea como primer
paso ejecutar proyectos enfocados a la
reducción de pérdidas, eficiencia energética
y la gestión de la operación de la red. Esto
permitirá revisar la estructura, los procesos
y procedimientos necesarios que den soporte
a la gestión. (Gráfico 7.22)
Gráfico 7.22
PLAN DE IMPLANTACIÓN AMI / AMR
EMPRESAS 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Centrosur
Quito
CATEG-D
El Oro
Guayas Los Ríos
Milagro
Manabí
Sur
Azogues
Santo Domingo
Ambato
Esmeraldas
Norte
Sta.Elena
Los Ríos
Bolívar
Cotopaxi
Riobamba
Galápagos
Sucumbíos
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
No posee
No posee
No posee
No posee
No posee
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC
AMI-AMR
Compatible IEC

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 299
D) REFORZAMIENTO DE LA GESTIÓN TÉCNICA
Otro problema de la distribución, es la falta
de información confiable relacionada con la
infraestructura eléctrica, así como de sistemas
que permitan administrar dicha información
de manera adecuada, en tal virtud,
una de las primeras acciones a realizar es la
implementación de los Sistemas de Información
Geográfica -SIG-, para continuar incorporando
el resto de sistemas (SAT, SCADA,
DMS, OMS, otros) los cuales deberán tener
una integridad e interoperabilidad entre sí,
alineados al modelo CIM, lo que permitirá
disponer de información confiable para la administración,
operación y mantenimiento de
la red eléctrica, fortaleciendo así la gestión
técnica del sistema de distribución, también
el -SIG- generará la información necesaria
para el resto de sistemas críticos.
La implementación de los Sistemas de Análisis
Técnico (SAT), ayudará en la ejecución de
estudios de evaluación, optimización y planificación
de redes de distribución eléctrica, a
evaluar las pérdidas en las diferentes etapas
funcionales de la red, para lo cual es necesario
disponer de la información de la infraestructura,
siendo indispensable el SIG.
Tabla 7.14
CRONOGRAMA DE IMPLANTACIÓN DE SISTEMAS CRÍTICOS
PLAN DE REFORZAMIENTO DE LA OPERACIÓN Y LA PLANIFICACIÓN DE OPERACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN,
SOPORTADA POR SCADA/DMS/OMS/HIS
EMPRESA
Clientes
totales
2011 2012
2013 2014 2015
EE Azogues
EE Cotopaxi
EE Riobamba
EE Sur
EE Norte
CENTROSUR
Eléctrica de Guayaquil
EE Galapágos
EE Quito
EE Ambato
CNEL Guayas los Rios
CNEL Manabi
CNEL Los Rios
CNEL Sto. Domingo
CNEL El Oro
CNEL Bolivar
CNEL Sta. Elena
CNEL Esmeraldas
CNEL Sucumbios
CNEL Milagro
33.000
105.000
150.000
160.000
200.000
300.000
550.000
30.000
810.000
210.000
250.000
260.000
100.000
140.000
200.000
55.000
105.000
100.000
65.000
130.000
3.953.000
1er
Semestre
2do
Semestre
1er
Semestre
Inicio de Proceso
Inicio de Proceso
Inicio de Proceso -
PILOTO NACIONAL
Inicio de Proceso
Inicio de Proceso
Inicio de Proceso
Inicio de Proceso
2do
Semestre
1er
Semestre
2do
Semestre
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
1er
Semestre
Explotación
Explotación
2do
Semestre
1er
Semestre
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Inicio del Proceso
Explotación
Explotación
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Inicio del Proceso
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
Explotación
2do
Semestre
CAPÍTULO 7
Implantación del BI de Operación Nacional
En proceso de implantación y consolidación
Explotación

300
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Para mejorar la gestión de la operación y
mantenimiento de la red actual y futura
(generación concentrada como distribuida,
integración de fuentes de energías alternativas,
información en tiempo real e históricos,
etc.), es necesario implementar e integrar
los Sistemas SCADA (Supervisory Control
And Data Adquisition), DMS (Distribution
Management System) y OMS (Outage Management
System).
En la Tabla 7.14 se muestra el cronograma
de implantación de los sistemas considerados
para cada una de las distribuidoras,
ahí se observa que las empresas: Eléctrica
Quito, Eléctrica Ambato, Centro Sur, Eléctrica
de Guayaquil, han iniciado el proceso de
implementación de sistemas que cumplan
con los estándares establecidos en la norma
IEC 61968.
E) REFORZAMIENTO DE MACRO
PROCESOS DE SOPORTE
Para fortalecer la Gestión Corporativa de la
Distribución, se hace necesario ejecutar algunas
actividades como:
• Implementar un solo sistema para la
Planificación de Recursos Empresariales
-ERP-.
• Establecer la plataforma tecnológica y la
infraestructura de los centros de datos
que van a soportar y administrar la información
de todas las distribuidoras bajo
el concepto de la homologación de tecnología,
políticas, procesos y procedimientos,
con criterios de alta disponibilidad y
continuidad en los servicios tecnológicos.
Además de lo indicado, se deberán establecer
las características de los Centros
de Cómputo Regionales -CCR- y las comunicaciones
con los centros de datos.
y formación del talento humano, mediante
programas de capacitación y
actualización en temas vinculados a
las actividades.
• Establecer programas de comunicación
a nivel nacional sobre los siguientes
temas:
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
El fortalecimiento del sector a través
del trabajo en equipo;
La responsabilidad de la ciudadanía
frente a las infracciones;
Reforzamiento de la imagen
del sector.
Respeto y cumplimiento de las
obligaciones de pago por el
suministro eléctrico.
El uso eficiente de la energía.
F) ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL
El SIGDE está coordinado por el Ministerio de
Electricidad y Energía Renovable a través de
la Subsecretaría de Control de Gestión Sectorial,
en la ejecución participan todas las empresas
de distribución, a través de comités y
equipos de trabajo.
El Comité Central es liderado por el señor
Ministro de Electricidad y Energía Renovable,
o su delegado y los Presidentes Ejecutivos/
Gerentes o sus delegados, son los encargados
de llevar el control de las actividades que
ejecutan los diferentes equipos de trabajo,
Gráfico 7.23.
• Creación de centros de capacitación
y preparación, para el mejoramiento

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 301
Gráfico 7.23
ESTRUCTURA DE LOS COMITÉS DE TRABAJO SIGDE
NIVEL ESTRATÉGICO
COMITÉ CENTRAL (COMITE DE CONTROL Y SEGURIDAD)
NIVEL TÁCTICO
GESTIÓN
COMERCIAL
GESTIÓN
TÉCNICA
MACRO PROCESOS
TECNOLOGÍA
RECURSOS EMPRESARIALES
RECURSOS HUMANOS
COMUNICACIÓN
NIVEL APOYO
COMITÉ DE HOMOLOGACIÓN Y ESTANDARAZACIÓN
COMITÉ DE PROCESOS
COMITÉ DE CAPACITACIÓN
COMITÉ DEL SISTEMA GEOGRÁFICO
COMITÉ BI-BMP-CONTROL DE PROYECTOS
COMITÉ DE ATENCIÓN AL CLIENTE
G) BENEFICIOS
Con la ejecución del Proyecto SIGDE, se dispondrá
de un modelo único e integral de gestión
en distribución-, el cual esté basado en
estándares internacionales y buenas prácticas
de las empresas del sector, que integra
procesos homologados y consensuados a nivel
nacional, reflejándose en:
• Disponibilidad, confiabilidad y oportunidad de
la información, lo que permitirá planificar proyectos
de expansión e inversiones del sector.
• Reducción de costos de desarrollo.
• Mejora de la calidad del servicio, al disponer
de un control en el manejo de la operación
del sistema, lo que coadyuvará a disminuir
la frecuencia y tiempo de interrupciones.
• Incremento en la productividad del personal,
al fortalecer el trabajo por procesos y la automatización
del control y supervisión de éstos.
• Mejora en la satisfacción del cliente, debido
a la pronta atención técnica administrativa,
en la respuesta ante una falla y en la calidad
del suministro.
• Mayor control de la energía, al disponer de
interoperabilidad entre sistemas críticos,
permitirá a los operadores tener una visibilidad
completa del estado de la red y tomar
acciones en menor tiempo y con menos cantidad
de recursos.
• Reducción de pérdidas comerciales, al disponer
de información que permita gestionar
y ubicar zonas potenciales de pérdidas
de energía.
H) INVERSIÓN
La inversión requerida del Presupuesto General
del Estado, para el SIGDE, es de USD
68’997.341 detallado anualmente en la Tabla
7.15:
CAPÍTULO 7

302
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 7.15
INVERSIONES PROYECTO SIGDE 2010 – 2015
Proyecto
SIGDE
2010 2011 2012 2013 2014 2015
USD USD USD USD USD USD
1.000.000 9.821.859 26.586.188 16.629.350 12.899.944 2.060.000
Nota: Dada la reprogramación financiera en el sector, el SIGDE culminará su ejecución en 5 años, y
en virtud de que en el 2010 no se pudo contar con los recursos establecidos en el cronograma inicial,
se ha reestructurado la programación hasta el 2015.
Gráfico 7.24
PORCENTAJE DE INVERSIÓN ANUAL PARA EL PROGRAMA SIGDE
2013
18%
2014
13%
Gráfico 7.24
2010
11%
2012
27%
2011
31%
En el Gráfico 7.24 se puede observar porcentualmente
el requerimiento anual para la ejecución de
este proyecto.
7.4.2 PROGRAMA DE OBRAS DEL PLAN
DE EXPANSIÓN Y MEJORA DE LOS
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN - PED
La expansión de los sistemas de distribución es
responsabilidad de las distribuidoras, las cuales
para satisfacer la demanda requerida de servicios
de electricidad, según manda el artículo 34 de la
Ley de Régimen del Sector Eléctrico y el Reglamento
de Suministro del Servicio de Electricidad,
deben prever la ampliación y mejoramiento de todos
los componentes de sus sistemas.
En consecuencia, las distribuidoras presentan
anualmente al CONELEC Planes decenales de
Expansión y Mejora de sus sistemas, basados en
diagnósticos y estudios técnicos de flujo de po-

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 303
tencia y cortocircuitos; estos planes contemplan
los requerimientos en líneas de subtransmisión,
subestaciones de distribución, circuitos primarios,
transformadores de distribución, redes de
alta y baja tensión, acometidas, medidores, alumbrado
público e inversiones generales, requeridos
para satisfacer la demanda de energía eléctrica
en su área de concesión.
Las distribuidoras agrupadas en la Corporación
Nacional de Electricidad, CNEL, requieren una
reingeniería urgente para superar las deficiencias
en todos sus procesos, especialmente en el
proceso comercial con énfasis en la reducción de
pérdidas de energía. Las administraciones no eficientes,
la falta de motivación en los trabajadores,
las acciones ilegales de trabajadores y usuarios,
han llevado a las distribuidoras a un estado calamitoso,
de postración financiera, técnica y moral.
Es imperativo que las distribuidoras emprendan
en un plan intensivo de capacitación de su personal,
no solo en lo administrativo sino principalmente
en lo técnico. Todas las empresas deberían
contar con personal calificado para todos y cada
uno de los procesos; esto no quiere decir que
sean autosuficientes en todas las labores, significa
que requieren de personal capaz de especificar
y controlar todo tipo de labores cuya ejecución
bien puede ser contratada.
potencia y energía de los clientes en toda su área
geográfica de concesión.
El Plan de Expansión y Mejora de la Distribución
se plantea en dos etapas: una prevista por las distribuidoras
ejecutarla en el 2012 (corto plazo) y
la segunda, que abarca el período 2013 – 2021,
(mediano y largo plazo).
La ejecución oportuna de los planes de expansión,
permitirá a las distribuidoras el cumplimiento
de la normativa vigente en lo referente a
los niveles de la calidad del servicio a suministrar
a los consumidores, para lo cual deberán adecuar
progresivamente sus instalaciones, organización,
estructura y procedimientos técnicos y comerciales,
a fin de que puedan llegar de acuerdo con las
etapas definidas a los niveles de calidad.
7.4.2.1 PLAN DE MEJORAMIENTO
DE LOS SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN (PMD) 2012
7.4.2.1.1 METAS
El plan de corto plazo considera aspectos importantes
para cumplimiento de objetivos y metas
establecidas en los reglamentos y regulaciones
del sector eléctrico, como son:
• Cobertura
El crecimiento de la población y el incremento de
las necesidades a ser satisfechas, inciden en el
aumento permanente de la demanda eléctrica y
de nuevos requerimientos, lo cual impone la ampliación
y el desarrollo permanente de la infraestructura
eléctrica, garantizando la continuidad,
confiabilidad y calidad del servicio eléctrico.
La planificación parte de los resultados del historial
de información disponible, del estado de las
instalaciones existentes y de la proyección de los
requerimientos previstos para el desarrollo en los
próximos años. La expansión, mejora y modernización
de los sistemas eléctricos y administrativos,
permitiendo mejorar la gestión de las distribuidoras
a fin de que cumplan con sus objetivos
y satisfagan adecuadamente las demandas de
• Mejoramiento de la infraestructura eléctrica
• Calidad del servicio eléctrico
• Pérdidas de energía.
La no observancia de los indicadores requeridos
de calidad de servicio, da como resultado el crecimiento
de fallas, pérdidas y daños económicos en
sus sistemas, representando una pérdida general
para la economía del país, que requiere de acciones
planificadas y controles permanentes.
Además de ello, en las distribuidoras no se
han implementado mecanismos que lleven un
control permanente de la calidad del servicio
a los consumidores.
CAPÍTULO 7

304
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
De acuerdo al diagnóstico realizado en la mayoría
de las distribuidoras, se tiene en forma parcial
los índices de calidad del servicio eléctrico, por
lo que para llegar a la meta establecida en las
regulaciones vigentes, se plantea realizar las siguientes
actividades:
a. Mejorar la imagen institucional de las Distribuidoras,
para lo cual se debe:
• Implementar la gestión de calidad
en las distribuidoras
• Reportar el 100% de indicadores
y estadísticas
• Lograr el 100% de nivel
de satisfacción del cliente
• Mantener el pago del 100% de la facturación
por compra de energía
b. Mejorar la eficiencia de la inversión y operación
en las instalaciones estableciéndose los
siguientes indicadores:
• Monitorear el avance de las inversiones
presupuestadas a fin de obtener el 90%
como índice de ejecución
• Ejecutar el 100% de proyectos contemplados
en el FERUM, Plan de Expansión de Distribución
y Plan de Reducción de Pérdidas
• Ejecutar el 100% de mantenimientos
programados
c. Mejorar la Calidad en la prestación del servicio,
para lo cual se establecen los siguientes
objetivos:
• Cumplir con la calidad del servicio técnico
del sistema de distribución de acuerdo
a la regulación vigente
• Implementar el proyecto Sistema Integrado
para la Gestión de la Distribución
Eléctrica – SIGDE
• Desarrollar en los clientes una cultura de
comunicación, información y cumplimiento
de obligaciones a través de los medios
d. Mejorar la prestación del servicio para que
sea autosustentable y libere recursos que el
país necesita para otros sectores, planificando
lo siguiente:
• Mantener una recaudación mensual por
lo menos del 98% de la facturación
• Recuperar la cartera vencida de
meses anteriores
7.4.2.1.2 INVERSIONES
PROGRAMADAS
El monto de la inversión solicitada es producto del
análisis y priorización de los proyectos propuestos
por las distribuidoras de energía eléctrica.
Tabla 7.16
REQUERIMIENTOS POR DISTRIBUIDORA,
INVERSIONES 2012
PLAN DE MEJORAMIENTO DE DISTRIBUCIÓN 2012 (PMD 2012)
DISTRIBUIDORA
CNEL-Bolívar
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Guayas-Los Ríos
CNEL-Los Ríos
CNEL-Manabí
CNEL-Milagro
CNEL-Santa Elena
CNEL-Santo Domingo
CNEL-Sucumbíos
E. de Guayaquil
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Cotopaxi
E.E. Galápagos
E.E. Norte
E.E. Quito
E.E. Riobamba
E.E. Sur
TOTAL
No.
PROYECTOS
4
368
30
76
23
50
29
43
17
36
95
75
18
263
41
22
351
60
11
25
1.637
INVERSIÓN
2012
597.750
10.865.821
6.634.302
12.986.882
7.010.497
33.203.350
4.342.840
15.121.719
4.868.711
18.927.330
20.695.065
10.795.566
2.963.922
31.618.764
4.351.640
966.900
18.507.691
80.829.438
2.520.713
10.878.329
298.687.229

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 305
Con las validaciones y priorizaciones efectuadas, el
presupuesto total del PMD para el 2012, asciende a
USD 298 687 229 como se indica en la Tabla 7.16.
Los proyectos contemplados en el Plan de Mejoramiento
de los Sistemas de Distribución, año
2012, están encaminados principalmente a mejorar
la calidad del servicio eléctrico, así como también,
el incremento de la cobertura y la reducción
de pérdidas técnicas, desagregadas en actividades
por etapa funcional, siendo las siguientes:
1. SUBTRANSMISIÓN: Líneas de subtransmisión
y subestaciones de transformación a 69 y 138
kV, disyuntores, equipos de medición y obras
civiles para subestaciones nuevas y existentes.
2. DISTRIBUCIÓN: Reconfiguración de circuitos
primarios, equipos de seccionamiento para
los alimentadores en media tensión, repotenciación
de transformadores de distribución,
adecuación de las redes secundarias; utilizando
equipos y materiales de nueva tecnología.
3. ALUMBRADO PÚBLICO: Instalación de luminarias
de simple y doble potencia, utilizando
lámparas de vapor de sodio e inducción,
como también el mejoramiento del sistema
de alumbrado público.
4. ACOMETIDAS Y MEDIDORES: Se considera
la instalación de acometidas y medidores
para clientes nuevos y los consumidores con
conexiones directas, incluyendo programas
de telegestión.
5. INVERSIONES GENERALES: Se prevé la adquisición
de equipos de medición, hardware
y software, grúas y vehículos de trabajo, muebles,
inmuebles y realizar estudios para subtransmisión
y distribución.
Tabla 7.17
INVERSIONES POR ETAPA FUNCIONAL
DISTRIBUIDORA SUBTRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN ALUMBRADO
PÚBLICO
ACOMETIDAS
Y MEDIDORES
INVERSIONES
GENERALES
TOTAL
INVERSION
CNEL-Bolíva r
597.750
597.750
CNEL-El Oro
1.186.064
2.755.908
664.241
3.866.878
2.392.730
10.865.821
CNEL-Esmeraldas
3.790.000
86.300
568.002
2.190.000
6.634.302
CNEL-Guayas-Los Ríos
1.922.434
342.300
6.289.162
4.432.986
12.986.882
CNEL-Los Ríos
2.921.330
2.456.236
456.792
328.823
847.317
7.010.497
CNEL-Manabí
CNEL-Milagro
CNEL-Santa Elena
CNEL-Santo Domingo
16.908.237
3.500.000
4.826.200
2.274.052
8.717.520
147.840
7.688.174
901.772
370.160
293.105
67.000
7.207.433
695.000
2.247.240
1.692.887
33.203.350
4.342.840
15.121.719
4.868.711
CAPÍTULO 7
CNEL-Sucumbíos
15.463.761
922.002
2.541.568
18.927.330
E. de Guayaquil
6.430.531
14.264.533
20.695.065
E.E. Ambato
1.660.469
2.720.348
754.732
3.423.133
2.236.884
10.795.566
E.E. Azogues
1.589.203
821.471
14.174
363.674
175.400
2.963.922
E.E. Centro Sur
4.364.803
19.749.349
1.986.319
3.777.297
1.740.996
31.618.764
E.E. Cotopaxi
1.873.640
785.000
300.000
1.393.000
4.351.640
E.E. Galápagos
18.000
21.900
927.000
966.900
E.E. Norte
6.889.500
5.159.475
457.070
2.730.030
3.271.617
18.507.691
E.E. Quito
10.500.000
41.930.642
1.575.076
11.715.450
15.108.270
80.829.438
E.E. Riobamba
6 30.000
616.794
473.700
42.419
757.800
2.520.713
E.E. Sur
4.370.604
3.300.000
989.625
2.218.100
10.878.329
TOTAL INVERSIÓN
89.178.394
114.639.544
7.709.569
35.083.494
52.076.228
298.687.229

306
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 7.25
PORCENTAJE DE INVERSIÓN 2012 POR ETAPA FUNCIONAL
ACOMETIDAS
Y MEDIDORES
12%
INVERSIONES
GENERALES
17%
ALUMBRADO
Gráfico 7.25
PÚBLICO
3% SUBTRANSMISIÓN
30%
DISTRIBUCIÓN
38%
7.4.2.2 PLAN DE EXPANSIÓN DE LARGO PLAZO (2013–2021)
La visión sobre la evolución del sector eléctrico, en la próxima década, está enfocada en los cambios importantes
que se presentarán en el entorno operativo. La transformación supondrá nuevas e importantes
inversiones a lo largo de todas las etapas funcionales de la distribución de energía, considerando el
crecimiento de la demanda y los recursos financieros disponibles; para afrontarla, las inversiones deben
estar ligadas a la aplicación de nuevos marcos regulatorios encaminados a la satisfacción del cliente.
El objetivo de este Plan es satisfacer los requerimientos de crecimiento de la demanda y cobertura eléctrica,
cumpliendo con los estándares de calidad, confiabilidad y seguridad, establecidos en la Normativa
vigente, respetando el medio ambiente y asumiendo responsabilidad social.
7.4.2.2.1 METAS
Con la implementación de los proyectos contemplados en el Plan de Expansión de Distribución 2013-
2021, se prevé reducir hasta el 8,5% las pérdidas de energía a nivel nacional al año 2021, este objetivo
se alcanzaría con una inversión aproximada de USD 2 289 millones.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 307
Tabla 7.18
METAS ESPERADAS PARA EL AÑO 202
Distribuidora
Pérdidas
2010 (%)
Pérdidas
2021 (%)
Cobertura
2010 (%)
Cobertura
2021 (%)
Recaudación
2010 (%)
Recaudación
2021 (%)
TTIk 2010 TTIk 2020 FMIk 2010 FMIk 2011
CNEL-Bolívar 16,66 10,00 88,02 99,00 79,43 98,00 31,38 3,00 19,34 10,00
CNEL-El Oro 19,06 10,00 96,73 99,00 96,44 98,00 26,42 8,00 47,03 10,00
CNEL-Esmeraldas 27,47 10,00 86,23 99,00 67,52 98,00 21,03 8,00 9,38 10,00
CNEL-Guayas Los Ríos 22,82 10,00 89,62 99,00 98,01 98,00 24,46 8,00 23,44 10,00
CNEL-Los Ríos 30,46 10,00 88,03 99,00 64,54 98,00 72,63 8,00 90,94 10,00
CNEL-Manabí 34,78 10,00 90,28 99,00 80,40 98,00 64,84 8,00 63,07 10,00
CNEL-Milagro 24,80 10,00 92,56 99,00 89,88 98,00 66,38 8,00 29,04 10,00
CNEL-Sta. Elena 15,88 10,00 87,68 99,00 96,07 98,00 21,68 8,00 32,76 10,00
CNEL-Sto. Domingo 11,25 10,00 92,89 99,00 101,33 100,00 62,90 8,00 24,16 10,00
CNEL-Sucumbíos 22,78 10,00 82,94 99,00 80,60 98,00 139,09 8,00 84,77 10,00
E.E. Ambato 8,53 9,04 93,81 100,00 96,15 98,60 10,69 8,00 8,23 10,00
E.E. Azogues 5,04 5,21 95,12 98,30 92,49 98,00 18,06 8,00 7,56 10,00
E.E. Centro Sur 7,23 6,02 94,48 100,00 94,56 99,80 10,13 12,00 6,21 10,00
E.E. Cotopaxi 8,35 9,39 91,06 99,00 96,71 98,00 3,10 2,00 2,90 10,00
E.E. Galápagos 9,13 7,87 99,09 99,00 90,44 98,50 34,38 8,00 17,39 10,00
E.E. Norte 10,99 10,00 96,95 99,00 99,94 98,00 32,57 8,00 16,76 10,00
E.E. Quito 7,91 7,21 99,14 100,00 100,16 100,00 2,11 3,00 2,72 10,00
E.E. Riobamba 13,14 10,00 92,03 99,00 99,71 99,50 12,39 8,00 5,71 10,00
E.E. Sur 12,50 10,00 93,34 100,00 99,77 98,00 11,36 6,00 5,50 10,00
Eléctrica de Guayaquil 16,81 8,00 93,25 100,00 102,04 100,00 4,05 3,00 5,14 10,00
Promedio Nacional 16,32 8,50 93,35 99,70 98,00 98,00 33,48 8,00 25,10 10,00
En la Tabla 7.18 se presentan las metas esperadas en el año 2021, en los ejes: pérdidas de energía eléctrica
el 8,5%, cobertura 92,63%, recaudación del 98%, calidad del servicio de 8 horas de interrupción
e implementación de la infraestructura necesaria como son GIS, SCADA, DMS, OMS, etc.
CAPÍTULO 7
En el Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución, se plantean nuevos proyectos relacionados
con líneas de subtransmisión, subestaciones, etc., que permitirán mejorar y ampliar las redes de distribución
de energía eléctrica aumentando la confiabilidad del suministro a los usuarios.
En la Tabla 7.19 se observa el cronograma de desembolsos anuales previstos por las distribuidoras. Se
debe tomar en consideración que conforme se retrasen los desembolsos hacia las distribuidoras, las
metas previstas se irán postergando de acuerdo a los montos disponibles.

308
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 7.19
INVERSIÓN ANUAL POR DISTRIBUIDORA, PERÍODO 2013-2021
Distribuidora
2013
(USD)
2014
(USD)
2015
(USD)
2016
(USD)
2017
(USD)
2018
(USD)
2019
(USD)
2020
(USD)
2021
(USD)
CNEL-Bolívar
1.878.356
3.300.000
CNEL-El Oro
15.658.357
16.964.470
17.653.265
18.346.998
18.920.564
19.749.977
20.459.566
21.111.160
29.830.915
CNEL-Esmeraldas
6.436.600
5.134.750
6.516.500
3.786.250
2.842.500
1.708.750
1.145.000
355.000
440.000
CNEL-Guayas-Los Ríos
15.431.668
16.889.529
12.413.085
12.051.416
11.754.553
13.891.406
13.579.663
14.920.720
11.794.329
CNEL-Los Ríos
4.183.321
3.506.496
3.335.178
1.198.007
1.557.697
1.442.488
1.411.469
1.566.165
2.379.130
CNEL-Manabí
15.490.935
16.092.039
15.972.009
15.762.421
13.740.227
13.571.667
14.083.731
13.235.667
15.606.743
CNEL-Milagro
5.364.112
1.906.200
5.915.548
8.336.895
11.830.028
11.295.953
11.830.370
12.650.680
12.867.268
CNEL-Santa Elena
16.831.587
17.620.156
13.787.894
13.307.534
12.864.360
12.161.291
12.318.629
12.686.688
13.065.789
CNEL-Santo Domingo
3.664.620
3.853.792
5.299.405
4.445.635
4.488.287
6.208.003
4.973.906
5.465.840
7.283.812
CNEL-Sucumbíos
4.373.984
2.004.188
2.596.385
1.335.922
1.290.392
1.976.072
2.003.703
1.484.057
1.260.953
E. de Guayaquil
2.205.019
6.860.708
5.518.324
9.044.919
2.828.667
985.675
8.813.944
E. E. Ambato
12.420.120
11.935.168
13.027.056
12.678.387
12.978.687
12.536.877
13.885.363
15.516.248
14.472.977
E. E. Azogues
509.000
119.000
94.000
107.000
137.000
167.000
287.000
287.000
137.000
E. E. Centro Sur
40.368.311
37.096.436
38.698.221
38.458.234
40.177.167
42.145.429
43.103.946
46.267.088
47.980.761
E. E. Cotopaxi
6.235.000
6.696.000
4.648.000
5.201.000
5.583.000
5.592.000
4.878.000
4.536.000
4.517.000
E. E. Galápagos
43.950
42.600
48.900
43.950
46.350
40.500
49.800
52.650
52.500
E. E. Norte
7.113.828
4.116.289
3.692.669
3.195.636
3.305.290
3.418.781
3.536.243
3.657.817
3.783.646
E. E. Quito
2.900.000
950.000
-
-
-
-
-
-
-
E. E. Riobamba
2.217.309
2.297.506
2.076.096
2.163.224
2.254.041
2.348.705
2.447.381
2.550.241
2.658.475
E. E. Sur
11.468.867
9.734.681
12.973.181
8.240.294
7.559.745
8.321.231
8.804.999
8.622.530
9.392.989
Total
174.794.946
167.120.007
164.265.715
157.703.722
154.158.556
157.561.805
167.612.715
164.965.552
177.524.287
Gráfico 7.26
INVERSIONES DE LAS DISTRIBUIDORAS PERíODO 2013-2021 (USD)
174.794.946
167.120.007
164.265.715
157.703.722
154.158.556
157.561.805
167.612.715
164.965.552
177.524.287
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 309
Las inversiones previstas por las distribuidoras
para el período 2013-2021, mostradas en el Gráfico
7.26, obedecen a la implementación de proyectos
que permitirán atender los requerimientos
de demanda que van de la mano con el crecimiento
poblacional, así como también, se pretende
mejorar los niveles de calidad del servicio como
lo establece la normativa vigente.
7.4.3 PLAN DE REDUCCIÓN DE
PÉRDIDAS DE ENERGÍA, PLANREP
7.4.3.1 ANTECEDENTES
Uno de los problemas más graves del sector eléctrico
ecuatoriano, es el relacionado con las altas
pérdidas de energía que presentan algunas distribuidoras.
A pesar que desde el año 2005 han empezado
a disminuir los porcentajes de pérdidas, el
17,16% registrado en el 2009, aún está lejos del
11% que el Plan Nacional para el Buen Vivir señala
como meta para el año 2013. Los porcentajes de
pérdidas a nivel internacional generalmente aceptados,
son del orden del 10%, por lo tanto es necesario
realizar un esfuerzo técnico, administrativo
y financiero para ir reduciendo paulatinamente las
pérdidas de energía para con ello mejorar los ingresos
por concepto de la venta de energía.
de los integrantes de la empresa, tanto del área
directamente involucrada como de las otras que
prestan soporte, entre las que podemos mencionar
como las principales, las áreas comercial y
legal de las distribuidoras.
7.4.3.2 OBJETIVO DEL PLANREP
Conociendo que uno de los problemas más críticos
del sector eléctrico de Ecuador, es el alto
porcentaje de pérdidas de energía eléctrica en los
sistemas de distribución, se ha realizado una serie
de reuniones con los actores involucrados en
la situación, para plantear las soluciones, teniendo
como fundamentos el PNBV 2009-2013 y el
Plan Maestro de Electrificación 2009-2020.
Las soluciones previstas, que deben ejecutarse en
todo el territorio nacional son:
• Actividades administrativas, comerciales y
legales, para evitar hurtos de energía, problemas
en sistemas de medición, errores de
facturación, etc. las cuales requieren respaldo
político, decisión gerencial, compromiso y talento
humano de los colaboradores de las entidades
y empresas eléctricas involucradas; así
como herramientas informáticas y físicas; y,
Este Plan analiza la situación actual de pérdidas
técnicas y comerciales de las distribuidoras a
nivel nacional y sus principales causas. El análisis
se centra en el estudio y reducción de las
mismas, debido al alto porcentaje de pérdidas
comerciales presentadas en la mayoría de las
distribuidoras y a la factibilidad de su reducción
con menor inversión.
Las pérdidas por procesos comerciales, se enfocan
básicamente a los procesos administrativos
más importantes como: procesos de contratación
de nuevos servicios, lectura y facturación; para la
mejora de los procesos administrativos se utiliza
reingeniería de procesos en aquellas que requieran.
Además, se consideran las pérdidas sociales
y por hurto de energía, mostrando la evaluación
económica respectiva.
• Ejecución de obras para mejorar las diferentes
etapas funcionales o componentes
de los sistemas de distribución eléctrica,
que son: Subestaciones (SE), Líneas de
Subtransmisión (LS), Circuitos Primarios
(CP), Transformadores de Distribución (TD),
Redes Secundarias (RS), Acometidas (AC),
Medidores (ME), Alumbrado Público (AP) e
Instalaciones Generales (IG).
7.4.3.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Los objetivos que busca el presente proyecto, son
los siguientes:
• Reducción de pérdidas de energía en los sistemas
de distribución administrados por las
diez gerencias Regionales de CNEL.
CAPÍTULO 7
El Plan de Reducción de Pérdidas a ser aplicado
en las distribuidoras debe involucrar a la totalidad
• Reducción de pérdidas en el sistema de la
Eléctrica de Guayaquil.

310
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• Reducción de pérdidas de energía en los Sistemas
de Distribución administrados por las
otras nueve distribuidoras eléctricas.
7.4.3.4 ESTRUCTURA DEL PLANREP
La estructura del Plan de Pérdidas de Energía
Eléctrica comprende dos áreas de acción: la ejecución
del Plan y las acciones de entorno.
Ejecución del Plan.- se identifican dos grupos
de acciones a seguir, las cuales se describen
a continuación:
• Actividades Temporales.- campañas publicitarias,
corte y reconexión, elaboración de
planos, etc.
• Actividades Permanentes.- centros móviles
de contratación de nuevo servicio, censos,
equipos de contrastación, etc.
Acciones del entorno.- actividades a seguir en
medios de publicidad y educación dirigida a los
clientes de la empresa.
Tanto las actividades temporales como las permanentes
deben sujetarse a un control sistemático
basado en el índice de pérdidas. Este índice
permitirá conocer la evolución del Plan en cualquier
momento. Además, los resultados que se
obtengan al final de un período deben ser sometidos
a una evaluación, la cual se realiza con base
al valor esperado de recuperación.
7.4.3.4.1 ESTRUCTURA OPERATIVA
Considerando que el PLANREP es un programa
que requiere la participación coordinada de las
instituciones del sector eléctrico, se deberá conformar
un grupo de trabajo interinstitucional
MEER, CONELEC, distribuidoras para colaborar
en todas las fases de ejecución, incluyendo el seguimiento
del Programa.
La conformación de un área encargada del tratamiento
de las pérdidas de energía en cada una de
las distribuidoras permitirá cumplir con los objetivos
básicos del PLANREP.
El grupo de trabajo para el PLANREP se encargará
de la preparación de un programa por distribuidora
en el que consten proyectos con características
que las distribuidoras justifiquen un
aporte a la reducción de las pérdidas de energía;
este grupo, realizará un seguimiento periódico
de los indicadores y avances de ejecución de los
proyectos tendientes a la reducción de pérdidas,
los resultados serán reportados a la Dirección de
Supervisión y Control del CONELEC.
La ejecución oportuna de cada uno de los proyectos
será responsabilidad de los Presidentes
Ejecutivos o Gerentes Generales de las empresas
de distribución. Los plazos de ejecución definidos
para cada uno de los proyectos serán de estricto
cumplimiento, siempre y cuando por parte del
Estado ecuatoriano exista la asignación oportuna
de los recursos requeridos para dicha ejecución.
7.4.3.5 BENEFICIOS EN LA REDUCCIÓN
DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS
El plan de reducción de pérdidas técnicas produce
los siguientes beneficios:
• Disminución en compra o generación de
energía, ahorrando recursos.
• Mejoras en la confiabilidad del sistema y
disminución de fallas, reduciendo así, los
perjuicios sobre los abonados.
7.4.3.6 BENEFICIOS EN LA REDUCCIÓN
DE PÉRDIDAS COMERCIALES
El plan de reducción de pérdidas comerciales
tiene por objetivo reducir el fraude y el hurto de
la energía, mediante actividades como: regularización
de usuarios, sustitución e instalación de
medidores y la implementación de nuevos procesos
de contratación para nuevos servicios, toma
de lecturas y facturación. Mediante la ejecución
de estos procesos se pretende conseguir los siguientes
beneficios:
• Aparte del ahorro monetario en la energía
no facturada, se podrá en muchos casos,
dependiendo de la situación económica de

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 311
los usuarios detectados con irregularidades,
incorporar la energía consumida a la facturación,
lo cual provoca que la inversión sea
rentable a corto plazo.
• Formación de una cultura entre los clientes,
tendiente a evitar acciones ilícitas de apropiación
de energía, principalmente debido al
riesgo de adquirir fuertes multas impuestas
por parte de la distribuidora.
A nivel nacional, el porcentaje de pérdidas al 2010
se ubicó en 16,33. La estrategia principal de este
Plan es desarrollar actividades proactivas en forma
conjunta con todo el personal de la empresa, que
debe complementarse con la ejecución paralela de
un plan de concientización y cambio de mentalidad
en la población, que propicien la disminución
y erradicación en las costumbres de obtener energía
eléctrica a través de acciones clandestinas.
Los objetivos principales de manera general son
los siguientes:
• Medición correcta y confiable de la
energía vendida.
• Prevenir el hurto de energía.
• Hacer conciencia en el personal de la empresa,
ya que el trabajo en equipo es el único
medio para llevar un control efectivo de
las pérdidas comerciales.
• Obtener procesos administrativos confiables
y en el menor tiempo posible.
• Ejecutar acciones legales aplicadas
a infractores.
Para reducir las pérdidas comerciales, las distribuidoras
empezarán por acciones administrativas,
debido a que para ello no se requiere de una
gran inversión para volver eficientes los procesos
de contratación, lectura y facturación.
7.4.3.8 PLAN DE REDUCCIÓN DE
PÉRDIDAS A MEDIANO PLAZO
Reducción de pérdidas por conexiones ilegales,
fraude y conexiones clandestinas
Este tipo de pérdidas se las establecerá mediante
una revisión íntegra de los usuarios que se
encuentran en las zonas con alta tendencia a la
utilización de formas clandestinas de aprovisionamiento
de energía, para lo cual se podrá tomar
como referencia rutas prestablecidas.
Esta revisión consistirá en lo siguiente:
• Para usuarios con servicio directo, se le instalará
de manera inmediata un medidor.
• Revisión integra del sistema de medición, para
lo cual se verificará que los sellos de seguridad
y la bornera del medidor, que no deberá
presentar señales de intervención por parte
del usuario, en caso de encontrar novedades
se colocarán nuevos sellos y se notificará las
novedades encontradas al área respectiva.
• Para medidores en mal estado, se sustituirán
de forma inmediata; si no existiera el
stock suficiente se dejará un indicativo para
su posterior cambio, dicho indicativo consistirá
en un sello que permita identificar
claramente los usuarios en esta situación,
se dará prioridad de cambio a usuarios con
consumos altos.
CAPÍTULO 7
Este plan se realizara en tres etapas distribuidas
de la siguiente manera:
7.4.3.7 PLAN DE REDUCCIÓN A
CORTO PLAZO
Reducción de pérdidas
por acciones administrativas
• Detección en sitio de anomalías o desperfectos
en el medidor, para lo cual dispondrá de
un equipo de contrastación móvil, las novedades
encontradas serán remitidas al laboratorio
para la calibración o sustitución.
• El cambio de los medidores se lo hará con
el mismo personal que lo retiró, preferentemente
en las primeras horas de la mañana
siguiente, para evitar perder el control de
los medidores retirados. Los medidores se-

312
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
rán instalados en cajas antihurto, con todas
las seguridades a fin de evitar nuevas intervenciones.
Todo esto con el afán de que la
distribuidora tenga un registro adicional al
número y serie del medidor.
Todas estas acciones se acompañaran con la instalación
de una acometida concéntrica llamada
“antihurto”, que no permita un fácil acceso a la
línea de corriente, evitando así que los abonados
perjudiquen a la distribuidora.
Reducción de pérdidas por conexiones ilegales y
fraude en la zona comercial e Industrial
1. Capacitación del personal de control con el
propósito de identificar y corregir conexiones
y manipulaciones ilícitas en los equipos
de medición.
2. Realizar inspecciones periódicas basadas en
estadísticas y comportamientos que permitan
identificar anomalías o intervenciones en
el equipo de medición.
7.4.3.9 PLAN DE REDUCCIÓN DE
PÉRDIDAS A LARGO PLAZO
Las estadísticas indican que el mayor número de
conexiones ilegales, se encuentran en las zonas
urbanas marginales, donde las redes secundarias
se encuentran construidas con conductores desnudos
y de fácil acceso.
El plan consiste en:
• Modificación o rediseño de la red
de distribución.
• Normalización de clientes de las zonas urbano
marginales, para incorporarlos a la facturación.
• Implementar mecanismos regulatorios con
el propósito de conseguir la legalización de
usuarios que se encuentran en asentamientos
que se hallen en fase de legalización de
las propiedades, en coordinación con las
instituciones involucradas.
• Actualización del catastro de clientes acompañado
de asesoramiento acerca de los beneficios
de legalizase, uso de la energía, entre
otros.
• Una vez implementadas estas acciones en
las distribuidoras se deberá dar continuidad
a través de muestreos que permitan verificar
constantemente los equipos de medición.
7.4.3.10 PLAN PARA REDUCIR
PÉRDIDAS TÉCNICAS
Con el propósito de reducir y controlar las pérdidas
técnicas se deberá diseñar en las distribuidoras
planes que contemplen:
• División de sectores;
• Rotación de transformadores; y
• Cambio de conductor.
El emprender estas actividades implica la optimización
de los recursos existentes, así como obtener
financiamiento para las inversiones.
7.4.3.11 ACCIONES PRIORITARIAS PARA
EJECUCIÓN DE LOS PLANES EN
LAS DISTRIBUIDORAS
La lista de prioridades a seguir en la ejecución
del plan estratégico de reducción de pérdidas de
energía es la siguiente:
1. Priorizar la reducción de las
pérdidas comerciales.
2. Lograr un compromiso de colaboración de
todo el personal de la distribuidora.
3. Perfeccionar los procedimientos administrativos
a fin de minimizar las pérdidas por administración.
4. Contar con personal e infraestructura tecnológica
en las tareas de toma de lecturas
para identificar fácilmente cualquier irregularidad
existente.
5. Capacitar al personal de control en los diferentes
tipos de conexiones y manipulaciones
ilícitas del equipo de medición.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 313
6. Diferenciar por zonas geográficas y por tipo
de clientela; de ser posible sectorizar las acciones
en usuarios residenciales, principalmente
por su nivel de consumo.
7. Verificación y control de clientes mediante
inspecciones permanentes.
8. Minimizar los tiempos de conexión y reconexión
de servicios.
9. Adecuar mecanismos técnicos y administrativos
para la prevención de ilícitos.
10. Incentivar la eliminación de impuestos en las
facturas de energía a fin de reducir el costo
final al cliente.
11. Difusión constante del uso racional de la energía
en los sectores de clientes de consumos altos.
12. Facturación confiable e imposición de sanciones
a clientes infractores.
13. Facilidades de pagos por multas y gastos de
conexión a clientes de bajos recursos.
14. Una vez normalizados los usuarios de zonas
marginales, implementar sistemas de inspecciones
de suministros permanentes y asistencia
en caso de morosidad.
15. Reducción de pérdidas técnicas.
16. Evaluaciones constantes de las inversiones
y los montos recuperados por reducción de
las pérdidas.
7.4.3.12 INVERSIÓN REQUERIDA
PLANREP 2012
El requerimiento para el 2012 es de USD 119,48
millones, debido a que en el 2011 se tenía previsto
invertir USD 95,24 millones y se asignó únicamente
USD 58,6 millones, por lo tanto, la diferencia
se traslada a este año.
Tabla 7.20
INVERSIONES PLANREP 2012
DISTRIBUIDORA No. PROYECTOS USD 2012
CNEL Bolívar
CNEL El Oro
CNEL Esmeraldas
CNEL Guayas Los Ríos
CNEL Manabí
CNEL Milagro
CNEL Sta. Elena
CNEL Sto. Domingo
CNEL Sucumbíos
E. de Guayaquil
E. E. Ambato
E. E. Centro Sur
E. E. Cotopaxi
E. E. Galápagos
E. E. Norte
E. E. Quito
E. E. Riobamba
E. E. Sur
TOTAL
15
18
137
22
20
215
9
13
13
1
7
7
24
4
9
17
7
7
545
2.365.863
3.479.177
4.323.618
8.255.200
24.352.970
10.098.622
1.580.529
9.064.784
1.755.367
4.326.654
712.758
10.883.433
5.118.000
33.620
2.120.611
26.097.321
1.053.542
3.859.183
119.481.252
CAPÍTULO 7

314
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 7.21
METAS PLANREP PERIODO 2011-2012
La reducción en energía esperada por distribuidora,
se la detalla en la Tabla 7.22.
DISTRIBUIDORA 2011 2012
E.E. Azogues
E.E. Galápagos
E.E. Centro Sur
E.E. Quito
E.E. Cotopaxi
E.E. Ambato
E.E. Norte
CNEL-Sto. Domingo
CNEL-Bolívar
E.E. Sur
E.E. Riobamba
CNEL-El Oro
CNEL-Sta. Elena
CNEL-Sucumbíos
E. de Guayaquil
CNEL-Milagro
CNEL-Guayas Los Ríos
CNEL-Los Ríos
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Manabí
Pérdidas País
5,3%
6,4%
7,2%
8,3%
8,5%
9,4%
9,7%
11,6%
11,6%
11,8%
13,4%
14,2%
16,0%
16,4%
16,5%
16,9%
17,8%
18,7%
19,3%
25,0%
14,3%
5%
7,60%
6,60%
6,60%
7,00%
7,50%
8,80%
10%
12,00%
9,60%
10%
15,70%
14,00%
18,00%
13,00%
18,00%
18,00%
25,00%
21,00%
24,00%
12,8%
Con la inversión oportuna en el período establecido,
se podrá cumplir con la meta de reducción
las pérdidas de energía al 11% propuesta
en el PNBV.
Tabla 7.22
MWh REDUCIDOS POR
DISTRIBUIDORA PERíODO 2011-2012
DISTRIBUIDORA 2011 (MWh) 2012 (MWh)
CNEL-Bolívar
CNEL-El Oro
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Guayas-Los Ríos
CNEL-Los Ríos
CNEL-Manabí
CNEL-Milagro
CNEL-Santa Elena
CNEL-Santo Domingo
CNEL-Sucumbíos
E. de Guayaquil
E.E. Ambato
E.E. Azogues
E.E. Centro Sur
E.E. Cotopaxi
E.E. Galápagos
E.E. Norte
E.E. Quito
E.E. Riobamba
E.E. Sur
Pérdidas (MWh)
9.527
99.446
99.403
252.203
59.853
375.633
100.982
68.044
52.818
32.486
842.636
47.358
5.271
59.402
29.427
2.333
46.468
321.093
37.263
30.912
2.572.559
9.431
97.557
100.827
236.194
58.267
409.676
92.023
66.494
50.718
33.182
840.902
49.927
5.478
62.185
29.562
2.300
47.725
330.995
36.880
31.906
2.592.227
La Tabla 7.21 muestra el valor de las pérdidas
de energía previstas a alcanzar con las inversiones
2011 y 2012, mostrando una desviación con
respecto a las metas establecidas en el PNBV
2009-2013.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 315
7.4.3.13 INVERSIÓN REQUERIDA
PLANREP 2013-2021
El PLANREP 2013-2021 está basado en la política
12.6 “Mejorar la gestión de las empresas
públicas y fortalecer los mecanismos de
regulación”, la cual tiene los siguientes aspectos
fundamentales:
a) Impulsar las empresas públicas a nivel nacional
y local, con el objeto de administrar
sectores estratégicos, proporcionar servicios
públicos y aprovechar responsablemente el
patrimonio natural y los bienes públicos.
b) Establecer un marco normativo de empresas
públicas que confiera herramientas de
gestión eficiente, mecanismos de regulación
y control técnico y sistemas de seguimiento
de metas, así como mecanismos
de transparencia, rendición de cuentas y
reparación ambiental para precautelar el
interés público y el cumplimiento de los
objetivos nacionales.
c) Diseñar modelos de gestión de resultados
que articulen el accionar de las empresas
públicas con la planificación nacional y que
incremente sus niveles de eficiencia, calidad
y optimización de recursos.
En concordancia con el PNBV, este Plan considera
que las pérdidas de energía eléctrica en el conjunto
de los sistemas de distribución del Ecuador,
deben disminuir a 8,5% en el año 2021.
Cabe recalcar que la falta de inversión repercutirá
en el desplazamiento de las metas. De acuerdo a
la información presentada por las distribuidoras,
Tabla 7.23.
Tabla 7.23
INVERSIÓN REQUERIDA POR DISTRIBUIDORA PERíODO 2013-2021
Distribuidora
2013
(USD)
2014
(USD)
2015
(USD)
2016
(USD)
2017
(USD)
2018
(USD)
2019
(USD)
2020
(USD)
2021
(USD)
CNEL-Bolívar
1.715.591
833.791
654.171
472.618
404.090
364.685
340.449
325.327
324.288
CNEL-El Oro
2.452.003
1.747.700
1.665.508
1.583.320
1.626.415
1.418.944
1.336.756
1.318.210
1.172.376
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Guayas-Los Ríos
CNEL-Manabí
CNEL-Milagro
2.783.075
8.825.400
19.451.850
9.749.800
872.537
4.101.800
19.036.330
10.336.732
1.538.616
4.101.800
7.247.507
4.966.000
136.943
4.101.800
7.437.459
22.720
475.000
3.897.800
7.200.019
16.000
172.615
3.897.800
7.389.971
22.720
585.000
3.897.800
7.389.971
22.720
585.000
3.897.800
7.389.971
22.720
85.000
3.770.300
7.389.971
16.000
CAPÍTULO 7
CNEL-Santa Elena
1.626.533
1.669.192
1.713.130
1.758.386
1.805.000
1.853.012
1.902.465
1.953.401
2.005.866
CNEL-Santo Domingo
9.580.955
10.127.819
10.707.215
11.321.091
11.971.515
12.660.676
13.390.895
14.164.633
14.984.498
CNEL-Sucumbíos
617.976
653.596
669.347
672.484
669.050
688.107
700.781
727.317
657.030
E. de Guayaquil
6.178.965
6.272.193
6.801.315
6.904.099
5.686.550
5.771.539
4.277.916
4.340.383
3.617.717
E. E. Ambato
744.358
777.359
811.825
847.819
885.407
924.662
965.657
1.008.469
1.053.181
E. E. Centro Sur
9.757.408
8.957.510
2.729.161
2.852.236
3.900.071
3.949.734
3.001.294
3.054.823
2.110.398
E. E. Cotopaxi
2.280.000
2.000.000
2.102.000
1.335.000
1.400.000
1.412.000
1.415.000
1.360.000
1.390.000
E. E. Galápagos
14.040
14.190
14.880
15.630
16.410
17.220
18.060
18.960
19.647
E. E. Norte
2.120.611
2.120.611
2.120.611
2.120.611
2.120.611
2.120.611
2.120.611
2.120.611
2.120.611
E. E. Quito
956.000
E. E. Riobamba
333.154
346.480
360.339
374.752
389.743
405.332
421.546
438.407
455.944
E. E. Sur
896.763
753.073
413.383
193.693
325.003
404.313
353.623
162.933
173.243
Total
80.084.480,68
70.620.911,32
48.616.808,10
42.150.662,28
42.788.682,61
43.473.942,02
42.140.542,69
42.888.965,66 41.346.069,75

316
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
7.4.3.14 INDICADOR DE RESULTADO
Los indicadores que reflejarán los resultados son:
el porcentaje de pérdidas de energía en cada uno
de los sistemas de distribución y en el conjunto,
hasta llegar al 13,3% las pérdidas totales de
energía en los sistemas de distribución del Ecuador,
en diciembre de 2011.
Es necesaria la construcción de los proyectos
priorizados para el período analizado, caso
contrario el índice de reducción de pérdidas al
final del período de este Plan no cumplirá con
la meta establecida en el Plan Nacional para el
Buen Vivir y con las expectativas de alcanzar el
8,5% al 2021.
Para el seguimiento mensual se usará el porcentaje
anual móvil, esto es la relación entre energía
perdida y energía disponible, en los 12 meses anteriores;
con el fin de eliminar las variaciones que
se presentan entre meses, debido a la cantidad
de días de cada mes; y, al hecho de que la energía
disponible o comprada por las distribuidoras, es
medida en la hora inicial y en la hora final de cada
mes, no así la energía facturada a los usuarios
finales, que se mide en períodos diferentes a lo
largo del mes.
7.4.4 PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN
RURAL Y ELECTRIFICACIÓN
URBANO MARGINAL - FERUM
El programa de electrificación y energización, que
atiende a los sectores rurales y urbano-marginales
-FERUM-, es un programa social con fundamento
técnico, de alta prioridad, como puntal para la
incorporación de nuevos servicios básicos, cuyo
objetivo es mejorar la calidad de vida de estos
sectores de la población.
Para conseguir el objetivo del programa FERUM,
se ha tomado como estrategia la incorporación
de actores beneficiados y relacionados en las actividades,
es así que se cuenta con: representantes
de gobiernos autónomos descentralizados, organizaciones
locales, comunidades, movimientos
campesinos, de mujeres, de indígenas, contando
con entidades como MEER, Consejo Nacional de
Juntas Parroquiales -CONAJUPARE-, Asociación
de Municipalidades del Ecuador -AME-, Consorcio
de Municipios Amazónicos y Galápagos -COMA-
GA-, Consorcio de Consejos Provinciales del Ecuador
-CONCOPE-, Consejo de Desarrollo de Nacionalidades
y Pueblos del Ecuador -CODENPE-,
Instituto para el Eco-desarrollo Regional Amazónico
-ECORAE- y Colegio de Ingenieros Eléctricos
y Electrónicos del Ecuador -CIEEE-, entre otros.
Además, se difunden los resultados de los programas,
la normativa que rige para la presentación,
calificación, aprobación y ejecución de proyectos,
y el buen uso de la energía.
Como resultado de estas acciones, se han suscrito
Convenios de Cooperación Interinstitucional,
en las que el CONELEC promueve la elaboración
de proyectos integrales para la dotación de comunicaciones,
educación, salud y otros, principalmente
en las regiones fronterizas, amazónica
y de la Costa, sitios en los cuales, de preferencia,
se emplean fuentes alternas de energía.
Bajo esta realidad se ha logrado la participación
de los dirigentes de los centros Shuar, Shuar Arutam,
Achuar, comunidades Awá, Chachi, Huaorani,
Kichwa, entre otras.
7.4.4.1 EVOLUCIÓN DEL FERUM
La ejecución del Programa FERUM se realizó
desde 1998 hasta el 2007, con una asignación
promedio anual de USD 32 millones, alcanzando
en el año 2007 un monto de 48 millones. A
partir de la elaboración del Plan Quinquenal se
ha proyectado la ejecución de programas, con
Recursos del Estado, por montos de USD 120
millones anuales.
El Programa FERUM 2008, tuvo una asignación
de USD 127 millones, para la ejecución de 2 443
proyectos, y su construcción se extendió hasta el
2010, esto permitió evidenciar que es necesario

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 317
reforzar la capacidad operativa y administrativa
en algunas Empresas Distribuidoras, a esto se
suma la aplicación de nuevos procedimientos en
la adquisición de bienes y servicios dispuestos en
la Ley Orgánica del Sistema Nacional de Contratación
Pública y su Reglamento. Otro factor que
demoró la ejecución del programa fue la decisión
de realizar compras corporativas de equipos y materiales
de distribución que por falta de oferta en
el mercado nacional no fueron suministrados con
la oportunidad requerida.
Los Programas FERUM 2009 y 2010 conformó el
programa FERUM 2010 Integrado, con una asignación
de USD 126 millones. Resultado de este
programa, se ejecutaron 1 958 proyectos a nivel
nacional y 275 se declararon como multianuales,
con una inversión total de USD 114,4 millones,
para beneficiar a 192 638 viviendas.
El Programa FERUM 2011, presentados por las
Empresas Distribuidoras, en función de la Regulación
No. CONELEC 008/08 fueron aprobados
por el Directorio del CONELEC y priorizados
por la SENPLADES, por una asignación de
USD 127 millones, el mismo que se encuentra
en ejecución.
Gráfico 7.27
INVERSIONES REALIZADAS Y PREVISTAS EN EL PROGRAMA FERUM 1998-2012
120
103
126
120
100
Millones
80
60
40
20 10
0
22 21
13
32
38
44 44 44
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
10 años
USD 316 millones
48
0
20
5 años
USD 356 millones
CAPÍTULO 7
7.4.4.2 PROGRAMAS FERUM
PROYECCIÓN 2012 Y 2013
Para el Programa de Energización Rural y Electrificación
Urbano Marginal 2012, las 11 Empresas
Distribuidoras presentaron 1 824 proyectos,
para atender a 151 760 viviendas, por USD 100
millones; considerando la regulación No. CONE-
LEC 08/08, el 2,5% y 7,5%, USD 3 millones y
USD 9 millones, para cubrir valores que pueden
originarse en las reprogramaciones justificadas
y asignación de recursos adicionales a las provincias
de frontera, Amazonía y Galápagos por
la preferencia dada en la LRSE; y para proyectos
multianuales del Programa FERUM 2011 por USD
8 millones; dando un total de USD 120 millones.

318
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 7.24
DISTRIBUCIÓN DE RECURSOS PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN RURAL
Y ELECTRIFICACIÓN URBANO MARGINAL 2012
PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN RURAL Y ELECTRIFICACIÓN UURBANO - MARGINAL 2012
Empresa
Distribuidora
No.
Proyectos
Viviendas
con servicio
(#)
Viviendas
sin servicio
(#)
Total
Viviendas
(#)
Presupuesto
(USD)
CNEL- Bolívar
74
1.841
1.841
4.418.774
CNEL- EL Oro
221
16.344
1.304
17.648
9.099.434
CNEL - Esmeraldas
63
387
2.126
2.513
3.811.158
CNEL - Guayas - Los Ríos
95
1.623
1.623
3.997.083
CNEL - Los Ríos
89
373
1.788
2.161
2.809.927
CNEL - Manabí
132
724
3.214
3.938
4.641.276
CNEL - Milagro
5
208
208
1.550.000
CNEL - Santa Elena
18
35
1.616
1.651
1.237.792
CNEL - Santo Domingo
79
6.592
1.063
7.655
3.396.429
CNEL - Sucumbíos
90
8.983
13.121
22.104
9.049.140
E. de Guayaquil
17
5.518
5.518
2.227.652
E.E. Ambato
158
10.340
1.838
12.178
8.546.052
E.E. Azoguez
26
4.728
216
4.944
3.796.581
E.E. Centro Sur
103
7.756
817
8.573
4.111.786
E.E. Cotopaxi
60
1.552
1.437
2.989
3.645.626
E.E. Galápagos
1
12
12
20.000
E.E. Norte
149
36.086
3.265
39.351
15.507.403
E.E. Quito
116
5.017
4.863
9.880
8.288.149
E.E. Riobamba
73
4.154
4.154
2.953.654
E.E. Sur
255
2.818
2.818
6.763.881
Subtotal
1.824
98.917
52.843
151.760
99.871.795
2,5% Regulación 08/08 Reprogramaciones
3.000.000
7,5 Regulación 08/08 Provincias de frontera, Amazonía y Galapagos
9.000.000
Proyectos multianuales FERUM 2011
8.128.205
Total
120.000.000
Se han considerado otras inversiones por el valor de USD 2 390 980, para realizar estudios de manejo
ambiental, estudios técnicos y económicos, y capacitar a los diferentes actores, elementos necesarios
para cumplir con los objetivos propuestos.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 319
Tabla 7.25
DISTRIBUCIÓN DE RECURSOS PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN Y ELECTRIFICACIÓN URBANO MARGINAL 2013
2013
1. Expansión del servicio eléctrico para nuevos usuarios
Sector Rural
Redes de Distribución
Generación Renovable
2. Sector Urbano Marginal y Mejoras
3. Otras Inversiones
Estudios de manejo ambiental
Estudios técnicos y económicos
Capacitación a los actores de energización rural
Total de Inversiones
90.598.699
68.911.872
64.355.715
4.556.157
27.010.321
2.390.980
32.000
1.905.987
452.993
120.000.000
7.4.4.3 PROGRAMAS FERUM,
ESTRATEGIAS DE MEDIANO
Y LARGO PLAZO
Al finalizar el Programa FERUM 2013, se prevé
alcanzar el 96% de cobertura eléctrica para las
viviendas ubicadas en la zona rural y 98% en viviendas
de la zona urbano-marginal.
Según el “Análisis de la Situación Actual y Estudio
de la Demanda de Electrificación Rural y Urbano-
Marginal” realizada por el ex – PROMEC en el año
2007, se tiene que en el sector rural para el año
2014 habrían 32 549 viviendas por electrificar,
y 59 948 viviendas por electrificar en el sector
urbano-marginal.
Considerando los montos de asignación para
electrificar las viviendas ubicadas en los sectores
rural y urbano-marginal, según la Regulación No.
CONELEC 008/08 vigente, se ha proyectado el requerimiento
de USD 191 111 773, en el período
de 2014-2021, para atender el total de viviendas
del sector rural y urbano-marginal.
Tabla 7.26
FINANCIAMIENTO DE LA ENERGIZACIÓN URBANO – MARGINAL
CON APORTES DEL GOBIERNO NACIONAL PERÍODO 2014-2020
CAPÍTULO 7
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Total
Inversión 41.464.800 34.646.800 31.464.800 26.464.800 21.464.800 16.464.800 12.070.401 7.070.572 191.111.773
7.4.4.4 JUSTIFICACIÓN
El desarrollo de la energización rural y electrificación
urbano-marginal está contemplado en el
Plan Nacional para el Buen Vivir 2009-2013, identificado
con el Objetivo No. 4 “Garantizar los derechos
de la Naturaleza y Promover un Ambiente
Sano y Sustentable”, cuya Política 4.3 “Diversificar
la matriz energética nacional, promoviendo
la eficiencia y una mayor participación de ener-

320
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
gías renovables sostenibles”, indicando las Metas
4.3.4 “Alcanzar el 97% las viviendas con servicio
eléctrico al 2013”, 4.3.5 “Alcanzar el 98% las viviendas
en zona urbana con servicio eléctrico al
2013” y 4.3.6 “Alcanzar el 96% las viviendas zona
rural con servicio eléctrico al 2013”.
El desafío por conseguir un crecimiento con equidad
de la población, exige incorporar los sectores
rural y urbano-marginal al proceso de desarrollo
del país.
Para alcanzar este logro, se requiere dotar a estas
poblaciones de servicios básicos, que permitan
impulsar sus capacidades.
La energía eléctrica, es un servicio básico que
requiere la población, para el desarrollo de sus
actividades productivas y mejorar su calidad de
vida. En otras palabras la energía eléctrica, sirve
para satisfacer las necesidades básicas de las
familias y la comunidad, en cuanto, al acceso a
la información, entretenimiento, comunicación,
seguridad; y principalmente para mejorar sus ingresos,
desarrollando actividades agropecuarias,
artesanales, comerciales e industriales.
7.4.4.5 BENEFICIARIOS
La población beneficiaria del sector rural, se
caracteriza por desarrollar actividades relacionadas
al ámbito agrícola, ganadero, maderero,
pesca, turismo y otros, también presta servicios
en la pequeña empresa del sector petrolero,
transporte y otros; mientras que, en el sector
urbano marginal, la población se ocupa en la
prestación de servicios, el comercio al por menor,
la artesanía y pequeños negocios o actividades
informales.
En la mayoría de estas viviendas, habitan familias
de escasos ingresos económicos, sus recursos están
destinados a financiar los gastos elementales
de alimentación, vestuario, transporte, educación
y salud, convirtiéndose en una economía de subsistencia
y en general de pobreza y muchas veces
de indigencia; el reto es dotar de energía eléctrica
a esta población en los próximos años.
7.4.4.6 POLÍTICAS DEL PROGRAMA
a. Incentivar, el desarrollo local participativo y
promover un desarrollo territorial equilibrado
e integrado.
b. Fomentar, el desarrollo rural y urbanomarginal
integral, y asegurar la soberanía
alimentaria.
c. Desarrollar, un sistema eléctrico sostenible,
sustentado en el aprovechamiento de los recursos
renovables de energía disponible, que
garantice un suministro, económico, confiable
y de calidad.
d. Fortalecer y ampliar, la cobertura de la infraestructura
básica y de los servicios públicos,
impulsores de la producción, del empleo
y del trabajo.
7.4.4.7 ESTRATEGIAS PARA LA EJECU-
CIÓN DEL PROGRAMA
a. Ejecutar el Programa de Energización Rural y
Electrificación Urbano Marginal, bajo los sistemas
de contratación integrales en los que se
incluyan los materiales y mano de obra, por
parte de las empresas distribuidoras o mediante
la provisión de materiales y mano de
obras contratadas, para el período comprendido
entre enero y diciembre del año 2012.
b. Impulsar la entrega oportuna de recursos, por
parte del Ministerio de Finanzas, según lo dispuesto
en el Mandato Constituyente No. 15.
c. Conseguir la entrega oportuna de recursos,
por parte de las entidades y comunidades
comprometidas a cofinanciar el Programa.
d. Coordinar con las comunidades, la implementación
de los procesos para la ejecución
de los proyectos, en lo que a la participación
comunitaria corresponde.
e. Lograr el compromiso de las administraciones,
especialmente de las empresas distribuidoras,
para lograr una ejecución oportuna
del Programa.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 321
7.4.4.8 RESUMEN DE LOS ASPECTOS
TÉCNICOS DEL PROGRAMA
Los proyectos, que forman parte del Programa de
Energización Rural y Electrificación Urbano Marginal
2012, poseen los estudios técnicos y económicos,
dependiendo del tipo de proyecto:
Generación Renovable:
i. Memoria Técnica (ubicación geográfica de
cada comunidad en coordenadas UTM WGS
1984; demanda de energía eléctrica; alternativas
de energización; tipos de sistemas
de energización según la regulación CONE-
LEC 008/08; consideraciones para el dimensionamiento
de los equipos; diseño de
los paneles solares, inversores, reguladores
y baterías; diagramas; diseño de sistemas
comunales para otros usos como educación,
salud, bombeo de agua, telecentro de
acuerdo a requerimientos de CNT; diseño de
sistemas autónomos de alumbrado público;
diseño del sistema hibrido; y características
de los elementos empleados)
ii. Presupuesto desglosado, incluyendo precios
unitarios que contengan mano de obra,
transporte, gastos administrativos e IVA
iii. Listado de materiales
Redes Distribución:
i. Memoria Técnica (ubicación geográfica de
cada comunidad en coordenadas UTM WGS
1984; demanda de energía eléctrica)
ii. Cálculos de caída de voltaje en media y
baja tensión
iii. Planos eléctricos de media, baja tensión y
alumbrado público
iv. Listado de materiales
v. Listado de beneficiarios
vi. Cronograma de ejecución
vii. Análisis económico y financiero
Subtransmisión:
Líneas de Subtransmisión:
i. Determinación de tres alternativas de rutas
y definición de ruta óptima
ii. Levantamiento topográfico de la línea
iii. Diseño eléctrico y mecánico de la línea
iv. Estudios de suelos
iv. Manuales y metodologías de instalación,
montaje, operación y mantenimiento
v. Guías, para pruebas y recepción de equipos
vi. Contenido de talleres para socialización
(sostenibilidad)
vii. Contenido de los cursos de capacitación a
técnicos comunitarios;
viii. Plano georeferenciado de ubicación de
beneficiarios
ix. Listado de beneficiarios
x. Cronograma de ejecución
v. Diseño de las cimentaciones
de las estructuras
vi. Replanteo de estructuras
vii. Listado de materiales
viii. Costos y Presupuestos
ix. Registro de propietarios y vegetación afectados
por el paso de la línea eléctrica
x. Estudio de Impacto
ambiental definitivo
xi. Especificaciones técnicas de materiales y
construccióny
CAPÍTULO 7
xi. Análisis económico y financiero
xii. Memoria del proyecto

322
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Subestaciones de subtransmisión:
i. Levantamiento topográfico del área
de la subestación
ii. Diseño eléctrico
iii. Estudio de suelos
iv. Diseño de las cimentaciones
de equipos y pórticos
v. Diseño de edificaciones, cerramiento y otros
vi. Especificaciones técnicas, de: materiales,
equipos y montaje electromecánico
vii. Costos y presupuestos
viii. Listado de materiales
ix. Memoria del proyecto
x. Estudio de impacto ambiental definitiv.
7.5 CONCLUSIONES
• Los planes y programas de inversión han
contribuido visiblemente al aumento de cobertura
del servicio y la disminución de pérdidas
de energía a nivel nacional; es así que
en el año 2006 los indicadores de cobertura
y pérdidas de energía se encontraban en
90,03% y 21,9%, respectivamente; con una
evolución favorable hasta el 2010 se alcanzó
el 93,35% de cobertura y el 16,33% de
pérdidas, como resultado directo de las acciones
ejecutadas en los programas FERUM
y PLANREP.
• Con la expedición de los Mandatos Constituyentes
Nos. 9 y 15, las inversiones relacionadas
al mejoramiento de los sistemas de
distribución han incrementado, a diferencia
de períodos anteriores como resultado de
las políticas y estrategias de planificación
nacional; cabe resaltar que solo en el 2012
se priorizaron obras por un monto total de
USD 298 687 229.
• En la actualidad, el llegar a niveles adecuados
de pérdidas de energía en la etapa de distribución,
constituye uno de los principales
retos que enfrenta el sector eléctrico ecuatoriano;
en este sentido, el trabajo que ha realizado
el proyecto SIGDE, principalmente la
implementación de los sistemas Comercial e
Información Geográfica, permitirán en el corto
y mediano plazo conocer lo que ocurre en
la red, así como gestionarla mediante acciones
técnicas y administrativas inmediatas,
acompañadas de las inversiones financiadas
principalmente por el PLANREP que permitirá
mejorar estos índices.
• A partir del 2017, con una adecuada planificación
y con las inversiones oportunas producto
de la sustitución progresiva de los actuales
medidores (analógicos por los nuevos
electrónicos con capacidad de gestión remota
y demanda horaria), será posible establecer
tarifas con diferencia horaria a lo largo
del día, incentivando la eficiencia energética
y aprovechando la diferencia de precios de
la energía.
• Conjuntamente con la inclusión de los sistemas
de gestión de información realizado
mediante el proyecto SIGDE, se deben desarrollar
procesos de selección, incorporación
y capacitación del talento humano,
que permitan en el mediano y largo plazo
analizar la información existente para realizar
estudios de diagnóstico, planificación
y operación de la red, que contribuyan a tomar
decisiones administrativas adecuadas
y optimizar las inversiones.
• Debido a la incorporación de equipos inteligentes,
contadores y registradores que
envían información del estado de la red
eléctrica, las empresas distribuidoras, experimentarán
una masificación de datos; en
este sentido, el personal y los procesos de
capacitación, garantizarán que la información
sea analizada, con el fin de entender los
nuevos patrones de uso y sobre esta base,
se ejecuten planes de eficiencia energética y
desarrollo del plan de obras.

CAPÍTULO 7 / EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 323
• De la misma manera como evolucionan los
sistemas de información, es necesario contar
con herramientas que unifiquen la normativa,
criterios, metodologías y procedimientos
de planificación de la distribución,
para asegurar una asignación eficiente de
recursos, su utilización y rendición de cuentas;
satisfaciendo de esta manera las necesidades
de los usuarios del servicio eléctrico.
• Sobre la base de las proyecciones de la demanda
realizadas en este Plan Maestro, así
como del Informe de resultados del “Plan
Fronteras para Sustitución de Cocinas de Inducción
en el Carchi”, realizado por el MEER,
se establece que es plenamente factible la
implementación progresiva de las cocinas
eléctricas y calentamiento de agua, ya que
no causan contaminación armónica de la red
ni problemas de factor de potencia, de acuerdo
a la normativa del CONELEC. Así mismo
se observa incrementos de consumo de energía
entre 10% hasta un 50% promedio, que
han causado que 7,32% de transformadores
de distribución de un total de 492 estudiados,
sean sustituidos; estos remplazos pueden
ser minimizados mediante programas
de manejo y rotación de transformadores, lo
cual justifica una vez más la factibilidad de la
implementación de este proyecto.
7.6 RECOMENDACIONES
• El MEER y el CONELEC, deben mantener el
lazo de comunicación existente para garantizar
que los planes y programas de inversión
atiendan problemas de fondo, ya que
de lo contrario los logros obtenidos podrían
ser temporales, del mismo modo seguir dotando
a las empresas de distribución los recursos
técnicos y humanos que les permitan
mantener y mejorar los logros alcanzados.
• El MICSE, CONELEC y las empresas distribuidoras,
mediante la gestión administrativa,
definición de normativas y a través de
la elaboración de estudios técnicos, deben
seguir apoyando las iniciativas de eficiencia
energética realizadas por el MEER; del
mismo modo se considera necesaria la inversión
en las redes de distribución, que
faciliten la incorporación de los programas
de sustitución de refrigeradoras eficientes,
acondicionamiento de aire, cocción, focos
ahorradores y demás, mismos que contribuirán
al cambio de la matriz energética,
controlando la demanda eléctrica, disminuyendo
los costos de generación térmica
y la dependencia de fuentes de energía
externas, que influyen directamente en las
inversiones e infraestructura de los sistemas
de distribución.
• El CONELEC y principalmente las distribuidoras
desde la gerencia y a través del
personal técnico necesario deben apoyar
decididamente la implementación del proyecto
SIGDE, ya que su desarrollo sentará
las bases para incorporar procesos y tecnologías
que en el largo plazo permitan contar
con bases sólidas hacia la inclusión de las
SMART GRIDS en los sistemas de distribución
de nuestro país.
• En el contexto de la mejora de los sistemas
de distribución es necesario conformar equipos
de trabajo multidisciplinarios de investigación
para desarrollar temáticas referentes
a planificación de los sistemas de distribución,
nuevos materiales, sistemas automatizados,
nuevas técnicas de control inteligente
y generación distribuida; así como la
incorporación de nuevas cargas especiales
(cocinas de inducción, vehículos eléctricos,
entre otros), y su efecto producto del cambio
en la matriz energética.
• Para iniciar la ejecución del proyecto de las
cocinas eléctricas y calentamiento de agua,
se deben acompañar estudios complementarios
que definan los sectores de consumo,
empresas y ciudades en las cuales se ejecutará
el proyecto sin ninguna modificación
de las redes de distribución; así mismo se
definirán los pasos para la implementación
masiva sin restricciones.
CAPÍTULO 7

325
08/
ELECTRICIDAD
HACIA UN
DESARROLLO
SOSTENIBLE
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 8

08/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 8
8.1 INTRODUCCIÓN
Hablar de desarrollo sostenible implica el manejo
de los términos “sustainable” en anglosajón
y “perdurable” en francés, que significan tanto
sostenible como sustentable, términos que se
han presentado a lo largo de diversos escenarios
del mundo.
Según la Real Academia de la Lengua Española,
el término sostenible significa: “Dicho de un
proceso que puede mantenerse por sí mismo…”,
mientras que sustentable se deriva de la palabra
sustentar y se describe como “Conservar
algo en su ser o estado”. En adición a esto, el
concepto de desarrollo sustentable es conocido
como “aquel que satisface las necesidades de las
generaciones presentes sin comprometer las posibilidades
de las generaciones futuras para atender
sus propias necesidades”. 23,24
Por lo anterior, el significado de sostenibilidad, en
el presente capitulo, involucra la estabilidad de
los procesos mediante el aseguramiento de los
recursos para el presente y para el futuro; particular
que marcará el desarrollo sostenible del
sector eléctrico para cumplir con el objetivo de
mejorar las condiciones de vida del individuo, camino
al mejoramiento de su calidad de vida, al
tiempo que se preserva su entorno a corto, medio
y, sobre todo, a largo plazo.
Este concepto considera que el desarrollo sostenible
abarca el tratamiento de tres dimensiones
fundamentales: la social, la económica y la
ambiental; dimensiones que se encuentran interrelacionadas
y que servirán como guía para
que el sector eléctrico alcance sus objetivos,
con la definición de metas y productos específicos
que serán determinados a través de las
distintas estrategias.
El Gráfico 8.1 25 que se muestra a continuación,
representa las dimensiones fundamentales que
deben ser consideradas para enmarcar el funcionamiento
del sector eléctrico, en su conjunto,
dentro de los lineamientos establecidos en el entorno
de un desarrollo sostenible, en donde tales
dimensiones son reforzadas mutuamente a través
de interrelaciones que permitan equilibrar el desempeño
del sector, bajo el principio de sostenibilidad
de las actividades humanas requeridas para
suplir necesidades básicas y suplementarias; es
decir, mejorar la calidad de vida de la población.
23, 24 Comisión de Brundtland, 1987
25 Sadler, B. (1990) Sustainable Development and Water Resources Management.Alternatives. 3(17) pp. 14-24

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 327
Gráfico 8.1
DIMENSIONES FUNDAMENTALES
PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
SOCIAL
Metas
económicas,
objetivo
social
Sostenibilidad
Metas
como
un conjunto
de valores Metas
sociales,
objetivo
ambiental
económicas,
objetivo
ambiental
AMBIENTAL
ECONÓMICO
Finalmente, la dimensión ambiental sugiere un
sistema de mantenimiento integral de nuestro
ecosistema para que continúe funcionando y
produciendo en función de sus condiciones originales.
De acuerdo con Sherman (1990), 26 una
perspectiva ambiental representa una visión científicamente
orientada hacia la sostenibilidad biológica
y condiciones ecológicas que hacen posible
su propio desarrollo.
El análisis de la dimensión ambiental permite el
aseguramiento de un ecosistema saludable y el
aseguramiento y disposición de la materia prima,
de los productos y servicios esperados. Sin
embargo, esta dimensión también es importante
porque aunque la flora y la fauna son invaluables,
muchas veces es necesario cuantificar el valor
económico del servicio ambiental de éstos, para
reforzar acciones que contribuyan a la protección
del ambiente y favorecer su disponibilidad para
el futuro.
La primera instancia del desarrollo sostenible, es
la dimensión económica que representa un sistema
de producción, distribución y derecho al
bienestar, siendo importante debido a que este
sistema, es básicamente responsable de satisfacer
necesidades mediante el dinero, propiedad,
posesión de bienes, o cualquier cosa que tenga
un valor económico medible en precio.
La segunda instancia, es la dimensión social que
representa un sistema de vida o asociación de
grupos o comunidades que no se encuentra aislada.
Esta dimensión comprende un balance entre
los derechos individuales de las organizaciones
externas y los derechos de las comunidades o
personas a mantener y mejorar sus estándares de
vida, incluyendo las necesidades básicas humanas
y el crecimiento de las necesidades sociales y
culturales. El bienestar de la dimensión es representado
por un trato justo sin importar género,
etnia o condición social para proveer niveles básicos
de salud, estándares de seguridad laboral en
el trabajo, estándares alimenticios, accesibilidad
al arte y humanidades, oportunidades recreacionales,
entre otros.
Las tres dimensiones han elaborado sistemas que
buscan alcanzar sus metas respectivas, las mismas
que están interrelacionadas de tal forma que
lo que suceda con una de ellas influye en las demás,
bajo los siguientes aspectos:
1. La dimensión ambiental influye en el desarrollo
económico, poniendo límites a su crecimiento;
coorganiza la dimensión social, en
la medida en que su organización se desenvuelve
necesariamente en un determinado
espacio, motivando que las sociedades se
adapten al ambiente.
2. La dimensión económica altera el ambiente,
tanto cuando retira de éste los insumos
para la producción de bienes, como cuando
devuelve al ecosistema los residuos de
la producción, los desechos, los efluentes
y restos bajo la forma de polución; condiciona
lo social, limitando o ampliando su
capacidad de consumo.
3. La dimensión social actualiza las competencias
y actitudes de la dimensión económica y,
complementariamente, reorganiza y adapta
el ecosistema a las culturas más diversas.
Todo el flujo de interacciones converge hacia el
mejoramiento de la calidad de vida, que expresa
el contenido del desarrollo sostenible, hacién-
CAPÍTULO 8
26 Sherman R. (1990), The meaning and ethics of sustainability, Environmental Management, 14, 1-10.

328
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
dose evidente que no existe propiamente una
confrontación u oposición entre las citadas dimensiones,
sino que como ya se afirmó, hay una
interrelación que puede presentarse bajo la forma
de cooperaciones, estableciendo intercambios
de insumos y productos en circunstancias
concretas, como es el caso del excedente económico
y sus formas alternativas de utilización y
distribución. De manera simplificada, es posible
decir que este excedente puede ser expresado en
inversión productiva, inversión social, inversión
ambiental o inversión en ciencia y tecnología.
Cada una de estas formas de utilización de los
excedentes económicos provoca diferentes impactos
en el corto, mediano y largo plazo.
Por lo tanto, las tres dimensiones deben ser
analizadas en su conjunto sin ser posible considerar
cada una de ellas de forma individual, ya
que sin esta interrelación no alcanzaríamos el
Desarrollo Sostenible.
Como resultado de la voluntad política de priorizar
la energización como Política de Estado, en
beneficio de los sectores rurales y urbano marginales,
a través de la entrega de un servicio público
de energía eléctrica con calidad y calidez; se
han establecido varios programas sociales considerados
prioritarios para el desarrollo del país debido
a su incidencia social, ya que a más de llegar
con electricidad a los rincones más desatendidos
históricamente, buscan gestionar con más fuerza
el involucramiento social y la promoción del desarrollo
humano, convirtiendo al sector en facilitador
activo para lograr la presencia estatal y la
sinergia institucional.
Con estos antecedentes, es de suma importancia
analizar la gestión de sostenibilidad en el Sector
Eléctrico, debido a que la dotación de electricidad
y sus usos se relacionan de manera compleja con
el desarrollo socio económico, a la vez de ejercer
impactos en el ambiente.
Es por esto que el desarrollo del Sector Eléctrico
ha considerado como lineamiento fundamental
para la expansión del sistema, la viabilidad
económica financiera, ambiental y social de los
proyectos. No obstante, la sostenibilidad también
está dada por la relación de los talentos humanos
con los recursos tecnológicos, financieros, materiales,
entre otros; de manera que se asegure
la provisión actual y futura; en este caso, para la
operación y mantenimiento de la nueva infraestructura
construida.
Sin embargo, el análisis de los temas sociales y
ambientales, que son parte del desarrollo sostenible,
ha sido considerado en casos puntuales
en la toma de decisiones para viabilizar el crecimiento
del sector. En función de ello, es preciso
que el Sector Eléctrico experimente una transformación
productiva con equilibrio; es decir, desarrollo
económico, social y ambiental equilibrado
y sostenible.
8.2 SITUACIÓN ACTUAL
A partir de los años setenta, los asuntos relativos
a la relación ambiente y desarrollo han sido
puestos en el primer plano de las preocupaciones
del planeta. El amplio debate mundial sobre
los contenidos y alcances del Desarrollo Sostenible,
puede identificarse en varios documentos
internacionales considerados hitos, tales como
la Declaración de la Conferencia de las Naciones
Unidas sobre el Medio Humano (ONU, 1972); el
Informe Brundtland (ONU, 1987); la Declaración
sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo; la Agenda
21 y la Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre el Cambio Climático (ONU, 1992); y la
Declaración de Johannesburgo sobre el Desarrollo
Sostenible (ONU, 2002); entre otros.
En la actualidad, nuestro país cuenta con una
Constitución en la cual la temática ambiental
es transversal debido, entre otras razones, a su
enorme riqueza de ecosistemas, microclimas y
recursos genéticos; cuestiones que han llevado
al Ecuador a ser considerado uno de los países
mega diversos del mundo, con uno de los mayores
índices de biodiversidad por superficie, lo que
se traduce en su alto potencial de generar ventaja
comparativa. Por otra parte, se trata de una Constitución
que promueve la plurinacionalidad como
principio fundamental, reconociendo también la

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 329
igualdad en la diversidad de los derechos de las
comunidades, pueblos y nacionalidades, cuestión
que se traduce en un reconocimiento de la conservación
y promoción de sus costumbres, prácticas,
saberes y recursos ancestrales.
En este marco, la Constitución prevé como una
de las obligaciones del Estado, la promoción del
uso de tecnologías ambientalmente limpias y
de energías alternativas no contaminantes y de
bajo impacto, en los sectores público y privado;
haciendo hincapié en que la soberanía energética
no se alcanzará en detrimento de la soberanía
alimentaria, ni afectará el derecho al agua.
Asimismo, la Carta Fundamental garantiza el
derecho de la población a ser informada amplia
y oportunamente sobre las decisiones estatales
que puedan afectar al ambiente; así como el deber
del Estado de establecer y ejecutar programas
con la participación de la comunidad, para
asegurar la conservación y utilización sostenible
de la biodiversidad y otros recursos naturales.
El Sector Eléctrico ecuatoriano cuenta con diversas
herramientas normativas e institucionales
que le permiten gestionar una adecuada administración
de los recursos naturales utilizados, controlar
y supervisar dicha gestión.
La Ley de Régimen del Sector Eléctrico dispone
que en todos los casos, los generadores, el transmisor
y los distribuidores tienen la obligación de
observar las disposiciones legales relativas a la
protección ambiental, haciendo hincapié en la
necesidad de que cada actividad cuente con un
Estudio de Impacto Ambiental para cada obra o
proyecto que se promueva o ejecute en el sector.
Así, la Ley de Gestión Ambiental constituye la norma
jurídica de aplicación general, en donde se
establecen los principios y directrices de la política
ambiental, se determinan las obligaciones,
responsabilidades, niveles de participación de los
sectores público y privado en la gestión ambiental,
y se formulan los parámetros de aplicación de
los límites permisibles, controles y sanciones en
esta materia.
Estas disposiciones legales son reglamentadas a
través del Libro VI del Texto Unificado de Legislación
Secundaria del Ministerio del Ambiente, en
particular del Sistema Único de Manejo Ambiental;
y a través del Reglamento Ambiental para Actividades
Eléctricas; instrumentos que establecen
los requisitos, procedimientos y medidas aplicables
al Sector Eléctrico en el Ecuador, de modo
que las actividades de generación, transmisión
y distribución de energía eléctrica, en todas sus
etapas: construcción, operación, mantenimiento
y retiro; se realicen de manera que se prevengan,
controlen, mitiguen, remedien y/o compensen los
impactos ambientales negativos y se potencien
aquellos positivos.
8.2.1 IMPACTOS SOCIALES,
AMBIENTALES Y ECONÓMICOS
EN EL SECTOR ELÉCTRICO
Toda actividad humana, en mayor o menor grado,
causa impactos al entorno ambiental, los mismos
que pueden ser positivos o negativos. Los estudios
de impacto ambiental, con sus planes de manejo,
identifican los principales impactos y establecen
las acciones necesarias para prevenir, mitigar,
remediar y/o compensar aquellos negativos, los
cuales dependen del tipo de proyecto a desarrollar,
sean estos de generación, transmisión o distribución.
A su vez los mecanismos de seguimiento (auditorias,
monitoreos e inspecciones) permiten verificar
la aplicación y efectividad de dichas acciones.
Al respecto, es importante destacar el principio
precautorio, como elemento substancial en las
actividades de generación, transmisión y distribución
eléctrica; esto es, la adopción de las políticas
y medidas protectoras, eficaces y oportunas que
promuevan la sostenibilidad en toda obra de infraestructura
eléctrica.
En las tablas siguientes se describen los principales
impactos que generan los proyectos. Estos
corresponden a las etapas de construcción, operación
y mantenimiento.
Los principales impactos que ha producido el
proceso de generación de energía eléctrica se resumen
en las Tablas 8.1 y 8.2.
CAPÍTULO 8

330
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 8.1
IMPACTOS DE LA GENERACIÓN TÉRMICA
IMPACTOS CAUSA ACCIONES RECOMENDACIONES
Emisiones de Óxidos
de Nitrógeno, NOx, que
superan el límite de la
normativa (2300 mg/
Ndm 3 ). 27
Centrales térmicas, que
han cumplido su vida
útil y poseen tecnología
antigua.
Las empresas están buscando
alternativas para el
control, sin embargo los
costos de implementación
son elevados.
Renovar el parque
termoeléctrico que ha
cumplido su vida útil, por
otro eficiente.
Reforzar y actualizar la
legislación existente para
controlar las emisiones.
Elaborar un plan de reducción
de emisiones para el
sector eléctrico.
Emisiones de Dióxido de Utilización de combustibles
con alto contenido de
Azufre, SO2, que superan
el límite de la normativa azufre.
(1650 mg/Ndm 3 ). 28
Las empresas están buscando
alternativas para el
control, sin embargo los
costos de implementación
son elevados.
Instar a las instituciones
competentes para
disminuir el contenido de
azufre en los combustibles
suministrados al sector
eléctrico.
Elaborar un plan de reducción
de emisiones para el
sector eléctrico.
Reforzar y actualizar
legislación existente para
controlar las emisiones.
A la calidad del aire,
debido a que el período
de soplado de hollín es
superior al establecido en
norma, (15 minutos). 29,30
Soplado de hollín, en centrales
térmicas a vapor.
Las empresas están buscando
alternativas para el
control, sin embargo los
costos de implementación
son elevados.
Elaborar un plan de reducción
de emisiones para el
sector eléctrico.
Descarga de efluentes al
ambiente o a sistemas de
alcantarillado con parámetros
fuera de los establecidos
en la normativa,
(DBO-250 mg/l, DQO-500
mg/l, TPH-20 mg/l, temperatura
< 40oC.)
Falta de sistemas completos
de separación de
efluentes, especialmente
de hidrocarburos.
Las empresas están buscando
alternativas para el
control.
Implementar y complementar
la infraestructura
para el manejo de
efluentes.
Reforzar y actualizar la
legislación existente para
el controlar de efluentes.
27 Normas Técnicas Ambientales para la Prevención y Control de la Contaminación Ambiental para los Sectores de Infraestructura:
Eléctrico, Telecomunicaciones y Transporte, Anexo 3A, Tabla 6.
28 Normas Técnicas Ambientales para la Prevención y Control de la Contaminación Ambiental para los Sectores de Infraestructura:
Eléctrico, Telecomunicaciones y Transporte, Anexo 3A, Tabla 1
29
30 Normas Técnicas Ambientales para la Prevención y Control de la Contaminación Ambiental para los Sectores de Infraestructura:
Eléctrico, Telecomunicaciones y Transporte, Anexo 3A, Art. 4.1.2.4

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 331
IMPACTOS CAUSA ACCIONES RECOMENDACIONES
Pasivos ambientales,
impacto al suelo y de tipo
visual.
Chatarra acumulada sin
medidas de seguridad.
Las empresas han iniciado
procesos para dar de
baja y sacar del inventario,
pero estos procesos
demandan varios años.
Elaborar un procedimiento
expedito para poder dar
de baja este material.
Elaborar un plan de
remediación de pasivos
ambientales para el sector
eléctrico.
Pasivos ambientales, impacto
al suelo y agua.
Hidrocarburos derramados
en el suelo, principalmente
en centrales con
varios años de operación.
Las empresas están
buscando alternativas de
remediación y prevención,
sin embargo los costos
de implementación son
elevados.
Elaborar un plan de
remediación de pasivos
ambientales para el sector
eléctrico.
Auditivo y visual.
Proceso de generación
cerca a la comunidad.
Se llevan a cabo monitoreos
de ruido en las
centrales de generación,
implementándose medidas
de insonorización.
Coordinación con gobiernos
locales con el objetivo
de planificar el desarrollo
urbanístico.
Evitar, en lo posible, ubicar
futuros proyectos en
zonas pobladas y no ser
esto factible, contar con
área de amortiguamiento.
Monitorear los niveles de
ruido percibidos por los
receptores.
Informar a la comunidad
acerca del/los proyectos.
Impacto a la salud.
Emisión de contaminantes
atmosféricos que generan
afecciones a la salud de la
población.
Se realizan monitoreos a
la atmósfera y de calidad
del aire del ambiente.
Reforzar y actualizar la
legislación existente para
controlar emisiones.
Del análisis realizado a las empresas de generación térmica del sector público, el principal impacto
son las emisiones a la atmósfera. En muchos casos se tienen grupos generadores antiguos y ruidosos.
La mala calidad de combustible local hace que los contenidos de Dióxido de Azufre, SO2, superen la
norma y la tecnología obsoleta del equipamiento mecánico incide en superar los límites de Óxidos de
Nitrógeno, NOx.
CAPÍTULO 8
La generación hidroeléctrica posee una tecnología menos contaminante que la térmica, no obstante,
debido a la infraestructura y a la operación, también genera impactos, los mismos que se resumen en
la Tabla 8.2.

332
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 8.2
IMPACTOS DE LA GENERACIÓN HIDRÁULICA
IMPACTOS CAUSA ACCIONES RECOMENDACIONES
Reducción de caudales de
los ríos.
Algunas centrales cuentan
con una estructura que no
permite construir un paso
para el caudal ecológico.
Este requerimiento no estuvo
normado hasta la promulgación
de las Normas Técnicas
Ambientales para la Prevención
y Control de la Contaminación
Ambiental para los
Sectores de Infraestructura:
Eléctrico, Telecomunicaciones
y Transporte, publicado
en el Registro Oficial 41, de
marzo de 2007.
El 07 de octubre de 2010,
la Secretaría Nacional del
Agua – SENAGUA- (institución
competente en
el tema) y el CONELEC,
firmaron un acuerdo de
cooperación interinstitucional,
en el que se
indica que se analizará de
manera particular cada
uno de los casos inmersos
en esta situación.
Coordinar con SENAGUA
para desarrollar mecanismos
de cumplimiento viables
del caudal ecológico
en las centrales existentes
(inclusive anteriores al
2007) previo cubrimiento
de necesidades de energía
eléctrica del país.
Limitación de la migración
de especies acuáticas
Algunas centrales no cuentan
con una estructura
que permita el desplazamiento
de la fauna
acuática.
Este requerimiento no
estuvo normado hasta
la promulgación de las
Normas Técnicas Ambientales
para la Prevención y
Control de la Contaminación
Ambiental para los
Sectores de Infraestructura:
Eléctrico, Telecomunicaciones
y Transporte,
publicado en el Registro
Oficial 41, de marzo de
2007.
A todo proyecto nuevo se
le exige que cuente con la
determinación de caudal
ecológico y su sistema de
monitoreo.
Determinar la necesidad
de implementar la infraestructura
que permita
el desplazamiento de la
fauna acuática en todos
los proyectos existentes,
inclusive en los anteriores
al 2007, previo cubrimiento
de las necesidades de
energía eléctrica del país.
Impacto a la calidad
del agua.
Los desechos sólidos y
líquidos de las comunidades
y ciudades llegan a los
embalses de las centrales
hidroeléctricas.
Limpieza de embalses
a través de Gobiernos
Autónomos, y la empresa
respectiva.
Manejo Integral de la
Cuenca de Aporte, en
coordinación con los
Gobiernos Autónomos
Descentralizados y otros
actores involucrados.
Impacto al componente
socio económico por el
cambio de uso de suelo
y desplazamiento de
población.
Inundación de áreas
productivas y pobladas
por los embalses de las
centrales hidroeléctricas.
Pago de indemnizaciones
sobre los predios afectados.
Socializar los proyectos
con las comunidades.
Compensar adecuadamente
a las partes involucradas.
Manejo Integral de la
Cuenca de Aporte, en
coordinación con los
Gobiernos Autónomos
Descentralizados y otros
actores involucrados.

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 333
Como se puede observar en las tablas antes
presentadas, los problemas que se han generado
en el sector, se deben a una inadecuada
intervención de los ejecutores de los proyectos;
lo que se ha evidenciado en la paralización de
los mismos, a causa de los conflictos que allí se
han presentado.
Finalmente, la construcción, operación y mantenimiento
de las líneas de transmisión y distribución
de energía eléctrica generan impactos
relacionados con el manejo de las franjas
de servidumbre, y con los propietarios de los
predios que atraviesan; aunque también se deben
considerar los efectos de los campos eléctrico
y magnético; esto es, las radiaciones no
ionizantes que se emiten. La Tabla 8.3 presenta
un detalle de los principales impactos que
se evidencian en los sistemas de transmisión y
distribución.
Tabla 8.3
IMPACTOS DE LA TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
IMPACTOS CAUSA ACCIONES RECOMENDACIONES
Conflictividad Social
y Legal.
No se respeta la franja de
servidumbre de las líneas
de transmisión existentes.
Regularización de las franjas
de servidumbre de las
empresas que disponen
de líneas de transmisión.
Instar a los distintos
actores involucrados el
respeto a las franjas de
servidumbre.
Impacto al componente
físico, agua, aire, suelo; y
riesgo a la salud humana.
Desechos Peligrosos.
Subestaciones antiguas en
operación, tienen aceite
dieléctrico con, Polibifenilos
Clorados- PCB’s-.
El Ministerio del Ambiente
–MAE- lidera y coordina
con CONELEC un comité
sectorial para el inventario
de PCB’s.
Elaboración de un plan
para el manejo y disposición
final de PCB’s. del
sector eléctrico.
Pasivos Ambientales.
El Ministerio de Electricidad
y Energía Renovable
–MEER- y CONELEC coordinan
un comité sectorial
para manejo y disposición
final de PCB’s en el sector
eléctrico.
Contaminación visual
Instalaciones eléctricas.
Aglomeración de cables
en postes de sistemas de
distribución, uso de los
postes de distribución
para otros servicios tales
como el telefónico, televisión,
etc.
EIAD de algunos proyectos
contemplan acciones para
mimetizar el tendido eléctrico
con el entorno.
En algunas ciudades, los
Municipios y las Empresas
Eléctricas han realizado
tendido subterráneo
de las instalaciones en
sectores turístico-patrimoniales.
Continuar la coordinación
entre Municipios
y Empresas Eléctricas,
para planificar el tendido
subterráneo en áreas
pertinentes.
CAPÍTULO 8
Generación de campos
eléctricos y magnéticos.
Circulación de corriente
por los conductores.
Se han realizado monitoreos
de campos eléctricos
y magnéticos, cuyos
resultados cumplen con la
normativa.
Socialización y capacitación
ambiental adecuada
a las comunidades.

334
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
IMPACTOS CAUSA ACCIONES RECOMENDACIONES
Generación de
Radiointerferencia.
Circulación de corriente
por los conductores.
Se deberá medir los niveles
de radiointerferencia,
para conocer con certeza
la magnitud del impacto.
Capacitación al personal
de las empresas eléctricas
sobre causas y efectos.
Ruido y vibraciones (Poblacional
y Ocupacional)
Actividades de construcción.
Se han realizado monitoreos
de ruido, pero los
resultados se encuentran
dentro de los límites permisibles.
Fomentar en el personal
de las empresas el uso
de equipos de protección
para prevención.
Restricción en el uso del
suelo en la faja de servidumbre
Operación de las líneas de
transmisión.
Capacitación a la
comunidad.
Pérdida del valor comercial
de los predios por
donde atraviesa la línea
(plusvalía).
Cambio brusco del paisaje.
Actualizar los valores de
indemnizaciones que se
pagan a los propietarios.
Recomendar la actualización
de la normativa
respecto de avalúos
catastrales.
El principal impacto producido por las líneas de
transmisión y distribución, es la afectación que
se produce dentro del ancho de la franja de servidumbre,
en muchos casos -líneas antiguas-, debido
a problemas por la utilización de la misma
en construcciones, cultivos u otras actividades; lo
que produce un potencial riesgo, si no se toman
las medidas de seguridad adecuadas.
Actualmente, las radiaciones no ionizantes producidas
por los campos electromagnéticos generados
en los alrededores de las líneas de transmisión, no
superan los límites establecidos en la normativa, y
por tanto no generan riesgo para la sociedad.
8.2.2 INCLUSIÓN SOCIAL
8.2.2.1 ELECTRIFICACIÓN RURAL
El desafío por alcanzar un crecimiento con equidad
de la población, exige incorporar a las áreas
rurales y urbano-marginales al proceso de desarrollo
del país. Entre los requerimientos demandados,
está el dotar a esta población de las
herramientas o servicios básicos que permitan
impulsar su crecimiento, tomando a la electricidad
como un componente esencial para alcanzar
este objetivo.
Una de las herramientas que requiere la población
para el desarrollo y mejora de su calidad
de vida, es la provisión de energía eléctrica,
puesto que permitiría satisfacer las necesidades
de alumbrado, entretenimiento y principalmente
como instrumento para potenciar el
desarrollo técnico en sus principales actividades,
ya sean estas educativas, laborales o de
cualquier otra índole.
En el área rural, la población carente del servicio
de energía eléctrica, tiene entre sus principales
actividades la agricultura, ganadería y pesca,
mientras que en el sector urbano marginal las actividades
están destinadas a pequeños negocios,
artesanías y actividades informales.
La gran mayoría de hogares, cuyos ingresos están
destinados a financiar el consumo familiar,
manteniendo una economía de subsistencia y en
general, caracterizándose por vivir en niveles de
pobreza; serán los que se beneficiarán de los proyectos
de electrificación financiados en su totalidad
por el Estado ecuatoriano.
Con este antecedente, se elaboró un Programa
de Energización Rural y Urbano Marginal a financiarse
con recursos provenientes del Presupuesto
General del Estado, que permita acelerar el ritmo
de la electrificación en el país. Es por esta razón
que, en el marco del proyecto FERUM –Fondo de
Electrificación Rural y Urbano Marginal–, se han

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 335
mentalizado otros programas como: PERVA, PER-
VIS y PERVIC –Programa de Electrificación con
Energías Renovables para la Amazonía, Sierra y
Costa, respectivamente-.
Adicionalmente, se cuenta con el Programa EURO-
SOLAR, el mismo que busca promover el desarrollo
local alrededor de la energía renovable beneficiando
a varias comunidades alejadas, ubicadas en la
Costa y Amazonía; dotando a dichos conglomerados
humanos de paneles solares y de un infocentro
para fomentar el acceso a las -TICS-, en trabajo
conjunto con la Unión Europea. EURO-SOLAR, a
más de impulsar las energías renovables, facilita
importantes espacios de cooperación tanto internacional
como interinstitucional.
Estos programas se enmarcan en la meta establecida
en el Plan Nacional para el Buen Vivir –PNBV-
(2009-2013), de alcanzar el 97% de cobertura a
nivel nacional, para lo cual se desarrollan proyectos
con energías renovables no convencionales,
ampliación de las redes de distribución y de
subtransmisión, beneficiando aproximadamente
a tres millones de habitantes.
Entre los principales beneficios que generarían
los proyectos sociales impulsados por el Gobierno
Nacional se mencionan los siguientes:
• En la calidad de vida: Disponer de un servicio
básico como el de energía eléctrica,
permitirá que los habitantes de los sectores
rurales y urbano-marginales, accedan a la
información, propiciando mejores condiciones
culturales e integración a la sociedad.
• En la educación: Disponer del servicio público
de energía eléctrica permitirá impulsar
las actividades educativas mediante el acceso
a nuevas herramientas tecnológicas.
• Comercio: El acceso a la energía eléctrica permitirá
el uso de equipos y maquinarias que
permitan optimizar los procesos productivos
de los sectores rurales y urbanos marginales.
• Entretenimiento: En el corto plazo, se estarían
conectando equipos de uso residencial
para el entretenimiento, especialmente televisores,
grabadoras y radios.
Para aquellas viviendas que en la actualidad ya
disponen de servicio eléctrico, pero no es de buena
calidad; se realizarán mejoras del mismo, dando
opción a que la electricidad sea utilizada en
actividades que permitan mejorar la calidad de
vida de los usuarios.
8.2.2.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN
A pesar de que el abastecimiento eléctrico constituye
uno de los pilares fundamentales del crecimiento
y desarrollo, no es lo único que se requiere
para que una comunidad pueda alcanzar
su desarrollo integral.
Bajo esta premisa, se ha considerado de especial
relevancia la gestión articulada con otras
instituciones del Estado ecuatoriano, a fin de
satisfacer las necesidades existentes de toda
índole, sean éstas referentes a salud, educación,
etc., procurando especial atención a grupos
vulnerables.
• En el ingreso de recursos: En aquellas zonas
donde exista cobertura del servicio público
de energía eléctrica, sus habitantes
podrán acceder a la utilización de nuevas
tecnologías que permitan mejorar los procesos
productivos en la agricultura y la
ganadería, mejorando las condiciones que
posibiliten inducir prácticas artesanales y
agro-industriales; adicionalmente, esta cobertura
del servicio estimulará el desarrollo
de actividades turísticas en la zona.
Esta articulación se logrará mediante la sinergia
entre los tres actores que confluyen en esta dinámica:
el Estado, el promotor del proyecto y la
comunidad donde se encuentra asentada la obra.
Estas acciones, incluso, ayudarán a minimizar la
resistencia de la población al desarrollo de los
proyectos, pues al ser considerada como uno de
los actores principales, se verá involucrada en el
desarrollo del proyecto y formará parte del desarrollo
integral propuesto para la zona.
CAPÍTULO 8

336
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
8.3 ELECTRICIDAD HACIA EL
DESARROLLO SOSTENIBLE
El requisito fundamental para alcanzar la sostenibilidad,
es que en el proceso de mejora de la
calidad de vida exista equilibrio entre el desarrollo
social, ambiental y económico; y, que dicho
proceso se enmarque en el respeto de las leyes
y demás normativas ambientales vigentes. Para
ello, además, se requiere que la intervención humana
en los ecosistemas no interrumpa los ciclos
naturales, no promueva la extinción de las
especies, minimice los impactos ambientales y la
contaminación; y no incida en el agotamiento de
los recursos naturales.
Cabe recalcar que la protección y conservación
global del ambiente, sólo es posible si el equilibrio
entre lo social, lo ambiental y lo económico
se aborda simultáneamente; para lo cual serán
útiles herramientas como: la formación, capacitación
y fortalecimiento de la cultura democrática,
los medios de resolución pacífica de conflictos y
la aplicación estricta del principio precautorio.
La incorporación del desarrollo sostenible en el
Sector Eléctrico ecuatoriano depende, en gran medida,
de factores, actitudes y comportamientos
amigables con el ambiente y la sociedad, por parte
de proveedores y consumidores, de una gestión
socio-ambiental óptima, de la masificación del acceso
a información y tecnologías, de la disponibilidad
de apoyo financiero, operativo e institucional;
y en particular, de un marco político que incentive
el cambio deseado hacia la sostenibilidad.
Ello se puede contrastar en el Sector Eléctrico, en
donde los problemas más críticos que se derivan
de las políticas y de las estrategias implementadas
para lograr el abastecimiento sostenible de
la electricidad, provienen de la necesidad de ampliar
el acceso a suministros modernos de electricidad,
que sean confiables y asequibles; y, de
los mecanismos para prevenir, mitigar, remediar
o compensar los impactos negativos en la salud
y en el ambiente, a través del uso de fuentes de
energía diversas, eficientes y renovables.
8.3.1 POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS
Las políticas y marcos regulatorios que apoyen
al desarrollo sostenible, deben enfocarse principalmente
en ampliar el acceso al suministro, incentivar
la gestión socio ambiental y la eficiencia
energética, acelerar la difusión de energías renovables,
y expandir el uso de tecnologías avanzadas
y limpias para combustibles fósiles; manteniendo
abierta la posibilidad del aprovechamiento de la
energía nuclear en un contexto seguro.
Las estrategias están orientadas a promover el
desarrollo sostenible mediante el aprovechamiento
de los recursos disponibles, incluyendo la innovación
tecnológica, superando las imperfecciones
del mercado, e identificando constantemente las
opciones de mejora, e integrando las externalidades
(principalmente sociales y ambientales) en
los costos de inversión. Las estrategias básicas
se enumeran a continuación:
1. Participación Ciudadana: Generarla en todos
los momentos de la intervención y con base
en la normativa vigente, con el objetivo de involucrar
a la colectividad local y general en
el desarrollo de los proyectos, logrando así,
el empoderamiento de la comunidad hacia
los proyectos y evitando posteriores conflictos
por falta de socialización oportuna. Esta
participación debe propenderse a través de la
generación de canales de diálogo o Consejos
Ciudadanos Sectoriales.
2. Mejora en el desempeño de mercado: La
competitividad impulsa un mejor desempeño
de los mercados, mediante la implementación
de altos estándares de calidad, a través
de la inclusión de eficiencia energética,
energías renovables y tecnologías limpias en
el desarrollo de los proyectos. Esto debe ir
de la mano con el planteamiento de iniciativas
para superar los obstáculos existentes
en cuanto a ausencia de subsidios, falta de
desarrollo tecnológico, entre otros.
3. Fortalecer el marco regulatorio actual para
la promoción del desarrollo sostenible: El
concepto de desarrollo sostenible debe ser

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 337
integrado a la normativa de gestión, supervisión
y control ambientales del Sector Eléctrico
Ecuatoriano. Para el efecto, la política
pública sectorial debe promover y propender
la actualización de normas jurídicas obsoletas,
la inclusión de objetivos de desempeño
mediante tecnologías sostenibles; y, la determinación
de cuotas fijas de generación provenientes
de energía renovable. Adicionalmente,
la política y las estrategias deberán promover
y favorecer el cumplimiento y control ambiental,
a través de los instrumentos de gestión
que establece la Ley.
4. Fomentar la inversión en energías renovables:
Incentivar a las empresas de los sectores
público y privado para que inviertan en
nuevas tecnologías, como la energía renovable
y/o eficiencia energética, viabilizando la
concesión de crédito, promoviendo la estabilidad
financiera y seguridad al inversionista,
a través de mecanismos como, por ejemplo,
beneficios tarifarios, entre otros.
5. Promover la investigación dirigida a tecnologías
limpias: El Estado deberá incrementar
el apoyo a la innovación tecnológica mediante
programas de investigación de costos competitivos
en las universidades, otorgamiento de
incentivos fiscales por inversiones realizadas,
desarrollo tecnológico, exploración de nuevas
fuentes de energía, eficiencia energética; entre
otros mecanismos posibles.
6. Apoyar la transferencia de conocimientos: El
Estado debe destinar ayuda financiera para
el desarrollo del talento humano, destinado
a estimular las aptitudes y capacidades en
gestión de recursos naturales y tecnológicos;
mediante la trasferencia académica y práctica
de conocimientos y tecnología.
7. Fomentar la cooperación internacional: El
desafío de lograr un enfoque de sostenibilidad
en el abastecimiento eléctrico, incluye
habilitar roles cruciales del Estado ecuatoriano,
organizaciones internacionales, instituciones
financieras multilaterales, y sociedad
civil; a fin de promover la ejecución de convenios
de cooperación con otros países para
formar parte de programas permanentes que
permitan apoyar el desarrollo sustentable de
las actividades eléctricas y que pueden acceder
a esquemas internacionales de cooperación
financiera y tecnológica.
8. Minimizar los impactos negativos y potencializar
los positivos: Principalmente aquellos
asociados a las actividades eléctricas que
se desarrollan en el sector público y privado,
de acuerdo a su estado actual y a las mejores
prácticas de ingeniería existentes.
8.3.2 ESTRATEGIAS PROPUESTAS
Una vez aplicadas las políticas y estrategias que
dirijan al sector eléctrico hacia el desarrollo sostenible,
deberán implementarse las siguientes acciones
para ejecutar este Plan.
• ES1 Elaborar una Metodología Participativa
Contextual; que permita identificar las principales
variables involucradas en los potenciales
conflictos y las formas de abordaje a los
mismos, retomando las nociones del funcionario
público y de los códigos de conducta, especialmente.
Esto garantizará la participación
de la comunidad en los procesos de consulta
previa y durante la ejecución de los proyectos.
∙∙
Esta Metodología considerará los siguientes
aspectos:
1.- Potenciar el accionar de la comunidad
como veedora de la ejecución
de su obra.
2.- Promover el conocimiento para
realizar la lectura del consumo y los
rubros incluidos en la factura del
servició público de energía eléctrica.
3.- Concienciar a la población de que el
costo del servicio eléctrico es subsidiado,
haciendo énfasis en la corresponsabilidad
en el uso del servicio.
4.- Capacitar sobre los pasos a seguir
para los trámites que permitan el
acceso o mejora del servicio público
de energía eléctrica.
CAPÍTULO 8

338
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5.- Implementar charlas didácticas permanentes
en escuelas, colegios u otros
espacios de interacción educativa.
6.- Sensibilizar a los promotores del
proyecto para que sus empleados
tengan condiciones de trabajo conforme
a la Ley.
Estas acciones están orientadas a tener un
servicio eléctrico adecuado teniendo en cuenta
que la función social de la energía demanda
de un compromiso social.
• ES2 Internalizar las externalidades; esto es,
incorporar los costos socio ambientales en
todos los proyectos de inversión, a través de
una valoración real de los impactos tanto
positivos como negativos que los mismos
pudieren producir.
• ES3 Tomar acciones para abordar la falta de
cultura de pago, en conjunto con los involucrados,
las cuales contemplen:
1.- Formación a la comunidad sobre los beneficios
del pago oportuno de las planillas.
2.- Incentivos a la comunidad por el cumplimiento
de sus obligaciones, de carácter
temporal.
3. - Empoderamiento de la comunidad a través
de sus dirigentes sociales, para que
asuman la supervisión y eviten el hurto
de energía, señalando que se constituye
la acción en un delito.
• ES4 Incorporar a los líderes de las áreas de influencia
para socializar todo tipo de proyectos
de infraestructura eléctrica, particularmente
en zonas con alta conflictividad. Principalmente,
se debe contar con el trabajo mancomunado
de los líderes de la nacionalidad representativa
en la provincia, de ser el caso.
• ES5 Todo proyecto de infraestructura eléctrica
deberá involucrar la articulación con
otras entidades del estado para potenciar el
desarrollo integral de la zona, según la magnitud
y alcance del mismo. Esto se podrá
lograr mediante la suscripción de convenios
de cooperación interinstitucional.
• ES6 Mejorar la coordinación de los procesos
de evaluación de impacto socio-ambiental
de proyectos con el Ministerio del Ambiente
y con todas las autoridades ambientales
acreditadas por esta entidad a fin de optimizar
los procesos de aprobación de estudios
ambientales y de seguimiento y control.
• ES7 Mantener una base de datos unificada
de seguimiento de actividades eléctricas,
administrada por el CONELEC como Autoridad
Ambiental de Aplicación Responsable,
en la cual se propenda a la unificación de
Planes de Manejo Ambiental, de estructura
y contenido de los Estudios de Impacto
Ambiental y del reporte de los resultados de
las Auditorías y Monitoreos Ambientales de
los regulados; de tal forma que se visualicen
los impactos ambientales de cada uno de
los proyectos regulados en concordancia a
la normativa aplicable. Esta base de datos
será actualizada de forma regular trimestralmente,
con la opción de actualizaciones
anticipadas dependiendo de si hay acciones
específicas que lo requieran y deberá implementar
indicadores de gestión ambiental
como hallazgos de auditorías e impactos
ambientales severos; con el fin de evaluar
y medir el cumplimiento de la gestión socioambiental
del sector.
• ES8 Diseñar medidas, establecer plazos de
ejecución, determinar el alcance técnico, control,
monitoreo y seguimiento trimestral de la
gestión de acuerdo a los requisitos técnicos
de la autoridad y a las capacidades operativas
de los regulados. Esta actividad será
responsabilidad de CONELEC, quien además
verificará y obligará su cumplimiento en documentos
y en campo. Estas medidas se constituirán
en una herramienta de seguimiento de
aplicación de las medidas de gestión de los
impactos ambientales, lo que permitirá fortalecer
las capacidades de control del Consejo.

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 339
• ES9 Evaluar y actualizar la normativa ambiental
para actividades eléctricas, especialmente
en lo que corresponda a límites
máximos permisibles, alcance técnico de
los documentos de gestión ambiental, apoyo
y bonificación de cumplimiento, multas y
sanciones por incumplimientos. Esto contribuirá
a delimitar estrategias para reducción
de emisiones nacionales de Gases de Efecto
Invernadero (GEI) y otros contaminantes.
• ES10 Desarrollar medidas que permitan prevenir
la contaminación mediante la gestión
adecuada de impactos ambientales asociados
a la implantación de proyectos de generación
de energías renovables y no renovables.
• ES11 Identificar, evaluar, minimizar los
impactos socio ambientales negativos y
potencializar los positivos, asociados a actividades
existentes y futuras de eficiencia
energética, generación, transmisión y distribución
en el sector público y privado, de
acuerdo a su estado actual y a las mejores
prácticas de ingeniería existentes.
• ES12 Promover la inclusión e impulsar la
participación de las comunidades, pueblos
y nacionalidades en los procesos de gestión
social y ambiental de las actividades eléctricas,
promoviendo el desarrollo humano mediante
la incorporación de ejes transversales
tales como la interculturalidad, la equidad
de género, la inclusión generacional, la participación
de personas con capacidades diferentes,
de acuerdo al mandato constitucional
y al PNBV.
• ES13 Planificar y manejar los proyectos
eléctricos, considerando el contexto global
del área de influencia y los planes regionales
de desarrollo. Se definirá un enfoque de
Gestión Integral del Recurso aprovechado.
para efectos de la operación y mantenimiento.
Si no es posible la adquisición de estos
predios, se dispondrá especial atención al
momento de indemnizar a los propietarios,
para llegar a un acuerdo en que las partes
involucradas se sientan satisfechas. A su
vez, en la fase de diseño del trazado se deberán
considerar la alternativa que conlleven
el menor impacto socio ambiental negativo.
• ES15 Crear mecanismos de coordinación y
acción para que la participación social se
despliegue como una herramienta efectiva
de proximidad entre el Estado, empresa y la
sociedad civil involucrada en el desarrollo de
proyectos, para que las comunidades mejoren
su calidad de vida como consecuencia
de esta gestión.
8.3.3 HERRAMIENTAS PARA
EL DESARROLLO SOSTENIBLE
Una gestión social, económica y ambiental efectiva
y proactiva, nos encamina hacia la sostenibilidad
de los proyectos del Sector Eléctrico,
generando como producto final indicadores de
gestión, que son las herramientas que permitirán
cuantificar los impactos generados por cada actividad.
Con base en el diagnóstico de la situación
actual, será posible articular las políticas y estrategias
hacia un enfoque sostenible.
A medida que el sector adquiera un mayor entendimiento
del seguimiento de desempeño en
base a indicadores, los resultados serán medibles
y comparables. En este contexto, la lista de pasos
que los proyectos existentes y nuevos incluirán
para monitorear sus medidas sostenibles son:
1. Definir una política con metas y objetivos medibles
y cuantificables: Determinar lo que el
sector quiere alcanzar.
CAPÍTULO 8
• ES14 Promover la adquisición y obtención
de la propiedad de las franjas de servidumbre
de las líneas de transmisión, de modo
que tanto la empresa transmisora, como las
distribuidoras puedan ejercer total independencia
en la zona de seguridad requerida,
2. Considerar factores críticos del éxito para alcanzar
los objetivos: Definir lo que es crítico
para alcanzar los objetivos.
3. Definir una estrategia para lograr los objetivos:
Identificar las vías para alcanzar los objetivos.

340
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
4. Determinar indicadores apropiados para el progreso: Evaluar los posibles indicadores contra una serie
de características de los proyectos.
5. Integrar todos los indicadores a un sistema de manejo de desempeño: Asegurar que el sistema es
completo y equilibrado.
6. Construir un sistema de información para recolectar los datos necesarios para calcular los indicadores:
Considerar controles internos para asegurar exactitud.
7. Preparar un reporte que contenga los indicadores: Incluir descripciones que ayuden a interpretar
los resultados.
Los indicadores pueden clasificarse como entradas, salidas y medidas resultantes. En primera instancia,
se podría pensar que las salidas y los resultados son mejores que las entradas. Sin embargo,
en un primer momento es mejor invertir en las entradas (tendencia a requerir estándares de seguridad),
y no esperar a las medidas de salida (accidentes). Otra manera que se suele utilizar para
clasificar los indicadores es por su anticipación (preventivos) y retraso (detección). Se sugiere que
el sector invierta en medidas preventivas para evitar accidentes, errores de operación y conflictos
de carácter socio ambiental que podrían generarse por el desarrollo de los proyectos
Para ilustrar el tipo de medida a utilizar se tiene un cuadro de evaluación del desempeño que se presenta
en el Gráfico 8.2.
Gráfico 8.2
CRITERIO DE SELECCIÓN PARA
INDICADORES DE DESEMPEÑO
Por ejemplo, un resultado fácil de medir es el
porcentaje de cobertura eléctrica de un proyecto,
una entrada para este indicador sería el número
de beneficiarios por el número total de la población.
Es de suma importancia que cada proyecto
considere indicadores del desempeño identificados
para poder medir los resultados.
Es vital que el Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable, como ente rector del Sector Eléctrico,
instruya a las empresas ejecutoras de proyectos,
para que contemplen el manejo de indicadores de
gestión en cada uno de los proyectos a ejecutar,
en base a las políticas y estrategias mencionadas.
Salida / Resultado
Difícil de medir
Usar un
indicador de
entrada
Usar un proxy
creíble para el
indicador
Salida / Resultado
Fácil de medir
Se puede
utilizar una
entrada,
salida o
resultado
Entrada
Fácil de medir
Utilizar una
salida o un
indicador
resultante
Entrada
Difícil de medir
8.3.3.1 MECANISMOS DE
DESARROLLO LIMPIO
La Convención Marco de las Naciones Unidas para
el Cambio Climático del año 1992, fue el punto de
partida para que las naciones reconozcan el problema
del cambio climático, y para que los países
industrializados asuman compromisos para
estabilizar la concentración de gases de efecto
invernadero (GEI).
A través del Protocolo de Kyoto aprobado en
1997, se establecieron metas de reducción de

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 341
GEI. En este acuerdo, los países industrializados
se comprometieron a reducir sus emisiones
globales de GEI, por lo menos en un promedio
de 5,2 % respecto al año 1990, para el período
2008-2012. Esta medida surgió como respuesta
a la necesidad de dar un tratamiento integral
a los problemas concernientes al ambiente y al
desarrollo, y para cubrir el requerimiento de una
acción concertada de la comunidad internacional
para mitigar los efectos del cambio climático.
Con el fin de generar más oportunidades en países
industrializados, para alcanzar sus objetivos
de disminución de GEI, se desarrolla un mecanismo
de mercado, conocido como Mercado de
Carbono, que funciona con la participación del
Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), y permite
a los países desarrollados el cumplimiento de
compromisos adquiridos en el Protocolo de Kyoto,
comprando Certificados de Reducción de Emisiones
(CERs) generados por proyectos en países
que estén comprometidos en reducir emisiones.
Los CERs son otorgados a los desarrolladores de
proyectos y pueden ser comercializados y negociados
a través del mercado de carbono. Entre los
objetivos del MDL están permitir a los gobiernos
de los países industrializados desarrollar y promover
actividades de reducción de GEI y contribuir
con el desarrollo sostenible local.
El Mercado de Carbono ha experimentado un
alto nivel de crecimiento debido a que los países
que lo conforman tienen emisiones netas positivas
con respecto a las metas de reducción del
Protocolo de Kyoto; lo que plantea una oportunidad
muy interesante a países, como el Ecuador,
de satisfacer esta demanda mediante la oferta
de proyectos aplicables a MDL que presten este
servicio ambiental.
ambientalmente idóneas y a ciertos recursos financieros
que contribuyen al desarrollo sostenible
de los proyectos.
Adicionalmente cabe recalcar que, mediante Decreto
Ejecutivo No. 1815 de 17 de julio de 2009,
y su reforma al Art. 2, mediante Decreto Ejecutivo
No. 495 de 8 de octubre de 2010, se dispuso
que todo proyecto del sector público contemple un
análisis de adicionalidad, con la finalidad de acceder
al Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), que
se constituye en una herramienta para alcanzar la
sostenibilidad de los proyectos del sector eléctrico.
Los CERs (Certificados de Reducción de Emisiones)
que se obtienen con la implementación
de estos proyectos, pueden ser negociados en
el Mercado Internacional del Carbono; actualmente
cuatro (4) proyectos hidroeléctricos, dos
(2) de biomasa y un (1) eólico reciben ingresos
por la venta de certificados de carbono, Proyectos
PERLABI, ENERMAX, CALOPE, INGENIO SAN
CARLOS, ECOLECTRIC, SIBIMBE, EOLICO SANTA
CRUZ, entre otros.
Actualmente, Ecuador no tiene compromisos de
reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero
(GEI) en base a los compromisos asumidos
en el Protocolo de Kyoto, sin embargo, es
posible que todos los países asuman un compromiso
vinculante de reducción de emisiones de
CO2, por lo que será un reto muy importante para
el sector eléctrico, del MEER Y CONELEC impulsar
las energías renovables y el desempeño sustentable
de las instalaciones existentes.
8.3.3.2 INDICADORES SOCIALES
Y ECONÓMICOS EN PROYECTOS
DE INFRAESTRUCTURA
ELÉCTRICA
CAPÍTULO 8
Para países que no están obligados a reducir
emisiones y que no cuentan con recursos económicos
o de financiamiento, el MDL representa
una opción que facilita el acceso a tecnologías
La implementación del enfoque de desarrollo sostenible
en el Sector Eléctrico, se traduciría en los
siguientes resultados concretos, como indicadores
de una eficiente aplicación del mismo:

342
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• Incremento de la inversión local y extranjera
en la ejecución de proyectos eléctricos,
especialmente aquellos que orienten sus acciones
bajo la premisa de la sostenibilidad.
• Comunidades organizadas, a través de asociaciones
o grupos de interés, que por lo menos
cuenten con un reconocimiento local y
que representen a la mayoría de los habitantes
de la comunidad. Los Proyectos deberán
fomentar la conformación de asociaciones,
principalmente de carácter productivo.
• Beneficios directos para cada comunidad
en todas las fases del proyecto, tales como:
empleo local, reinserción en la actividad
económica y en la dinámica productiva, presencia
social del Estado y capacitación de
mano de obra no calificada.
• Participación activa de la gente de las comunidades
en los proyectos.
• Incorporación de los estudiantes bachilleres
de los colegios técnicos de todo el país, para
que accedan como opción de Grado a la participación
en los proyectos de infraestructura
eléctrica.
• Convenios con institutos educativos superiores,
para que los profesionales interesados,
opten por el año de “Rural” en estos proyectos,
como requisito equiparable al tiempo
de pasantías.
• Técnicos comunitarios capacitados, según
las necesidades del proyecto y que a su vez
puedan transmitir sus conocimientos a más
personas de la comunidad.
• Brindar alternativas de desarrollo socio
económico a las comunidades, a través de
proyectos productivos y de emprendimiento
comercial, de manera que cuando los
proyectos prescindan de los servicios de la
mano de obra local, esta personas puedan
mantener sus ingresos.
• Fomentar el Turismo en proyectos donde
existan vestigios arqueológicos y lugares de
potencial turístico, a través de museos de sitio
y excursiones, para lo cual será necesario
la formación de guías nativos.
• Ejecución de nuevas iniciativas participativas
e innovadoras por parte de las comunidades.
Productos Sociales y Voluntariado
Social Eléctrico:
∙∙
∙∙
Productos Sociales: Productos o artesanías
de las zonas que elaborará
la comunidad organizada y que serán
entregados en fechas especiales y
emblemáticas a instituciones, medios y
funcionarios del sector eléctrico.
Voluntariado Social Eléctrico: Espacio
en donde los funcionarios tienen la
opción de ser voluntarios en centros de
ayuda social.
8.4 CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
8.4.1 CONCLUSIONES
El enfoque de sostenibilidad dentro de los proyectos
de infraestructura eléctrica permitirá alcanzar
los siguientes objetivos:
• Lograr un equilibrio entre la protección de
los legítimos intereses de la comunidad y
su entorno ambiental, y los intereses del
Estado; cumpliendo y haciendo cumplir la
legislación ambiental vigente, aplicable a las
actividades eléctricas.
• Reducir en la medida de lo posible, la incorporación
al sistema eléctrico de generadores
térmicos que pueden producir GEI.
• Desarrollar un enfoque integral para la prevención,
mitigación, remediación, y/o compensación
de los impactos generados por

CAPÍTULO 8 / ELECTRICIDAD HACIA UN DESARROLLO SOSTENIBLE 343
las actividades eléctricas, tanto hacia el ambiente,
como hacia las comunidades.
8.4.2 RECOMENDACIONES
Para lograr este enfoque se recomienda tomar las
siguientes acciones:
• Desarrollar la Gestión Socio-Ambiental
como parte de un proceso continuo de
mejora de desempeño de las Empresas
Eléctricas, orientado a la prevención y reducción
de la contaminación, así como a
implementar principios de responsabilidad
social corporativa.
trasmisión y distribución de electricidad.
• Promover la elaboración de inventarios de
trasformadores usados con PCBs y su almacenamiento
temporal en condiciones
seguras, en coordinación con el Ministerio
del Ambiente.
• Impulsar el desarrollo efectivo de las energías
renovables con miras a promover la
sustitución de combustibles fósiles y obtener
de ellos certificados de Reducción de
emisiones, CERS, a través del Mecanismo
de Desarrollo Limpio, MDL.
• Enmarcar la Gestión Socio-Ambiental en la
observancia de las normas internacionales,
nacionales y municipales aplicables al sector
eléctrico.
• Minimizar cualquier impacto adverso y significativo
de los nuevos desarrollos eléctricos,
procurando la integración de la dimensión
ambiental en la planificación, ejecución,
operación y retiro de los mismos.
• Lograr la adaptación a través de un proceso
gradual y continuo de las instalaciones
y actividades existentes de generación,
transmisión, distribución y servicios asociados,
para la mejora de su desempeño
socio-ambiental.
• Implementar programas de capacitación
ambiental para las empresas reguladas,
consultores, laboratorios y público en general,
para concienciar sobre la importancia
de esta temática.
• Promover la inclusión de los temas ambientales
y la efectiva participación social desde
la planificación de proyectos, para optimizar
costos y beneficios nacionales.
CAPÍTULO 8
• Impulsar que las empresas del sector eléctrico
logren certificaciones ISO 9000 e ISO
14000 para los procesos de generación,

345
09/
GESTIÓN DEL
RIESGO EN EL
SECTOR
ELÉCTRICO
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 9

09/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 9
En el sector eléctrico aún no se ha definido la
gestión de riesgos de forma integral; al momento
se cuentan con planes de contingencia en varias
empresas del sector, las mismas que actúan independientemente;
sin embargo el sector requiere
de un plan sólido y estructurado, por lo que es
necesario partir desde la definición conceptual de
la Gestión de Riesgo.
El presente capítulo, aborda de manera conceptual
la aplicación de un proceso que defina un Modelo
de Gestión de Riesgos, aplicable a todas las
entidades e instituciones relacionadas con el sector
eléctrico, con el objetivo de que dicho modelo
considere coordinadamente la gestión de riesgos
con cada una de las empresas.
9.1 INTRODUCCIÓN
Entre los principales eventos adversos que se han
producido en nuestro país, están los de origen
natural y antrópico, 31 recurrentes o concurrentes
que han originado ingentes pérdidas económicas
tanto en infraestructura como a la población.
Las amenazas son naturales y antrópicas, según
la Tabla 9.1.
Tabla 9.1
AMENAZAS NATURALES Y ANTRÓPICAS
Amenazas Naturales
Hidrometereológicas:
• Inundaciones,
• Flujos de lodo,
• Sequias/Déficit Hídrico,
• Heladas .
Geológicas:
Biológicas:
• Brotes de enfermedades
Epidémicas,
• Contagios de animales y
plantas,
• Pandemias.
• Sismos,
• Tsunamis,
• Erupciones volcánicas,
• Deslizamientos o movimientos de masas.
Amenazas Antrópicas
31 Antrópico: De origen humano o de las actividades del hombre que generan riesgos y desastres.
Tecnológicas:
• Contaminación industrial
• Rotura de presas,
• Desechos tóxicos,
Ambientales:
Degradación del suelo, deforestación,
incendios forestales, contaminación
atmosférica, cambio climático,

• Inundaciones,
• Brotes de enfermedades
• Flujos de lodo,
Epidémicas,
• Sequias/Déficit Hídrico,
• Contagios de animales y
• Heladas .
plantas,
CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO •
Geológicas:
Pandemias.
347
• Sismos,
• Tsunamis,
• Erupciones volcánicas,
• Deslizamientos o movimientos de masas.
Amenazas Antrópicas
Tecnológicas:
• Contaminación industrial
• Rotura de presas,
• Desechos tóxicos,
• Radioactividad,
• Accidentes de transporte, industriales,
tecnológicos (explosiones, fuegos, derrames)
Ambientales:
Degradación del suelo, deforestación,
incendios forestales, contaminación
atmosférica, cambio climático,
aumento del nivel del mar.
.
Estas se producen por igual en países pobres y ricos,
desarrollados y subdesarrollados; sin embargo
impactan con mayor intensidad a la población
que vive en zonas con un inadecuado asentamiento
territorial y de mayor densidad, incrementando
su vulnerabilidad.
La vulnerabilidad se genera o incrementa, generalmente,
producto de la actividad y desarrollo no
planificado; por lo tanto, la sociedad debe reconocer
y fortalecer los métodos tradicionales y de los
entes del conocimiento, estudiar nuevas formas
de “vivir con el riesgo”, así como, prever medidas
emergentes para impedir y reducir tales efectos.
El Ecuador se encuentra ubicado al noroccidente
de América del Sur, está atravesado por la línea
ecuatorial y la Cordillera de los Andes dentro del
“Cinturón de Fuego del Pacífico”; se encuentra en
una zona volcánica muy activa que genera condiciones
de alta sismicidad, con permanentes
cambios en su corteza terrestre. Además, se debe
destacar que por la influencia del proceso de subducción
32 de la placa oceánica de Nazca bajo la
placa sudamericana, genera un complejo sistema
tectónico que separa las regiones naturales, convirtiendo
a nuestro país en escenario potencial de
eventos sísmicos y volcánicos, de alta vulnerabilidad
y riesgo.
Gráfico 9.1
FOTO DE VOLCÁN TUNGURAHUA EN ERUPCIÓN
Una sociedad incrementa su seguridad, cuando
“además de vivir de la tierra ha aprendido a vivir
con ella”, creando conciencia y proponiendo estrategias
de reducción del riesgo; éstas últimas
tendrán éxito cuando los gobiernos reconozcan
la necesidad de incorporar conocimientos de prevención
y mitigación ante desastres naturales y a
los provocados por el ser humano.
9.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
DEL ECUADOR
CAPÍTULO 9
32 SUBDUCCIÓN: Se llama subducción al hundimiento de una placa litosférica de naturaleza oceánica bajo una placa
adyacente, por lo general de naturaleza continental.

348
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Los cambios climáticos bruscos son la consecuencia
de amenazas hidrometereológicas y oceanográficas,
con gran variedad de intensidad en el
invierno que, además del Fenómeno de El Niño
genera inundaciones, marejadas o déficit hídrico,
así como movimientos de terrenos inestables representados
por deslizamientos, desprendimientos,
hundimientos y flujo de escombros.
Las amenazas naturales no se pueden detener,
pero si se puede reducir el riesgo en la infraestructura
del sector eléctrico, mediante prevención
y mitigación, si se contara con normativa en la
que se incorpore el concepto de “gestión del riesgo”
en los procesos y proyectos.
A las amenazas naturales se suman las de origen
antrópico, generada por una inadecuada planificación,
ocupación del territorio y falta de conocimiento
en el manejo de situaciones, en el que se
incumplen medidas de seguridad y desencadene
en posibles desastres.
9.2 ANTECEDENTES
Entre los principales eventos adversos que se han
producido en nuestro país, están los daños causados
por amenazas de origen natural y antrópico,
recurrentes o concurrentes que han originado ingentes
pérdidas económicas tanto en infraestructura
como a la población.
El Ecuador, en todo su ámbito geográfico, está
constantemente expuesto al impacto de variados
fenómenos naturales cuyos efectos podrían generar
desastres.
Gráfico 9.2
MAPA DE AMENAZAS DE ORIGEN NATURAL EN EL ECUADOR

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 349
A continuación se presentan eventos adversos representativos que el Ecuador ha sufrido hasta la actualidad:
Sismicidad
Gráfico 9.3
MAPA DE RIESGOS – SISMICIDAD EN EL ECUADOR
Fallas Geológicas
Gráfico 9.4
MAPA DE RIESGOS – FALLAS GEOLÓGICAS EN EL ECUADOR
CAPÍTULO 9

350
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Para visualizar la alta peligrosidad sísmica de
nuestro país, basta indicar que entre 1587 y 1998
(según Instituto Geofísico de la Escuela Politécnica
Nacional www.igepn.edu.ec) se registraron
24 eventos de origen sísmico; los efectos sobre
la superficie de la tierra son: temblores, fisuras,
grietas, deslizamientos de tierra, licuefacción,
asentamientos y derrumbes subterráneos, deslizamientos
y cambios en el curso de aguas.
El terremoto de marzo de 1987, con su epicentro
en el volcán Reventador, tuvo una magnitud de 6,9
grados en la escala de Ritcher. En el sector eléctrico
los temblores, las avalanchas y las crecidas
de los ríos originaron daños directos e indirectos
en dos campamentos de centrales hidroeléctricas,
en las líneas de transmisión, subtransmisión
y distribución; por tanto, fue necesario suspender
temporalmente el suministro de electricidad en
algunas ciudades; la reparación en base en los
costos de las empresas que los operan, se estimó
en USD 3.8 millones. 33
Actividad volcánica
Gráfico 9.5
MAPA DE RIESGOS – ACTIVIDAD VOLCÁNICA EN EL ECUADOR
Los volcanes de mayor peligrosidad con registro
de erupciones de mayor riesgo son el Cotopaxi,
Tungurahua, Guagua Pichincha, Pululahua, Reventador,
Cayambe, Antisana, entre otros. El
volcán Tungurahua reinició su proceso eruptivo
a partir de 1999 y desde entonces ha intercalado
períodos de gran actividad con lapsos de
relativa calma.
En 2006, al menos dos de los ríos (Chambo y
Puela) cuyos caudales abastecen a la central hidroeléctrica
Agoyán, estuvieron represados por
los flujos del volcán y amenazaban con desbordarse
en cualquier momento, lo que pudo afectar
a la Central Agoyán (156 MW).
Se tomaron varias acciones para mitigar los potenciales
efectos de la erupción, tanto para la
central de generación, como para parte de los
3 mil kilómetros de líneas de transmisión, como
para las tres subestaciones aledañas; en el caso
de la central, el Corporación Centro Nacional de
33 Fuente: CEPAL El desastre natural de marzo de 1987 en el Ecuador y sus repercusiones sobre el desarrollo económico
y social,
México, abril.

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 351
Control de Energía –CENACE- dispuso la suspensión
temporal de la operación, que en su momento
aportaba al mercado con alrededor del 5%,
significó también que no esté operativa la línea
de transmisión Totoras-Agoyán, considerada la
más crítica en la zona. En distribución hubo problemas
en las líneas de alto voltaje y en subestaciones
eléctricas; lo que derivó en la falta de
continuidad del suministro eléctrico en las zonas
aledañas a la erupción.
Tsunamis
Durante los últimos 100 años, en la Costa y
en Galápagos se han registrado varios tsunamis
siendo los más severos los vividos en las
costas de Esmeraldas y Guayas. En 1906 en la
provincia de Esmeraldas ocurrió un terremototsunami
con consecuencias graves en las comunidades
y sus asentamientos, se registraron
decenas de muertos.
Inundaciones
Gráfico 9.6
MAPA DE RIESGOS – INUNDACIONES EN EL ECUADOR
En el Ecuador las zonas de inundación se extienden a algunas regiones, mayoritariamente en la Costa
y la región Amazónica, regiones con el mayor impacto generado por estos fenómenos, destacándose
Esmeraldas, Guayas, Manabí, Los Ríos y El Oro en la Costa, y Orellana, Napo, Pastaza, Morona Santiago
y Zamora Chinchipe en la Amazonía.
Fenómeno El Niño
El fenómeno de El Niño registrado entre 1997 y 1998, fue el más catastrófico del siglo pasado, afectó a
todas las provincias de la región Litoral y en menor escala a la región Interandina (Chimborazo, Bolívar,
Cañar, Azuay y Loja).
CAPÍTULO 9

352
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Debido a factores originados por el ablandamiento del suelo, por saturación
y el desborde de ríos y quebradas; la dotación de electricidad
se interrumpió durante períodos relativamente prolongados al dañarse
especialmente la infraestructura de distribución. Como estadística,
se tiene que entre junio de 1997 y junio de 1998 se presentaron
114 interrupciones, que se debieron a explosión de transformadores,
caída de postes y daño en una línea de 69 kV. Los daños directos o
indirectos en el sector eléctrico estuvieron por el orden de los USD
19 millones. 34
Sequías /Déficit hídrico
Gráfico 9.7
MAPA DE RIESGOS – SEQUÍAS/DÉFICIT HÍDRICO EN EL ECUADOR
El estiaje de noviembre 2009 a febrero 2010, fue uno de los más
críticos en la historia; el déficit hídrico fue generalizado en todas las
centrales que utilizan estos recursos provenientes de las vertientes
orientales; así lo demuestran los datos estadísticos del caudal promedio
mensual de ingreso hacia los embalses y reservorios de las
centrales Paute, Pucará y Agoyán, motivo por el cual la producción de
energía eléctrica disminuyó drásticamente en esos meses, y fue un
factor predominante en la situación de crisis que se atravesó.
34 FUENTE: Comisión Económica para América Latina y el Caribe-CEPAL, Ecuador: Evaluación de los efectos socioeconómicos del
Fenómeno El Niño en 1997-1998

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 353
Gráfico 9.8
CAUDAL PROMEDIO MENSUAL PAUTE 2005-2009
Caudal promedio mensual Paute 2005-2009
Deslizamiento de tierras
Gráfico 9.9
MAPA DE RIESGOS – DESLIZAMIENTOS EN EL ECUADOR
CAPÍTULO 9
Caudal (m3/s)
2005 2006 2007 2008 2009

354
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Un deslizamiento puede causar daños indirectos
de gran impacto; por ejemplo el represamiento
de ríos que a su vez causan inundaciones, como
lo sucedido en la provincia del Azuay, en el sector
de La Josefina en 1993, donde se represó el
río Paute y afectó no sólo a las zonas aledañas,
sino que causo daños significativos en la Central
Termoeléctrica El Descanso y puso en peligro a la
represa del proyecto Paute, la más grande generadora
de energía eléctrica en el país. El Congreso
Nacional aprobó un decreto por un monto total
aproximado de USD 7.5 millones para afrontar la
emergencia. Las pérdidas directas fueron evaluadas
en alrededor de USD 148,5 millones.
9.3 NORMATIVA
9.3.1 MARCO LEGAL Y NORMATIVO
FRENTE A LA GESTIÓN
DE RIESGOS EN EL ECUADOR.
Para abordar el marco legal de la Gestión de Riesgos
en el Ecuador, es pertinente referirse a los
instrumentos constitucionales y jurídicos que la
sustentan, estos son:
• Constitución de la República del Ecuador.
• Ley de Seguridad Pública y del Estado.
• Reglamento a la Ley de Seguridad Pública y
del Estado.
• Código Orgánico de Ordenamiento Territorial
Autonomías y Descentralización (COOTAD).
• Código Orgánico de Planificación y Finanzas
Públicas (COPLAFIP).
• Ley Orgánica del Sistema Nacional de Compras
Públicas.
• Plan Nacional para el “Buen Vivir 2009 - 2013”.
• Normativa del Sector Eléctrico.
9.3.2 LA CONSTITUCIÓN DE LA REPÚ-
BLICA DEL ECUADOR
• El Título VII (Régimen del Buen Vivir) – Capítulo
Primero (Inclusión y Equidad), artículo
340 sobre inclusión y equidad social establece,
la existencia de un “Sistema Nacional de
Inclusión y Equidad Social como el conjunto articulado
y coordinado de sistemas, instituciones,
políticas, normas, programas y servicios que
aseguran el ejercicio, garantía y exigibilidad de
los derechos reconocidos en la Constitución y el
cumplimiento de los objetivos del régimen de
desarrollo…” …“El Sistema se compone de los
ámbitos de la educación, salud, seguridad social,
gestión de riesgos, cultura física y deporte,
hábitat y vivienda, cultura…”.
• Título VII (Régimen del Buen Vivir) – Sección
Novena (Gestión de Riesgos), el artículo 389
dispone que: “El Estado protegerá a las personas,
las colectividades y la naturaleza frente a
los efectos negativos de los desastres de origen
natural o antrópico mediante la prevención ante
el riesgo, la mitigación de desastres, la recuperación
y mejoramiento de las condiciones sociales,
económicas y ambientales, con el objetivo
de minimizar la condición de vulnerabilidad”.
“El Sistema Nacional Descentralizado de Gestión
de Riesgos” está compuesto por las unidades
de gestión de riesgo de todas las instituciones
públicas y privadas en los ámbitos local,
regional y nacional”.
• El Estado ejercerá la rectoría a través del organismo
técnico establecido en la Ley, la Secretaría
Nacional de Gestión de Riesgos -SNGR-.
• Artículo 390, señala que: “Los riesgos se gestionarán
bajo el principio de descentralización
subsidiaria, que implicará la responsabilidad
directa de las instituciones dentro de su ámbito
geográfico. Cuando sus capacidades para la
gestión del riesgo sean insuficientes, las instancias
de mayor ámbito territorial y mayor capacidad
técnica y financiera brindarán el apoyo
necesario con respeto a su autoridad en el territorio
y sin relevarlos de su responsabilidad”.
• Artículo 397, sobre naturaleza y ambiente,
en su numeral 5, señala que para el derecho
individual y colectivo a vivir en un ambiente
sano y ecológicamente equilibrado, el Estado
se compromete a: “Establecer un sistema

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 355
nacional de prevención, gestión de riesgos y
desastres naturales (refiriéndose a desastres
de origen natural), basado en los principios de
inmediatez, eficiencia, precaución, responsabilidad
y solidaridad”.
Adicionalmente a los artículos expuestos, es importante
señalar que sobre el Régimen de Competencias
(en el Título V sobre la organización territorial
del Estado) de los diferentes niveles territoriales de
gobierno, la Constitución del Ecuador establece:
• Artículo 261, numeral 8, señala entre otras
la competencia exclusiva del Estado sobre
los desastres naturales. (Refiriéndose a los
desastres de origen natural).
• Artículos 264 y 266 señalan las competencias
de los Gobiernos Autónomos Descentralizados
Municipales y de los Distritos Metropolitanos,
en las cuales se resaltan acciones
referentes a los riesgos y su manejo, como
lo expresa el numeral 13 del artículo 264
que señala la competencia municipal sobre
la “gestión de los servicios de prevención, protección,
socorro y extinción de incendios”.
9.3.3 LEY DE SEGURIDAD PÚBLICA
Y DEL ESTADO
• Artículo 11, capítulo 3 “Órganos Ejecutores”,
señala que: “Los órganos ejecutores del Sistema
de Seguridad Pública y del Estado estarán
a cargo de las acciones de defensa, orden
público, prevención y gestión de riesgos”.
de Riesgos es el órgano rector y ejecutor del
Sistema Nacional Descentralizado de Gestión
de Riesgos”. Entre sus competencias principales,
se detallan las siguientes:
a) Asegurar que las Instituciones públicas y
privadas incorporen obligatoriamente, en
forma transversal, la gestión de riesgos en
su planificación y gestión;
b) Fortalecer en la ciudadanía y en las entidades
públicas y privadas capacidades para
identificar los riesgos inherentes a sus respectivos
ámbitos de acción;
c) Coordinar los esfuerzos y funciones entre
las instituciones públicas y privadas en las
fases de prevención, mitigación, la preparación
y respuesta a desastres, hasta la recuperación
y desarrollo posterior.
• Artículo 18, Rectoría del Sistema, “El Estado
ejerce la rectoría del Sistema Nacional Descentralizado
de Gestión de Riesgos a través de la
Secretaría Nacional de Gestión de Riesgos”.
• Artículo 19, Conformación.- “El Sistema Nacional
Descentralizado de Gestión de Riesgos
está compuesto por las unidades de gestión
riesgo de todas las instituciones públicas y
privadas en los ámbitos local, regional y nacional”.
Lo expuesto implica la necesidad de
que la SNGR articule sus acciones interinstitucional,
interministerial o intersectorialmente
desde lo público y privado.
El literal “d”, señala que: “la prevención y las
medidas para contrarrestar, reducir y mitigar
los riesgos de origen natural y antrópico
o para reducir la vulnerabilidad, corresponden
a las entidades públicas y privadas, nacionales,
regionales y locales. La rectoría la
ejercerá el Estado a través de la Secretaría
Nacional de Gestión de Riesgos”.
9.3.4 REGLAMENTO DE LA LEY DE
SEGURIDAD PÚBLICA Y DEL ESTADO
• Artículos 3, “Del órgano ejecutor de Gestión
de Riesgos.- La Secretaría Nacional de Gestión
• Artículo 20, De la Organización.- “La SNGR,
como órgano rector, organizará el Sistema Descentralizado
de Gestión de Riesgos, a través de
las herramientas reglamentarias o instructivas
que se requieran”.
9.3.5 CÓDIGO ORGÁNICO
DE ORGANIZACIÓN TERRITORIAL,
AUTONOMIA Y DESCENTRALIZACIÓN
(COOTAD)
• Artículo 140, “La gestión de riesgos que incluye
las acciones de prevención, reacción,
mitigación, reconstrucción y transferencia para
CAPÍTULO 9

356
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
enfrentar todas las amenazas de origen natural
o antrópico que afecten al cantón se gestionarán
de manera concurrente y de forma articulada
con las políticas y los planes emitidos por
el organismo nacional responsable, de acuerdo
con la Constitución y la Ley.
Los gobiernos autónomos descentralizados
municipales adoptarán obligatoriamente normas
técnicas para la prevención y gestión de
riesgos sísmicos con el propósito de proteger
las personas, colectividades y naturaleza”.
• El organismo responsable al que hace mención
este artículo, es la Secretaría Nacional
de Gestión de Riesgos (SNGR).
9.3.6 CÓDIGO ORGÁNICO
DE PLANIFICACIÓN Y FINANZAS
PÚBLICAS (COPLAFIP)
• Artículo 64, “Preminencia de la producción nacional
e incorporación de enfoques ambientales
y de gestión de riesgos en el diseño e implementación
de programas y proyectos de inversión
pública; promoviendo acciones favorables
de gestión de vulnerabilidades y riesgos antrópicos
y naturales”. Lo expuesto implica que
las acciones de gestión de riesgos deben ser
prioritarias en los procesos de planificación,
programas y proyectos a nivel nacional.
9.3.7 LEY ORGÁNICA DEL SISTEMA
NACIONAL DE COMPRAS PÚBLICAS
• La Ley Orgánica del Sistema Nacional de
Compras Públicas en su Artículo 6 establece:
“Situaciones de Emergencia: son aquellas
generadas por acontecimientos graves tales
como accidentes, terremotos, inundaciones,
sequías, grave conmoción interna, inminente
agresión externa, guerra internacional,
catástrofes naturales, y otras que provengan
de fuerza mayor o caso fortuito, a nivel nacional,
sectorial o institucional. Una situación de
emergencia es concreta, inmediata, imprevista,
probada y objetiva”.
• Con este antecedente, el Artículo 57 de citada
Ley, establece: “Para atender las situaciones
de emergencia, previamente a iniciarse
el procedimiento, el Ministro de Estado o
en general la máxima autoridad de la entidad
deberá emitir resolución motivada que declare
la emergencia, para justificar la contratación.
Dicha resolución se publicará en el Portal de
Compras Públicas.
• La entidad podrá contratar de manera directa,
y bajo responsabilidad de la máxima autoridad,
las obras, bienes o servicios, incluidos los de
consultoría, que se requieran de manera estricta
para superar la situación de emergencia.
Podrá, inclusive, contratar con empresas extranjeras
sin requerir los requisitos previos de
domiciliación ni de presentación de garantías;
los cuales se cumplirán una vez suscrito el respectivo
contrato.
• En todos los casos, una vez superada la situación
de emergencia, la máxima autoridad de
la Entidad Contratante publicará en el Portal
de Compras Públicas un informe que detalle
las contrataciones realizadas y el presupuesto
empleado, con indicación de los resultados
obtenidos.
9.3.8 PLAN NACIONAL PARA
EL BUEN VIVIR
El objetivo No. 4 sobre “Garantizar los derechos
de la naturaleza y promover un ambiente sano y
sustentable”, en su política No. 4.6 considera a
la Gestión de Riesgos a través de “la reducción de
la vulnerabilidad social y ambiental ante los efectos
producidos por los procesos naturales y antrópicos
generadores de riesgos”.
9.3.9 NORMATIVA DEL
SECTOR ELÉCTRICO
La Regulación No. CONELEC 010/08, de 23 de
octubre de 2008 y la Regulación No. CONELEC
002/10, de 6 de mayo de 2010, relacionadas
con la obligatoriedad de mantener una póliza
de seguro por daños a terceros y de distancias
de seguridad, respectivamente, que están inmersas
en el tema de Transferencia - Gestión
del Riesgo.

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 357
9.4 ÁREAS DE GESTIÓN
DEL RIESGO
9.4.1 PROCESO DE GESTIÓN
DE RIESGOS
Conforme a la Constitución vigente, artículo 389 y
al Reglamento de la Ley de Seguridad Pública y del
Estado, artículo 19; la Secretaría Nacional de Gestión
de Riesgos -SNGR- es el organismo rector; y
cumple con el papel de liderar el Sistema Nacional
de Gestión de Riesgos para garantizar la protección
de personas y colectividades de los efectos de las
emergencias y desastres, mediante la generación
de políticas, estrategias y normas que promuevan
capacidades orientadas a identificar, analizar, prevenir,
reducir y mitigar riesgos, así como recuperar
y reconstruir las condiciones sociales, económicas y
ambientales afectadas por eventos adversos.
Con el fin de proteger a las personas, a sus bienes
y a la infraestructura, las políticas formuladas
para atender desastres naturales deben cubrir
una amplia variedad de aspectos.
Un sistema nacional para hacer frente a los desastres,
está compuesto por la interacción de
las instituciones, los mecanismos financieros,
las normas y las políticas que conforman la forma
de abordar la gestión del riesgo de desastres
de un país. Esa interacción puede ser formal o
informal. El sistema es integral, los gobiernos
y entidades deben participar activamente en la
creación y puesta en práctica de un proceso de
Gestión de Riesgos.
El Sistema Nacional Descentralizado de Gestión
de Riesgos – (SNDGR), implica por una parte que
las instituciones públicas y privadas adapten y/o
fortalezcan en sus estructuras institucionales /
organizacionales a las Unidades de Gestión de
Riesgos, éstas deben ser ancladas y/o direccionadas
desde una instancia superior o implementadas
en un nivel asesor-técnico, de este modo se
garantizará que las unidades de gestión de riesgos
dispongan de una planificación, seguimiento
y presupuesto para la real implementación y ejecución
de las acciones planteadas.
En rigor, la estructura interna y funcionamiento de
las mencionadas entidades (públicas y privadas)
con sus Unidades de Gestión de Riesgos deben
mirar los dos frentes de la Gestión de Riesgos,
tanto el interno como el externo.
Gráfico 9.10
FRENTES DE LA GESTIÓN DE RIESGOS
Riesgos Internos
Riesgos Externos
Políticas Internas de
organización
• Seguridad de recursos
humanos, financieros,
materiales.
• Fortalecer capacidades
institucionales para
reducción y respuesta.
• Planes de Contingencia
Institucionales
• Planes de Evacuación
Deben ser ejecutados en
coordinación con la SNGR y
el Equipo de Trabajo
Intersectorial.
• Físicos,
• Económicos,
• Políticos,
• Sociales,
• Ambientales
CAPÍTULO 9

358
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Se entiende por Riesgos Internos, el que en
cada institución pública o privada observen los
riesgos “casa adentro”; ello implica la construcción
de políticas internas que promuevan la
organización de las personas y de los recursos
propios de la institución para enfrentar situaciones
adversas identificadas posterior a un análisis
de riesgos, de tal manera que se garantice,
prioritariamente, la seguridad e integridad de
los recursos humanos así como de los recursos
materiales y financieros de la institución; logrando
así promover, en el menor tiempo posible, el
funcionamiento y la no paralización de actividades
y en consecuencia garantizar la prestación
del servicio hacia la población.
Los Riesgos Externos, son aquellos factores físicos,
económicos, políticos, tecnológicos, sociales
y ambientales que representen una vulnerabilidad,
y se presenten en el desarrollo de un proceso
o un proyecto de inversión, que ejecuten las
instituciones del sector eléctrico en función de
sus objetivos. El manejo y coordinación de los
Riesgos Externos deben ser ejecutados a través
de las Unidades de Gestión de Riesgos de las instituciones
públicas y privadas, con la Secretaría
Nacional de Gestión de Riesgos representada en
los respectivos territorios por las Direcciones Provinciales
de Gestión de Riesgos.
La Gestión de Riesgos de Desastres es “un proceso
de decisiones administrativas, de organización y
conocimientos operacionales desarrollados por instituciones
públicas, privadas, sociedades y comunidades
para implementar políticas, estrategias y fortalecer
sus capacidades”.
La Gestión de Riesgos de Desastres comprende
las siguientes áreas:
(1) Identificación y análisis de riesgos,
(2) Reducción de riesgos,
(3) Respuesta ante emergencias y desastres,
(4) Recuperación de los daños, y
(5) Transferencia de riesgos.
9.5 PROCESO GESTION DEL RIESGO
Gráfico 9.11
PROCESO DE LA GESTIÓN DEL RIESGO
Evaluación y
Preparación
Rehabilitación
• Identificación
amenazas,
vulnerabilidades y
capacidades.
Institucionales y
sectoriales.
• Evaluación
Factores de
vulnerabilidad
• Mitigación
• Atención inmediata
• Movilización
recursos
• Reconstrucción
• Rehabiltación
• Seguros y
Reaseguros
• Daños a terceros
(CONELEC)
Análisis de
Riesgos
Respuesta
frente a
emergencias
Transferencia
de Riesgos

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 359
1.- Identificación y Análisis de Riesgos.
Identificación del riesgo
Consiste en:
∙∙
Identificación de amenazas,
∙∙
Identificación de vulnerabilidad; y,
∙∙
El análisis del riesgo.
• Identificación de las amenazas.- Determina
la ubicación probable de las amenazas
de origen natural y antrópicas que implican
la probabilidad de ocurrencia dentro de un
lapso de tiempo determinado en un área determinada,
se basa en:
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
Identificación de los elementos expuestos,
reconocidos como aquellos, elementos
o recursos (humanos, materiales,
económicos) que están expuestos a una
determinada amenaza y que forman
parte del sistema eléctrico.
Información científica disponible, incluyen
mapas geológicos, geomórficos y de
suelos, información climática e hidrológica,
mapas topográficos, fotografías
aéreas e imágenes satelitales.
Los registros históricos, tanto los informes
escritos como los relatos orales de
los antiguos pobladores; ayudan en la
caracterización de potenciales peligros.
Identificar las capacidades de tipo físico,
estructural, social, cultural, económica,
organizativa, política, técnica, institucional,
etc., en aquellos elementos o
recursos que forman parte de un sistema
eléctrico.
∙∙
Identificar los elementos resilientes 35
que le hacen a un sistema, institución
o territorio más fuerte para enfrentar
eventos adversos.
• Factores de vulnerabilidad.- Estiman las
consecuencias de los factores físicos, sociales,
económicos, ambientales, organizativos,
técnicos, políticos e institucionales, que
resultan de la ocurrencia de un fenómeno de
la naturaleza. Los análisis de vulnerabilidad
física analizan su impacto sobre las construcciones,
la infraestructura y su entorno.
Los análisis de vulnerabilidad social analizan
la concienciación de la población en
cuanto a las amenazas, la capacidad de los
grupos de hacer frente a las catástrofes por
sí mismos y las estructuras de las instituciones
existentes que contribuyen a que dichos
grupos soporten las catástrofes.
Los análisis de vulnerabilidad económica
ponderan el impacto potencial de los peligros
sobre los bienes y procesos. Estos estudios
abarcan las pérdidas indirectas (la
interrupción de la actividad comercial) y los
efectos secundarios (la acentuación de la
pobreza, el mayor desempleo).
El análisis de vulnerabilidad ambiental, es
el grado de resistencia del medio natural y
de los seres vivos que conforman un determinado
ecosistema, ante la presencia de la
variabilidad climática. Por ejemplo, la temperatura,
humedad, densidad, condiciones
atmosféricas y niveles nutricionales. Igualmente,
está relacionada con el deterioro del
medio ambiente (calidad del aire, agua y suelo),
la deforestación, explotación irracional de
los recursos naturales, exposición a contaminantes
tóxicos, pérdida de la biodiversidad y
la ruptura de la capacidad de auto-recuperación
del sistema ecológico, los mismos que
contribuyen a incrementar la vulnerabilidad.
• La etapa del análisis dentro de la determinación
del riesgo.- Combina la información
sobre la identificación del riesgo y vulnerabilidad
bajo la forma de una estimación de las
probabilidades de pérdidas previstas para
un hecho de peligro determinado.
Previo a iniciar un proceso de reducción de
riesgos, es necesario contar con el análisis
de riesgos del Sector Eléctrico, del área donde
se va a intervenir.
CAPÍTULO 9
35 RESILIENTE: Capacidad humana de asumir con flexibilidad situaciones límite y sobreponerse a ellas.

360
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
∙∙
∙∙
∙∙
Identificación y evaluación de factores de
vulnerabilidad de la infraestructura del
sector eléctrico.
Incorporar variables de reducción y prevención
de riesgos, tanto internos como
externos en planes, programas y proyectos
de las instituciones que conforman
el sector eléctrico.
Coordinar la incorporación, en sus procesos
de planificación, de acciones y presupuestos
para responder frente a eventos
adversos internos y externos, así como
para la recuperación de sus efectos.
2.- Preparación y Evaluación
Preparación.- Implica la elaboración de respuestas
y la capacidad de gestión ante la emergencia
previa al desastre. Las actividades claves de
preparación, incluyen los programas de capacitación
del personal involucrado en dar respuesta en
caso de emergencia, los ejercicios y simulacros
de planes de emergencia, los programas educativos
para informar a la población, la identificación
del peligro y los sistemas de aviso, la determinación
de las rutas de evacuación y los puntos de
encuentro, el mantenimiento de los suministros
de emergencia y los sistemas de comunicaciones,
el establecimiento de procedimientos de aviso y
movilización del personal clave.
El ámbito de los servicios estratégicos, como el suministro
de la energía eléctrica, implica el desarrollo
de planes de mitigación de los riesgos, planes
de sustitución o reemplazo de las fuentes de energía
potencialmente afectadas, desarrollo de los
planes de reacción ante la ocurrencia del evento.
La preparación tiende a centrarse en las acciones
de los individuos y de las organizaciones. Por consiguiente,
los planes o proyectos de preparación
deben desplegarse en el ámbito comunitario o
sistémico a través de un sistema nacional donde
se incluya los mecanismos de coordinación; esto
implica, entre las instituciones del sector vulnerable
y la SNGR, con la finalidad de incrementar
las capacidades institucionales y sectoriales en la
reducción de las vulnerabilidades en sus respectivas
áreas de influencia.
Proceso Evaluación de Factores de vulnerabilidad.-
La gestión del riesgo aplicada al campo de
la prevención, mitigación, y reducción de desastres,
constituye una herramienta de planificación
y desarrollo sostenible, entendida como la capacidad
de los actores del sector eléctrico y de la
sociedad en general, de transformar los factores
de riesgo en oportunidades de cambio.
Dentro de la visión actual, la aplicación del plan
de reducción de riesgos (prevención), está dirigida
al manejo integral de amenazas, vulnerabilidad
y riesgo, con la participación de todos los actores
involucrados, en permanente coordinación
con la Secretaría Nacional de Riesgo, Ministerios
Estratégicos, Frente Social y demás organismos
responsables de la atención de desastres, rehabilitación
y/o reconstrucción.
En este contexto, la cadena de conceptos: amenaza-vulnerabilidad-riesgo
se la puede entender con
el siguiente ejemplo: se plantea la existencia de
un trazado de dos líneas de transmisión, que atraviesan
zonas de amenazas naturales como inundaciones
y deslizamientos de tierra. Al efectuar el
análisis de vulnerabilidad se encuentran dos puntos
críticos en una de las líneas, por lo que ésta
presenta un alto riesgo, el mismo que debe ser
mitigado, evaluando técnica y económicamente,
de manera exclusiva en los puntos críticos, para
que sean debidamente subsanados; caso contrario,
se pone en riesgo que falle toda la línea de
transmisión, lo que conlleva un riesgo aún mayor
para todo el SNI. En cambio, la otra línea, pese a
atravesar por zonas de amenazas naturales, no
presenta vulnerabilidades, por lo tanto no tiene
puntos críticos que pongan en riesgo a dicha línea
de transmisión.
Adicionalmente, se efectúa la Evaluación de
Vulnerabilidad y Capacidades (grado en que
un sistema o sociedad es capaz de afrontar situaciones
adversas), la misma que inicia con el
conocimiento de las amenazas (naturales, antrópicas);
con esta información se procede a la

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 361
evaluación de los factores de Vulnerabilidad de
una infraestructura con enfoque en lo físico, social,
ambiental y económico.
Esta información, conjuntamente con las experiencias
del comportamiento de los actores
de la sociedad ante la presencia de amenazas,
y la identificación del riesgo y evaluación del
impacto (cartografía e histórico de eventos adversos),
constituyen la información preliminar
para efectuar la Evaluación de Vulnerabilidad y
Capacidades. De esta evaluación se obtienen las
recomendaciones para la aplicación de medidas
preventivas y correctivas para reducir el riesgo
de desastre. Lo mencionado se presenta en el
siguiente gráfico.
Gráfico 9.12
PROCESO DE PREVENCIÓN Y REDUCCIÓN DE RIESGOS: explicativo de evaluación de vulnerabilidad
FACTORES DE RIESGO:
AMENAZAS:
Naturales
Antrópicas
Tecnológicas
Biológicas
VULNERABILIDAD:
Física
Social
Ambiental
Económica
Experiencias
del comportamiento
de los actores de
la sociedad
EVALUACIÓN
DE VULNERABILIDAD
Y CAPACIDADES
Identificación del Riesgo
y Evaluación del Impacto
(cartografía e histórico
de eventos)
APLICACIÓN DE MEDIDAS
PREVENTIVAS Y
CORRECTIVAS PARA
REDUCIR EL RIESGO
DE DESASTRE
CAPÍTULO 9

362
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Mitigación 36 .- Comprende las políticas y las actividades
que disminuyen la vulnerabilidad (instalaciones
sin rutas ni zonas de evacuación) de un
área a los daños producidos por desastres futuros
y/o reducen el riesgo de ocurrencia del fenómeno
(estabilización de un talud). Estas medidas estructurales
y no estructurales se toman con anterioridad
a la ocurrencia del desastre.
Medidas estructurales de mitigación.- La mitigación
estructural reduce el impacto de los peligros
sobre las personas y las construcciones mediante
la adopción de medidas de ingeniería como ejemplo:
diseño de infraestructura -como los sistemas
de transporte de energía eléctrica- las líneas subterráneas,
que están protegidas contra los daños
provocados por huracanes; los diques, los embalses
y la canalización son ejemplos de estructuras
para mitigar las inundaciones.
Los proyectos estructurales de mitigación pueden
resultar muy exitosos desde el punto de vista
costo/beneficio. En el campo de la mitigación de
derrumbes, las normas indican que la nivelación
correcta y el análisis de suelos pueden reducir las
pérdidas por derrumbes en un gran porcentaje.
Sin embargo, “los proyectos estructurales de mitigación
cuentan con el potencial para proveer protección
a corto plazo y quizás no de largo plazo”.
Ejemplo, Control de Inundaciones en la ciudad de
Babahoyo Provincia de Los Ríos. Para evitar este
problema, los proyectos estructurales de mitigación
deben estar acompañados de una adecuada
planificación de la utilización del suelo y de los
programas de concienciación de la población.
Medidas no estructurales de mitigación.- Las
medidas no estructurales de mitigación son aquellas
no vinculadas a la ingeniería que reducen la
intensidad de los peligros o la vulnerabilidad. Éstas
pueden ser implementadas por autoridades
centrales mediante la legislación y el respeto a
los códigos de la construcción y a la zonificación.
Las medidas no estructurales de mitigación son
particularmente adecuadas para los países en
vías de desarrollo, porque normalmente exigen
menores recursos financieros. Sin embargo, la
desventaja de dichas medidas radica en que, aun
cuando las medidas existen, la tendencia indica
que los sectores privados y públicos no hacen
cumplir las normas o los estándares impuestos.
Las mejores medidas, son aquellas que se combinan
directamente con los objetivos de desarrollo,
evalúan los objetivos de crecimiento regional
e integran un enfoque no estructural en la mitigación
de desastres dentro de un programa de
desarrollo general. Esta “microzonificación” se
centra en la planificación del uso de la tierra y la
infraestructura.
3.- Respuesta Frente a Emergencias y Desastres
La respuesta en caso de emergencia se refiere a
las acciones puestas en práctica inmediatamente
antes, durante y después del inicio de desastres
o emergencias a gran escala, con el fin de minimizar
la pérdida de vidas humanas, los daños a
los bienes, la interrupción en la prestación de un
servicio básico y lograr una mayor eficacia en la
recuperación. Abarca la identificación de peligros
y su aviso, la evacuación de poblaciones amenazadas,
el refugio de las víctimas, la atención médica
de emergencia, las operaciones de búsqueda
y rescate, la seguridad y protección de los bienes
y la asistencia familiar.
Incluyen la construcción de diques provisorios,
la provisión de electricidad de emergencia y la
respuesta en caso de peligros secundarios, tales
como el fuego o las emisiones liberadas por materiales
peligrosos.
La calidad y la oportuna respuesta en caso de
desastre son el resultado de la planificación y la
capacitación realizada durante el período de preparación
previo al desastre, todo esto implica la
coordinación interinstitucional, entre la SNGR por
intermedio del Comité de Operaciones de Emergencia
–COE- y el Comité de Emergencia del Sector
Eléctrico, cuyas acciones deben garantizar la
seguridad y operatividad del servicio, cumpliendo
los protocolos, manuales, guías y otras herramientas
acordadas previamente.
36 GESTIÓN DE RIESGO DE DESASTRES NATURALES: Sistemas Nacionales para la Gestión Integral del Riesgo de Desastres
Estrategias Financieras para la Reconstrucción en Caso de Desastres Naturales.
Paul K. Freeman, Leslie A. Martin, Joanne Linnerooth-Bayer, Koko Warner y George Pflug, pág. 4.

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 363
4.- Rehabilitación
Reconstrucción y rehabilitación.- Describen
aquellos planes que brindan ayuda a largo plazo
a quienes han sufrido daños o pérdidas debido
a un desastre de gran magnitud. Su objetivo es
facilitar la vuelta del suministro de energía eléctrica
a esas comunidades en el área de influencia
al desastre.
La rehabilitación comprende la reparación y
construcción de infraestructura; la restauración
y coordinación de servicios para la comunidad;
la expedición de permisos; la coordinación
de actividades intergubernamentales
para el financiamiento de la reconstrucción. La
recuperación puede tomar algunas semanas o
varios años, según la magnitud del desastre y
los recursos disponibles.
La recuperación posterior a las emergencias y
desastres es de responsabilidad directa de cada
Ministerio Sectorial en coordinación interministerial,
interinstitucional e intersectorial, de acuerdo
a la institucionalidad establecida en las Mesas de
Trabajo Técnico (SNGR), para armonizar y apoyar
las acciones de recuperación, reconstrucción,
rehabilitación, y reactivación de la operación del
sistema eléctrico.
Este enfoque es integral a través de la formulación
de políticas, mecanismos e instrumentos
orientados a la elaboración de acuerdos y arreglos
institucionales para el desarrollo de manera
oportuna y eficaz del proceso de recuperación,
con una articulación adecuada entre la atención
de la emergencia, el restablecimiento del servicio
y la recuperación operativa del sistema eléctrico
con sostenibilidad en el tiempo.
Elementos a considerar para los procesos de recuperación:
• Coordinación del Ministerio Sectorial y de
los organismos relacionados.
• Participación comunitaria/local de la población
como eje fundamental.
• Evitar que los recursos humanos, económicos
o materiales reconstruyan las vulnerabilidades
y riesgos existentes antes de la
emergencia o del desastre.
• Fortalecer las capacidades locales con enfoque
en la reducción de riesgos, en la resiliencia
y en el desarrollo integral.
• Activar el Comité de Gestión de Riesgos
con visión de “Recuperación” bajo el “Manual
de Gestión de Riesgos para Emergencias
y Desastres”.
5.- Transferencia del Riesgo
Con referencia a la gestión para la transferencia
adecuada y oportuna del riesgo, 37 la SNGR declara
responsabilidad directa de las autoridades
de todas las instituciones, tanto públicas como
privadas; también se maneja por la omisión en
temas de gestión de riesgos, conllevándoles a ello
a posibles sanciones de tipo penal si así lo determinan
las leyes; por lo que el esfuerzo más eficaz
y eficiente para minimizar las vulnerabilidades e
incrementar las capacidades, debe ocurrir antes
de los desastres, y enfocarse en el diseño y construcción
de las condiciones y capacidades para:
• Reducir el sufrimiento, los daños y pérdidas por
eventuales desastres, y
• Hacer que la recuperación sirva para el futuro
mejoramiento de las condiciones sociales, económicas
y ambientales de la población.
En términos financieros, transferir el riesgo es
trasladar parcial o totalmente a terceros el valor
económico de eventuales daños futuros, de manera
que éstos no afecten totalmente a un determinado
contexto social. Para transferir el riesgo
se usan instrumentos comerciales como seguros
y reaseguros, y otros arreglos acordados con las
formalidades necesarias.
La Transferencia del Riesgo en el campo de la
Gestión de Riesgos de desastres, no debe ser únicamente
de carácter económico, sino trascender
al carácter social, organizativo, cultural y conductual
de la población.
CAPÍTULO 9
37 Manual para gestión de Riesgos para Emergencias y Desastres.

364
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Análisis de Riesgos por daños a terceros.- El Análisis de Riesgos por daños a terceros en las empresas
del sector eléctrico ecuatoriano y sus instalaciones, es una de las actividades ineludibles que se utiliza
en los procesos de gestión de riesgos, que comprende la identificación de riesgos en el campo de daños
a terceros, con una medición de variables que determinan la magnitud de la pérdida o daño posible, y
la probabilidad de que dicha pérdida o daño llegue a ocurrir.
Los procesos de gestión de riesgos en el campo de daños a terceros desarrollados por el CONELEC, la
interrelación con las empresas del sector eléctrico y la consultoría especializada para el cumplimiento
de la Regulación No. CONELEC 010/08, es el siguiente:
Gráfico 9.13
PROCESO DE ANÁLISIS DE RIESGOS POR DAÑOS A TERCEROS
CONELEC Regulación
No. CONELEC
010/08
EMPRESAS DEL
SECTOR ELÉCTRICO
PROCESO DE
CONTRATACIÓN
CONSULTORÍA
ESPECIALIZADA
CONSULTORÍA
ESPECIALIZADA
VISITA DE
INSPECCIÓN A LAS
INSTALACIONES DE
LA EMPRESA
ELABORACIÓN DEL
ESTUDIO DEFINITIVO
Y PRESENTACIÓN A
LA EMORESA DEL
SECTOR ELÉCTRICO
OBSERVACIONES AL
BORRADOR DEL EAR
REVISIÓN DEL EAR
POR PARTE DE LAS
ÁREAS: TÉCNICA,
ADMINISTRATIVA,
FINANCIERA Y LEGAL
PRESENTACIÓN DEL
BORRADOR DEL EAR
ELABORACIÓN DEL
ESTUDIO
PRESENTACIÓN DEL
EAR DEFINITIVO AL
CONELEC
REVISIÓN DEL EAR
VISITA DE
INSPECCIÓN A LAS
INSTALACIONES DE
LA EMPRESA
INFORME DE
REVISIÓN DEL EAR
CON
ONSERVACIONES Y
RECOMENDACIONES
REVISIÓN DEL EAR
POR PARTE DE LAS
ÁREAS: TÉCNICA,
ADMINISTRATIVA,
FINANCIERA Y LEGAL
CONTROL
EJECUCIÓN
PLANIFICACIÓN,
CRONOGRAMA DE
TRABAJO Y
PRESUPUESTO
ATENCIÓN A LAS
RECOMENDACIONES
EFECTUADAS POR LA
CONSULTORÍA Y EL
CONELEC
PROCESO DE
CONTRATACIÓN DE
LA PÓLIZA DE
SEGURO DE DAÑOS A
TERCEROS
PROCESO DE MEJORA
CONTÍNUA PARA LA
REDUCCIÓN DE
RIESGOS
CONTROL Y
SEGUIMIENTO DEL
CUMPLIMIENTO DE LAS
RECOMENDACIONES Y
OBSERVACIONES AL EAR

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 365
En el gráfico se puede apreciar que los bloques
de color azul corresponden a las actividades que
realiza el CONELEC; los bloques de color naranja
corresponden a las actividades que deben realizar
las diferentes empresas del sector eléctrico,
mientras que los bloques de color verde corresponden
a las actividades que deben realizar las
empresas consultoras.
Las actividades principales en el proceso de gestión
respecto a las entidades del sector son:
• El CONELEC: la revisión del Estudio de Análisis
de Riesgos –EAR-, visitas de campo, elaboración
del informe de revisión del EAR, y una
vez aprobado éste se continúa con el control y
el seguimiento de las recomendaciones y observaciones
realizadas tanto de la consultoría
especializada, como del CONELEC.
El CONELEC, a través de la Dirección de Supervisión
y Control planifica, dirige y coordina la revisión
de los estudios presentados por parte de
las empresas del sector eléctrico, y los resultados
son los siguientes:
Gráfico 9.14
ESTUDIO DE ANÁLISIS
DE RIESGOS –EAR- POR DAÑOS A TERCEROS
No.Estudios
30
25
20
15
10
• Las Empresas del Sector Eléctrico: El proceso
de contratación de la consultoría especializada;
revisión del EAR por parte de las
áreas técnica, administrativa y legal; luego de
la revisión interna de la empresa continúa el
proceso de contratación de la póliza de seguro
por daños a terceros y atención a las recomendaciones
de la consultoría especializada
(revisión de temas que no va cubrir la póliza),
y las observaciones del CONELEC al EAR.
• Consultoría Especializada: La visita de inspección
a todas las instalaciones de la empresa,
con la finalidad que el levantamiento
de la información sea completa y no sea sesgada
respecto al análisis y evaluación de los
riesgos; elaboración del estudio de análisis
de riesgos; y la atención a las observaciones
del CONELEC respecto al estudio de análisis
de riesgos presentado.
La Regulación No. CONELEC-010/08, señala la
obligación de la presentación de los EAR actualizados
hasta el mes de Octubre del 2010, por
parte de las empresas del sector eléctrico que se
encuentran en operación (Generadoras, Distribuidoras
y Transmisora) y de los nuevos proyectos
que están en proceso de suscripción de un Contrato
con el CONELEC.
5
0
EAR presentados
Inspecciones de Campo
EAR aprobados
Revisiones
EAR con Observaciones
Metas Recursos y productos que se alcanzarán.-
Con la aplicación de la metodología propuesta en
la Regulación No. CONELEC 010/08, se promueve
la optimización de los recursos de las empresas
del sector eléctrico, ya que con la continua
atención y control de los riesgos identificados
(los mismos que provocan las instalaciones de las
empresas a terceros), también se presentarán reducciones
importantes continuas en los montos a
asegurar en las pólizas de seguro por daños a terceros,
con lo que se promueve la mejora continua
de las empresas del sector.
Los productos alcanzados serán la oficialización y
actualización de las pólizas de seguros por daños
a terceros por parte de las empresas del sector,
conforme lo señalan los estudios de análisis de
riesgos y la Regulación No. CONELEC 010/08.
CAPÍTULO 9

366
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
9.6 CONCEPTUALIZACIÓN DE UN
PLAN DE RESPUESTA Y RESTABLECIMIENTO
9.6.1 PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ANTE CATASTROFES
9.6.1.1 INTRODUCCIÓN.
La Gestión del Riesgo considera la estructuración de varias actividades enfocadas a enfrentar la incertidumbre
de una cierta amenaza, de cualquier índole, y de estar preparados para la reacción ante la
materialización de la amenaza, esto es con la preparación de los planes de contingencia inmediatos
y post-evento. En este sentido, como parte del proceso de Gestión del Riesgo (ver Gráfico 9.15), se
presentan los aspectos preventivos: análisis y mitigación del riesgo y los aspectos correctivos; es decir,
cuando el evento ya ocurrió, ¿qué hacer?
Gráfico 9.15
FASES DE LA GESTIÓN DE RIESGOS
RESTABLECIMIENTO
MEJORA
RESPUESTA
MITIGACIÓN
ANÁLISIS
Elaboración: R. Barba, J. Medina
9.6.1.2 RESPUESTA ANTE
LA EMERGENCIA
Qué hacer ante la ocurrencia de un evento catastrófico?
La planificación de su superación dependerá
del tipo de evento registrado; es decir, la actuación
será diferente si se presenta la erupción
de un volcán o si ocurre un terremoto.
Las fases de la planificación planteada se refieren
a la totalidad de las acciones a considerar, independiente
de la naturaleza del evento, con posibilidad
de acciones inmediatas preventivas, ante un
evento con consecuencias severas y fulminantes.
Ante la ocurrencia de un cierto evento catastrófico
en una de las zonas consideradas de alto riesgo,
el Plan de Operación ante Catástrofes debería
contener, al menos los siguientes elementos
esenciales:
Declaratoria de Emergencia.- Definir protocolos
de comunicación en pirámide, considerando los
diferentes niveles estratégicos de los receptores

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 367
de la información y la necesidad de oportunidad
y claridad en esta información. El flujo de información
considerará desde los aspectos eminentemente
operativos hasta las altas autoridades de
gobierno, quienes pondrán en conocimiento de la
opinión pública el hecho. Esta acción define el inicio
de la aplicación de los planes de contingencia
generales del sector y particulares de las empresas
involucradas.
Es muy importante que este flujo de información,
cumplido conforme la definición previa del protocolo,
deba mantenerse permanentemente.
Esta declaratoria de emergencia presupone la
activación de los planes de contingencia en cada
una de las empresas del sistema, conforme el factor
de riesgo activado. Se consideran las siguientes
etapas:
Acciones de Movilización.- Definir los planes de
movilización de contingente humano para acelerar
los procesos de restauración del servicio o
reparación de elementos afectados, en la medida
que fuese posible.
el impacto sobre el sistema si se produjera
un apagón de mayor alcance.
• Plan de transferencia del servicio, a zonas sin
riesgo. Dependerá de la topología del sistema,
tanto a nivel de transmisión como de
distribución, muy importante cuando existen
redes malladas o con posibilidad de mallar
en estos últimos, será de relevancia el
control de cargabilidad en los sistemas de
distribución, probablemente se requiera el
diseño de un plan de racionamiento.
• Plan de evacuación del personal, se deberá
realizar un análisis inmediato de las
condiciones del personal ubicado en las
instalaciones afectadas, de tal manera
de decidir su evacuación inmediata de
las instalaciones en riesgo y que han sido
des-energizadas.
Acciones de Reforzamiento.- Pretende mejorar
la confiabilidad y seguridad del sistema, sin ser
restricción el sobrecosto operativo, es decir se
procederá a cubrir las contingencias probables
previamente identificadas:
• Concentración/Movilización de cuadrillas de
mantenimiento/operación de los sistemas
eléctricos de transmisión y de distribución.
Estas cuadrillas deberán disponer de los
materiales necesarios para ejecutar trabajos
de limpieza, retiro, reposición, etc.
• Fortalecimiento de los turnos de control y
operación de las diferentes partes componentes
del Sistema Nacional Interconectado.
Acciones de Evasión.- Prevé la actuación de manera
inmediata para minimizar el riesgo, tanto
hacia los individuos como hacia las instalaciones
(se considera un evento que permita la realización
de acciones inmediatas preventivas). Se deberá
planificar:
• Plan de desconexión del servicio, que considere
todas las instalaciones dentro de la zona
de riesgo; pretende una des-energización
controlada, maximizando la seguridad de
las personas e instalaciones, para minimizar
• Fortalecer la reserva para la regulación de
frecuencia.
• Fortalecer la reserva de potencia reactiva
para el control del voltaje.
• Modificación de los niveles de transferencia
por las líneas de transmisión, la definición
del nivel de cambio, así como los elementos
a considerar deben ser obtenidos por simulaciones
con flujos de carga, dependiendo
de la disponibilidad de los elementos de
transmisión y transformación en el Sistema
Nacional de Transmisión.
Estabilización del Sistema.- Pretende mantener
en línea y bajo condiciones estables, por lo menos
la red definida por la topología no afectada y sus
elementos enlazados. Podrían haberse generado
zonas autónomas, (ver Gráfico 9.16), en este
sentido las acciones mencionadas a continuación
deberán ser consideradas en cada una de
las zonas identificadas.
CAPÍTULO 9

368
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
• Estabilización de la frecuencia.
• Regulación de los voltajes dentro de la banda
de emergencia, por lo menos, de ser necesario
se puede ejecutar un plan de racionamiento
para garantizar la seguridad del subsistema.
• Corrección de los sobreflujos en elementos de
transmisión/transformación, de tal manera de
evitar su salida de operación por sobrecarga.
• Normalización de las reservas para regulación
de la frecuencia.
Gráfico 9.16
PARTICIÓN DEL SISTEMA EN ZONAS
ZONA 2
ZONA 1
Elaboración: R. Barba, J. Medina
Mantener atención a la Condición de Emergencia.-
Prevé estar listos a la evolución del evento
de desastre, hasta que este haya sido declarado
finalizado, o que ya no ofrezca riesgo al sistema,
ejemplo, el aumento considerable del proceso
eruptivo de un volcán. Tanto el contingente humano
como de equipamiento/logístico, deberá
mantenerse listo para la acción.
9.6.1.3 PLANIFICACIÓN DEL PROCESO
DE RESTABLECIMIENTO
El evento natural concluyó y es necesario restablecer
el sistema eléctrico; esta fase puede ser
planificada con las previsiones, a través de simulaciones
con flujos de carga, de las potenciales
afectaciones del sistema, las cuales definirían,
qué elementos y qué topología están disponibles
y no disponibles luego del evento.

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 369
Cabe indicar que el plan será únicamente una
guía ya que se deberá esperar la finalización del
evento real de desastre y la identificación de la
topología post evento, para definir la estrategia
correcta de restablecimiento.
Identificar la parte energizada del sistema.-Tanto
a nivel de red como de los elementos conectados
a ésta; se deberá recurrir al sistema de supervisión
y control y los reportes de los agentes del
sistema. Se deberá tener precaución ya que se se
podrían perder las comunicaciones.
En este punto, dependiendo de las condiciones
de reserva de potencia activa y de reactiva, se
puede normalizar el servicio de la carga que hubiese
sido afectada por actuación de esquemas
de protección: EAC – BF; EAC – BV, esquemas
sistémicos, etc., en las instalaciones que no sufrieron
ninguna afectación y pueden ser energizadas
sin peligro.
Identificar elementos disponibles des-energizados.-
Se requerirá mucho cuidado en la ejecución
de esta fase, pues el intentar reconectar un elemento
afectado, podría agravar la situación, podría
desconectarse más servicio que el afectado
por el mismo evento.
Esta fase de pre-restauración puede demorar
un tiempo considerable; por cuanto, para la
declaración de la disponibilidad de un elemento
podría requerirse una supervisión visual del
elemento y posteriores pruebas para verificar su
estado operativo.
Los dueños de los equipos, de manera especial
en las zonas afectadas, deberán realizar una verificación
exhaustiva de la disponibilidad de un
elemento. Este trabajo lo realizaría el personal
movilizado/concentrado. En casos críticos se
podría recurrir a la utilización de helicópteros
para la supervisión de un elemento en particular,
por ejemplo en el trayecto de una línea de
transmisión, o el acceso a una zona afectada de
difícil acceso.
Luego de esta fase se puede cumplir un paso más
del proceso de restablecimiento, al energizar los
elementos que resultaron disponibles.
Definir topología mediatamente energizable.- Se
plantea la identificación de los elementos afectados
pero fácilmente recuperables, como por ejemplo,
líneas des-energizadas por árboles caídos.
Supervisión exhaustiva de las zonas afectadas,
de manera paralela a la actividad realizada en la
fase anterior, se debería recoger información sobre
los elementos que son rápidamente recuperables,
esta actividad prevé la supervisión de toda
la red afectada, recorrido de líneas de transmisión,
supervisión en subestaciones y plantas de
generación, etc. Esta actividad deberá ser coordinada
con elementos de la Defensa Civil y las
Fuerzas Armadas.
Activación de un plan de recuperación de esos
elementos, con un orden prelatorio se actuará
sobre los elementos recuperables de la lista obtenida,
la prelación estará dada por el plazo de
recuperación del equipo y la importancia y magnitud
de la carga afectada.
Identificación de Caminos Alternativos, como
transferencias de carga a otras subestaciones,
arranque de generadores embebidos en las redes
de distribución.
Se debe definir si conviene dividir al SNI, para
maximizar la reconexión de carga, (ver Gráfico
9.17); por ejemplo, la zona de Quito transferirla a
Colombia; la zona de Machala transferirla al Perú
y la parte central con la generación de Paute y
de la zona de Guayaquil, dependiendo de las condiciones
de la red de transmisión y las posibles
condiciones de seguridad y calidad que tendría el
servicio en esas circunstancias.
CAPÍTULO 9

370
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 9.17
PARTICIÓN DEL SISTEMA
Elaboración: R. Barba, J. Medina
Definir las magnitudes de carga atendida por
períodos de demanda; considerando reserva de
potencia, regulación de voltaje y cargabilidad en
elementos. Se debe definir:
• Magnitud de carga a desconectar en cada
una de las horas del día.
• Las distribuidoras deberán definir un plan de
rotación de desconexión/conexión de carga.
Definir nuevos parámetros para la operación del
sistema: nivel de frecuencia, voltajes, reserva
para la regulación secundaria de frecuencia, etc.
9.6.1.4 PLANIFICACIÓN POS-EVENTO
De manera inmediata, ocurrido el evento, los
equipos multidisciplinarios de las diferentes empresas
deberán realizar una planificación emergente,
en la cual se deberá considerar:
Gestión para la declaración de Estado de emergencia
al Sector Eléctrico.- Las máximas autoridades
del sector eléctrico, en coordinación del
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable,
deberán gestionar la aprobación del estado de
emergencia del sector eléctrico por parte del Señor
Presidente de la República.

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 371
Definición de las estrategias para mitigar el
impacto Pos-Evento.- Un Comité Operativo Interinstitucional,
compuesto por las entidades estratégicas
del sector eléctrico, deberá reunirse
inmediatamente para plantear alternativas para
maximizar la atención de la demanda. Se puede
planificar:
• Gestión con países vecinos para maximizar
la entrega de energía por emergencia.
• Gestión con PETROCOMERCIAL para maximizar
y coordinar adecuadamente la entrega
de combustible, sobre la base del ajuste
de la planificación energética, realizado por
el CENACE.
Esta tarea deberá ser supervisada y estará bajo
control del Comité Operativo Multidisciplinario,
compuesto por las organizaciones estratégicas
del sector eléctrico.
Esta actividad de mejora continua, debe replicarse
a todo nivel, para ajustar y fortalecer los planes
de acción de las centrales de generación, del
transmisor, de las distribuidoras y del operador
del sistema.
9.7 VISIÓN DEL SECTOR
ELÉCTRICO EN FUNCIÓN
DEL RIESGO A FUTURO
Ajuste de la Planificación energética, considerando
la disponibilidad de los recursos de
generación, la red de transmisión y distribución
disponible, las ofertas de energía realizadas
por los países vecinos y la demanda
sin afectación. Se debería obtener: volúmenes
de importación/exportación, volumen
de combustible, magnitud del déficit energético
y/o de potencia.
Análisis de las posibilidades de realizar cambios
topológicos de la red, utilización de elementos
de un nivel de voltaje diferente para llevar energía
a sistemas desabastecidos, partición de una
S/E para maximizar la trasferencia de carga a
otras zonas.
9.6.1.5 MEJORA DE LOS PROCESOS
Se deberá planificar el recurso necesario para ejecutar
un proceso exhaustivo de seguimiento de las
acciones cumplidas vs. las acciones planificadas,
de tal manera que se identifiquen las oportunidades
de mejora, factores no considerados inicialmente
y nuevas condiciones de las instalaciones.
Sobre esta base se deberán ajustar y complementar
los planes de acción para atender el
evento catastrófico.
9.7.1 CONCLUSIONES
1) Para una acertada determinación de las amenazas
es necesario contar con información y
equipos científicos, con experiencia en el análisis
de riesgos.
2) La concienciación de la población es cada vez
más importante, en la medida en que la falta
de conocimiento y conciencia de la existencia
de una amenaza, por parte de la población, la
hace más vulnerable.
3) Muchos planes pueden ser utilizados para
aumentar la conciencia de la población. Los
medios masivos de comunicación pueden contribuir
a aumentar la conciencia del público
presentando anuncios y planes contra desastres.
En los programas escolares, la difusión
en eventos deportivos populares y otros.
4) Es fundamental considerar a la Gestión del
Riesgo como un eje transversal en el proceso
de planificación del desarrollo en los diferentes
sectores a nivel nacional, provincial y
local, de tal forma que el concepto de desarrollo
sustentable incluya aspectos de prevención
de riesgos frente a las amenazas naturales,
antrópicas, tecnológicas y/o biológicas.
CAPÍTULO 9

372
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
5) La responsabilidad de gestionar los riesgos
internos y externos compete a la unidad de
riesgos de cada institución del sector, bajo la
coordinación de la Unidad de Riesgos del Ministerio
de Electricidad.
6) Con el objetivo de generar cultura en la gestión
de riesgos en las diferentes instituciones que
conforman la estructura del Estado, así como
en la población, es fundamental que existan:
los comités de gestión de riesgos en cada uno
de los sectores estructurados en una sola directriz
y un comité Nacional, coordinado por
la SNGR. Una de sus funciones puede ser la
realización de la evaluación anual del cumplimiento
de los planes propuestos por cada
una de las instituciones relacionadas.
7) Es prioritario iniciar un proceso para definir
y estructurar adecuadamente y con los
recursos existentes, los planes de atención
de desastres y de recuperación de la principal
infraestructura del sector eléctrico
del país.
8) Es necesario incluir una partida presupuestaria,
en el Presupuesto General del Estado,
que considere la mitigación de riesgos (reubicación,
estabilización, etc.).
9.7.2 SUGERENCIAS Y
RECOMENDACIONES
1) La principal recomendación para los proyectos
de reconstrucción y rehabilitación es que
deben funcionar de forma tal que reduzcan
la vulnerabilidad futura y promuevan el desarrollo.
Es más económico incorporar elementos
para la mitigación estructural en nuevas
estructuras que alterar las existentes. Preferentemente
deben tomarse medidas de mitigación
durante la reconstrucción para evitar
la repetición de las condiciones de vulnerabilidad
prexistentes.
2) Conformar un equipo de trabajo permanente
integrado por las instituciones del sector
eléctrico, -Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable, CENACE, CONELEC, CELEC
EP, CNEL, y Empresas Eléctricas-, dedicado a
acordar protocolos, manuales, guías y otros
que ayuden a mejorar la coordinación y al seguimiento
de los planes de Gestión de Riesgos,
internos como externos.
3) Canalizar la información que se entregue a
los medios de comunicación a fin de efectivizar
las acciones de prevención, reducción,
respuesta y recuperación de riesgos.
4) Promover un Sistema de Alerta Temprana,
con la finalidad de identificar mecanismos de
activación urgente entre los integrantes del
Equipo de Trabajo permanente con las autoridades,
a fin de lograr acciones que permitan
salvaguardar el funcionamiento del sistema.
De la experiencia obtenida en la evaluación de los
cinco casos tipo, realizada en el estudio “Gestión
del Riesgo en el Sector Eléctrico”- GERSE- en el
año 2009, para determinar la vulnerabilidad física
de la infraestructura del sector eléctrico ante
amenazas naturales, se establece la necesidad de
ampliar este tipo de evaluación a todas las instalaciones
del sector, con lo que se podrá definir
exactamente los puntos críticos que se encuentran
en zonas de riesgo, para establecer un plan
técnico financiero de reducción o mitigación del
riesgo a nivel nacional, y adicionalmente establecer
de mejor manera las condiciones de aseguramiento
de las instalaciones de Generación, Transmisión
y Distribución del sector eléctrico.
Por otra parte, de la experiencia obtenida al evaluar
los casos tipo, en el levantamiento de campo
se estableció la necesidad de evaluar adicionalmente
los problemas de índole social y/o ambiental
(asociados a la infraestructura del sector eléctrico),
mismos que crean o causan vulnerabilidad.
El objetivo de la aplicación de la gestión del riesgo
busca aplicar medidas preventivas y correctivas,
que aseguren el normal funcionamiento de cada

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 373
una de las entidades que componen el sector
eléctrico, con el propósito de garantizar la continuidad
del servicio.
Los productos que se obtendrán de la Evaluación
de Vulnerabilidad Física de la infraestructura del
sector eléctrico a nivel nacional son:
• Mapa de amenazas naturales (a escala de
detalle) de las zonas con infraestructura;
• Manual de procedimientos para la evaluación
de la vulnerabilidad física de la infraestructura
eléctrica, por cada tipo de amenaza
presente en la zona del proyecto;
• Manual de procedimientos para la implementación
de estrategias de prevención y
mitigación de riesgos naturales vinculados
con la infraestructura eléctrica, por cada
tipo de amenaza presente en la zona del
proyecto;
• Capacitación que permita a las empresas
eléctricas participantes incorporar en sus
procesos de planificación, la metodología
implementada por la consultoría;
• Memorias del proceso de evaluación para el
cumplimiento de objetivos;
• Informe de la evaluación exhaustiva de las
diversas amenazas naturales, que afectan a
la población y que puedan afectar a un proyecto
creando vulnerabilidad;
• Medidas de gestión del riesgo de las amenazas
naturales de la zona;
9.8 GLOSARIO DE TÉRMINOS
En la literatura técnica, se puede encontrar con
bastante frecuencia la siguiente expresión:
RIESGO = AMENAZA * VULNERABILIDAD
Con el objeto de tener un mejor entendimiento se
transcribe el glosario de términos, tomados del
documento “Propuesta de Estrategia Nacional
para la reducción de Riesgos y Desastres”, publicado
por la Secretaría Técnica de Gestión de
Riesgos y la Defensa Civil del Ecuador, del Ministerio
Coordinador de Seguridad Interna y Externa
y MEER.
ALERTA: Estado declarado con el fin de tomar
decisiones específicas, debido a la probable ocurrencia
de un evento adverso.
AMENAZA: Factor externo de riesgo, asociado
con la posible manifestación de un fenómeno de
origen natural, socio-natural, antrópico, socioeconómicas,
tecnológicas y biológicas en un espacio
y tiempo determinado.
ANÁLISIS DE RIESGOS: Son estudios que nos
permiten relacionar la amenaza y la vulnerabilidad
de los elementos expuestos, con el fin de
determinar los posibles efectos y consecuencias
sociales, económicas y ambientales.
ANÁLISIS DE VULNERABILIDAD: Es el proceso mediante
el cual se determina el nivel de exposición
y la predisposición a la pérdida de un elemento o
grupo de elementos ante una amenaza específica.
• Guías de procedimientos para evaluación
de vulnerabilidad social, que pueden ser
aplicadas como un estándar en todos los
sectores; y,
• Guías sobre la importancia de la gestión del riesgo
en las acciones de los gobiernos seccionales.
ANTRÓPICO: De origen humano o de las actividades
del hombre que generan riesgos y desastres.
DAÑO: Pérdida económica, social, ambiental o
grado de destrucción causado por un evento.
DESARROLLO SUSTENTABLE: Proceso de transformaciones
naturales, económico – sociales, cul-
CAPÍTULO 9

374
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
turales e institucionales, que tienen por objeto asegurar
el mejoramiento de las condiciones de vida
del ser humano y de su producción, sin deteriorar
el ambiente natural ni comprometer las bases de
un desarrollo similar para las futuras generaciones.
DESASTRE: Impacto de un fenómeno de origen
natural, socio-natural o antrópico que causa alteraciones
intensas, graves y extendidas en las condiciones
normales de funcionamiento del país,
región, zona, o comunidad afectada, que excede
su capacidad de respuesta.
ECOSISTEMA: Unidad espacial definida por un
complejo de componentes y procesos físicos y
bióticos que interactúan en forma interdependiente
y que han creado flujos de energía característicos
y ciclos o movilización de materiales.
EMERGENCIA: Evento adverso en el cual la comunidad
responde con sus propios recursos.
ESTUDIOS AMBIENTALES: Documentos técnicos
requeridos por los organismos gubernamentales
de control referentes a estudios de impactos ambiental,
planes de manejo ambiental, monitoreo
ambiental, planes de cierre, auditorías ambientales,
previa la ejecución de obras de desarrollo
estratégico y/o aprovechamiento de recursos naturales,
regidos bajo leyes, normas, reglamentos
en las áreas de competencia respectiva.
EVALUACIÓN DE LA AMENAZA: Es el proceso
mediante el cual se determina la probabilidad de
ocurrencia y la severidad de un evento en un tiempo
específico y en un área determinada.
EVALUACIÓN DE RIESGOS: Es el proceso de relacionar
la amenaza, la vulnerabilidad y los elementos
expuestos, con el fin de determinar las
posibles consecuencias sociales, económicas y
ambientales.
EVENTO: Descripción de un fenómeno natural,
tecnológico o provocado por el hombre, en términos
de sus características, su severidad, ubicación
y área de influencia.
GESTIÓN DEL RIESGO: Proceso que implica un
conjunto de actividades planificadas que se realizan,
con el fin de reducir o eliminar los riesgos
o hacer frente a una situación de emergencia o
desastre en caso de que éstos se presenten.
INTERVENCIÓN: Modificación intencional de
las características de un fenómeno con el fin
de reducir su amenaza o de las características
intrínsecas de un elemento y reducir su vulnerabilidad.
LÍNEAS VITALES: Infraestructura básica de redes,
tuberías o elementos conectados o continuos,
que permiten la movilización de energía eléctrica,
agua, combustibles, información y el transporte
de personas, productos esenciales para realizar
con eficiencia y calidad las actividades de la sociedad.
Para el caso del sector eléctrico serían:
las centrales de generación, líneas de transmisión,
subtransmisión y distribución.
MANEJO DE RIESGOS: Actividades integradas
para evitar o disminuir los efectos adversos en
las personas, los bienes, servicios y el medio ambiente,
mediante la planeación de la prevención
y la preparación para la atención de la población
potencialmente afectada.
MITIGACIÓN: Medidas y actividades de intervención
dirigidas a reducir o disminuir el riesgo.
PREVENCIÓN: Conjunto y acciones dispuestas
con anticipación, con el fin de evitar la ocurrencia
de un evento o de reducir sus consecuencias
sobre la población, los bienes, servicios y el medio
ambiente.
PREPARACIÓN: Conjunto de medidas y actividades
que organizan y facilitan oportunamente la
respuesta en una emergencia o desastre.

CAPÍTULO 9 / GESTIÓN DEL RIESGO EN EL SECTOR ELÉCTRICO 375
PRONÓSTICO: Determinación de probabilidad
de ocurrencia de un fenómeno en base al estudio
de su mecanismo generador, el monitoreo del
sistema perturbador y/o el registro de eventos
en el tiempo. Un pronóstico puede ser a corto y
largo plazo.
RECONSTRUCCIÓN: Es el proceso de recuperación
a mediano y largo plazo, del daño físico, social
y económico, a un nivel de desarrollo igual o
superior al existente antes del desastre.
REHABILITACIÓN: Restablecer a corto plazo las
condiciones normales de vida, mediante la reparación
de los servicios vitales indispensables.
RESILIENCIA: Capacidad de un sistema, comunidad
o sociedad potencialmente expuestas a amenazas
a adaptarse, resistiendo o cambiando con
el fin de alcanzar y mantener un nivel aceptable
en su funcionamiento y estructura.
RESPUESTA: Ejecutar las acciones previstas en
la etapa de preparación y/ o reacción inmediata
para la atención oportuna de la población.
RIESGO: Es la probabilidad de ocurrencia de un
evento adverso con consecuencias económicas,
sociales o ambientales en un sitio particular y en
un tiempo de exposición determinado.
VULNERABILIDAD: Factor interno de riesgo, de
un elemento o grupo de elementos expuestos a
una amenaza.
CAPÍTULO 9

377
10/
ANÁLISIS
ECONÓMICO
Y FINANCIERO
PLAN MAESTRO DE
ELECTRIFICACIÓN
2012-2021
CAPÍTULO 10

10/
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
CAPÍTULO 10
10.1 INTRODUCCIÓN
En este capítulo del PME, se consolida la información de las inversiones previstas anualmente por las
diferentes etapas de la cadena de suministro que permite proporcionar el servicio eléctrico.
10.2 INVERSIONES REQUERIDAS
Con base en los proyectos y en los programas de expansión y mejora de cada una de las etapas del
sistema eléctrico nacional, que se mencionan en los capítulos correspondientes, se determina que, en el
período 2012 – 2021, que constituye el horizonte del presente Plan Maestro de Electrificación, el monto
requerido para ejecutar las obras prioritarias del sector alcanza los USD 8 355,83 millones; de las cuales
el 55,88% esta direccionado a proyectos de inversión para generación, el 10,05% para el Sistema
Nacional de Transmisión; 34,08% para programas enfocados en los servicios de Distribución, como se
presenta en el Gráfico 10.1.
Gráfico 10.1
PLAN PLURIANUAL DE INVERSIONES 2012-2021
En Porcentaje
4.669.025,07
‐ En miles de USD -
Distribución
34,08%
Generación
55,88%
2.847.274,11
Gráfico 10.1
839.532,30
Generación Transmisión Distribución
Transmisión
10,05%

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO 379
Es fundamental resaltar la importancia de ejecutar
oportunamente las obras, para abastecer el
crecimiento de la demanda de energía eléctrica,
tanto por el crecimiento vegetativo de la población,
como por las necesidades de abastecer nuevas
cargas eléctricas de asentamientos urbanos,
empresas agroindustriales, mineras, turísticas,
industriales, comerciales, entre otros.
10.3 FUENTES DE
FINANCIAMIENTO
Desde el 23 de julio del año 2008, en el que comenzó
la vigencia del Mandato Constituyente No.
15, dispone en el último párrafo del Artículo 1,
lo siguiente:
“Los recursos que se requieran para cubrir las
inversiones en generación, transmisión y distribución,
serán cubiertos por el Estado, constarán
obligatoriamente en su Presupuesto General y deberán
ser transferidos mensualmente al Fondo de
Solidaridad y se considerarán aportes de capital
de dicha Institución.”
10.3.1 MECANISMO Y PERSPECTIVAS
DE FINANCIAMIENTO
De acuerdo al plan establecido para efectos de
cumplir con el desarrollo de los proyectos de generación,
transmisión y distribución es necesario
contar con una disponibilidad de recursos del orden
de USD 8 355,83 millones.
Por tanto, es preciso efectuar un análisis general
a las potenciales fuentes con las que se
puede contar.
10.3.2 FUENTES DE FINANCIAMIENTO–
PRESUPUESTO GENERAL
DEL ESTADO
Con el propósito de consolidar la base económica
de la primera fase del nuevo esquema de acumulación
y redistribución dentro de las directrices
de la proforma presupuestaria 2012-2015,
el Ministerio de Finanzas ha acogido en su literal
c, el lineamiento de financiar los proyectos que
garanticen el cambio de la matriz energética.
Bajo esta premisa, es procedente señalar que la
política del Gobierno está dirigida a garantizar
que el financiamiento público sea suficiente y
oportuno a fin de atender los requerimientos de
la inversión pública.
Sin embargo, la realidad indica que existen limitaciones
de recursos, pues conforme al Presupuesto
General del Estado 2012 vigente, el cual presenta
una asignación para los sectores estratégicos de
USD 1 375 millones, de los cuales alrededor de
USD 1 019 millones corresponde al sector eléctrico,
como se indica en el Gráfico 10.2.
Gráfico 10.2
INVERSIÓN EN SECTORES ESTRATÉGICOS (En millones de USD)
1.485
1.304
1.182
1.613
1.375
873
275 322
392 421
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
CAPÍTULO 10

380
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
De acuerdo a lo citado podemos indicar que la
base de asignación de recursos mediante esta vía
contaría con limitaciones, por lo que es preciso
analizar la procedencia del uso de otras fuentes,
sin dejar de considerar la base legal constitucional
expresa al respecto.
Art. 289.- La contratación de deuda pública en todos
los niveles del Estado se regirá por las directrices de
la respectiva planificación y presupuesto, y será autorizada
por un comité de deuda y financiamiento de
acuerdo con la Ley, que definirá su conformación y
funcionamiento. El Estado promoverá las instancias
para que el poder ciudadano vigile y audite el endeudamiento
público.
10.3.3 FUENTES COMPLEMENTARIAS
AL PRESUPUESTO GENERAL
DEL ESTADO
El Gobierno ecuatoriano en los últimos años ha
impulsado el desarrollo de un programa de energía
renovable que permita la utilización de energías
renovables tanto convencionales (hidroeléctricas)
como alternativas (eólica, geotérmica),
cuyo resultado final sea la diversificación de la
matriz energética.
Para ello, el país abrió diferentes líneas de crédito
que faciliten el cumplimiento del Plan Maestro de
Electrificación, entre los cuales se encuentra:
10.3.4 CRÉDITOS EXTERNOS DE
ORGANISMOS MULTILATERALES
• Corporación Andina de Fomento (CAF)
• Banco Interamericano de Desarrollo (BID)
Entre las ventajas que tienen los proyectos financiados
con Organismos Multilaterales cabe citar
lo siguiente:
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
∙∙
Acceso a mayores plazos de financiamiento
y tasa de interés accesibles.
Financiamiento de operaciones con riesgo
soberano y operaciones de clientes
con riesgo no soberano.
En casos justificados, los créditos
pueden otorgarse en cualquiera de las
etapas de ejecución de los proyectos.
Trabajan con gobiernos centrales y
administraciones locales en el diseño,
implementación y financiamiento de
alianzas público-privadas.
Existen convenios de Cooperación
Técnica no Reembolsable en el Sector
Energético.
Entre los proyectos que actualmente son financiados
por el BID se encuentra el FERUM, que
permitirá la expansión del sistema en los sectores
urbanos marginales y rurales; y, el Programa
del Sistema de Transmisión que fortalecerá
y ampliará la cobertura del Sistema Nacional
Interconectado.
10.3.5 CRÉDITOS EXTERNOS
DE GOBIERNOS
• Eximbank de China
• Banco de Desarrollo De China
• Eximbank de Rusia
• Banco de Desarrollo De Brasil
La mayoría de países han desarrollado al interior
de su sistema financiero, entidades de crédito
cuyas líneas de financiamiento fundamentales
son las siguientes:
∙∙
CGF: Credit Guarantee Facility.
∙∙
El país es accionista, lo que le facilita
el financiamiento a las operaciones
presentadas.
∙∙
∙∙
Línea Crédito Comprador: es una línea al
importador.
FIBC: Financial Institution Buyer Credit
Export Insurance, es una línea al impor-

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
381
tador a través de un banco. Programa de
seguros a corto plazo.
Adicionalmente, ofrecen garantías y préstamos
directos para financiar la preparación y puesta en
marcha de proyectos a través de transacciones
financieras estructuradas, incluyendo el financiamiento
de proyectos de recursos limitados, en los
que el flujo de efectivo del proyecto se utiliza para
el repago de la financiación.
Los proyectos emblemáticos son los principales
beneficiados de este tipo de créditos, como son:
Coca Codo Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón,
Manduriacu, Minas San Francisco, Villonaco, Quijo,
Mazar Dudas y Delsitanisagua. Adicionalmente,
el Banco de Desarrollo de China se encuentra
financiando el proyecto Termoesmeraldas II que
permitirá abastecer de energía eléctrica en el corto
plazo, previo a la entrada en operación de los
megaproyectos hidroeléctricos.
10.3.6 CRÉDITOS INTERNOS
• BANCO DEL INSTITUTO ECUATORIANO DE
SEGURIDAD SOCIAL - BIESS
Una de las alternativas de financiamiento
presente en el sistema financiero local es
el Banco del Instituto de Seguridad Social,
que dentro de su cartera de inversiones
permite otorgar créditos a proyectos de inversión
rentables que aseguren el buen uso
de los recursos.
Entre sus principales características están:
∙∙
∙∙
Los procesos de negociación son cortos,
lo que facilita el acceso a los recursos de
manera rápida y eficiente.
Posee tasas de interés, plazos y montos
altamente atractivos en el mercado
nacional.
Por ello, hasta la presente fecha existen proyectos
fundamentales para el Sistema Nacional
Interconectado financiados con estos recursos
como son: Proyectos Termoeléctricos por 410
MW (Jivino, Jaramijo, Quevedo, Santa Elena I y
II) y Toachi Pilatón.
10.3.7 LA TARIFA ELÉCTRICA
Con la finalidad de garantizar la ejecución de los
nuevos proyectos de generación, mediante Resolución
No. 072/10 de 21 de octubre de 2010, el
Directorio del CONELEC aprobó lo siguiente:
“Disponer a la Administración del CONELEC,
que a partir del estudio de costo del año 2011,
se incluya, como parte del Costo Medio de Generación,
el Servicio de la Deuda y el Capital
necesarios para la construcción de los nuevos
proyectos de generación, a partir de su entrada
en operación comercial”.
10.4 PROGRAMA DE
DESEMBOLSOS
La realización de los proyectos está sujeta entre
otros aspectos a la posibilidad de obtención de
los financiamientos requeridos, con base en ello
es preciso conocer de manera general los montos
y tiempos en los que se requiere el concurso de
capitales de inversión.
De igual forma es preciso establecer una estrategia
de gestión de recursos que permita garantizar
la realización de este plan.
10.4.1 CRONOGRAMA PLURIANUAL
DE RECURSOS NECESARIOS
Los recursos necesarios para la realización del
presente plan, deben ser distribuidos de manera
plurianual, de tal forma que se puedan desplegar
las acciones correspondientes de búsqueda
de financiamiento para la materialización, en función
de ello se plantea el siguiente cronograma
como elemento base que será ajustado acorde a
los avances que se hagan de cada proyecto, de
acuerdo a la Tabla 10.1.
CAPÍTULO 10

382
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 10.1
PLAN PLURIANUAL DE INVERSIONES 2012-2021 (USD)
CONCEPTO GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN TOTAL
2012
1.747.404.535,42
110.334.005,63
564.754.668,94
2.422.493.209,99
2013
1.339.453.493,53
154.137.100,12
391.508.777,89
1.885.099.371,54
2014
983.980.062,75
291.790.705,54
292.105.664,42
1.567.876.432,72
2015
445.118.188,94
187.390.748,08
249.589.322,92
882.098.259,93
2016
40.574.787,04
36.271.676,65
231.319.183,19
308.165.646,88
2017
44.880.000,00
30.289.798,61
223.412.040,38
298.581.838,99
2018
28.650.000,00
29.318.265,00
222.500.546,22
280.468.811,22
2019
38.964.000,00
-
226.218.059,08
265.182.059,08
2020
-
-
219.924.917,83
219.924.917,83
2021
-
-
225.940.928,91
225.940.928,91
TOTAL
4.669.025.067,68
839.532.299,63
2.847.274.109,78
8.355.831.477,09
10.4.2 MECANISMOS DE GESTIÓN,
SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN
DE DESEMBOLSOS
Consecuentes con los altos rubros que se requieren
para este plan, la necesidad de que en su
conjunto tenga un seguimiento centralizado, se
considera necesario que exista una instancia en
el sector que se encargue de gestionar los recursos,
así como de efectuar el correspondiente seguimiento
y evaluación.
Para ello se propone como estrategia, la creación
de un Comité de Gestión de Financiamiento del
Sector Eléctrico que se encargue de facilitar las
líneas de crédito y efectuar el seguimiento a la
programación financiera del presente plan.
10.4.2.1 SISTEMA DE INVERSIÓN
PÚBLICA Y CONTROL
DE LA GESTIÓN
El Plan Nacional del Buen Vivir se posiciona como
el instrumento orientador del presupuesto, la inversión
pública, el endeudamiento y como instrumento
de las políticas públicas que permitirá
coordinar la acción estatal de los distintos niveles
de gobierno, particularmente en lo que respecta a
la planificación del desarrollo y del ordenamiento
territorial, así como a la planificación como garantía
de derechos y como elemento articulador
entre territorios.
Inversión Pública: 38 Se entenderá por inversión
pública el conjunto de egresos y/o transacciones,
que se realizan con recursos públicos para
mantener o incrementar la riqueza y capacidades
sociales y del Estado, con la finalidad de cumplir
con los objetivos de la planificación.
En el marco de regular los procedimientos que
orienten la inclusión de proyectos de inversión,
el 25 de octubre de 2010 se suscribió el acuerdo
interministerial 002-2010 entre el Ministerio
de Finanzas y La Secretaria Nacional de Planificación
y Desarrollo, sobre cuya base se establece
las directrices que guiaran la incorporación
de proyectos.
10.5 EVALUACIÓN
ECONÓMICA – FINANCIERA
La evaluación económica y financiera del presente
PME; permite a los diferentes actores del sector
eléctrico tener como base parámetros económico-financiero
que establecen la conveniencia
38 Artículo 55 Código Orgánico de Planificación y Finanzas Públicas, expedido según registro oficial Nº 306 del viernes 22 de
octubre de 2010.

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
383
de ejecutar los proyectos considerados en los
planes de expansión de la generación, transmisión
y distribución.
10.5.1 ANÁLISIS ECONOMICO -
FINANCIERO
Para llevar adelante la evaluación financiera, es
necesario considerar lo dispuesto en el Mandato
Constituyente No. 15, el cual, entre otros, delimita
financieramente las características para
los proyectos eléctricos del sector público. Así,
el sector eléctrico, debe circunscribir el análisis
de sus proyectos estrictamente al costo medio
de producción (CMP); debido a que este parámetro
es la única herramienta comparativa que
podemos manejar entre los diferentes proyectos,
ya que cualquier indicador de rentabilidad no es
aplicable a proyectos que proporcionan un servicio
público en base a recursos estatales.
10.5.2 METODOLOGÍA
Con base a las simulaciones de despacho efectuadas
para los proyectos de generación, podemos
identificar la energía que aportarán los mismos
al S.N.I, así como también la cantidad de
energía que fluirá por las redes de transmisión
a construirse y que se pondrá a disposición de
los clientes mediante los diversos proyectos de
transmisión-distribución.
La valoración de los costos y gastos para la presente
metodología aborda los siguientes componentes:
10.5.2.1 COSTO DE OPERACIÓN
ADMINISTRACIÓN Y
MANTENIMIENTO “OA&M”
Se ha calculado con base a la experiencia del
mercado 2011 y lo asignado a las empresas de
generación dentro del Estudio de Costos 2012,
aprobado por el Directorio del CONELEC, aplicando
una tasa de variación anual por compensación
inflacionaria a los niveles de costos, gastos
y precios según índices publicados por el Banco
Central del Ecuador, como un porcentaje fijo de la
inversión, como se indica en la Tabla 10.2.
Tabla 10.2
COSTO OA&M
Inversión
Porcentaje
Generación
Hidroeléctrica 2.5
Termoeléctrica 3.0
Eólica 2.0
Geotérmica 2.5
Transmisión 3.0
Distribución 12.0
10.5.2.2 REPOSICIÓN
De acuerdo al estudio tarifario realizado por el
CONELEC, se han establecido los diferentes años
de vida útil para los activos que constituyen los
proyectos, partiendo de esta base, se han establecido
los correspondientes promedios que se
sintetizan en la Tabla 10.3.
Tabla 10.3
VIDA ÚTIL PROYECTOS
Generación
Inversión
Vida Útil (años)
Obra Civil
Equipos
Hidroeléctrica 50 35
Térmica - Turbinas 40 25
Térmica - M.C.I 25 15
Térmica - Gas 25 15
Eólica 25 15
Geotérmica 40 25
Transmisión 50 35
Distribución 20 20
Estos componentes, sumados a los gastos financieros
en su conjunto, determinan el costo fijo
del proyecto, mientras que, complementariamente,
el costo variable de acuerdo a la energía que
se prevé generarán, transportarán y distribuirán
acorde a la naturaleza está modelada bajo las tarifas
presentadas en la Tabla 10.4.
CAPÍTULO 10

384
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 10.4
COSTO VARIABLE POR TIPO DE PROYECTO
Tipo de Proyecto
Tipo de Combustible
Rendimiento combustible
(kWh/gal)
Precio de combustible
(USD/gal)
C. Variable (USD/MWh)
Hidroeléctrica 2,00
Térmica - Turbinas Residuo 16,65 0,293 17,60
Térmica - M.C.I Fuel oil 13,5 0,5371 39,79
Térmica - Gas Gas 10500* 2,75** 39,71
Eólico 2,00
Geotérmico 2,00
Nota: * BTU/Pie3
** USD/MM BTU
10.5.2.3 SUPUESTOS
• La energía generada se despacha en base
a la simulación energética efectuada en escenarios
representativos de hidrología correspondientes
al valor esperado (hidrología
media). La reserva secundaria de potencia
se asigna a la Central Paute con un valor de
4.1 % para todo el horizonte de análisis.
• En términos generales, el plan se simula en
un horizonte de 35 años y, en lo referente a
los proyectos, los mismos se simulan con el
horizonte de vida de los equipos para cada
tipo de proyecto.
• En los proyectos hidroeléctricos y geotérmicos,
se establece que el 40% del valor del
proyecto constituye equipo electromecánico,
para proyectos térmicos y eólicos la estimación
oscila en 85%.
• Se aplica una tasa de variación anual por
compensación inflacionaria a los niveles de
costos, gastos y precios de 5.41%.
• Se asume una tasa de descuento del 12%,
en concordancia con modelaciones tipo
efectuadas en el sector para organismos de
crédito local e internacional.
• De acuerdo a lo dispuesto en el Mandato
Constituyente No. 15, se considera que la
rentabilidad de los proyectos contenidos
en el plan es igual a cero y, por ende el
precio de venta será igual al coeficiente resultante
de dividir los costos para la energía
generada.
• El modelo plantea dos escenarios de viabilidad
financiera, en el primero se incorpora
como costo de los proyectos el valor relativo
al capital prestado para la realización de los
proyectos en concordancia con lo establecido
en la resolución 072-10 de 21 de octubre
de 2010 de los proyectos susceptibles de
crédito. Y en el segundo caso no incluye el
repago de la deuda.
10.6 EXPANSIÓN
DE LA GENERACIÓN
Para el cumplimiento del Plan Maestro de Electrificación,
el capítulo de expansión de la generación
propone una asignación de recursos por el orden
de USD 6 167,13 millones, como se muestra en
la Tabla 10.5, enfocando el 84,67% de las inversiones
en proyectos hidroeléctricos que permita
la autonomía energética del país.

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
385
Tabla 10.5
ESTRUCTURA DE INVERSIÓN
PROYECTOS No. PROYECTOS MONTOS % PARTICIPACIÓN
HIDROELÉCTRICOS 17 5 221 574 569,09 84,67%
TÉRMICOS - M.C.I. 6 502 963 464,33 8,16%
TÉRMICOS - GAS 1 211 200 000,00 3,42%
EÓLICOS 3 116 800 000,00 1,89%
GEOTÉRMICOS 1 114 600 000,00 1,86%
TOTAL 28 6 167 138 033,42 100,00%
Tabla 10.6
PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN POR TIPO DE PROYECTO
PROYECTOS
POTENCIA
ENERGÍA GENERADA
PROMEDIO
% PARTICIPACIÓN
HIDROELÉCTRICOS 2 887,41 14 679,02 86,32%
TÉRMICOS - M.C.I. 442,00 898,15 5,28%
TÉRMICOS - GAS 165,00 1 010,06 5,94%
EÓLICOS 46,50 182,29 1,07%
GEOTÉRMICOS 30,00 236,52 1,39%
TOTAL 3 570,91 17 006,04 100,00%
Resultado de ello, es necesario una política de
endeudamiento acorde a las necesidades del
sector y que apalanque el plan de expansión del
parque generador.
En relación a las características del financiamiento
cabe señalar que 13 de los 28 proyectos presentados
en el Plan de Expansión de la Generación ya
cuentan con un financiamiento definido por el orden
de los USD 3 310,65 millones (54% del monto
total requerido en el capítulo de generación).
cuya demanda de recursos se ve mermada significativamente.
Para dichos proyectos no se incluye
una política de repago en virtud que tienen características
particulares; en el caso de Buenos Aires,
fue financiado con crédito de la Corporación
Andina de Fomento, el cual fue asumido directamente
por el Gobierno Nacional sin afectar la operación
de la central; y en el caso de Baba, se trata
de un proyecto multipropósito que incluye tareas
como el manejo de cuencas y sistema de riego
que no son responsabilidad del sector eléctrico.
Dentro del paquete de proyectos que cuentan
con una línea de crédito se encuentran todos
los proyectos emblemáticos: Coca Codo Sinclair,
Sopladora, Toachi Pilatón, Minas San Francisco,
Delsitanisagua, Mazar Dudas, Quijos, Manduriacu
y Villonaco. Así como los proyectos térmicos: Jivino,
Jaramijó, Santa Elena y Termoesmeraldas II.
Por otro lado, proyectos como Buenos Aires y
Baba se encuentran en su fase final de ejecución
El resto de proyectos hasta la presente fecha no
cuenta con un cierre financiero que permita su
ejecución inmediata.
Con estos antecedentes y considerando la metodología
propuesta se ha obtenido la Tabla 10.7,
que sintetiza los flujos financieros del plan de expansión
de la generación, en el cual se plantea la
interrogante que el pago de la deuda sea asumido
por Gobierno Nacional sin afectar la operación de
CAPÍTULO 10

386
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
las central eléctricas, con el objetivo de establecer los costos reales de la generación evitando la distorsión
que presenta el cargo fijo resultado del costo financiero de la deuda.
Tabla 10.7
ESCENARIO 2: TABLA DE FLUJOS FINANCIEROS DEL PLAN DE EXPANSIÓN (USD)
AÑO K PRODUCCIÓN GW Y
COSTOS FIJOS
G OYM REPOSICIÓN i1
2011 1.498.112.966
2012 1.747.404.535 1.534 102.991.138 27.008.726 25.156.024 -
2013 1.339.453.494 3.483 186.405.618 35.572.735 45.501.903 -
2014 983.980.063 5.634 256.089.565 43.850.805 63.898.059 -
2015 445.118.189 10.261 371.626.839 145.838.139 118.101.732 -
2016 40.574.787 14.930 374.624.358 166.448.097 169.707.743 -
2017 44.880.000 15.669 394.206.445 176.952.939 173.232.743 -
2018 28.650.000 16.328 410.587.636 186.526.093 174.407.743 -
2019 38.964.000 17.457 437.840.847 199.482.155 177.960.343 -
2020 - 18.156 459.402.196 210.274.139 177.960.343 -
2021 - 19.032 483.441.786 221.649.970 177.960.343 -
AÑO COSTO FIJO COSTO VARIABLE C. TOTAL FLUJO NETO COSTO MEDIO
2011 - 1.498.112.966
2012 52.164.750 50.826.388 102.991.138 - 1.747.404.535 67,14
2013 81.074.638 105.330.980 186.405.618 - 1.339.453.494 53,52
2014 107.748.863 148.340.702 256.089.565 - 983.980.063 45,45
2015 263.939.871 107.686.968 371.626.839 - 445.118.189 36,22
2016 336.155.840 38.468.518 374.624.358 - 40.574.787 25,09
2017 350.185.682 44.020.762 394.206.445 - 44.880.000 25,16
2018 360.933.836 49.653.800 410.587.636 - 28.650.000 25,15
2019 377.442.498 60.398.349 437.840.847 - 38.964.000 25,08
2020 388.234.483 71.167.714 459.402.196 - 25,30
2021 399.610.313 83.831.472 483.441.786 - 25,40

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
387
Como se puede observar las inversiones requeridas
(columna “K”) evidencia que hasta el 2011
se ha invertido USD 1 498,12 millones, no obstante,
para los próximos 3 años los montos requeridos
se incrementarán significativamente
hasta alcanzar los USD 4 070,83 millones, esto
como resultado del pago de los anticipos de los
megaproyectos hidroeléctricos y la necesidad de
incorporar la generación térmica, cuyos tiempos
de construcción y por ende de inversión son mediatos,
con ello, permitirá suplir la brecha actual
entre oferta y demanda.
Con los citados niveles de inversión, se establece
que en función de la modelación, para el 2021 el
61% de la demanda de energía (18 970,88 GWh/
año) será suministrado con la incorporación de
los proyectos presentados en el presente estudio;
con lo cual se podrá satisfacer los objetivos de
atención al cliente y sustitución de generación de
energía con unidades de alto rendimiento.
De igual manera, al analizar los costos medio de
generación de los proyectos que serán incorporados
durante el período 2012-2021, existe una
diferencia marcada en los primeros 4 años de estudio
resultado de la incorporación de energía térmica
que permite suplir la demanda de energía.
Posteriormente, con la incorporación al Sistema
Nacional Interconectado de los megaproyectos
hidroeléctricos existe un cambio de tendencia
que reduce los costos de producción de electricidad
de manera significativa.
Al analizar los resultados de la Tabla 10.9, que
refleja el costo real de la energía suministrada de
los 29 proyectos nuevos incluidos en el PME, se
observa que el costo medio promedio es de 35
USD/MWh, teniendo como pico el año 2012 con
67,14 USD/MWh y el año 2019 como el más económico
con 25,08 USD/MWh.
Tabla 10.8
Comparación de Escenarios Costo Medio de Generación (USD/MWh)
CONCEPTO
RESUMEN COSTO MEDIO DE GENERACIÓN DEL PME
2012 67,14
2013 53,52
2014 45,45
2015 36,22
2016 25,09
2017 25,16
2018 25,15
2019 25,08
2020 25,30
2021 25,40
PROMEDIO 35,35
De igual manera, dentro del modelo financiero utilizado para medir el costo medio de generación de los
proyectos a incorporarse en el sistema, existe una tendencia a la baja en virtud que el 86% de la energía
a suministrarse en los próximos años provienen de fuentes hidroeléctricas, lo que reduce significativamente
sus costos de producción, ésta disminución se observa en el Gráfico 10.3.
CAPÍTULO 10

388
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 10.3
COSTOS MEDIOS DE GENERACIÓN (USD/MWh)
67,1
USD /MWh
53,5
45,5
36,2
25,1 25,2 25,1 25,1 25,3 25,4
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Años
Es importante indicar que estos costos no son iguales al costo tarifario que se analizará posteriormente,
en virtud que ahí se incluye todas las centrales en operación durante los 10 años de estudio y en este
punto se analiza solamente los costos medios de los proyectos nuevos a incorporarse en el sistema.
10.7 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN
El presupuesto previsto para la operación, mantenimiento y expansión del Sistema Nacional de Transmisión
-SNT-, se estima en USD 839,5 millones de dólares para el período 2012-2021, para cubrir las
diferentes áreas de influencia en todo el territorio ecuatoriano, como se indica en la Tabla 10.9.
Tabla 10.9
Presupuesto para Transmisión SNT 2012- 2021
Área de Influencia
Presupuesto
(miles USD)
Zona Norte 61.771
Zona Nororiental 49.610
Zona Noroccidental 57.395
Zona Sur 99.327
Zona Suroccidental 124.468
Global SNT 65.293
Sistemas de Transmisión Asociados a Proyectos de Generación 93.526
Sistema de Transmisión de 500 kV 288.142

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
389
La mayor inversión es requerida para el sistema de transmisión de 500 kV, con 288 142 millones de
dólares que representa el 34% de la inversión para transmisión, como se observa en el Gráfico 10.4, que
permitirá no solo el fortalecimiento del sistema, sino que además desalojará la energía producida por la
central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, por lo que es imperativo la asignación de recursos económicos,
suficientes y en forma oportuna, para la ejecución de las obras de expansión.
Gráfico 10.4
INVERSIONES PREVISTAS PARA TRANSMISIÓN 2012-2021
Global SNT
66.912
9%
Zona Sur
99.327
14%
Sistema de Transmisión
de 500 kV
288.142
40%
Zona Noroccidental
57.395
8%
Gráfico 10.1
Zona Nororiental
49.610
7%
Zona Norte
61.715
9%
Sistema de Transmisión
Asociado a Proyectos de Generación
93.456
13%
Conforme las mismas premisas metodológicas y
legales que orientan los resultados alcanzados en
el análisis de expansión de la generación, se ha procedido
a efectuar la modelación de expansión de la
transmisión, sin embargo ha sido preciso efectuar
algunas puntualizaciones en este tipo de proyectos.
El primer elemento descartado en este proceso
de análisis, se dimensiona en asumir que existen
solamente costos fijos, pues el reconocimiento de
los componentes de la tarifa se circunscribe a los
costos de reposición y costos de administración,
operación y mantenimiento.
Con ello, se plantea medir costo medio de transmisión
tomando en consideración que se mantiene el
supuesto que el Ministerio de Finanzas garantizará
los recursos necesarios en el tiempo requerido para
las inversiones del Sistema Nacional de Transmisión.
Esta premisa se sustenta en el Mandato Constituyente
No. 15 que limita el financiamiento de
estos proyectos por medio de la tarifa, siendo su
única fuente de recursos el Presupuesto General
del Estado.
Con estos antecedentes, se ha establecido la necesidad
de revisar el comportamiento de la evolución
de la tarifa como resultado de dividir los
costos fijos para el total de la nueva energía que
fluirá por el S.N.I.
Al analizar el comportamiento del costo medio de
transmisión de las nuevas obras ha incorporarse
en el período 2012-2021 en el sistema, se presentan
costos relativamente similares a los que actualmente
mantiene aprobados por el CONELEC, los
cuales oscilan en promedio en el orden de 0.00299
USD/KWh, como se muestra en la Tabla 10.10.
CAPÍTULO 10

390
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Tabla 10.10
ESCENARIO 2: COSTO MEDIO DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN
- No Incluye servicio de la deuda (interés + capital) –
AÑO
K
PRODUCCIÓN
GW
Y
COSTOS FIJOS
G OYM REPOSICIÓN i1
C. TOTAL FLUJO NETO
COSTO
MEDIO
2009-
2011
139.576.216
2012 110.334.006 1.534 7.995.723 4.187.286 3.808.437 7.995.723 - 110.334.006 5,21
2013 154.137.100 3.483 6.320.562 3.310.020 3.010.542 - 6.320.562 - 154.137.100 1,81
2014 291.790.706 5.634 15.579.653 8.363.370 7.216.283 - 15.579.653 - 291.790.706 2,77
2015 187.390.748 10.261 32.768.668 17.590.667 15.178.001 - 32.768.668 - 187.390.748 3,19
2016 36.271.677 14.930 43.807.616 23.516.525 20.291.091 - 43.807.616 - 36.271.677 2,93
2017 30.289.799 15.669 45.944.334 24.663.544 21.280.790 - 45.944.334 - 30.289.799 2,93
2018 29.318.265 16.328 47.728.667 25.621.398 22.107.269 - 47.728.667 - 29.318.265 2,92
2019 - 17.457 49.455.768 26.548.530 22.907.238 - 49.455.768 - 2,83
2020 - 18.156 49.455.768 26.548.530 22.907.238 - 49.455.768 - 2,72
2021 - 19.032 49.455.768 26.548.530 22.907.238 - 49.455.768 - 2,60
A partir del año 2016 se evidencia una caída en los niveles de inversión resultado de la finalización de
obras relativas a Sopladora y Coca Codo Sinclair, y con ello la entrada en operación de la línea de 500
kV que provoca que el costo medio de transmisión sea decreciente en los últimos años. Así, al final del
período de análisis el costo se sitúa en 2,6 USD/MWh.
Tabla 10.11
COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN (USD/MWh)
CONCEPTO
COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN DE LOS PROYECTOS INCLUIDOS EN EL PME
2012
5,2
2013
1,8
2014
2,8
2015
3,2
2016
2,9
2017
2,9
2018
2,9
2019
2,8
2020
2,7
2021
2,6
PROMEDIO 2,99

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
391
Gráfico 10.5
COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN
5,2
USD /MWh
2,8
3,2
2,9 2,9 2,9 2,8 2,7 2,6
1,8
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Es importante subrayar que lo citado no involucra un cambio directo a la tarifa de transmisión (ver
Gráfico 10.5), pues estos costos medios de nuevos proyectos asociados a los costos medios de la transmisión
actual determinarán la nueva tarifa que deba manejarse cuya aprobación le compete exclusivamente
al CONELEC.
10.8 EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN
La distribución constituye dentro de la cadena del sector eléctrico, el eslabón mediante el cual se coloca a
disposición la oferta de generación para los consumidores, bajo la misma dinámica metodológica hemos
establecido una estimación de la tarifa media exclusiva de los nuevos proyectos que ingresarían al sistema.
El presupuesto previsto para el sistema de distribución es de USD 2 847.27 millones, el cual permitirá
mejorar los índices de pérdidas, ampliar la cobertura, mejorar la recaudación, calidad, infraestructura y
gestión misma de las distribuidoras, con el fin de alcanzar las metas planteadas en el PNBV.
Tabla 10.12
INVERSIÓN EN DISTIBUCIÓN 2012-2021
CONCEPTO PMD PLANREP FERUM SIGDE TOTAL
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
TOTAL
298.687.228,94
174.794.945,89
167.120.007,42
164.265.714,92
157.703.722,19
154.158.556,38
157.561.805,22
167.612.715,08
164.965.551,83
177.524.286,91
1.784.394.534,78
119.481.252,00
80.084.482,00
70.620.913,00
48.616.808,00
42.150.661,00
42.788.684,00
43.473.941,00
42.140.544,00
42.888.965,00
41.346.070,00
573.592.320,00
120.000.000,00
120.000.000,00
41.464.800,00
34.646.800,00
31.464.800,00
26.464.800,00
21.464.800,00
16.464.800,00
12.070.401,00
7.070.572,00
431.111.773,00
26.586.188,00
16.629.350,00
12.899.944,00
2.060.000,00
58.175.482,00
564.754.668,94
391.508.777,89
292.105.664,42
249.589.322,92
231.319.183,19
223.412.040,38
222.500.546,22
226.218.059,08
219.924.917,83
225.940.928,91
2.847.274.109,78
CAPÍTULO 10

392
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
La mayor inversión se prevé dentro del Plan
de Mejoramiento de los sistemas Distribución
PMD, con un monto aproximado de 1 784 miles
de millones de dólares para el período 2012-
2021, que representa el 63% de toda la inversión
prevista para distribución, como se indica
en el Gráfico 10.6.
Gráfico 10.6
INVERSIONES PREVISTAS EN DISTRIBUCIÓN
FERUM 431.112
15%
SIGDE 58.175
2%
Gráfico 10.6
PLANREP
573.592
20%
PMD 1.784.395
63%
En ese sentido, el presente modelo tiene como
fin medir el costo medio de distribución, para
los cual tomará en consideración solamente los
costos incurridos de reposición, operación, administración
y mantenimiento en esta etapa del
suministro eléctrico, descartando los costos de
generación y transmisión.
Al igual que en caso anterior, el modelo busca
establecer el costo medio de los proyectos a ser
incluidos en el Plan de Expansión. El financiamiento
de dichos proyectos será a través del Presupuesto
General del Estado según lo establece
el Mandato Constituyente No. 15, como se presenta
en la Tabla 10.13.
Tabla 10.13
ESCENARIO 2: COSTO MEDIO DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN -No incluye servicio de la deuda (interés + capital) -
AÑO
K
PRODUCCIÓN
GW
Y
COSTOS FIJOS
G OYM REPOSICIÓN i1
C. TOTAL FLUJO NETO
COSTO
MEDIO
USD /MWh
2009-
2011
324.977.550
2012 564.754.669 1.534 55.246.184 38.997.306 16.248.878 55.246.184 - 564.754.669 36,02
2013 391.508.778 3.483 96.008.294 67.770.560 28.237.733 - 96.008.294 - 391.508.778 27,56
2014 292.105.664 5.634 168.772.848 120.959.676 47.813.172 - 168.772.848 - 292.105.664 29,96
2015 249.589.323 10.261 220.327.161 157.908.706 62.418.456 - 220.327.161 - 249.589.323 21,47
2016 231.319.183 14.930 264.377.680 189.479.758 74.897.922 - 264.377.680 - 231.319.183 17,71
2017 223.412.040 15.669 305.203.665 218.739.784 86.463.881 - 305.203.665 - 223.412.040 19,48
2018 222.500.546 16.328 344.634.103 246.999.620 97.634.483 - 344.634.103 - 222.500.546 21,11
2019 226.218.059 17.457 383.903.669 275.144.159 108.759.510 - 383.903.669 - 226.218.059 21,99
2020 219.924.918 18.156 423.829.347 303.758.934 120.070.413 - 423.829.347 - 219.924.918 23,34
2021 225.940.929 19.032 462.644.336 331.577.677 131.066.659 - 462.644.336 - 225.940.929 24,31

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
393
Como se puede observar, el descuido de las inversiones
requeridas en el sistema de distribución en
años anteriores, dan como resultado que el Plan
Plurianual de Inversiones supere los USD 2 800
millones durante el período de análisis, de los
cuales USD 1 500 millones son necesarios desembolsar
en los primeros años. A partir del año
2016, los montos de inversión se estabilizan en
un orden de USD 222 millones.
Por ello, los altos montos de inversión requeridos
por el sistema de distribución sumada a la reducida
incorporación energética de los proyectos de
generación en los períodos 2012-2014 y 2019-
2021, dan como resultado un incremento en los
costos medio de distribución en dichos años.
Y por otro lado, la entrada en operación de los
megaproyectos hidroeléctricos en los años 2015-
2017, produce el efecto contrario reduciendo significativamente
su tarifa.
En la Tabla 10.14 se resume dicho efecto en los
dos escenarios planteados, por lo cual, el costo
medio de distribución durante el período de análisis
es de 24,29 USD/MWh, siendo el año 2012
el más alto con 36 USD/MWh
Tabla 10.14
COSTO MEDIO DE DISTRIBUCIÓN (USD/MWh)
CONCEPTO
COSTO MEDIO DE DISTRIBUÓN
2012 36,0
2013 27,6
2014 30,0
2015 21,5
2016 17,7
2017 19,5
2018 21,1
2019 22,0
2020 23,3
2021 24,3
PROMEDIO 24,29
Gráfico 10.7
COSTO MEDIO DE DISTRIBUCIÓN (USD/MWh)
27,6
30,0
21,5
17,7
19,5
21,1
22,0
23,3
24,3
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Al igual que en los casos anteriores (generación y transmisión), estos costos serán los incluidos en
tarifa, dado que ahí se incluye el resto de obras en operación y en este punto se analiza solamente los
costos medios de los proyectos nuevos a incorporarse en el sistema.
CAPÍTULO 10

394
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
10.9 COSTOS MEDIOS DE GENERACIÓN,
TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
El análisis del presente capítulo plantea una serie
de interrogantes que deben ser solventadas en
base a una política encaminada a la optimización
de recursos, apertura de fuentes de financiamiento,
cumplimiento y ejecución de proyectos previstos
en el presente Plan, con el objetivo de abastecer
la demanda de servicio eléctrico con altos estándares
de calidad, confiabilidad y accesibilidad.
Para ello, se ha planteado un análisis comparativo
de los costos medios de generación, transmisión
y distribución de los nuevos proyectos requeridos
en el Plan Maestro de Electrificación.
Bajo esta premisa, el costo medio del servicio
eléctrico delos nuevos proyectos incluidos en el
presente documento es de 62,64 USD/MWh, de
los cuales el 56,44% corresponde al costo medio
de generación, el 4,78% a transmisión y el
38,79% a distribución.
Así, los costos del servicio eléctrico se encontrarían
por debajo de los costos facturados al consumidor
final, lo que comprueba que los proyectos
seleccionados en el Plan Maestro de Electrificación
tiene viabilidad económica y financiera dado
su sostenibilidad en corto, mediano y largo plazo.
Tabla 10.15
ESCENARIO 2: COSTO MEDIO DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN 2012-2021 (USD/MWh)
CONCEPTO GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN TOTAL
2012
67,14
5,21
36,02
108,37
2013
53,52
1,81
27,56
82,9
2014
45,45
2,77
29,96
78,18
2015
36,22
3,19
21,47
60,88
2016
25,09
2,93
17,71
45,73
2017
25,16
2,93
19,48
47,57
2018
25,15
2,92
21,11
49,18
2019
25,08
2,83
21,99
49,91
2020
25,3
2,72
23,34
51,37
2021
25,4
2,6
24,31
52,31
PROMEDIO 35,35 2,99 24,29 62,64

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
395
10.10 EVALUACIÓN DEL
COSTO DEL SERVICIO
Y TARIFAS AL CONSUMIDOR
10.10.1 COSTO DE GENERACIÓN
La Regulación No. CONELEC 006/08 señala que
el componente de generación (CMG) será establecido
por el CONELEC, en forma anual, sobre
la base de la información proporcionada por los
agentes y el CENACE.
Este componente se calcula como el promedio
ponderado, durante el período en estudio, de
los costos de energía provenientes de la suma
de los costos fijos y costos variables de generación,
resultantes de un despacho óptimo donde
se considera las unidades o centrales de generación
que cuentan con contratos regulados y
aquella generación que opera en el mercado de
corto plazo.
El esquema de contratación regulada, permite
que el cálculo del CMG refleje de manera más
precisa los costos que efectivamente se tendrán
en la etapa de generación. Esto se da porque los
contratos regulados eliminan la incertidumbre de
cambios en los precios. Específicamente, en dicho
contrato se determina la anualidad del costo
fijo aprobado por el CONELEC y variable de acuerdo
a la regulación, para el caso de las generadoras
de capital estatal o un precio negociado y
pactado con las distribuidoras en el caso de las
generadoras de capital privado.
El CMG refleja en un solo valor promedio anual, la
variación de precios de generación que se produce
por efecto del comportamiento estacional, en
los períodos lluviosos y de estiaje, de los caudales
afluentes a las centrales hidroeléctricas, especialmente
aquellas localizadas en las cuencas de los
ríos con vertiente hacia la Amazonía. Es decir, el
costo medio de generación anual es un promedio
ponderado de los precios de cada mes, dado que
los costos de generación en los meses de estiaje
son superiores a los costos de los generadores
públicos y privados de los meses lluviosos.
El cálculo del CMG tiene dos componentes: a) fijo
y b) variable, de manera correspondiente al tipo
de cargos establecidos en la Regulación CONE-
LEC No. 013/08:
10.10.1.1 COMPONENTE FIJO DEL CMG
• Costo de Operación Administración y Mantenimiento
- COA&M y Fondo de Reposición:
Se ha calculado en base a lo asignado a
las empresas de generación dentro del Estudio
de Costos 2012, aprobado por el Directorio
del CONELEC, aplicando una tasa
de variación anual por compensación inflacionaria
a los niveles de costos, gastos
y precios según índices publicados por el
Banco Central del Ecuador. En lo que respecta
con los nuevos proyectos, el cálculo
se lo realiza tomando en cuenta costos tipos
internacionales.
De acuerdo a lo dispuesto en el Mandato
Constituyente No. 15 y con base de la revisión
de los activos en servicio del año 2012,
se calculó el fondo de reposición aplicando
las vidas útiles aprobadas por el Directorio
del CONELEC mediante Resolución No.
115/08. Este fondo de reposición es el
equivalente a la recuperación de la inversión
en activos fijos de cada empresa, sin
considerar una tasa de rentabilidad sobre
dicha inversión.
10.10.1.2 COMPONENTE VARIABLE
DEL CMG
En el caso de las unidades de generación térmica,
el costo variable está en función de la declaración
de costos variables de cada generador, en base
a la Regulación No. 003/03. Para el caso de la
generación hidroeléctrica, el costo variable reconocido
es de 2 USD/MWh, conforme al inciso segundo
de la Disposición Transitoria Tercera “Declaración
de los Costos Variables de Producción”
de la Regulación No. 013/08.
CAPÍTULO 10

396
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Por disposición de las premisas indicadas en la sección referente a las simulaciones energéticas del
presente estudio, se consideran los costos internacionales de combustibles para la determinación
del aporte del IVA de combustibles y por consiguiente, el análisis del costo de generación considerará
los costos variables de producción de cada una de las centrales, determinados principalmente
por los siguientes costos de los combustibles:
Tabla 10.16
COSTOS DE LOS COMBUSTIBLES CONSIDERADOS EN LA SIMULACIÓN
Combustible Precio Unidad
Fuel Oil 4
Diesel
Gas Natural
Nafta
Fuel Oil 6 (Esmeraldas)
Fuel Oil 6 (Gualberto Hernández)
Fuel Oil 6 (Guangopolo)
Fuel Oil 6 (El Descanso)
Fuel Oil 6 (Termoguayas)
Fuel Oil 6 (Generoca)
Fuel Oil 6 (Propicia)
Fuel Oil 4 (Estatal)
Fuel Oil 4 (Santa Elena)
Fuel Oil 6 (Quevedo)
Fuel Oil 6 (Manta 2)
2,38 USD/galón
3,10 USD/galón
2,80 USD/KPC
0,67 USD/galón
2,30 USD/galón
2,42 USD/galón
2,37 USD/galón
2,36 USD/galón
2,30 USD/galón
2,38 USD/galón
2,62 USD/galón
2,38 USD/galón
2,45 USD/galón
2,36 USD/galón
2,36 USD/galón
Fuel Oil 6 (Miraflores) 2,54 USD/galón
En el caso de que un generador privado tenga
vigente la modalidad contractual de Potencia Remunerable
Puesta a Disposición (PRPD) + Cargo
Variable Adicional (CVA) + Costos Variables de Producción
(CVP), se valora el CVA estipulado en el
contrato y los CVP según la producción prevista.
Finalmente, en cuanto a la generación privada con
contratos regulados de precio único, se valora su
producción según el precio pactado en dicho contrato,
el cual debe absorber los costos previstos de administración,
operación, mantenimiento y recuperación
de la inversión con una rentabilidad razonable.
10.10.1.3 PRECIOS DE LOS CONTRATOS
CON GENERACIÓN PRIVADA
Para el caso de los generadores de capital privado,
el CONELEC tomó como insumo para el cálculo
del CMG 2012, los costos acordados entre
las empresas de distribución y las empresas de
generación privadas, que constan en los contratos
regulados suscritos por las partes. En la Tabla
10.17 se detallan los costos de los contratos regulados
que se han suscrito entre las empresas
de generación de capital privado y las empresas
distribuidoras.

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
397
Tabla 10.17
PRECIOS DE CONTRATOS REGULADOS CON AGENTES PRIVADOS
EMPRESA
CARGO FIJO
CONTRATADO
(USD/Kw-mes)
PRPD
(USD/Kwmes)
CARGO VARIABLE
ADICIONAL
(cUSD/Kwh)
CARGO FIJO
CONTRATADO
(cUSD/Kwh)
ENERMAX 5,30
HIDROABANICO 5,10
ECOLUZ 5,10
LAFARGE 5,36
SIBIMBE 5,70 4,38
GENEROCA 5,70 1,80
TERMOGUAYAS 5,70 1,80
ELECTROQUIL 8,25
INTERVISA 9,50
En el caso de que un generador de capital privado no haya firmado un contrato regulado para la compra –
venta de energía con las empresas distribuidoras, su producción será transada en el mercado de corto plazo.
10.10.1.4 SIMULACIONES ENERGÉTICAS
De las simulaciones de despacho hidro-térmico, se obtiene un estimado de la producción de cada central
y unidad de generación, tanto de aquellas unidades existentes como también de aquellas que se
incorporen durante el período en estudio, del cual se puede apreciar el siguiente comportamiento de
cubrimiento de la demanda:
Gráfico 10.8
GENERACIÓN POR TIPO DE TECNOLOGÍA
Generación por tipo de Tecnología
TWh
35,00
30,00
25,00
20,00
19,42
20,88
22,31
23,83
24,70
25,98
27,19
28,50
29,80
31,14
15,00
10,00
5,00
2012
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Interconexión No convencional Térmica Hidráulica Total
CAPÍTULO 10

398
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
Gráfico 10.9
COMPOSICIÓN PORCENTUAL POR TIPO DE GENERACIÓN
Composición porcentual por tipo de Generación
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Interconexión No convencional Térmica Hidráulica
10.10.1.5 CÁLCULO DEL CMG
Sobre la base de lo descrito en los acápites anteriores,
se calcula el CMG realizando un promedio
ponderado del total de los costos tanto fijos como
variables sobre el total de la energía producida
por el parque generador en función de la demanda
de energía.
Adicional a los costos resultantes del despacho
económico, se considera también el reconocimiento
de los sobrecostos producidos por la
generación despachada por control de voltaje,
compensación reactiva, generación forzada y generación
obligada.
La particularidad incluida en el presente análisis, es
la inclusión dentro del costo del servicio eléctrico de
los valores por concepto de IVA de los insumos requeridos
para su operación incluyéndose la compra
de combustible. Debido a que en que los Artículos 7
y 8 de la Ley de Fomento Ambiental y Optimización
de Ingresos del Estado se dispone una reforma en
la Ley de Régimen Tributario Interno, que no permite
la recuperación del IVA por la compra de bienes a
través del Sistema de Rentas Internas – SRI.
Con lo que, se retomaría como metodología de
cálculo del costo de los combustibles a lo establecido
en la Regulación CONELEC No. 003/03, que
en su Artículo 8, explica la metodología de “Reconocimiento
del pago de impuestos y tasas por la
compra de combustible”; complementariamente,
lo referente a los bienes y servicios afines a la Administración,
Operación y Mantenimiento, fueron
considerados en la asignación de los costos fijos
del año base.
10.10.2 COSTO DE TRANSMISIÓN
En el análisis de la evolución de los costos a generarse
en la componente de Transmisión, se contempla
las siguientes premisas:
• Los Costos de Administración, Operación y
Mantenimiento aprobados para CELEC EP –
Transelectric en el Estudio de Costos 2012,
que sirve como base para aplicar un crecimiento
progresivo, según los parámetros
de inflación.
• Fondo de reposición en base de los activos
en servicio del año 2010.

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
399
Este incremento de costos de operación y reposición
es correspondiente con el Plan de Expansión
de la Transmisión analizado en el acápite
correspondiente.
10.10.3 COSTO DE DISTRIBUCIÓN
La determinación de los costos de cada una de
las empresas eléctricas de distribución, a lo largo
del período de análisis, considera la información
remitida por las mismas para el Plan de Expansión
de la Distribución y de los planes de reducción
de pérdidas.
En este sentido, los parámetros considerados son:
10.10.4 PRECIOS DE VENTA
A CLIENTES REGULADOS
Para la estimación de este parámetro, se considera
el crecimiento del número de abonados de
cada uno de los grupos tarifarios, de cada distribuidora;
parámetro que es concordante con el
crecimiento en las ventas de energía reportados
por las distribuidoras para cada uno de los planes
de expansión, la aplicación tarifaria considera
el pliego tarifario vigente en el año 2012 (Cargos
aprobados por el Directorio del CONELEC, junto
al Análisis de Costos para las Empresas Eléctricas
sujetas a Regulación de Precios, con Resolución
No. 019/12), con lo cual obtener los Precios
Medios por Venta de energía a clientes regulados.
• Los Costos base de Administración, Operación,
Mantenimiento y Comercialización,
aprobados en el Estudio de Costos 2012,
mismos que sirven de base para aplicar la
inflación, a fin de que se pueda reflejar su
evolución en el período de análisis.
• Los activos en operación del período base,
que se reflejarán en el Fondo de Reposición
anual, son los del año 2010.
• La información técnica referente a las disponibilidades
de potencia y energía por distribuidora
son los del Plan de Expansión de
Distribución, entregados por la Dirección de
Planificación del CONELEC.
Pérdidas de Energía y Potencia de acuerdo las
establecidas dentro del Estudio de Costos 2012,
que es el año base y para los años siguientes se
considera las metas propuestas para el Plan Nacional
del Buen Vivir – PNBV y Plan de Reducción
de Pérdidas – PLANREP, encontrando una estabilidad
a partir del año 2014.
Con estas premisas, se calculó el Costo Medio
de Distribución anual, que servirá para la determinación
del Costo Total del Servicio Eléctrico
del país.
Con la obtención de este parámetro, al compararlo
con la estimación de los costos imputables al
servicio eléctrico, se podrá estimar finalmente el
Déficit Tarifario anual, bajo cada una de las consideraciones
descritas en las componentes del
servicio, que servirá de referencia como valores
que el Estado debe considerar dentro de su presupuesto
general, a fin de dar cumplimiento a la
normativa vigente.
10.10.5 EVOLUCIÓN DEL
DÉFICIT TARIFARIO
En cumplimiento a lo dispuesto en el Mandato
Constituyente No. 15, en el cual se dispone que el
Ministerio de Finanzas, cubrirá mensualmente las
diferencias entre los costos de generación, distribución,
transmisión y la tarifa única fijada para
el consumidor final y con base en los resultados
de las simulaciones anteriormente expuestas, se
determina el costo del servicio eléctrico, la facturación
a clientes regulados y el déficit tarifario
para el período de análisis.
Se debe mencionar que la evolución de este parámetro,
por las políticas tarifarias que actualmente
se evidencian en el país, dependerá básicamente
de los costos del servicio y como tal, del costo
medio de generación de cada período. Entonces,
para entender el comportamiento del costo medio
de generación, es importante considerar los
costos de producción de energía (reflejarán las
CAPÍTULO 10

400
PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2012- 2021
condiciones hidrológicas del país y el uso de sus recursos de generación) y los costos fijos de administración,
operación y mantenimiento (influenciados en gran parte por la instalación de los nuevos
proyectos de generación).
Con estas consideraciones, se aprecia una evolución, de la siguiente forma:
Gráfico 10.10
COSTO vs. PRECIO Y DÉFICIT TARIFARIO
Costo vs. Precio y Déficit Tarifario
12
11,66
11,49 11,45
800
11
700
600
10
500
USD¢/kWh
9
9,23
400
Millones USD
8
7,90 7,93 7,92 7,88 7,85 7,85 7,84 7,84 7,84 7,84
300
7
7,33
7,78 7,81
7,59
7,35
7,43
619,15 644,38 669,63 665,86 21,44 22,34 30,21 44,07 58,50 65,12
200
100
6
2012
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
0
Diferencial Tarifario Costos De Gen + Trans + Distrib Precio De Venta A Clientes Regulados
Como se observa el Gráfico 10.10, durante los primeros 3 años de aplicación del presente Plan, existe
un déficit tarifario que bordearía los 600 millones de dólares, esto es resultado de la rigidez tarifaria
que existe hacia el consumidor final y el incremento del parque térmico en la cadena de generación. A
partir del 2016 con la entrada en operación de los proyectos emblemáticos especialmente del proyecto
hidroeléctrico Coca Codo Sinclair, la tarifa final cubriría perfectamente el costo de operación y mantenimiento
del sistema eléctrico nacional e incluso podrían existir excedentes en caso de modificar la
normativa vigente.

CAPÍTULO 10 / ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
401
10.11 CONCLUSIONES
• El costo total de los proyectos incluidos en
el Plan Maestro de Electrificación 2012-
2021 es de aproximadamente USD 10 318
millones, de los cuales, USD 8 356 millones
deben ser desembolsados durante el período
2012-2021.
• El 56% de la inversión requerida en el período
2012-2021 (USD 4 669 millones) corresponden
a proyectos de generación, el
10,05% (USD 839 millones) están enfocados
en obras de transmisión y el restante
34,05% (USD 2 847 millones) permitirán reforzar
y expandir el sistema de distribución.
• La metodología utilizada para calcular la
viabilidad financiera del Plan Maestro de
Electrificación está sustentada en la estimación
de sus costos medios los cuales deben
ser inferiores al promedio nacional de
la tarifa vigente en cada una de las etapas
de suministro.
• En este sentido, se observa que el costo medio
de generación, transmisión y distribución
en su conjunto es de 6,26 cUSD/kWh,
el cual es inferior a los 7,84 cUSD/kWh con
los que actualmente opera el sistema.
• Al analizar los costos medio de generación
de los proyectos que serán incorporados
durante el período 2012-2021, existe una
diferencia marcada en los primeros 4 años
de estudio, resultado de la incorporación
de energía térmica que permitirá suplir la
demanda de energía en el corto plazo; y,
con la incorporación de los megaproyectos
hidroeléctricos existe un cambio de tendencia
que reduce los costos de producción de
electricidad de manera significativa.
• Resultado de ello, a partir del 2016 se eliminaría
el déficit tarifario que se estima
bordeará los USD 600 millones durante el
período 2012-2014 y permitirá revisar la
tarifa para beneficio de los consumidores.
Este escenario se cumpliría siempre que los
costos financieros sean asumidos por el Presupuesto
General del Estado según lo establece
el Mandato Constituyente No. 15.
10.12 RECOMENDACIONES
• Es necesario generar una metodología de
seguimiento del presente plan que permita
generar alertas ante cualquier desviación de
orden técnico, económico o financiero.
• En relación al financiamiento, cabe señalar
que 13 de los 28 proyectos presentados
en el Plan de Expansión de la Generación
ya cuentan con un financiamiento definido
por el orden de los USD 3 310.65 millones
(54% del monto total requerido en el capítulo
de generación).
• No obstante, el resto de proyectos de generación,
transmisión y distribución no
cuentan con un cierre financiero que permita
la ejecución de sus proyectos en los
tiempos previstos.
• Por otro lado, las necesidades de financiamiento
podrían superar la capacidad
de endeudamiento del Gobierno Central lo
que dificultaría el cumplimiento del presente
documento.
• En este sentido, es necesario conformar
un equipo multidisciplinario e interinstitucional
que facilite la gestión de búsqueda
de financiamiento y, de ser necesario, revisar
la normativa vigente para facilitar el
acceso a crédito de los proyectos requeridos
por el sector.
• Evitar en lo posible el retraso de obras de
generación, transmisión y distribución,
dado que su costo económico y financiero
supera ostensiblemente el monto de las inversiones
previstas. Para ello, es necesario
contar con una programación de inversiones
detallada a mediano plazo, con el objetivo
de contar con políticas de reajuste necesarios
para el cumplimiento del Plan Maestro
de Electrificación.
CAPÍTULO 10

402
Colaboradores
El presente Plan Maestro de Electrificación ha sido coordinado
y elaborado por el siguiente equipo de trabajo:
Paúl Vásquez
COORDINADOR GENERAL
César Morales
COORDINACIÓN DISEÑO, DIAGRAMACIÓN E IMPRESIÓN
Capítulo 1. Introducción.- Objetivos y Políticas
Medardo Cadena (MEER)
Paúl Chirboga (MEER)
Ángel Echeverría (MEER)
John Jara (MICSE)
José Oscullo (SENPLADES)
Max Molina (CENACE)
Byron Betancourt (CONELEC)
Capítulo 2. Situación Actual
Víctor Orejuela (MEER)
Jorge Vergara (MEER)
Pablo Silva (CONELEC)
Nicole Almeida (CONELEC)
Ronal Granda (CONELEC)
Roberto Aguirre (CENACE)
Capítulo 3. Eficiencia Energética
Diego Maldonado (CONELEC)
Carlos Dávila (MEER)
Guillermo Santillán (MEER)
Juan Carlos Herrera (CENACE)
Eric Neira (CONELEC)
Byron Betancourt (CONELEC)
Capítulo 4. Demanda Eléctrica
Víctor Orejuela (MEER)
Marcelo Neira (MEER)
Paúl Vasquez (CONELEC)
Santiago Flores (CONELEC)
David Flores (CONELEC)
Jorge Ortíz (CELEC)

403
Capítulo 5. Expansión de la Generación
Patricio Alzamora (CENACE)
Rodney Salgado (CONELEC)
Marco Valencia (CELEC)
Ángel Echeverría (MEER)
Capítulo 6 Expansión de la Transmisión
Javier Guevara (TRANSELECTRIC)
Luis Pesantez (TRANSELECTRIC)
Ángel Echeverría (MEER)
Roberto Aguirre (CENACE)
David Flores (CONELEC)
Ronal Granda (CONELEC)
Capítulo 7. Expansión de la Distribución
Ana Villacís (CONELEC)
Roberto Torres (MEER)
Danilo Vélez (MEER)
Ramiro Díaz (MEER)
Germán Quishpe (CONELEC)
Jorge Ortíz (CELEC)
Capítulo 8. Electricidad hacia un Desarrollo Sostenible
Valeria Arcos (CONELEC)
Luis Manzano (MEER)
Ronal Granda (CONELEC)
Capítulo 9. Riesgos en el Sector Eléctrico
Francisco Madero (MEER)
Ángel Echeverría (MEER)
Roberto Barba (CENACE)
Ronal Granda (CONELEC)
Capítulo 10. Aspectos Económicos y Financieros
Paúl Chirboga (MEER)
Cristina Arevalo (MEER)
Nicole Almeida (CONELEC)
Juan Carlos Herrera (CENACE)

AGENCIA QUITO
Av. Naciones Unidas E7-71 y Av. de los Shyris
Telf.: 02 2268 746 - 2268 744
AGENCIA GUAYAQUIL
Urb. La Garzota 1ra. Etapa, Av. Guillermo Rolando
Pareja, Edificio D'Bronce, planta baja, Of. 7
AGENCIA BABAHOYO
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Telf.: 05 2737076
AGENCIA CUENCA
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Cámara de Industrias, 4to. piso, oficina 403
Telf.: 07 2817770