figura n° 1.44

27

De las fallas registradas a nivel de puntos de entrega (3 686,26 MWh), el 92,25% se debieron a fallas en los sistemas de subtransmisión y distribución de las Empresas de Distribución.

Adicional a los eventos indicados, CENACE registró 516 desconexiones por fallas en los sistemas de subtransmisión de las Empresas Distribuidoras (desconexiones mayores a 5 MW), que ocasionaron el no suministro de 5,82 GWh.

En el período enero – diciembre del 2014 se registró un evento que produjo la actuación del Esquema de Alivio de Carga por baja frecuencia, EAC3, a nivel sistémico, provocando el no suministro de 0,005 GWh.

La Energía No Suministrada a consecuencia de todas las fallas registradas en el SNI, asciende a 12,39 GWh: 0,06 % del consumo anual. En la figura No 1.45 se presenta, la Energía No Suministrada a consecuencia de fallas registradas en el SNI.

Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

ENS total en el SNI 1 222.96 1 623.51 1 548.66 1 221.53 1 058.77 931.90 1 180.01 531.51 1 178.71 553.01 633.68 708.91

Número total de fallas 279 351 394 271 272 293 247 248 270 256 312 318

0

111

222

333

444

0.00

500.00

1 000.00

1 500.00

2 000.00

Nú

me

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s

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erg

ía

No

Su

min

istr

ad

a (

MW

h)

Figura N° 1.44: Número total de fallas y Energía No Suministrada en el SNI (MWh).

Figure 1.44: Total Number of Failures and Unsupplied Energy in the SNI (MWh).

2130. 56

1757. 94

1364. 51

1319. 38

903. 21

876. 05

761. 44

695. 86

562. 98

518. 6

454. 82

436. 17

249. 96

155. 44

143. 21

36. 91 12. 89

8. 68 3. 15

CN

EL

EP

UN

IDA

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CN

EL

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CN

EL

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EL

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OG

UE

S

Figura N° 1.45: Energía No Suministrada por fallas en el SNI (MWh).

Figure 1.45: Unsupplied Energy due to SNI Failures (MWh).

Of those failures recorded at the delivery point level (3,686.26 MWh), 92.25% of these were due to Distribution Company sub transmission and distribution system failures.

In addition to the above events, the CENACE recorded 516 disconnections due to Distribution Company sub transmission system failures (disconnections greater than 5 MW), causing the failure to supply 5.82 GWh.

During the period of January – December 2014, one event was recorded which activated the under-frequency Load Shedding Scheme - LSS3, on the system level, causing the failure to supply 0.005 GWh.

The Unsupplied Energy caused by all failures recorded in the SNI reached 12.39 GWh: 0.06% of the annual consumption. Figure 1.45 shows the Unsupplied Energy due to failures recorded in the SNI.

3 El EAC por baja frecuencia, determinado por el CENACE, es implementado por las Empresas Distribuidoras con la finalidad de preservar la operación del SNI ante eventos que originan pérdida de generación y subsecuentes desbalances entre la carga y la generación, que afectan a la frecuencia.

3 The under-frequency LSS, as determined by CENACE, has been implemented for the Distribution companies in order to maintain SNI operations in the face of events causing generation losses and subsequent imbalances between load and generation, which affect the frequency.

28

La Energía No Suministrada total, debido a las fallas antes anotadas fue de 795,86 MWh.

La máxima potencia cortada a consecuencia de una falla fue la registrada el 20 de marzo a las 20:11 horas debido al disparo de las posiciones asociadas a la barra principal de la subestación Pascuales 138 kV, por la explosión del TC de la fase B de la posición de transferencia de la barra de 138 kV de la subestación Pascuales, que provocó la desconexión de 385,4 MW (51,8 MW en CNEL EP Unidad de Negocio Guayas - Los Ríos, 90,61 MW en CNEL EP Unidad de Negocio Santa Elena y 243 MW en CNEL EP Unidad de Negocio Guayaquil). Produjo además la pérdida de 320,8 MW de generación en diferentes centrales de generación de CELEC EP Unidad de Negocio Electroguayas, Hidalgo e Hidalgo, Electroquil y Generoca. El servicio del suministro eléctrico se restableció totalmente a las 21:17 horas.

FECHA - HORA ACTOR ELEMENTO

DISPARO

DEMANDA DESCONECTADA

(MW)

EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN AFECTADAS

GENERACIÓN DESCONECTADA

(MW)

ENERGÍA NO SUMINISTRADA

(MWh)

2014-02-27 03:13

IMPORTACIÓN COLOMBIA. Central Miel. 30.10

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIOS SUCUMBIOS,

E.E. AZOGUEZ, CNEL EP UNIDAD

DE NEGOCIO GUAYAQUIL Y E. E. PROVINCIAL

COTOPAXI.

380 5.30

2014-03-20 20:11

CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO

TRANSELECTRIC.

Posiciones asociadas a la barra de 138 kV de la subestación

Pascuales.

51.80CNEL EP UNIDAD

DE NEGOCIO GUAYAS- LOS RÍOS.

320,8

49.20

90.60CNEL EP UNIDAD

DE NEGOCIO SANTA ELENA.

99.70

243.00CNEL EP UNIDAD

DE NEGOCIO GUAYAQUIL.

239.00

2014-03-29 16:27


TRANSELECTRIC.


Pascuales.

45.30CNEL EP UNIDAD

DE NEGOCIO GUAYAS- LOS RÍOS.

140.3

24.90

70.60CNEL EP UNIDAD

DE NEGOCIO SANTA ELENA.

51.80

216.60CNEL EP UNIDAD

DE NEGOCIO GUAYAQUIL.

148.00

2014-05-02 11:39


TRANSELECTRIC.


Caraguay.112.00

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL.

0 97.07

2014-10-21 15:36 E. E. QUITO.

Subestación Nueva Cumbayá.

117.36 E. E. QUITO. 2.07 80.89

Subestación Tumbaco

Subestación Carolina.

Subestación Iñaquito.

Subestación Olimpico.

Subestación Río Coca.

Tabla N° 1.12: Fallas relevantes 2014.

Table 1.12: Relevant Failures 2014.

The total Unsupplied Energy due to the abovementioned failures was 795.86 MWh.

The maximm power of the demand cut caused by a failure was recorded on March 20 at 20:11 due to the tripping of the positions associated with the Pascuales 138kV Substation main busbar, due to the explosion of the TC (Transformer Current) in Phase B, causing the shedding of 385.4 MW (51.8 MW in the CNEL EP Guayas-Los Rios Business Unit, 90.61 MW in the CNEL EP Santa Elena Business Unit and 243 MW in the CNEL EP Guayaquil Business Unit). It also caused the loss of 320.8 MW of generation at different generation plants belonging to CELEC EP Electroguayas Business Unit, Hidalgo e Hidalgo, Electroquil and Generoca. The electricity supply service was completely restored at 21:17.

29

En la tabla No 1.13 se detallan las causas que provocaron las fallas consideradas como relevantes y en la figura No 1.46 la demanda desconectada y la Energía No Suministrada.

1.5.1. REUNIONES DEL COMITÉ DE ANÁLISIS DE FALLA

Para un análisis más detallado de los eventos, de conformidad con lo establecido en la Regulación CONELEC 003/08, en el año 2014 se reunieron los respectivos Comités de Análisis de Falla. En la tabla N° 1.14 se presenta la información sobre la fecha de realización y el Actor involucrado, entre otros aspectos.

Table 1.13 details causes for those failures considered relevant, and Figure 1.46 shows the disconnected demand and the Unsupplied Energy.

1.5.1. FAILURE ANALYSIS COMMITTEE MEETINGS

In order to perform a more detailed analysis of events, and according to CONELEC Regulation 003/08, during year 2014 meetings were held with the respective Failure Analysis Committee. Table 1.14 shows the meeting date and the subject, among other aspects.

2014-02-27 03:13

2014-02-20 20:11

2014-03-29 16:27

2014-05-02 11:39

2014-10-21 15:36

Energía No Suministrada (MWh) 5.30 382.50 218.00 79.40 80.89

Demanda Desconectada (MW) 30.10 385.40 332.50 112.00 117.36

0.00

125.00

250.00

375.00

500.00

Demanda desconectada (MW) y Energía No Servida (MWh) Fallas Relevantes

Figura N° 1.46: Demanda desconectada (MW) y Energía No Suministrada (MWh) por fallas relevantes.Figure 1.46: Disconnected Demand (MW) and Unsupplied Energy (MWh) caused by Relevant Failures.

FECHA - HORA ACTOR ELEMENTO DISPARO CAUSA CAUSANTE

2014-02-27 03:13 IMPORTACIÓN COLOMBIA. Central Miel. Disparo de 380 MW de generación

en la central Miel.IMPORTACIÓN

COLOMBIA.

2014-03-20 20:11CELEC EP - UNIDAD

DE NEGOCIO TRANSELECTRIC.

Posiciones asociadas a la barra de 138 kV de la subestación Pascuales.

Explosión del TC de la fase B de la posición de transferencia de la

barra de 138 kV de la subestación Pascuales.


TRANSELECTRIC.

2014-03-29 16:27CELEC EP - UNIDAD


Posiciones asociadas a la barra de 138 kV de la subestación Pascuales.

Explosión del TC de la fase A de la posición de transferencia de 138 kV de la subestación Pascuales.

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL.

2014-05-02 11:39CELEC EP - UNIDAD


Posiciones asociadas a la barra de 69 kV de la subestación Caraguay.

No reportada por CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO

TRANSELECTRIC.


TRANSELECTRIC.

2014-10-21 15:36 E. E. QUITO.

Subestación Nueva Cumbayá.

Descargas atmosféircas. E. E. QUITO.

Subestación Tumbaco.

Subestación Carolina.

Subestación Iñaquito.

Subestación Olimpico.

Subestación Río Coca.

Tabla N° 1.13: Detalle de las fallas relevantes 2014.

Table 1.13: Analysis of Relevant Failures 2014.

30

En el año 2014 no se realizaron reuniones técnicas, adicionales a los Comités de Análisis de Fallas realizados.

Como resultado de estos Comités se establecieron actividades para gestión de CENACE, CONELEC, los Agentes involucrados y CELEC EP Unidad de Negocios Transelectric, que consideran, entre otros aspectos, los siguientes:

• Revisión y ajuste de protecciones en los sistemas de las Empresas de Distribución. Coordinación de protecciones entre los sistemas de las Empresas de Distribución y puntos de entrega del Sistema Nacional de Transmisión.

• Determinación e implementación de acciones para disminuir las desconexiones de demanda y de generación en la zona de Manabí:

o Implementación de equipo de corte y protección en el tap de la línea de subtransmisión Manta 2 – Montecristi hacia las industrias La Fabril y La Moderna.

o Impulso de gestiones necesarias para remediar la contaminación ambiental presentadas en las instalaciones eléctricas de CNEL Unidad de Negocio Manabí, producto de la operación de ciertas industrias y canteras.

In year 2014, technical meetings were not held in addition to the Failure Analysis Committee Meetings.

As a result of such Committee Meetings, activities were established for CENACE, CONELEC, the Agents and CELEC EP Transelectric Business Unit, which among other aspects, considered the following:

• Review and calibration of systems protections for the Distribution Companies. Coordination of protections between the Distribution Company systems and the National Transmission System delivery points.• Determination and implementation of actions needed to reduce demand and generation shedding in the Manabi zone.

o Implementation of breaker and protection equipment in the tap of the Manta 2 – Montecristi sub transmission line toward the La Fabril and the La Moderna industries.

o Stimulating the necessary steps to remedy environmental pollution present at the CNEL Manabi Business Unit electricity facilities, due to the operation of certain industries and quarries.

No. FECHA - HORAEVENTOS ANALIZADOS

ELEMENTO DISPARADO FECHA ACTOR PARTICIPANTE

1 17 de enero 10:45 Posiciones en la subestación Montecristi. 6 y 7 de Enero

MEER, CONELEC, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO

TERMOESMERALDAS, CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ.

2 18 de febrero 10:00

Elementos del sistema de subtransmisión y

distribución del sistema de CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS.

Enero y Febrero

MEER, CONELEC, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO

TERMOPICHINCHA, E. E. QUITO, CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS.

3 6 de marzo 10:25 Posición EMELGUR en la subestación Milagro. Enero y Febrero MEER, CONELEC, CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO

GUAYAS - LOS RÍOS

4 9 de abril 10:15 Zona de Pascuales. Marzo

MEER, CONELEC, CELEC EP, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC, CELEC EP - UNIDAD

DE NEGOCIO TERMOGUAYAS, CNEL EP, CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA.

5 16 de abril 10:15 Posición Loja 2 en la subestación Loja. 6 de Febrero CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC,

E. E. REGIONAL SUR.

6 7 de mayo 10:00 Posición Baños 2 en la subestación Totoras. 29 de Abril

CONELEC, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC, CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO

SUCUMBÍOS.

7 20 de junio 10:15 Posición EMELORO 1 en la subestación Machala.

Enero, Febrero y Marzo

MEER, CONELEC, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC, CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL

ORO.

8 25 de julio 10:00 Posición LAFARGE en la subestación Ibarra.

12, 14 y 16 de Julio

MEER, CONELEC, CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC, LAFARGE, EMELNORTE.

Tabla N° 1.14: Comités de Análisis de Falla.

Table 1.14: Failure Analysis Committee Meetings

31

• Determinación e implementación de acciones para disminuir las desconexiones de demanda y de generación en la zona de Sucumbíos; entre otras, la definición e implementación de nuevos ajustes en la protección de bajo volaje de las unidades de la central Jivino III, a fin de propiciar el funcionamiento en isla eléctrica de esta central con parte de la demanda de CNEL EP Unidad de Negocio Sucumbíos, ante disparos de elementos del Sistema Nacional de Transmisión.

• Determinación e implementación de acciones para disminuir las desconexiones de demanda en las zonas servidas por CNEL EP Unidad de Negocio Guayas – Los Ríos y CNEL EP Unidad de Negocio El Oro.

• Impulso a la consecución de operadores para subestaciones desatendidas en CNEL EP Unidad de Negocio Manabí y, a la consecución de más operadores para ciertas subestaciones de CELEC EP Unidad de Negocio Transelectric.

• Impulso al reemplazo de equipos de protección antiguos y a la consecución de equipos de corte en las redes de subtransmisión de ciertas Empresas de Distribución, a fin de conseguir mayor selectividad en el despeje de fallas internas a las redes de estas empresas.

En el capítulo cuarto consta el detalle de las fallas con relación a Frecuencia de Fallas Generación, figuras Nos. 4.3, 4.4 y 4.5; Frecuencia de Fallas Transmisión, figuras Nos. 4.6 y 4.7. En la figura N° 4.8 consta los disparos de elementos según su origen.

1.6. ÍNDICES DE SEGURIDAD, CALIDAD Y DESEMPEÑO DE LA OPERACIÓN

1.6.1. ENERGÍA NO SUMINISTRADA POR CAUSAS NO PROGRAMADAS

Las salidas forzadas, en el año 2014, provocaron 12,39 GWh de Energía No Suministrada: 0,06 % del consumo anual. La Energía No Suministrada por fallas en el año 2014 presenta una disminución de 0,01% con respecto al año 2013 (13,21 GWh de ENS que corresponde al 0,07% del consumo anual.)

1.6.2. CARGA MÁXIMA DESCONECTADA, ENERGÍA NO SUMINISTRADA Y TIEMPO PROMEDIO DE REPOSICIÓN DEL SERVICIO.

En las figuras Nos. 1.47 y 1.48 se muestra el tiempo de reposición del servicio para las fallas más importantes, con una carga máxima desconectada mayor a 50 MW que afectaron de manera global al SNI durante este año.

• Determination and implementation of actions needed to reduce demand and generation shedding in the Sucumbios zone, among others, the definition and implementation of new low-voltage protection calibrations at the Jivino III Power plant, in order to allow for the operation of this power plant’s electrical island with part of the CNEL EP Sucumbios Business Unit demand, when there are tripped elements in the National Transmission System.

• Determination and implementation of actions needed to reduce demand disconnections in the zones served by CNEL EP Guayas-Los Rios Business Unit and CNEL EP El Oro Business Unit.

• Stimulating the attainment of operators for unattended substations belonging to the CNEL EP Manabi Business Unit, and the attainment of more operators for some CELEC EP Transelectric Business Unit substations.

• Stimulating the replacement of old protection equipment and the attainment of breaker equipment for the sub transmission networks of certain Distribution Companies, in order to obtain higher selectivity for clearing internal failures within the networks of these companies.

Chapter Four contains detailed information about the failures as they relate to Generation Failure Frequency, Figures 4.3, 4.4 and 4.5; Transmission Failure Frequency, Figures 4.6 and 4.7. Figure 4.8 shows the tripped elements according to their origin.

1.6. SECURITY, QUALITY AND OPERATION PERFORMANCE INDICATORS

1.6.1. UNSUPPLIED ENERGY DUE TO UNFORESEEN CIRCUMSTANCES

In year 2014, forced outages caused 12.39 GWh of Unsupplied Energy, which was 0.06% of the annual consumption. The Unsupplied Energy due to failures in year 2014 was 0.01% less compared to year 2013 (13.21 GWh of Unsupplied Energy corresponding to 0.07% of the annual consumption).

1.6.2. MAXIMUM SHEDDED LOAD, UNSUPPLIED ENERGY AND AVERAGE SERVICE RESTORATION TIME

Figures 1.47 and 1.48 show the service restoration time for the most important failures causing effects throughout the SNI during the year, with a maximum shedded load greater than 50 MW.

32

1.6.3. DESEMPEÑO DEL CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN, AGC

Para evaluar el desempeño del funcionamiento del AGC se han utilizado los criterios del Consejo Norteamericano de Confiabilidad Eléctrica, NERC1.En la tabla N° 1.15 y en la figura N° 1.49 se muestra

1.6.3. AUTOMATIC GENERATION CONTROL (ACG) PERFORMANCE

In order to evaluate the working performance of the AGC, the North American Energy Reliability Corporation – NERC4 Criteria were applied.Table 1.15 and Figure 1.49 demonstrate compliance

0,00

70,00

140,00

210,00

280,00

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CARGA MÁXIMA DESCONECTADA

Figura N° 1.47: Carga máxima desconectada (MW).

Figure 1.47: Maximum Shedded Load (MW).

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ENERGÍA NO SUMINISTRADA

Figura N° 1.48: Energía No Suministrada (MWh).Figure 1.48: Unsupplied Energy (MWh).

4 Criterio CPS1: Es una medición estadística de la variabilidad del Error de Control de Área, ACE, y su relación con la desviación de frecuencia. De acuerdo al NERC, el índice tiene un cumplimiento adecuado cuando su valor es mayor o igual al 100%.

Criterio CPS2: Es una medición estadística encaminada a garantizar que la magnitud del ACE no supere los límites establecidos. De acuerdo al NERC, el índice tiene un cumplimiento adecuado cuando su valor es mayor o igual al 90%.

Criterio Durante Disturbios: Establece los límites para la recuperación del sistema ante una contingencia; el cumplimiento con este índice requiere que en 15 minutos luego de ocurrida la contingencia, el valor del ACE retorne a cero o por lo menos al valor del ACE pre-contingencia.

4 Criterion CPS1: Is a statistical measurement of the variance in the Area Control Error – ACE and its relationship to the frequency deviation. According to NERC, the index shows an adequate compliance when its value is greater than or equal to 100%

Criterion CPS2: Is a statistical measurement made to guarantee that the ACE magnitude does not exceed the established limits. According to NERC the index shows an adequate compliance when its value is greater than or equal to 90%:

Disturbance Recovery Period: Establishes the limits for system recuperation due to a contingency, compliance with this index requires that the ACE value return to zero or at least to the pre-contingency ACE value within 15 minutes after contingency occurrence.

33

el cumplimiento de los criterios NERC para la evaluación del desempeño del AGC.

1.6.4. MÁXIMA VARIACIÓN DE VOLTAJE EN 230 kV

Se entiende por máxima variación de voltaje en 230 kV al máximo de las diferencias entre el voltaje real y el valor del rango establecido en la normativa (-5% +7%).

En el nivel de 230 kV, el máximo desvío positivo mensual fue del 5,57% que se registró en el mes de abril; el máximo desvío mensual negativo fue de -10,11% y se registró en el mes de febrero (figura N° 1.50).

with NERC criteria for the AGC performance evaluation.

1.6.4. MAXIMUM VOLTAGE DEVIATION AT 230 KV

The maximum voltage deviation at 230 kV is the maximum of the differences between the actual voltage and the range value established by legal regulations (-5%, +7%).

At the 230 kV level, the maximum monthly positive deviation of 5.57% was recorded in the month of April; and the maximum monthly negative deviation of -10.11% recorded in the month of February (Figure 1.50).

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

Ene.

Feb.

Mar.

Abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct

.

Nov.

Dic

. Po

rcen

taje

de

cum

plim

ien

to

CPS1 (%) CPS2 (%) DISTURBIOS (%)

Figura N° 1.49: Cumplimiento de los criterios NERC (%).

Figure 1.49: Compliance with NERC Criteria (%).

MES CPS1 (%) CPS2 (%) DISTURBIOS (%)

Ene. 188.68 99.03 100.00

Feb. 180.83 98.69 100.00

Mar. 190.49 99.45 100.00

Abr. 194.98 98.98 100.00

May. 190.53 99.56 100.00

Jun. 189.85 99.32 100.00

Jul. 189.15 99.44 100.00

Ago. 190.97 99.39 100.00

Sep. 183.50 99.20 100.00

Oct. 188.67 98.88 100.00

Nov. 187.77 99.23 100.00

Dic. 198.75 98.80 100.00

Tabla N° 1.15: Cumplimiento de los criterios NERC (%).

Table 1.15: Compliance with NERC Criteria (%).

34


Desvío positivo 5,45% 5,21% 5,21% 5,57% 5,21% 5,45% 5,21% 5,33% 5,57% 5,21% 5,21% 5,57%

Desvío negativo -5,79% -10,11% -4,73% -4,85% -4,85% -4,97% -4,13% -4,73% -4,61% -5,67% -3,91% -3,91%

-10,50%

-6,50%

-2,50%

1,50%

5,50% D

esv

ío (

%)

Figura N° 1.50: Máxima variación de voltaje a nivel de 230 kV (%).

Figure 1.50: Maximum Voltage Deviation at the 230 kV Level (%).

2014CAPÍTULO 2

TRANSACCIONES COMERCIALES

COMMERCIAL TRANSACTIONS

37

2. TRANSACCIONES COMERCIALES

2.1. MONTOS TOTALES

Durante el año 2014, el monto total de transacciones mediante Contratos Regulados fue de 783,30 millones de dólares, correspondientes a 18 414,40 GWh. Durante el año no existieron transacciones a través de Contratos No Regulados.

En lo referente a otras transacciones, el 2014 registra una facturación de 321,81 millones de dólares, que tienen relación con las Transacciones Internacionales de Electricidad, la generación no convencional, el IVA de combustibles, los servicios complementarios, la producción de los grupos no escindidos de las Empresas Distribuidoras, que se liquidan con costos fijos y variables regulados y la tarifa de transmisión.

La operación del sector eléctrico en el año 2014 fue de 1 105,11 millones de dólares. El promedio mensual de las transacciones fue de 92,09 millones de dólares; el volumen máximo se realizó en noviembre, por un valor de 110,19 millones de dólares y el mínimo en agosto, por un valor de 69,88 millones de dólares.

En la figura N° 2.1 se presentan las transacciones comerciales mensuales totales.

Del total de transacciones durante el año, el 70,88% correspondió a Contratos Regulados y el 29,12% a otras transacciones. En la figura N° 2.2 se muestra la composición porcentual de las transacciones.

2. COMMERCIAL TRANSACTIONS

2.1. TOTAL AMOUNTS

During year 2014, the total volume sold in Regulated Contracts was 783.30 million dollars, corresponding to 18,414.40 GWh. This year, there were no transactions performed through Non-Regulated Contracts.

In terms of the remaining transactions, 2014 had an invoicing of 321.81 million dollars, related to the International Electricity Transactions, non-conventional generation, fuel VAT (Value Added Tax), complementary services, and the production of the non-separated generators belonging to the Distribution Companies, which are settled with regulated fixed and variable costs, and the transmission fee.

The electricity sector operation in year 2014 generated 1,105.11 million dollars. The monthly transaction average was 92.09 million dollars. The maximum volume was reached in November, for an amount of 110.19 million dollars; and the minimum in August, at 69.88 million dollars.

Figure 2.1 presents the total monthly commercial transactions.

Of the total transactions during the year, 70.88% corresponded to Regulated Contracts, and 29.12% to remaining transactions. Figure 2.2 shows the percentage composition of these transactions.


CONTRATOS 72.64 75.09 70.10 66.51 62.21 54.84 53.40 51.90 67.00 60.88 74.66 74.06

OTRAS TRANSACCIONES 33.19 30.29 25.30 25.19 22.13 20.34 19.57 17.97 28.94 28.07 35.52 35.30

TOTAL TRANSACCIONES 105.83 105.38 95.40 91.70 84.34 75.18 72.98 69.88 95.94 88.95 110.19 109.36

0.00

30.00

60.00

90.00

120.00

Mill

on

es

de

dó

lare

s

Figura N° 2.1: Transacciones comerciales mensuales totales (Millones USD).

Figure 2.1: Total Monthly Commercial Transactions (In Millions of US Dollars).

38

2.2. CONTRACTS

2.2.1. TOTAL AMOUNTS

In year 2014, the total Regulated Contract amount was 783.30 million dollars. The monthly average for transactions came to 65.28 million dollars. The maximum volume was reached in February for the amount of 75.09 million dollars, whereas the minimum was in August for the amount of 51.90 million dollars.

Figure 2.3 presents the total monthly transaction amounts in GWh and in millions of dollars.

Figure 5.13 of Chapter Five presents the energy transactions for contracts for the period 2000 to 2014 and the economic contract transactions for the same period.

2.2.2. REGULATED CONTRACTS

Tables 2.1 and 2.2 show the payments made by Distribution Companies under Regulated Contracts, and the income received by Generating Companies under this contract type. The information presented

2.2. CONTRATOS

2.2.1. VALORES TOTALES

En el año 2014, el monto total de los Contratos Regulados fue de 783,30 millones de dólares. El promedio mensual de las transacciones fue de 65,28 millones de dólares. El volumen máximo se realizó en febrero por un valor de 75,09 millones de dólares y el mínimo en agosto por un valor de 51,90 millones de dólares.

En la figura N° 2.3 se presenta el monto total de las transacciones mensuales en GWh y en millones de dólares.

En la figura N° 5.13 del capítulo quinto se presentan las transacciones de energía en contratos durante el período 2000 – 2014 y las transacciones económicas en contratos, en el mismo período.

2.2.2. CONTRATOS REGULADOS

En las tablas Nos. 2.1 y 2.2 se detallan los pagos que realizan las Empresas Distribuidores mediante los Contratos Regulados y los ingresos que perciben las Empresas Generadoras con esta modalidad

CONTRATOS 70.88%

OTRAS TRANSACCIONES 29.12%

Figura N° 2.2: Composición porcentual de las transacciones (%).

Figure 2.2: Percentage Composition of Transactions (%).


MILLONES USD 72.64 75.09 70.10 66.51 62.21 54.84 53.40 51.90 67.00 60.88 74.66 74.06

GWh/día 1 442.74 1 358.06 1 549.00 1 574.42 1 649.40 1 610.36 1 666.97 1 640.47 1 450.11 1 569.59 1 401.23 1 502.05

1,300.00

1,407.00

1,514.00

1,621.00

50.00

58.00

66.00

74.00

Mill

on

es

US

D

Figura N° 2.3: Monto total de transacciones mensuales en GWh y en millones USD.

Figure 2.3: Total Monthly Transaction Amount in GWh and in Millions of US Dollars.

39

on invoicing corresponds to amounts sold under Regulated Contracts which are to be paid by the Distribution Agents and Self-Consumption (Demand); and therefore, are not considered within the figures for PFR (Primary Frequency Regulation) in the referenced information.

de contratos. La información presentada sobre facturación, corresponde a lo vendido en Contratos Regulados y cuyos pagos es responsabilidad de los Agentes Distribuidores y Consumos Propios (Demanda); por esta razón no se considera la facturación por RPF en la información a la que se hace referencia.

Tabla N° 2.1: Pagos por energía comprada en Contratos Regulados (Millones USD).

Table 2.1: Payments for Energy Purchased under Regulated Contracts (In Millions of US Dollars).

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Total

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE 2.09 2.15 1.97 1.89 1.77 1.58 1.56 1.55 2.02 1.85 2.23 2.15 22.82

E. E. AZOGUES 0.39 0.40 0.36 0.35 0.32 0.29 0.28 0.29 0.33 0.34 0.41 0.40 4.15

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO BOLÍVAR 0.29 0.29 0.28 0.25 0.24 0.21 0.20 0.20 0.26 0.24 0.29 0.29 3.05

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI 1.51 1.62 1.57 1.46 1.37 1.19 1.25 1.19 1.62 1.46 1.75 1.59 17.59

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS 1.90 1.92 1.75 1.63 1.57 1.40 1.39 1.38 1.71 1.57 1.91 1.87 20.00

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO LOS RÍOS 1.38 1.38 1.37 1.28 1.26 1.07 1.01 0.98 1.29 1.19 1.47 1.51 15.21

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ 5.86 6.13 5.74 5.39 5.13 4.43 4.32 4.30 5.40 5.00 6.00 6.01 63.73

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO 2.43 2.49 2.41 2.06 1.90 1.66 1.59 1.54 2.05 1.80 2.24 2.27 24.45

E. E. QUITO 14.47 14.85 13.58 12.88 12.12 10.79 10.76 10.43 13.77 12.41 15.26 14.32 155.64

E. E. REGIONAL CENTRO SUR 3.44 3.55 3.24 3.28 3.06 2.74 2.71 2.64 3.49 3.12 3.79 3.66 38.70

E. E. REGIONAL SUR 1.17 1.19 1.10 1.05 1.00 0.88 0.84 0.83 1.09 0.99 1.20 1.19 12.53

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO 3.40 3.64 3.40 3.28 3.02 2.65 2.53 2.37 3.04 2.75 3.44 3.52 37.05

E. E. RIOBAMBA 1.23 1.28 1.16 1.09 1.03 0.91 0.90 0.90 1.20 1.07 1.29 1.28 13.34

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA 2.12 2.27 2.15 2.02 1.78 1.58 1.50 1.49 1.82 1.75 2.14 2.22 22.82

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTO DOMINGO 1.79 1.83 1.71 1.62 1.57 1.42 1.38 1.35 1.73 1.54 1.91 1.91 19.76

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL 19.67 20.14 19.11 18.31 16.83 14.72 14.05 13.45 17.33 15.70 19.27 19.73 208.30

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS-LOS RÍOS 6.44 6.86 6.41 6.02 5.74 5.04 4.96 4.79 5.92 5.49 6.91 7.07 71.65

E. E. REGIONAL NORTE 1.98 2.04 1.79 1.70 1.59 1.51 1.43 1.46 1.84 1.64 1.95 1.90 20.82

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS 1.08 1.06 1.01 0.95 0.89 0.76 0.74 0.77 1.10 0.97 1.19 1.18 11.70

TOTAL 72,64 75,09 70,10 66,51 62,21 54,84 53,40 51,90 67,00 60,88 74,66 74,06 783,30

EMPRESAS GENERADORAS Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Total

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO

HIDROAGOYÁN 1.93 1.90 2.10 1.97 1.98 2.23 2.37 2.49 2.48 2.47 2.42 2.44 26.79

ELECAUSTRO 1.08 0.96 1.00 0.93 0.87 0.85 0.85 0.77 0.97 0.86 0.96 0.96 11.07

ELECTROQUIL 3.37 5.56 2.93 3.81 2.24 2.63 1.86 1.69 3.32 2.56 4.76 3.46 38.20


TERMOPICHINCHA 9.01 9.07 8.75 8.36 7.30 5.99 5.87 5.70 8.60 7.98 10.48 11.18 98.28

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE 4.38 4.26 4.57 5.05 5.21 5.22 5.40 5.30 4.65 5.14 4.60 4.63 58.41


ELECTROGUAYAS 21.53 20.11 20.12 18.92 19.63 13.29 13.33 14.11 20.59 15.31 18.56 22.34 217.86

Tabla N° 2.2: Ingresos por energía vendida en Contratos Regulados (Millones USD).

Table 2.2: Income from Energy Sold under Regulated Contracts (In Millions of US Dollars).

40

NOTA: Los ingresos no consideran la devolución del IVA de combustible.

De igual forma, en las tablas Nos. 2.3 y 2.4 se presentan la compra de energía de las Empresas Distribuidoras y la energía vendida por las Empresas Generadoras en los Contratos Regulados.

NOTE: The income does not take fuel VAT refunds into account.

In the same manner, Tables 2.3 and 2.4, show energy purchases by the Distribution Companies and energy sales by the Generating companies under Regulated Contracts.


TERMOESMERALDAS 10.03 10.61 11.29 9.56 9.69 9.23 8.82 9.38 9.25 9.54 10.56 9.79 117.76

INTERVISA TRADE 2.63 5.18 2.92 1.28 1.07 1.33 1.68 0.97 1.57 2.19 5.32 2.11 28.24


HIDRONACIÓN 2.22 2.25 2.21 2.06 2.12 2.25 2.24 2.22 2.18 2.21 2.21 2.23 26.41

EPMAPS 0.14 0.13 0.14 0.14 0.15 0.16 0.16 0.16 0.15 0.14 0.14 0.14 1.75

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOGAS

MACHALA 6.47 6.00 6.41 6.50 6.53 6.27 6.18 5.72 5.89 6.03 5.91 5.98 73.89

ECOLUZ 0.11 0.08 0.11 0.16 0.19 0.22 0.24 0.22 0.20 0.16 0.13 0.14 1.96

HIDROABANICO 0.21 0.12 0.12 0.15 0.11 0.16 0.19 0.18 0.14 0.12 0.14 0.29 1.93

LAFARGE 0.02 0.02 0.04 0.06 0.05 0.01 0.02 0.02 0.02 0.06 0.08 0.08 0.46

HIDALGO E HIDALGO 0.47 0.47 0.51 0.50 0.51 0.51 0.42 0.32 0.23 0.20 0.16 0.14 4.45

ENERMAX 0.27 0.30 0.32 0.31 0.33 0.28 0.26 0.11 0.04 0.03 0.01 0.02 2.29

TERMOGUAYAS 7.29 6.78 5.68 5.82 3.51 3.48 2.69 1.89 5.58 4.80 6.82 6.21 60.56

GENEROCA 1.48 1.29 0.87 0.93 0.72 0.72 0.81 0.65 1.15 1.07 1.41 1.36 12.46

PERÚ 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.55 0.55

TOTAL 72.64 75.09 70.10 66.51 62.21 54.84 53.40 51.90 67.00 60.88 74.66 74.06 783.30

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Total

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE 41.51 39.00 43.64 44.69 46.85 46.29 48.65 48.65 43.90 47.71 41.99 43.64 536.51

E. E. AZOGUES 7.69 7.19 7.96 8.29 8.40 8.49 8.87 9.10 7.12 8.71 7.70 8.10 97.60


E. E. PROVINCIAL COTOPAXI 29.81 29.30 34.78 34.73 36.60 35.33 39.31 37.99 34.71 37.65 32.52 32.06 414.79

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS 37.71 34.65 38.57 38.48 41.69 41.29 43.38 43.80 36.83 40.50 35.88 38.03 470.81


CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ 116.23 110.83 126.70 127.44 136.15 130.48 135.21 136.25 116.74 128.96 112.49 121.89 1 499.38

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO 48.27 45.01 53.21 48.76 50.51 48.95 49.75 48.83 44.15 46.45 41.89 46.02 571.79

E. E. QUITO 288.16 268.46 300.24 304.89 321.22 316.15 335.09 328.84 298.90 320.16 286.83 290.33 3 659.26


E. E. REGIONAL SUR 23.19 21.48 24.30 24.79 26.36 25.83 26.27 26.12 23.63 25.63 22.67 24.25 294.51

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO 67.60 65.77 75.16 77.83 80.19 77.89 78.98 75.05 65.58 70.95 64.51 71.42 870.94

E. E. RIOBAMBA 24.39 23.10 25.61 25.75 27.39 26.77 28.16 28.46 25.97 27.47 24.29 25.90 313.27


CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTO

DOMINGO 35.61 33.16 37.89 38.34 41.69 41.56 43.04 42.67 37.47 39.79 35.85 38.72 465.78

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL 390.82 364.18 422.36 433.72 446.04 431.72 438.06 424.90 375.43 405.23 361.67 400.26 4 894.38

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS-LOS

RÍOS 127.74 124.14 141.44 142.45 152.49 148.28 155.21 151.72 127.91 141.33 129.50 143.10 1 685.30



TOTAL 1 442.74 1 358.06 1 549.00 1 574.42 1 649.40 1 610.36 1 666.97 1 640.47 1 450.11 1 569.59 1 401.23 1 502.05 18 414.40

Tabla N° 2.3: Energía comprada mediante Contratos Regulados (GWh).

Table 2.3: Energy Purchased through Regulated Contracts (GWh).

41

2.2.3. CONTRATO CON EL PERÚ

Con fecha 24 de enero del 2014 se suscribió el contrato de “Suministro de electricidad entre EDEGEL S.A.A. (Perú) y la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP”, con el objeto de incrementar las reservas del sistema eléctrico ecuatoriano ante la salida de la central Paute-Molino, para la ejecución de los trabajos de interconexión con el proyecto Sopladora.

Para la liquidación los datos energéticos (kWh), se toma en cuenta la medición realizada en barra del exportador. En la tabla N° 2.5 se muestran los resultados de la importación en energía y millones de dólares, así como el precio medio de estas transacciones.

2.2.3. CONTRACT WITH PERU

On January 24, 2014, the “Electricity Supply between EDEGEL S.A. (Peru) and the Public Strategic Electricity Corporation of Ecuador CELEC EP” contract was signed in order to increase Ecuadorian electricity system reserves, given the offline status of the Paute-Molino power plant for performance of interconnection works with the Sopladora project.

To settle energy figures (kWh), measurements from the exporter busbar are used. Table 2.5 shows the results of energy imports in millions of dollars, as well as the average price for these transactions.

Tabla N° 2.4: Energía vendida mediante Contratos Regulados (GWh).

Table 2.4: Energy Sold through Regulated Contracts (GWh).

EMPRESAS GENERA-DORAS

Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Total

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROA-

GOYÁN 179.27 142.95 225.51 145.83 145.22 238.93 270.01 293.99 250.99 230.61 198.68 210.18 2 532.17

ELECAUSTRO 26.86 17.18 26.33 23.57 20.72 22.94 23.59 22.92 18.64 23.01 22.55 20.49 268.80

ELECTROQUIL 20.57 45.43 15.94 28.13 9.66 14.73 6.22 5.93 26.64 18.06 47.81 29.52 268.66

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPI-

CHINCHA 101.93 96.88 97.83 87.26 69.83 43.28 39.43 38.10 87.65 77.10 114.82 128.10 982.21

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDRO-

PAUTE 292.45 232.62 388.63 620.38 694.18 685.03 756.06 704.14 377.43 623.98 351.33 368.56 6 094.77

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO ELECTRO-

GUAYAS 285.05 268.72 269.80 237.77 255.81 132.51 128.12 155.47 259.11 184.72 229.41 297.74 2 704.22

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMOES-

MERALDAS 167.06 169.10 182.85 147.91 156.75 146.98 134.44 150.85 146.02 132.81 103.36 136.44 1 774.55

INTERVISA TRADE 17.74 45.95 19.79 3.12 0.90 3.29 6.76 0.00 6.48 12.94 46.31 11.63 174.93

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDRO-

NACIÓN 92.77 103.06 91.53 40.18 76.05 109.60 102.63 100.05 54.27 55.24 53.13 55.35 933.87

EPMAPS 5.93 4.41 5.58 5.64 10.04 12.37 12.49 12.33 11.24 8.89 7.97 8.85 105.73

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TERMO-

GAS MACHALA 139.78 128.40 136.29 141.14 145.80 137.02 132.78 117.90 128.31 131.66 128.49 129.93 1 597.50

ECOLUZ 2.09 1.56 2.08 3.18 3.71 4.35 4.68 4.51 4.02 3.28 2.69 2.83 38.97

HIDROABANICO 4.12 2.42 2.32 2.95 2.08 3.10 3.76 3.83 3.01 2.48 2.95 6.21 39.25

LAFARGE 0.44 0.35 0.71 1.01 0.85 0.10 0.36 0.47 0.31 1.14 1.50 1.46 8.71

HIDALGO E HIDALGO 9.08 9.25 10.01 9.93 9.94 10.09 8.13 5.82 3.79 3.23 2.42 1.89 83.59

ENERMAX 5.09 5.60 6.07 5.92 6.27 5.38 4.94 2.24 0.78 0.69 0.26 0.39 43.62

TERMOGUAYAS 77.04 70.89 58.83 60.77 34.56 33.70 24.94 15.82 59.37 48.92 72.75 65.60 623.18

GENEROCA 15.50 13.28 8.90 9.74 7.02 6.97 7.62 6.10 12.03 10.83 14.80 14.15 126.94

PERÚ 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12.72 12.72

TOTAL 1 442.74 1 358.06 1 549.00 1 574.42 1 649.40 1 610.36 1 666.97 1 640.47 1 450.11 1 569.59 1 401.23 1 502.05 18 414.40

42

2.2.4. ESTRUCTURA DE TIPO DE CONTRATOS

Los contratos son de naturaleza financiera y no afectan al despacho económico. Se pueden comprometer los siguientes rubros: Costo Fijo, Costo Variable, Costo Variable Adicional y Potencia Remunerada5.

Los Contratos Regulados son suscritos por todas las Empresas Distribuidoras con las siguientes modalidades:

Adicionalmente, y por fuera del esquema de contratación regulada, están los contratos de libre acuerdo que pueden suscribir los Generadores Privados o los Autoproductores Privados con los Grandes Consumidores.

En la tabla N° 2.6 se presenta la energía por tipo de contrato y en la figura N° 2.4 se muestra la participación que tiene cada tipo de contrato en el total de la energía.

2.2.4. CONTRACT TYPE STRUCTURES

The contracts are financial in nature and do not affect the economic dispatch. The following cost types can be negotiated: Fixed Cost, Variable Cost, Additional Variable Cost, and Payable Power:5

The Regulated Contracts are signed by all Distribution Companies in the following manner:

In addition, and outside of the regulated contract realm, are the freely agreed contracts that may be signed by the Private Generators or the Private Autoproducers with the Major Consumers.

Table 2.6 shows the energy by contract type and Figure 2.4 shows the share of each contract type in the energy total.

5 RUBROS A COMPROMETER EN CONTRATOS REGULADOS

• COSTOFIJO:Se reconoceunaanualidadquecubre loscostosfijos (quenodependende laproducción). Estaanualidad ladistribuyeCENACEmensualmentecomopartedelprocesodeliquidación.

• COSTOVARIABLE:CorrespondealCostoVariabledeProducción,CVP,declaradomensualmentepor losGeneradoresconapegoa laRegulaciónNo.CONELEC–003/03.

• COSTO VARIABLE ADICIONAL: Es un valor propuesto por losGeneradores Privados en el proceso de negociación, que es liquidadodeacuerdocon laproduccióndeenergíaeléctricamedida.ElCONELECpuedeestablecervalores referenciales, losmismosqueseráninformadosalosentesresponsablesdelanegociacióndelosContratosRegulados.

• POTENCIAREMUNERADA:CorrespondealaPotenciaRemunerablePuestaaDisposicióndecadaunidadoplantadegeneración,queescalculadaconformeloestablecidoenlaRegulaciónNo.CONELEC-003/04“Cálculo de la Potencia Remunerable Puesta a Disposición”.

5 NEGOTIATEDCOSTTYPESINREGULATEDCONTRACTS• FIXEDCOST:Anannualfeeispaidthatcoversthefixedcosts(thatdonotdependonproduction).Thisannualfeeisallocatedmonthlyby

CENACEaspartofitssettlementprocess.• VARIABLECOST:Corresponds to the Variable ProductionCost – CVP – declared on amonthly basis by theGenerators according to

CONELECRegulationNo.003/03ineffect,oranysubstitutethereof.• ADDITIONALVARIABLECOST:Isavalueproposedbytheprivategeneratorsduringthenegotiationprocess,whichissettledaccordingto

measuredelectricenergyproduction.CONELECmayestablishreferentialvalues,whichshallbenotifiedtoallentitiesresponsibleforthenegotiationofregulatedcontracts.

PAYABLEPOWER:CorrespondstothePayablePowerMadeAvailableofeachunitorgeneratingplant,whichiscalculatedaccordingtowhatisstipulatedinCONELECRegulationNo.003/04“Calculation for Payable Power Made Available”.

Importación

PERÚ

Energía (GWh) Liquidación (Millones USD) Precio medio ctvs.USD/kWh

Dic. 12.72 0.55 4.32

TOTAL 12.72 0.55 4.32

Tabla N° 2.5: Transacciones con el Perú (GWh, Millones USD y ctvs.USD).

Table 2.5: Transactions with Peru (in GWh, Millions of US Dollars, and US Dollar Cents).

TIPO RUBROS COMPROMETIDOS SUSCRIPTORES

1 Costo Fijo + Costo Variable.

Generadores Estatales

Generadores Privados

Autoproductores Públicos

2 Costo Variable. Autoproductores Privados

3 Potencia Remunerable + Costo Variable + Costo Variable Adicional. Generadores Privados

43

En la tabla N° 2.7 se presenta la liquidación por tipo de contrato y en la figura N° 2.5 la participación que tiene cada tipo de contrato en el total de la liquidación del año.

Table 2.7 presents settlements by contract type, and Figure 2.5, the share that each contract type has in the total annual settlement.

Tabla N° 2. 6: Energía por tipo de Contratos Regulados (GWh).

Table 2.6: Energy by Regulated Contract Type (GWh).

TIPO DE CONTRATO


Contrato Tipo 1 1 329.39 1 254.70 1 460.08 1 480.92 1 584.97 1 546.69 1 612.53 1 601.68 1 366.79 1 499.02 1 303.86 1 409.51 17 450.14

Contrato Tipo 2 11.73 9.94 11.18 13.06 12.91 12.92 13.75 9.56 6.71 6.31 6.19 9.68 123.93

Contrato Tipo 3 101.62 93.43 77.74 80.44 51.52 50.75 40.69 29.24 76.61 64.27 91.18 82.86 840.34

Total 1 442.74 1 358.06 1 549.00 1 574.42 1 649.40 1 610.36 1 666.97 1 640.47 1 450.11 1 569.59 1 401.23 1 502.05 18 414.40

Contrato Tipo 1 94.76%



Figura N° 2.4: Participación energética por tipo de contratos (%).

Figure 2.4: Energy Share by Contract Type (%).




Figura N° 2.5: Participación energética por tipo de contratos (%).

Figure 2.5: Settlement Share by Contract Type (%).

TIPO DE CONTRATO


Contrato Tipo 1 62.79 66.03 62.45 58.57 56.81 49.46 48.77 48.51 59.65 54.44 65.91 65.82

699.21

Contrato Tipo 2 0.61 0.52 0.58 0.68 0.67 0.67 0.71 0.45 0.32 0.30 0.30 0.46 6.28

Contrato Tipo 3 9.24 8.54 7.07 7.26 4.73 4.71 3.92 2.95 7.03 6.13 8.45 7.78 77.81

Total 72.64 75.09 70.10 66.51 62.21 54.84 53.40 51.90 67.00 60.88 74.66 74.06 783.30

Tabla N° 2. 7 : Liquidación de Contratos Regulados (Millones USD)

Table 2.7: Regulated Contract Settlement (in Millions of US Dollars).

44

2.3. OTRAS TRANSACCIONES

Durante el año 2014, el volumen total de otras transacciones fue de 321,81 millones de dólares. El promedio mensual de estas transacciones corresponde a 26,82 millones de dólares. El volumen máximo se realizó en noviembre por un valor de 35,52 millones de dólares y el mínimo en agosto, que alcanzó los 17,97 millones de dólares.

En la figura N° 2.6 se presentan los valores mensuales de otras transacciones en GWh (desde el punto de vista de la generación) y en millones de dólares.

En las tablas Nos. 2.8 y 2.9 se muestra la distribución mensual que existe dentro de otras transacciones, en energía y millones de dólares, respectivamente.

Tabla N° 2. 8 : Distribución energética de otras transacciones (GWh).

Table 2.8: Energy Distribution for the Remaining Transactions (GWh).

2.3. REMAINING TRANSACTIONS

During year 2014, the volume of the remaining transactions amounted to 321.81 million dollars. The average monthly transactions amounted to 26.82 million dollars. The maximum volume was reached in November, with an amount of 35.52 million dollars, and the minimum was in August at 17.97 million dollars.

Figure 2.6 presents the monthly amounts for the remaining transactions in GWh (from the generation perspective) and in millions of dollars.

Tables 2.8 and 2.9 show the monthly distribution for the remaining transactions, in energy and in millions of dollars, respectively.


MILLONES USD 33.19 30.29 25.30 25.19 22.13 20.34 19.57 17.97 28.94 28.07 35.52 35.30

GWh/día 329.05 272.07 274.44 232.54 218.71 185.95 173.25 161.63 263.28 252.40 347.93 344.51

150.00

210.00

270.00

330.00

390.00

15.00

21.00

27.00

33.00

39.00

US

D

Mil

lon

es

US

D G

Wh

Figura N° 2. 6: Montos mensuales por otras transacciones (Millones USD y GWh).

Figure 2.6: Monthly Amounts for Remaining Transactions (in Millions of US Dollars and GWh).

OTRAS TRANSAC-CIONES


TIE. 146.80 81.52 60.69 28.27 21.84 22.19 22.92 16.28 84.61 63.99

138.38

136.67 824.16

Generación no conven-cional. 33.84 44.28 50.49 51.42 48.32 47.61 55.98 66.81 68.24 69.86 66.29 65.04 668.18

Generación no escin-dida.

117.18

116.26

129.66

120.97

114.61 84.83 65.96 51.06 82.43 91.14

116.21

117.50 1 207.81

Generación Autopro-ductores (neta). 48.90 44.35 50.35 50.57 56.88 63.12 75.64 83.67 88.65 84.26 83.51 84.57 814.46

Excedente de Autopro-ductores. 17.66 14.34 16.75 18.70 22.95 31.80 47.25 56.19 60.66 56.85 56.45 59.27 458.86

Consumos propios de Autoproductores. 31.76 30.25 33.90 32.15 34.09 32.24 28.83 27.97 28.40 28.92 28.06 26.18 362.74

Déficit Autoproductores. - 0.52 - 0.24 - 0.31 - 0.28 - 0.16 - 0.91 - 0.45 - 0.49 - 0.40 - 1.50 - 1.00 - 0.88 - 7.14

Déficit contratos. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL 329.05 272.07 274.44 232.54 218.71 185.95 173.25 161.63 263.28 252.40 347.93 344.51 3 055.75

45

En la tabla N° 2.10 constan los pagos de las Empresas Distribuidoras y exportaciones que incluyen: generación no convencional, IVA de combustibles, TIE, tarifa fija, pérdidas, reactivos y reconciliaciones.

Table 2.10 consists of Distribution Company and Exportation payments which include: Non-conventional Generation, Fuel VAT, International Electricity Transactions - TIE, Fixed Rate, Losses, Reactive Energy and Reconciliations.

OTRAS TRANSACCIONES


TIE. 14.70 9.98 6.00 6.41 5.23 5.01 3.43 2.19 8.83 8.49 12.82 12.78 95.86

Generación no convencional. 2.55 3.11 3.55 3.76 3.45 3.95 5.00 5.73 6.51 6.62 6.66 6.60 57.49

IVA de combustibles. 3.76 4.12 3.52 3.14 2.85 2.04 1.91 1.79 3.16 2.51 3.58 3.60 35.95

Servicios complementarios. -0.09 -0.10 -0.11 -0.11 -0.13 -0.25 -0.31 -0.21 -0.14 -0.18 -0.16 -0.17 -1.97

Generación no escindida . 6.97 7.75 6.86 6.50 5.22 4.09 4.04 3.03 5.17 5.24 7.04 6.77 68.68

Tarifa de transmisión. 5.31 5.43 5.48 5.50 5.52 5.50 5.50 5.44 5.42 5.40 5.60 5.72 65.80

TOTAL 33.19 30.29 25.30 25.19 22.13 20.34 19.57 17.97 28.94 28.07 35.52 35.30 321.81

Tabla N° 2. 9 : Distribución de la liquidación de otras transacciones (Millones USD).

Table 2.9: Settlement Distribution for the Remaining Transactions (in Millions of US Dollars).

Tabla N° 2. 10: Pagos por generación no convencional, IVA de combustibles, TIE, tarifa fija, pérdidas, reactivos y reconciliaciones (Millones USD).

Table 2.10: Payments for Non-conventional Generation, Fuel VAT, TIE, Fixed Rate, Losses, Reactive Energy and Reconciliations

(in millions of US Dollars).

EMPRESA Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Total

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE

0.77 0.67 0.54 0.56 0.51 0.48 0.46 0.44 0.73 0.71 0.86 0.84 7.55

E. E. AZOGUES 0.14 0.12 0.09 0.10 0.09 0.08 0.08 0.08 0.12 0.12 0.16 0.15 1.33


E. E. PROVINCIAL COTO-PAXI 0.55 0.48 0.40 0.40 0.37 0.34 0.35 0.33 0.58 0.55 0.67 0.63 5.64

CNEL EP UNIDAD DE NE-GOCIO ESMERALDAS 0.69 0.58 0.46 0.45 0.43 0.40 0.38 0.37 0.60 0.59 0.73 0.72 6.40


CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ 2.10 1.80 1.48 1.48 1.36 1.26 1.17 1.13 1.88 1.83 2.26 2.27 20.04

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO

0.87 0.74 0.62 0.57 0.51 0.47 0.44 0.43 0.73 0.67 0.85 0.86 7.75

E. E. QUITO 5.27 4.49 3.60 3.68 3.34 3.18 3.03 2.85 4.88 4.65 5.84 5.57 50.38


E. E. REGIONAL SUR 0.43 0.36 0.30 0.31 0.28 0.27 0.25 0.24 0.40 0.38 0.47 0.46 4.14

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO

1.22 1.08 0.88 0.90 0.81 0.75 0.70 0.64 1.07 1.02 1.31 1.34 11.71

E. E. RIOBAMBA 0.45 0.39 0.32 0.32 0.29 0.28 0.26 0.25 0.43 0.41 0.50 0.50 4.41


CNEL EP UNIDAD DE NE-GOCIO SANTO DOMINGO 0.65 0.55 0.45 0.46 0.43 0.41 0.39 0.37 0.62 0.59 0.73 0.73 6.37

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL 7.03 6.04 4.99 5.09 4.54 4.23 3.95 3.66 6.13 5.81 7.33 7.57 66.36

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS-LOS

RÍOS 2.29 2.02 1.64 1.64 1.51 1.42 1.34 1.26 2.07 2.01 2.61 2.69 22.50



EXPORTACIONES CO-LOMBIA 0.00 0.00 0.01 0.02 0.01 0.36 0.58 0.83 0.00 0.11 0.00 0.00 1.94

TOTAL 26.22 22.54 18.44 18.69 16.92 16.24 15.53 14.94 23.77 22.83 28.49 28.53 253.13

46

2.4. PRECIOS MEDIOS

En el año 2014, el precio mensual medio para los Contratos Regulados fue de 4,25 ctvs.USD/kWh y de 10,70 ctvs.USD/kWh para otras transacciones. El mayor precio medio en Contratos Regulados fue de 5,53 ctvs.USD/kWh, en el mes de febrero y, el mínimo de 3,16 ctvs.USD/kWh, en el mes de agosto; en cuanto a otras transacciones, el mayor precio medio fue de 14,99 ctvs.USD/kWh, en el mes de junio y, el mínimo de 8,60 ctvs.USD/kWh, en el mes de diciembre.

En la figura N° 2.7 se presentan los precios medios mensuales en Contratos Regulados, y en otras transacciones, en ctvs.USD/kWh.

2.4.1. COSTO MARGINAL

El promedio del costo marginal diario en el período enero - diciembre fue de 6,04 ctvs.USD/kWh. En la figura N° 2.8 se muestra la evolución de los costos marginales mensuales promedio.

Los costos marginales en la barra de referencia sancionados durante este año presentan variaciones entre valores máximos diarios de 8,57 ctvs.USD/kWh (febrero) y valores mínimos diarios de 2,84 ctvs.USD/kWh (julio).


Otras transacciones 10.39 10.94 9.21 12.73 12.68 14.99 14.96 13.28 10.09 11.57 8.67 8.60

Contratos Regulados 5.03 5.53 4.53 4.22 3.77 3.41 3.20 3.16 4.62 3.88 5.33 4.93

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

ctvs

. U

SD

/kW

h

Figura N° 2. 7 : Preciosmediosmensualestotales(ctvs.USD/kWh).

Figure 2.7 : Total Mean Monthly Prices (in US Dollar Cents/kWh).

2.4. MEAN PRICES

In year 2014, the mean monthly price for Regulated Contracts was 4.25 US Dollar cents/kWh and 10.70 US Dollar Cents/kWh for all remaining transactions. The highest mean price in Regulated Contracts was 5.53 US Dollar Cents/kWh in the month of February, and the lowest was 3.16 US Dollar Cents/kWh in the month of August, while in the remaining transactions, the highest average price was 14.99 US Dollar Cents/kWh in June and the lowest was 8.60 US Dollar Cents/kWh in the month of December.

Figure 2.7 presents the mean monthly prices in Regulated Contracts, and in the remaining transactions, in US Dollar Cents/kWh.

2.4.1. MARGINAL COSTS

The average daily marginal costs for the period January - December was 6.04 US Dollar Cents/kWh. Figure 2.8 shows the variations in monthly average marginal costs.

The system marginal costs sanctioned during this year showed differences beween the maximum daily amounts of 8.57 US Dollar Cents/kWh (February) and minimum daily values of 2.84 US Dollar Cents/kWh (July).

47

En la tabla N° 5.8 y figura N° 5.14 del capítulo quinto se muestran los costos marginales mensuales promedio en el período comprendido entre los años 1999 y 2014.

2.5. GENERACIÓN NO CONVENCIONAL

2.5.1. MONTOS

Durante el año 2014, el volumen total transado en generación no convencional fue de 57,16 millones de dólares, correspondiente a 671,26 GWh. El promedio mensual de transacciones fue de 4,76 millones de dólares. El volumen máximo se realizó en noviembre por un valor de 6,62 millones de dólares y, el mínimo, en enero que alcanzó los 2,55 millones de dólares.

En la figura N° 2.9 se presentan los valores mensuales por generación no convencional en GWh y en millones de dólares, y en la tabla N° 2.10 se muestran los precios medios para la generación no convencional.


COSTO MARGINAL 7.58 8.57 6.92 7.13 5.32 3.65 2.84 3.20 6.81 5.27 7.91 7.28

0.00

3.00

6.00

9.00

ctv

s. U

SD

/kW

h

Figura N° 2. 8: Costos marginales mensuales promedio de la energía en la barra de referencia (ctvs.USD/kWh).

Figure 2.8: Average Marginal Energy Costs at Reference Busbar (US Dollar Cents/kWh).


MILLONES USD 2.55 3.11 3.55 3.76 3.45 3.86 4.97 5.70 6.47 6.57 6.62 6.56

GWh 34.64 44.28 50.49 51.84 48.77 47.74 56.18 66.85 68.24 69.90 66.76 65.59

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

2.00

3.50

5.00

6.50

8.00

Millo

nes

US

D

Figura N° 2. 9 : Montos mensuales por generación no convencional (Millones USD).

Figure 2.9: Monthly Amounts for Non-Conventional Generation (in millions of US Dollars).

Table 5.8 and Figure 5.14 of Chapter Five show the average monthly Marginal Costs for the period 1999 through 2014.

2.5. NON-CONVENTIONAL GENERATION

2.5.1. AMOUNTS

During year 2014, the total volume sold in non-conventional generation was 57.16 million dollars, corresponding to 671.26 GWh. The average monthly transactions correspond to 4.76 million dollars. The maximum volume was reached in November for an amount of 6.62 million dollars, and the minimum was in January at 2.55 million dollars.

Figure 2.9 presents the monthly amounts for non-conventional generation in GWh and in millions of dollars, and Table 2.10 shows the average non-conventional generation prices.

48

En las figura N° 5.15 del capítulo quinto constan: la energía y las transacciones económicas para la generación no convencional entre los años 2004 - 2014.

2.6. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD, TIE

2.6.1. MONTOS

En el año 2014, la energía transada en las TIE fue de 824,16 GWh para las importaciones, mientras que para las exportaciones fue de 46,86 GWh, como se muestra en la tabla N° 2.12.

Figure 5.15 of Chapter Five contains information regarding: energy and commercial transactions for non-conventional generation from years 2004 to 2014.

2.6. INTERNATIONAL ELECTRICITY TRANSACTIONS, TIE

2.6.1. AMOUNTS

In year 2014, the energy negotiated in TIE was 824.16 GWh for imports, while exports were 46.86 GWh, as is shown in Table 2.12.

GENERADORES Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Total

ALTGENOTEC 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

BRINEFORCORP 40.03 40.03 40.03 40.03

ELECAUSTRO 6.88 6.88 6.88 6.88 6.88 6.88 6.88 6.92 6.96 6.96 6.97 6.98 6.91

ECOELECTRIC 9.43 9.35 9.40 9.41 9.40 9.51 9.56 9.43

ECUDOS 9.71 9.61 9.65 9.67 9.65 9.70 9.66

ELECTRISOL 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

EPMAPS 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17

ENERSOL 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

E. E. REGIONAL NORTE 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17

EPFOTOVOLTAICA 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

GENRENOTEC 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

GRANSOLAR 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO GENSUR 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13 9.13

GONZAENERGY 40.03 40.03 40.03

HIDROIMBABURA 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17 7.17

CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROLI-TORAL 6.21 6.21 6.21 6.21 6.21 6.21 6.21 6.21 6.21 6.21 6.21

HIDRONACIÓN 6.21 6.21 6.21

LOJAENERGY 40.03 40.03 40.03

RENOVALOJA 40.03 40.03 40.03

SANSAU 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

SAN CARLOS 10.23 10.23 6.63 9.54 9.56 9.55 9.59 9.22

SABIANGO 40.03 40.03 40.03

SOLCHACRAS 40.03 40.03 40.03

SOLHUAQUI 40.03 40.03 40.03

SOLSANTROS 40.03 40.03 40.03

SANERSOL 40.03 40.03 40.03

SOLSANTONIO 40.03 40.03 40.03

SAN PEDRO 40.03 40.03 40.03

SRENERGY 40.03 40.03 40.03

SARACAYSOL 40.03 40.03 40.03

PARAGACHI 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

WILDTECSA 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03 40.03

TOTAL 7.35 7.03 7.03 7.24 7.07 8.27 8.91 8.58 9.55 9.46 9.97 10.06 8.58

Tabla N° 2. 11: Precios medios para la generación no convencional (ctvs.USD/kWh).

Table 2.11 Mean Non-Conventional Generation Prices (US Dollar Cents/kWh).

49

El monto total de ingresos por exportación de energía para el 2014 fue de 1,94 millones de dólares. El mes con mayores ingresos fue agosto en el cual se recibieron 0,83 millones de dólares y, el menor, noviembre en el que se recibieron 0,000049 millones de dólares (figura Nº 2.10).

El monto total de egresos por importación de energía para el 2014 fue de 95,86 millones de dólares. El mes con mayores egresos fue enero en el que se pagaron 14,70 millones de dólares y el menor, agosto, con 2,19 millones de dólares (figura N° 2.11).

The total amount of income for energy exports in 2014 was 1.94 million dollars. The month with the highest income was August in which 0.83 million dollars were received, and the lowest was November, at 0.000049 millions of dollars (Figure 2.10).

The total amount of expenditures for energy imports for 2014 was 95.86 million dollars. The month with the highest expenditures was January, in which 14.70 million dollars was paid, and the lowest was in August, at 2.19 million dollars (Figure 2.11).


INGRESOS POR EXPORTACIÓN 0.001 0.002 0.007 0.024 0.006 0.364 0.581 0.832 0.004 0.115 0.000 0.002

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

Mill

ones

US

D

Figura N° 2. 10 : Ingresos por exportación de energía (Millones USD).

Figure 2.10: Energy Export Income (in millions of US Dollars).

GWh Importación Exportación

Ene. 146.80 0.02

Feb. 81.52 0.03

Mar. 60.69 0.12

Abr. 28.27 0.19

May. 21.84 0.05

Jun. 22.19 8.15

Jul. 22.92 13.87

Ago. 16.28 20.71

Sep. 84.61 0.05

Oct. 63.99 3.63

Nov. 138.38 0.00

Dic. 136.67 0.04

TOTAL 824.16 46.86

Tabla N° 2. 12 : EnergíatransadaenlasTIE(GWh).

Table 2.12: Energy Negotiated through TIE (GWh).

50

En la tabla N° 5.9 y en la figura N° 5.16 del capítulo quinto se presenta la importación de energía, detallada, para los años 2003 ̶ 2014. Para el caso de las exportaciones, éstas se indican en la tabla N° 5.10 y figura N° 5.18, para el mismo periodo.

2.6.2 PRECIO MEDIO MENSUAL

En la tabla N° 2.13 se muestran los precios medios mensuales en las Transacciones Internacionales de Electricidad tanto para las importaciones como para las exportaciones. El promedio de los precios medios mensuales en las importaciones fue de 14,34 ctvs.USD/kWh; el mayor valor se obtuvo en el mes de mayo: 23,94 ctvs.USD/kWh y el menor, en el mes de noviembre: 9,26 ctvs.USD/kWh. En las exportaciones el promedio de los precios medios mensuales fue de 6,86 ctvs.USD/kWh; el mes con el máximo valor fue abril: 13,02 ctvs.USD/kWh y octubre el mes con el menor valor: 3,16 ctvs.USD/kWh.

2.6.3. RENTAS DE CONGESTIÓN

Por las importaciones de energía del Ecuador se generaron 0,304 millones de dólares de rentas de congestión, de las cuales se asignaron 0,152 millones de dólares a Ecuador, quedando a favor de Colombia 0,152 millones de dólares, el detalle se aprecia en la tabla N° 2.14.

Table 5.9 and Figure 5.16 of Chapter Five provide a breakdown of energy imports for years 2003-2014. As for the exports, these are shown in Table 5.10 and Figure 5.18 for the same period.

2.6.2. MEAN MONTHLY PRICE

Table 2.13 shows the mean monthly prices for the International Electricity Transactions for both imports and exports. The mean average monthly price for imports was 14.34 US Dollar Cents/kWh, the highest value was obtained in May: 23.94 US Dollar Cents/kWh, and the lowest was in November: 9.26 US Dollar Cents/kWh; for the exports, the mean average monthly price was 6.86 US Dollar Cents/kWh, the month with the highest value was April: 13.02 US Dollar Cents/kWh, and October was the lowest at 3.16 US Dollar Cents/kWh.

2.6.3. CONGESTION REVENUE

0.304 Million dollars in congestion revenue were generated through Ecuador’s energy imports, of which 0.152 million dollars were assigned to Ecuador, leaving 0.152 million dollars in favor of Colombia; this information is shown in detail in Table 2.14.

Tabla N° 2. 13 : Precios medios mensuales TIE (ctvs.USD/kWh).

Table 2.13: TIE Mean Monthly Prices (US Dollar Cents/kWh).


EGRESOS POR IMPORTACIÓN 14.70 9.98 6.00 6.41 5.23 5.01 3.43 2.19 8.83 8.49 12.82 12.78

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

Mill

on

es

US

D

Figura N° 2. 11: Egresosporimportacióndeenergía(MillonesUSD).

Figure 2.11: Expenditure for Energy Imports (in millions of US Dollars).

ctvs.USD/kWh


Importación 10.02 12.24 9.88 22.68 23.94 22.57 14.96 13.44 10.43 13.27 9.26 9.35

Exportación 6.09 7.92 5.95 13.02 10.78 4.47 4.19 4.02 8.32 3.16 8.86 5.57

51

El registro histórico de las rentas de congestión para exportación e importación en los años 2003 – 2014 consta en las figuras Nos. 5.17 y 5.19 del capítulo quinto.

2.7. TARIFAS, PRECIOS Y COSTOS

2.7.1. PRECIO UNITARIO DE POTENCIA

El CONELEC fijó el precio unitario de potencia en un valor constante de 5,7 dólares por kW mes, durante todo el año.

2.7.2. TARIFA FIJA DE TRANSMISIÓN

La tarifa fija de transmisión tuvo un valor constante, en el año, de 1,62 dólares por kW mes de demanda máxima.

2.7.3. PRECIOS PROMEDIOS PONDERADOS DE COMBUSTIBLES

Los precios promedio de los diferentes tipos de combustible para el año fueron: fuel oíl más residuo 0,548352 dólares/galón, diesel 0,918718 dólares/galón, nafta 0,747929 dólares/galón y gas natural 3,127617 dólares/1000 pies3. La tabla N° 2.15 muestra los precios promedios mensuales ponderados de los combustibles.

En la tabla N° 5.11 del capítulo quinto se presentan los precios anuales de combustibles para el período 2000 − 2014.

The historic records for congestion revenue for both imports and exports from years 2003-2014 are shown in Figures 5.17 and 5.19 of Chapter Five.

2.7. TARIFFS, PRICES AND COSTS

2.7.1. UNIT POWER PRICE

CONELEC established the unit power price at a constant value of 5.7 dollars per kW month for the entire year.

2.7.2. FIXED TRANSMISSION TARIFF

The fixed transmission tariff held a constant value during the year of 1.62 dollars per kW month of maximum demand.

2.7.3. FUEL PRICES

The average prices for the different types of fuel for the year were: fuel oil plus residuum: 0,548352 US dollars/gallon, diesel: 0.918718 US dollars/gallon, naphtha: 0.747929 US dollars/gallon, and natural gas: 3.1275617 US Dollars/1000 feet3. Table 2.15 shows average weighted monthly prices for the different types of fuel.

Table 5.11 of Chapter Five presents the annual fuel prices for the period 2000 – 2014.

Tabla N° 2. 14: Rentas de congestión por importación de electricidad (Millones USD).

Table 2.14: Congestion Revenue for Electricity Imports (in millions of US Dollars).

Millón USDRentas de congestión totales generadas por la importación

de Ecuador

Rentas de congestión reconocidas a Ecuador por sus importaciones

desde Colombia

Rentas de congestión a favor de Co-lombia por importaciones de Ecuador

Ene. 0.010773 0.005386 0.005386

Feb. 0.019712 0.009856 0.009856

Mar. 0.056751 0.028376 0.028376

Abr. 0.000000 0.000000 0.000000

May. 0.000000 0.000000 0.000000

Jun. 0.000000 0.000000 0.000000

Jul. 0.000000 0.000000 0.000000

Ago. 0.000000 0.000000 0.000000

Sep. 0.004693 0.002347 0.002347

Oct. 0.067502 0.033751 0.033751

Nov. 0.082650 0.041325 0.041325

Dic. 0.062158 0.031079 0.031079

Tabla N° 2.15: Precios promedios ponderados de combustibles (USD/galón y USD/1000 pies3).

Table 2.15: Average Weighted Fuel Prices (US Dollars/gallon and US Dollars/1000 feet3).

MESDIESEL** (USD/

galón)FUEL OIL** (USD/

galón)

RESIDUO ESME-RALDAS ** (USD/

galón)

RESIDUO SHUS-HUFINDI~ (USD/

galón)

NAFTA *** (USD/galón)

GAS NATURAL * (USD/1000 pies3)

Ene. 0.918718 0.548352 0.445802 0.392396 0.747929 3.184258

Feb. 0.918718 0.548352 0.445802 0.392396 0.747929 3.184258

Mar. 0.918718 0.548352 0.445802 0.392396 0.747929 3.124968

Abr. 0.918718 0.548352 0.445802 0.392396 0.747929 3.127432

figura n° 1.44

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