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n todo el entorno Latinoamericano, cada vez con más frecuencia recibimos noticias que con más claridad señalan una alerta sobre el déficit de energía y los inminentes racionamientos, esto debido a que en las últimas décadas no se han tenido planes de expansión de la generación como una política de estado que fuesen de cumplimiento obligatorio, lo que nos ha llevado en este momento a regresar en la mayoría de países a la determinación de que los gobiernos retomen el control y la política de crecimiento de la generación con la inversión del estado, lo cual fue política común durante la década de los 70 y comienzos de los 80, pero este tema no es de tan fácil solución como en aquellas épocas, en las que existían menos problemas relacionados con la demanda de construcción de equipos así como también de las exigencias de los movimientos ecologistas, la sociedad civil o de quienes dicen representarla, que merecen un análisis especial. Con relación al cuidado del ecosistema, que es una responsabilidad social de los gobiernos, las empresas y de los ciudadanos en general, se han llegado a casos extremos en que al parecer de algunos grupos, no existe ningún tipo de energía limpia o producción que no atente contra la naturaleza, porque al hablar de energía hidráulica, esta requiere en la mayoría de los casos de la construcción de embalses que de alguna manera alteran el micro sistema y producen daño en la biodiversidad, la energía térmica es una de las causantes para el aceleramiento del calentamiento global por la emisión de CO2, la energía eólica con sus hélices de 30 o más metros de diámetro tiene sus detractores por la contaminación visual y el peligro para las aves especialmente migratorias, que decir de las centrales atómicas que son vistas como la energía más peligrosa por el temor a las fugas de radiación, por todo esto, es necesario abordar el tema con mucha responsabilidad y realizar desarrollos de generación procurando los menores impactos ambientales y en consenso con las comunidades a fin de que no se dificulte la construcción de proyectos por temores que pueden estar sobredimensionados, sabiendo que siempre se deberá priorizar el desarrollo de los pueblos con el menor impacto ambiental y el mayor beneficio social, para lo cual debemos propender a la implementación de políticas de estado acordes con las demandas de crecimiento energético y cuidado del medio ambiente. Resuelto el tema de medio ambiente, el camino que se debe recorrer para la materialización de los proyectos de generación es aún largo ya que hoy en día no se puede decidir el tipo de planta que se requiere y ordenar su fabricación en un tiempo relativamente corto, las cosas han cambiado por el crecimiento de la demanda que en el mundo se da en forma acelera-

da debido principalmente al aumento poblacional y a los cambios socioeconómicos de la región asiática, así que para ordenar la producción de casi todo tipo de máquinas será necesario ponerse a la cola de producción y esperar en promedio 5 años, lo que hace urgente definir con prontitud el crecimiento de la producción a fin de no tener que pasar por la penuria de los racionamientos que son extremadamente costosos social y económicamente. Como parte de la política de seguridad en el abastecimiento de energía eléctrica será necesario considerar en la matriz energética diferentes fuentes de energía y la integración energética regional, ya que si bien la tendencia es de que con las posibilidades hídricas y geográficas de la región, un alto porcentaje será de energía hidráulica, no podemos descuidar y dejar de lado el necesario equilibrio, contando con plantas de generación térmicas y otras, ya que por las mismas condiciones de los cambios climáticos que se vienen experimentando en el mundo, tenemos épocas muy secas y por más que la capacidad instalada en hídrica sea alta, existirán problemas como los que ya se dieron hace pocos años en el Brasil cuando soportó una estación seca rigurosa y fue necesario un severo racionamiento. Estos son temas que entre otros trataremos con ocasión de la REUNIÓN DE ALTOS EJECUTIVOS DE LA COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL que se desarrollará en la ciudad de Cuenca entre el 26 y 28 de noviembre de 2008, en la misma que esperamos contar con la participación de más de 400 delegados de los países miembros de Sudamérica, así como de asociados de Centroamérica y España.

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Año XVII

ENTREVISTA A ING. GABRIEL ARG†ELLO, PRESIDENTE DE LA CIER garguello@cenance.org.ec

• Ingeniero Eléctrico, 1974. Escuela Politécnica Nacional. Quito, Ecuador. • Master of Electrical Engineering, 1975. University of Idaho. USA. • Cursos de entrenamiento sobre sistemas de potencia y centros de control en las universidades de Wisconsin y Berkeley en USA y en la empresa ABB Suecia. • 1995 a la fecha, Director Ejecutivo del Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, organismo operador del sistema y a partir de 1999 como organismo operador del sistema y del mercado eléctrico mayorista.

• Desde 1983 a la fecha, Profesor a tiempo parcial, en la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional, como catedrático de Análisis de Sistemas de Potencia, Operación de Sistemas de Potencia y Mercado Eléctrico Mayorista. • Mención de Honor, Premio IEEE- Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. CIEEPIColegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Pichincha. “A la excelencia en el ejercicio profesional de la Ingeniería Eléctrica, Electrónica, Telecomunicaciones y Ramas Afines”.

1. LOS DELEGADOS DE LOS COMITÉS NACIONALES DE FORMA UNÁNIME LE CONFIARON LA PRESIDENCIA DE LA CIER, ESTO A MÁS DE UNA SATISFACCIÓN PERSONAL POR EL ALTO HONOR DEL CARGO, QUÉ OTRO SENTIMIENTO DESPERTÓ EN USTED ESE MOMENTO? La gran responsabilidad que se asume en nombre del país en el ámbito de una entidad emblemática en Latinoamérica como es la Comisión de Integración Energética Regional y más aún siendo la segunda oportunidad que esta distinción recae en un ecuatoriano.

Como es conocido, la CIER reúne a 224 miembros, la mayoría de los cuales son las empresas que prestan el servicio de energía eléctrica, pero también están entidades reguladoras, operadores del sistema y del mercado y entes gubernamentales, es decir es la mayor organización de energía en la Región.

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CIER cumple 44 años de su conformación y existe mucha historia y realizaciones trascendentes en la misma- El hecho de que haya sido designado como su Presidente es como lo señala su pregunta, un alto honor, pero el honor debe cimentarse con trabajo responsable y permanente en la búsqueda y cimentación de los procesos que lleven a la integración energética latinoamericana.

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Otro aporte importante de estos proyectos ha sido viabilizar estructuras y normativas que permitan el intercambio energético, tal es el caso de la Decisión CAN 536 en la Región Andina y las importantes transacciones internacionales de electricidad entre Ecuador y Colombia a partir de 2003. La experiencia también nos ha evidenciado que no es posible llegar a soluciones integrales y de corto plazo en la integración. Hay que irla construyendo poco a poco, paso a paso, generando confianza y relaciones de largo plazo basadas en la equidad en la repartición de beneficios. Al momento hay cuestionamientos a la Decisión 536 planteadas por Ecuador, lo cual es necesario en el proceso de cimentar las relaciones a futuro.

2. CUÁL ES SU PRINCIPAL PROPÓSITO EN LA DIRECCIÓN DE LA CIER? Trabajar en su objetivo primario, promover y favorecer la integración del sector energético en la región, por medio de la cooperación mutua entre sus asociados y el trabajo coordinado y compartido con otras entidades que trabajan en integración como ALADI, OLADE, CEPAL, ARPEL. Por cierto que un trabajo particular es tratar de obtener la mayor ventaja posible para el sector eléctrico ecuatoriano, capitalizando la enorme experiencia documental y de experticia que existe en esta organización. 3. CUÁL DE LOS MÚLTIPLES PROYECTOS DESARROLLADOS POR LA CIER LE PARECE MÁS CERCANO A CUMPLIR LOS OBJETIVOS DE LA ORGANIZACIÓN? Los de integración, CIER 02, CIER 03, CIER 07 y en la actualidad CIER 15 son proyectos que han contribuido de manera notable a identificar las grandes posibilidades en la región, la posibilidad cierta de obtener beneficios inmensos al optimizar inversiones, optimizar los recursos en la operación de los sistemas y en lo fundamental, velar por la seguridad de abastecimiento.

El proyecto CIER 15, en ejecución en la actualidad, parte de esa premisa y tiene el objetivo de obtener resultados para la definición de estrategias y planes de acción de sectores público y privado a fin de implementar intercambios de energía que sean sostenibles en el tiempo, teniendo en cuenta las realidades del entorno político, económico, asimetrías regulatorias, etc. El desafío en el mundo de la industria energética y en ella la eléctrica, es cómo afrontar el incesante incremento energético de la demanda, en un entorno de progresiva disminución de fuentes energéticas, con las restricciones que impone un desarrollo responsable y armónico con el medio ambiente, con la responsabilidad social de los emprendimientos de producción. La integración, el uso responsable de la energía, la eficiencia energética, las fuentes alternativas, la investigación de nuevas formas de producción es la hoja de ruta por la que debe transitar de manera cooperativa gobiernos, empresas, instituciones y la academia.

4. CENTROAMÉRICA ESTÁ ACERCÁNDOSE A FORMAR PARTE DE LA CIER, ESTO LE FORTALECE O LA INCLUSIÓN PUEDE SER UNA AMENAZA? Definitivamente es una fortaleza, el hecho de integrar a Centro América y a México dentro de la Organización, en calidad de Miembros, abre nuevos rumbos para integrar a países de cultura y

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necesidades comunes. No está lejos el día en que exista una interconexión física entre Colombia y Panamá, con lo cual los países Andinos, al menos desde Perú, puedan constituir un sistema interconectado hasta México, con lo cual el trabajo de integración con esa región resulta vital.

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dar respuesta al incremento de la demanda. Un sector estratégico para la sociedad no puede sustentarse en planificaciones indicativas, ni en señales de corto plazo, sino en políticas energéticas de los estados en el largo plazo. Por otro lado los gobiernos deben seguir teniendo un rol fundamental en el desarrollo. Esto ha hecho que los paradigmas del modelo económico orientado a soluciones de mercado hayan caído y prácticamente, todos los países hayan implementado reformas de segunda generación que permita un desarrollo sustentable del sector a futuro; tal es el caso de las reformas en Brasil, Chile, Perú, Colombia y también en Ecuador. Estas reformas también reconocen lo bueno que se ha obtenido, organizaciones empresariales eficientes y orientación del servicio al cliente.

Por otro lado los Gobiernos de Chile, Bolivia, Perú, Ecuador y Colombia están trabajando, en el estudio de la factibilidad de interconexión eléctrica entre los países, con lo cual se amplía el horizonte de las interconexiones físicas y Ecuador está inmerso en ese escenario, en el cual debemos prepararnos competitivamente en forma integral, como instituciones, como empresas y como profesionales.

Definitivamente es una fortaleza, el hecho de integrar a Centro América y a México dentro de la Organización, en calidad de Miembros, abre nuevos rumbos para ... 5. LOS CAMBIOS DE MODELO QUE SE EVIDENCIAN EN EL CONTEXTO SUDAMERICANO CONSTITUYEN UN DESAFÍO PARA DAR UN GIRO AL PORTAFOLIO DE ACTIVIDADES CIER? A inicios de la década de los 90 existió una explosión del modelo de mercado en Latinoamérica, a inicios de la década del 2000 se evidenció las debilidades del esquema, cuando el mercado no pudo

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Por supuesto en este entorno CIER debe y lo ha empezado a hacer, sintonizarse con los necesarios cambios, a los cuales necesariamente debe añadirse el ingrediente de la inclusión de las comunidades y entidades ecologistas en el desarrollo del sector, la eficiencia energética, aspectos que antes no existían.

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retos a la industria, lo que ha demandado que se estudien alternativas no convencionales en la producción pero que lamentablemente no están en capacidad a la fecha de sustituir a la producción tradicional. CIER con varios proyectos, entre ellos el CIER 15, el CIER 05, CIER 16, trabaja en dar soporte a este problema regional y su lineamiento estratégico está alrededor de la seguridad de abastecimiento. La integración física entre países dará sin duda una respuesta importante a superar, en buena medida, el problema de abastecimiento.

CIER con varios proyectos, entre ellos el CIER 15, el CIER 05, CIER 16, trabaja en dar soporte a este problema regional y su... 6. EL ECUADOR TIENE ESTA DIGNIDAD DESPUÉS DE 20 AÑOS, CÓMO APROVECHAR ESTA OPORTUNIDAD EN BENEFICIO DEL PAÍS?

8. CUÁL ES SU MENSAJE AL SECTOR ENERGÉTICO ECUATORIANO EN ESTA ÉPOCA DE CAMBIOS?

Me parece que antes he dado respuesta a esta pregunta. Pero aprovecho señalando que no intento hacer una gestión personal sino con la participación de todos. Por ello hicimos en el mes de febrero una reunión CIER- Sector Eléctrico Ecuatoriano a fin de difundir las potencialidades de CIER para Ecuador y analizar posibles escenarios para vincular más activamente a nuestro sector en CIER. Este será un trabajo periódico.

Que es necesario profundizar el proceso de cambio de nuestra matriz energética de desarrollo, orientándolo a generación hidroeléctrica, en el cual el Gobierno Nacional ha dado pasos fundamentales, pero también a buscar alternativas prácticas y limpias como la generación geotérmica, la generación de cultura en el uso eficiente de la energía, en la aplicación definitiva de prácticas éticas y profesionales en la administración empresarial del sector.

7. LA REGIÓN ESTÁ CON PROBLEMAS DE ABASTECIMIENTO, COMO APORTARÁ CIER A SU SOLUCIÓN? La Región está en problemas de abastecimiento porque la oferta no se ha desarrollado al mismo ritmo del crecimiento de la demanda, por falta de inversión suficiente y en buena medida por las fallas de modelo y por el inmanejable incremento de los precios de los combustibles. La responsabilidad de un desarrollo en armonía con el medio ambiente también ha planteado nuevos

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PƒRDIDAS DE ENERG’A: AL FIN CON TENDENCIA A LA BAJA

no de los mayores problemas del Sector Eléctrico de Ecuador es, desde hace décadas, las altas pérdidas de energía en los sistemas de distribución, como se ve en el gráfico siguiente, tomado del Boletín Estadístico publicado por el Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC. Sin embargo, desde el 2005 se nota una tendencia a la baja.

Ing. Marcelo Neira marcelo.neira@presidencia.gov.ec

Si bien los porcentajes de pérdidas de energía han disminuido en los años 2005 y 2006; y, según datos preliminares también en el 2007, las cantidades de energía perdida en cada año han sido: 2.805, 2.947 y 3.054 GWh, en los años 2004, 2005 y 2006, respectivamente, debido al crecimiento anual de la demanda, como se ve a continuación.

Merece resaltarse que, luego de varios años de tendencia creciente en el porcentaje de pérdidas de energía, que llegó a un máximo en el 2004, con 23,96%, en los tres años pasados haya cambiado esa tendencia.

Eso alienta a renovar esfuerzos para llegar a las metas de 14% en el 2011 y 12% en el 2015, según se previó en el Plan Nacional de Control y Reducción de Pérdidas de Energía –PLANREP-, aprobado en el año 2006, como consta en el gráfico siguiente.

Vale recordar que el CONELEC, cumpliendo el literal b) de la Disposición Transitoria Tercera de la “Ley Reformatoria de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico”, publicada en el Registro Oficial No. 364 de 26 de septiembre del año 2006, elaboró el Plan Nacional de Control y Reducción de Pérdidas”, que se denominó PLANREP, el cual, según la referida Ley, debe ser ejecutado en forma obligatoria por las Distribuidoras de energía eléctrica. 7

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Ese Plan tomó en consideración lo estipulado en las siguientes Regulaciones: • 003-99 “Reducción Anual de Perdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución”, la que establece en 2% el límite admisible para las pérdidas no técnicas que forman parte del cálculo de tarifas. • 009-00 “Índices de Gestión para elaboración de Pliegos Tarifarios”, que determina los límites de las Pérdidas Técnicas en: 16% para las distribuidoras cuyas áreas de concesión son predominantemente rurales; 14% para las distribuidoras cuya área de concesión tiene zonas urbanas y rurales equivalentes; y, 12% para aquellas empresas con áreas de concesión predominantemente urbanas.

El Fondo de Solidaridad, como accionista de las 19 empresas eléctricas distribuidoras, ha definido políticas para que las empresas que mantienen altas pérdidas no técnicas, realicen acciones tendientes a disminuir las mismas; y, en el año 2007 presentó como una de sus metas, “Coadyuvar al Mejoramiento del Control de las Pérdidas en Empresas de Distribución”, la cual fue incorporada por la Presidencia de la República como una de las “Metas Presidenciales”, en el “Sistema de Información para la Gobernabilidad Democrática” –SIGOB- (www.sigob.gov.ec). 8

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Lamentablemente, por diversas circunstancias no se ha concretado aún el financiamiento que se preveía en esa Ley para aplicar el PLANREP, sin embargo de lo cual las empresas eléctricas distribuidoras, el Fondo de Solidaridad –FONSOL-, el CONELEC y el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable –MEER-, han desarrollado esfuerzos para reducir las pérdidas de energía, especialmente las no técnicas. Según las estadísticas del CONELEC, en el año 2006, las pérdidas de energía fueron de 3.053,86 GWh, equivalentes a 23,39%, en relación con la energía disponible por las distribuidoras para sus clientes finales (esto es sin considerar los Grandes Consumidores que pagan peajes). De ese total, 9,32% habrían sido pérdidas “Técnicas”; y, por diferencia, las pérdidas “No Técnicas” serían 14,08%. El desglose por distribuidora es el que consta a continuación:

La Descripción de la Meta es: “Coadyuvar con las Empresas Eléctricas de Distribución, al cumplimiento del Plan Nacional de Control y Reducción de Pérdidas de Energía Eléctrica –PLANREP- aprobado por el CONELEC; a través de las acciones que permitan la reducción de las pérdidas de energía no técnicas en las Empresas Eléctricas de Distribución con el mínimo de inversiones.” También el MEER y el CONELEC han hecho gestiones a fin de que la Corporación para la Administración

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Temporal Eléctrica de Guayaquil, Servicio de Distribución –CATEG-D-, reduzca sus pérdidas de energía, pues representaron el 32,4% del total nacional.

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La estrategia de ejecución del proyecto del FONSOL contemplaba: • • Talleres para: a) socialización del PLANREP y las experiencias de las empresas El Oro,Centro Sur y Quito; b) presentación de los Planes y Proyectos de cada empresa; y, c) presentación de informes de cumplimiento de cada plan. • Aprobación de los Planes de Reducción de Pérdidas de Energía No Técnicas por parte

Se ve que, a pesar de haber cumplido en gran medida las actividades programadas en la estrategia, las inversiones previstas se han podido ejecutar solo en 61%; y, la reducción de pérdidas, que es el indicador fundamental, solo mostró un resultado de 53,5%. Debe resaltarse que la reducción de pérdidas no técnicas lograda equivale a la producción de una central generadora de 21 MW operando con un factor de planta anual de 50%. La cifra más importante para evaluación es el total de energía perdida en cada sistema de distribución, que es indiscutible pues resulta de restar la energía consumida por todos los usuarios conectados al sistema, de la energía disponible en el sistema: EP = ED-EC. Las pérdidas técnicas no son exactas, pues ninguna distribuidora del mundo cuenta con medición continua o al menos horaria (t) de flujo de corriente (I) en cada uno de los cientos de miles o millones de elementos (j) que

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de los Directorios de cada una de las Empresas de Distribución. Estructuración de Unidades de Control de Pérdidas de Energía. Difusión y ejecución de los Planes de Reducción de Pérdidas de Energía No Técnicas por parte de cada empresa Control, Evaluación y Asistencia Técnica del Fondo de Solidaridad. Presentación de informe anual por parte del equipo responsable del proyecto, con conclusiones y recomendaciones.

Los indicadores y su avance durante el año 2007, fueron los siguientes:

constituyen sus sistemas (transformadores, tramos de red, acometidas, medidores, etc.); y, en el Ecuador muy pocas empresas tienen datos característicos (R, k) completos y permanentemente actualizados de esos elementos, para calcular esas pérdidas, que matemáticamente pueden representarse, de manera simplificada, como: EPT = ™jt kj x Rj x I2jt . En consecuencia, la energía pérdida por causas no técnicas o comerciales (pérdida negra), que se obtiene como la diferencia entre las pérdidas totales y las pérdidas técnicas, resulta también aproximada: EPNT = EP - EPT. A continuación se presenta un gráfico, tomado del PLANREP, el cual muestra, para el año 2005, el resultado del cálculo aproximado de las pérdidas técnicas en cada componente del sistema de distribución nacional, que suman el 42,3%; y, que el 57,7% restante fueron, con esa estimación, las pérdidas no técnicas. 9

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Dada la importancia del tema, los directivos y técnicos del Fondo de Solidaridad, con apoyo de los Asesores del SIGOB y del Ministerio de Coordinación de los Sectores Estratégicos –MICSE-, han acordado impulsar durante el año 2008 este importante proyecto, con los siguientes criterios:

• La evaluación será mensual y se ingresarán al SIGOB los reportes y datos consolidados de las 19 empresas ; • El FONSOL llevará el control detallado de la evolución de los indicadores por cada una de las 19 empresas; • Para el caso de las empresas cuyas pérdidas no técnicas en el año 2007 hayan superado el 14%, el FONSOL hará un seguimiento permanente directo sobre el cumplimiento de las actividades previstas en cada plan de reducción de pérdidas; • Se usarán los datos que envíen al inicio de cada mes siguiente las 19 distribuidoras al FONSOL; y, se harán ajustes posteriores con los datos oficiales del CONELEC; • El indicador principal será la reducción de las pérdidas totales de energía en los sistemas de distribución, esto es considerando la energía disponible en el sistema y no solo la que comercializa la distribuidora; • Otro de los indicadores será la reducción de las pérdidas no técnicas de energía en el sistema; • La reducción de pérdidas será calculada como la diferencia entre las pérdidas totales del año móvil anterior y las totales del año móvil que incluya cada mes del año 2008; • La línea de base será el reporte oficial de pérdidas totales del CONELEC, correspon10

diente al año móvil de cada uno de los meses del año 2007. Con valores preliminares facilitados por el CONELEC, se tienen los siguientes datos sobre las pérdidas técnicas, no técnicas y totales de energía eléctrica, en el año 2007: • Energía Disponible en los 20 sistemas de distribución: 14’377.613 MWh • Pérdidas Totales de Energía en esos sistemas: 3’029.215 MWh • Pérdidas Técnicas reportadas por las distribuidoras: 1’363.626 MWh • Pérdidas No Técnicas resultantes por diferencia: 1’665.589 MWh • % de pérdidas totales en sistemas de distribución: 21,07 % El detalle por distribuidora de estas cifras preliminares se muestra en el cuadro siguiente. La disminución respecto de los años anteriores, se debe en parte a que en esos años la estadística mostraba pérdidas en relación con la energía disponible para los clientes de la distribuidora y no la total disponible en el sistema, incluyendo grandes consumidores.

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El gráfico que se presenta a continuación muestra esas cifras preliminares del 2007, ordenándolas de manera descendente, en función de las pérdidas totales en MWh.

Una vez que se disponga de la información oficial del CONELEC correspondiente al año 2007, se podrá contar con datos de las pérdidas anuales móviles de cada empresa y para cada mes del año 2007, las cuales servirán como línea de base para evaluar la meta presidencial a considerarse para el SIGOB en el año 2008.

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PROYECTO HIDROELƒCTRICO OCA„A

ANTECEDENTES esde el 26 de diciembre de 1997, fecha en la cual se realiza la suscripción del contrato para que realice los estudios definitivos del Proyecto Hidroeléctrico Ocaña con la Compañía Caminos y Canales Cía. Ltda., los mismos que fueron entregados a la Empresa Electro Generadora del Austro el 23 de marzo del año 2000, ELECAUSTRO S.A., no ha cesado en sus gestiones para que este proyecto se convierta en una realidad. El derecho preferente para la construcción y operación del Proyecto Ocaña, fue otorgado a ELECAUSTRO S.A. por el CONELEC, el 3 de noviembre del 2002, contrato que fue actualizado recientemente el 23 de enero de 2008, previo al inicio de construcción. La compañía de generación de energía presentó los estudios técnicos y ambientales definitivos EIAD (Estudio de Impacto Ambiental Definitivo) y el PMA (Plan de Manejo Ambiental) que fueron aprobados por el CONELEC; y obtuvo la licencia ambiental para la construcción del proyecto. En el tiempo discurrido ELECAUSTRO S.A. definió y adquirió los terrenos para la construcción del proyecto. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

Ing. Antonio Borrero Vega Gerente General ELECAUSTRO S.A. aborrero@elecaustro.gov.ec

Ubicación: Recinto Javín, parroquia Ducur, Cantón Cañar, Provincia del Cañar. Aprovechamiento: Curso medio del río Cañar, entre las cotas 845 msnm y 458 msnm. Acceso a la zona del proyecto: A las obras de captación se accede desde la población de Javín, por el camino que conduce a la población de San Antonio de Paguancay. La casa de máquinas se ubica al pie de la población de Ocaña. GENERALIDADES Resumen: - Captación: a filo de río, diseñada para un caudal de 8,20 m3/s. El proyecto no tiene embalse. - Conducción: túnel tipo baúl de 2,7 x 3,05 m. y 6,38 Km de longitud. - Reservorio de Regulación: capacidad máxima de 40.823 m3. - Tubería de Presión: superficial de longitud de 1.085 m. - Altura Neta: 373 m - Casa de Máquinas: aguas abajo de la confluencia de la Quebrada Ocaña con el río Cañar. Caída neta de 373 m. Aloja 2 turbinas PELTON de 13 Mw. - Potencia Instalada: 26 Mw.

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Descripción de las Obras Principales: Cierre.- Se ubica en el río Cañar en la cota 843 msnm. Se construirá un azud de hormigón de 5m alto sobre lecho del río, con una corona de longitud 39m, con una compuerta y capacidad de evacuación con un caudal de 387 m3/s. Captación.- Caudal de diseño de 8,2 m3/s, orificio con reja tres vanos 3.1 x 1,2; junto estará una compuerta radial de purga de 6 m x 3 m, para evacuación de sedimentos. Desarenador.- Dos cámaras de las dimensiones de 44 m de largo, 7 m de ancho y 7,13 m de alto, para regular crecidas, se tiene una compuerta a la entrada al desarenador.

PLANO OBRAS DE CIERRE Y CAPTACIÓN

Tanque de presión.- Luego de la salida del desarenador se ubica un canal de 40 m longitud y 3,4 m de ancho que termina en el tanque de presión de 16 m de largo x 3,4 m de ancho y profundidad variable de 2,5 a 10,8 m (donde el flujo libre se convierte en flujo a presión). Conducción.- 8,2 m3/s desde la bocatoma hasta el reservorio y chimenea de equilibrio, con tubería de acero de 1,90 m diámetro interno. Interconexión de obras de captación con por tal de túnel baúl (margen derecha) 2,8 m base x 3,25 m alto y 6,38 km de longitud.

Reservorio de regulación.- Para garantizar caudal de diseño por tres horas, se implanta en el sitio ubicado a 5,51 km de la captación, con capacidad máxima de 40.823 m3. Chimenea de equilibrio.- Chimenea de orificio restringido, localizada en la cabecera de la tubería de presión, con inclinación 65,8 grados con la horizontal, tubería de acero diámetro 3 m y altura 32,5 m. Tubería de presión.- Es superficial, con una longitud de 1085 m hasta el bifurcador, diámetro interior varía de 1,90 m a 1,60 m, conducirá 8,20 m3/s.

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Casa de máquinas y canal de restitución.A cielo abierto, tiene tres niveles: piso de válvulas, piso principal y piso de mando y control, área de 600 m2, capacidad para dos grupos turbina-generador. Dimensiones: 32,5 m largo x 18,5 m ancho y 16,2 m alto. Equipos mecánicos.- Altura neta 373 m. Dos turbinas tipo Pelton eje vertical, potencia nominal

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13.000 kw cada una. Velocidad rotación 600 rpm con 4 inyectores, corresponden a una velocidad específica de 21,17.Válvula esférica de 0,80 m. Equipos eléctricos.- Cada turbina se acopla a un generador sincrónico de 13 MW, para una potencia total de la central de 26 MW, a un voltaje de 13,8 Kv.

PLANO CASA DE MÁQUINAS Línea de transmisión.- A 69 Kv. de doble terna, conductor 477 Mcm, 41 km longitud, llega a la Subestación Cañar de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A., ubicada en la ciudad de Cañar. Sistema de Control y Telecomunicaciones.- Sistema de supervisión, control y adquisición de datos SCADA sobre parámetros hidráulicos, electromecánicos, eléctricos y el despacho de carga, con dos niveles operativos, el uno manual y otro automático, con control local y remoto. Pruebas y puesta en operación de la Central y Línea de transmisión.-

Pruebas requeridas en especificaciones técnicas, normas adoptadas y/o normas de fabricante. La siguiente gráfica, resalta la ubicación de las obras en un mapa de la zona, en donde se nota las mismas en relación con el río cañar y la carretera Durán-Tambo:

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La producción de energía con el proyecto Ocaña, ubicado en el río Cañar con flujo hacia el Pacífico, es para ELECAUSTRO S.A. de singular importancia, pues con su generación se duplicaría la producción de energía hidroeléctrica, que se complemen-

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ta con sus otras centrales del complejo hidroeléctrico Machángara que están ubicadas en una cuenca que vierte hacia la zona oriental-amazónica, con hidrologías complementarias. En las siguientes curvas se observa la producción parcial por tipo de central y total en Kwh., durante un horizonte de 12 años. Deberá notarse no obstante que el inicio de producción de Ocaña estaría previsto para el 2010.

ACCIONES REALIZADAS PARA LOGRAR SU CONSTRUCCIÓN

En el AÑO 2001 se llevó a cabo el primer concurso Internacional que no concertó el interés, sin siquiera contar con inscritos en el concurso. En los años siguientes se realizaron gestiones tendientes al financiamiento nacional e internacional, con resultados infructuosos. Se buscaron mecanismos de financiamientos internacionales asociados a la construcción, con situaciones de gran desgaste para la Compañía, poniendo en riesgo la posibilidad de ejecución del Proyecto, que finalmente cayó en un período de

inacción, al cual se sumó la pérdida de liquidez de la Empresa. A mediados del año 2005, los órganos directivos de la compañía resuelven, ante otros escenarios replantear el tema y realizar un nuevo concurso internacional para el financiamiento y construcción, cobijados en un compromiso de aval del BEDE (suscrito en el 2003), en la creciente necesidad de generación del país, en la estructuración de un nuevo procedimiento reglamentario interno, en el seguimiento de Transparencia Internacional y en la solvencia técnica de la compañía.

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El proceso de licitación pública arranca en los primeros días de enero de 2006. Existieron 6 empresas interesadas en el concurso que participan casi hasta el final del mismo que duró hasta agosto de 2006. Finalmente no se presentan ofertas en el mismo, pues no se logró obtener ningún aval para garantizar el crédito necesario para el cierre financiero y su consecuente contrato de construcción. Una vez más, la Empresa emprende nuevas acciones, buscando fortalecer su conformación accionaria con aportes de capital y se busca la aplicación de las nuevas leyes y decretos que benefician a este tipo de inversiones en el sector eléctrico. Para entonces la situación financiera denota una clara mejoría por las gestiones administrativas externas e internas. Bajo este marco, se presenta el cambio de gobierno en Enero de 2007. Una vez instrumentada la ley del FEISEH y su Reglamento, se realizan gestiones con la mayor celeridad posible, obteniendo del FEISEH el aporte de capital de 14 MM buscado y necesario, para que complementado con los recursos propios de la compañía 7.5 MM y un crédito de 22.7 MM del mismo FEISEH, se pueda emprender un nuevo proceso de licitación ya no para financiamiento, sino para “Construcción y Equipamiento”. La licitación arranca el 28 de mayo de 2007, con gran apoyo de todas las autoridades de la Empresa, sus accionistas y el Gobierno a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (al inicio el apoyo fue desde el Ministerio de Energía y Minas de ese entonces). En el proceso participan 9 empresas interesadas y finalmente 4 presentan sus ofertas, definiéndose como ganadora en febrero/08 al Consorcio Hidalgo & Hidalgo y Asociados, que presentó la mejor oferta para los intereses de la Empresa y del Proyecto. Proceso similar de concurso internacional se llevó a cabo para el “Gerenciamiento y Fiscalización” de la obra, resultando ganadora la empresa Caminos y Canales CAMINOSCA Cía. Ltda. Cabe resaltar el esfuerzo de la Administración de la compañía y de los accionistas Municipalidad de Cuenca, Gobierno Provincial del Azuay, Gobierno Provincial del Cañar representados por sus prin-

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cipales personeros y del apoyo del Fondo de Solidaridad, que sumados al permanente acompañamiento de Transparencia Internacional, lograron un proceso de selección efectivo, transparente y definitivo que ha entregado como resultado a los adjudicatarios mencionados. Qué luego, contando con sendos informes de la Procuraduría General del Estado, han permitido llegar a este importantísimo momento de firmar los contratos para la CONSTRUCCIÓN y para la FISCALIZACIÓN del proyecto hidroeléctrico OCAÑA. Los contratos presentan las siguientes características: • Tiempo de Construcción: 28 meses • Contrato para la Construcción, Equipamiento y Puesta en Operación del Proyecto: Hidalgo e Hidalgo S.A y Asociados. Precio: USD 49´934.348,75. • Contrato para la Contratación del Gerenciamiento y Fiscalización del Proyecto: CAMINOSCA CAMINOS Y CANALES CIA. LTDA. Precio: USD 3´136.424,82. • Fecha de Inicio del Contrato: 3 de abril de 2008. • Colocación de primera piedra del proyecto: 4 de abril de 2008. BENEFICIOS DEL PROYECTO: • La producción de energía eléctrica de Ocaña contribuirá a cubrir la demanda de energía que requiere el país. • El Proyecto Hidroeléctrico Ocaña será un aporte seguro de producción energética para el mercado eléctrico ecuatoriano. • La construcción del Proyecto Hidroeléctrico mejorará los índices de crecimiento económico de la región. Esta obra demandará la creación de puestos de trabajo, ocupando mano de obra directa e indirecta. • Ocaña es el primer proyecto hidroeléctrico que recibió recursos del Fondo Ecuatoriano de Inversión en los Sectores Energético e Hidrocarburífero, FEISEH para su construcción. • Este proyecto duplicará la generación hidroeléctrica de ELECAUSTRO S.A., dando los pasos firmes para cumplir con el objetivo nacional, alcanzar

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ECUACIER, asumiendo su responsabilidad como organización que aglutina a casi todas las entidades del sector eléctrico ecuatoriano, en el 2007 frente a la corriente de cambios en la situación político jurídica del país tomó como prioridad el análisis del área energética y se planteó como objetivo la elaboración de propuestas a ser presentadas a la Asamblea Constituyente, propósito que se cumplió día martes 11 de diciembre con la entrega en Montecristi al Vicepresidente, Arq. Fernando Cordero y al Secretario General, Dr. Francisco Vergara; de un documento producto del trabajo desarrollado, mismo que también fue enviado a las principales autoridades de nuestro Sector.

PROPUESTA DE UN NUEVO MODELO DE GESTI—N Y FUNCIONAMIENTO PARA EL SECTOR ELƒCTRICO ECUATORIANO

l sector Eléctrico Ecuatoriano atraviesa una crisis que ha impedido su desarrollo y sustentabilidad, y cuya solución demanda de la implementación de cambios profundos.

Es adecuado valorar debidamente los aspectos positivos y negativos, a efecto de evitar que en el futuro, dentro del proceso de análisis e implementación del nuevo modelo de gestión y funcionamiento, se incurra en situaciones similares que a corto o largo plazo conlleven nuevamente a problemas en el sector, como los que estamos pasando actualmente o se vivieron en el pasado.

Por: Ing. Carlos Durán Noritz cduran@centrosur.com.ec

ECUACIER, junto con los diversos actores que conforman el Sector Eléctrico Ecuatoriano, ha trabajado en la identificación de los principales factores que han incidido en el desequilibrio finan-

ciero y de gestión de las empresas eléctricas de generación y distribución y el desgaste paulatino del modelo de mercado vigente. A partir de este diagnóstico se han explorado mecanismos de solución, los cuales pasan necesariamente por la definición de un nuevo esquema institucional, ajustado a la realidad que vive el país y la nueva visión del Gobierno Nacional. Este documento constituye un aporte de ECUACIER, en la que están representados los Actores del Sector Eléctrico Nacional, con el propósito de coadyuvar positivamente al desarrollo del sector en la presente época de cambios.

1. SITUACIÓN ACTUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO En esta sección se encuentran identificados los principales problemas que afectan al Sector Eléctrico y que vale la pena considerar a efecto de evitar que se repitan en el futuro: • Inestabilidad jurídica, política y económica del país que ha motivado que el modelo vigente no haya logrado su consolidación, sin haberse producido las inversiones que el modelo promovía; provocando los consiguientes riesgos de racionamiento que obligaron a la compra de energía

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costosa y dependencia de la energía de países vecinos. • No ha existido una Política de Estado respecto al manejo del sector energético y en particular del sector eléctrico. • La planificación puramente indicativa del modelo de mercado, actualmente contemplado en la Ley del Régimen del Sector Eléctrico, junto a la falta de cumplimiento de los planes en los últimos años del INECEL han llevado a un incoherente desarrollo entre sus componentes y la falta de inversión en importantes proyectos. • La politización de las Empresas e Instituciones del sector ha producido una falta de continuidad en planes y proyectos, afectando el desarrollo y cumplimiento de sus objetivos y obligaciones, provocando la toma de decisiones técnicamente cuestionables e inapropiadas. • Ausencia de una política de rendición de cuentas por parte de los actores del sector, causando impunidad que impide la aplicación oportuna de correctivos y sanciones. • Falencias arrastradas desde antes de la implantación del modelo, que no han logrado superarse dentro de las Empresas e Instituciones del sector. • El peso financiero de una deuda externa e interna trasladada a las empresas al inicio del sistema vigente. • Cuentas no sinceradas, especialmente el caso de EMELEC, generando iliquidez en el sector. • Altas obligaciones y pasivos laborales en las Empresas, que se constituyen en importante componente de costos fijos, fruto de abusos de la contratación colectiva y de la politización interna. • La fijación de tarifas políticas y la implementación de subsidios indiscriminados y antitécnicos no asumidos por el Estado, que han ocasionado un déficit a las Empresas de Distribución; que se repiten como deudas acumuladas para con las Generadoras, de éstas para con Petroecuador y

Año XVII

en general problemas financieros para todo el sector, con la consecuente pérdida de sustentabilidad. • La presencia de señales económicas no claras, volátiles e inestables que no han permitido un crecimiento adecuado del sector, así como una falta de inversión coherente en distribución, transmisión y generación de energía eléctrica, situación que no se compadece con un elevado crecimiento de la demanda en nuestro país. • La existencia de pérdidas técnicas y comerciales exageradas, así como sistemas de recaudación ineficientes, que se han convertido en una verdadera “cultura del no cobro”, misma que ha motivado una “cultura del no pago”, por un servicio cuya cancelación siempre debe honrarse. • Altos gastos motivados por factores externos y ajenos al sector, tales como las tasas por uso del suelo y la apropiación indebida de valores por obras realizadas por urbanizadores, por parte de los Municipios. • Costos correspondientes a alumbrado público que no están adecuadamente regulados, representando aproximadamente un 10% de la demanda nacional. • A los costos de la contribución pagados a la Superintendencia de Compañías, impuestos y tasas vigentes para las sociedades anónimas, se suman valores para organismos como la Controlaría o Procuraduría General del Estado, que no han entregado un aporte positivo o valor agregado a los procesos de gestión. • Un modelo de mercado adoptado sin un estudio o análisis adecuado para la transición previa a su implantación, generó que el mismo no logre consolidarse.

Oficialmente reconocido, ha generado un lucro cesante que, en unos casos, ha deteriorado más la gestión y servicio de las empresas; y, en otros...

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• Así también, debemos señalar que, la falta de entrega oportuna de los recursos provenientes del déficit tarifario, oficialmente reconocido, ha generado un lucro cesante que, en unos casos, ha deteriorado más la gestión y servicio de las empresas; y, en otros, ha frenado en buena medida su desarrollo y mejora de la confiabilidad y calidad del suministro. Consideramos oportuno aportar con estos señalamientos al proceso de reestructuración del marco constitucional e institucional del país, y plantear las ideas a continuación expuestas, teniendo en cuenta la experiencia acumulada en el sector eléctrico, buscando potenciar los logros alcanzados, y evitar repetir los problemas y falencias descritos.

Los ministerios de Electricidad y Energía Renovable, Economía y Finanzas, Industrias, Ambiente, Minas y Petróleos; órgano que impulsará las políticas de... 2. PROPUESTA DE UN NUEVO MODELO 2.1 ASPECTOS GENERALES En cualquier modelo a implementarse existen principios básicos que deben ser incluidos, tales como sustentabilidad técnica y financiera, garantizando la seguridad en el abastecimiento en el corto, mediano y largo plazo, generando una tarifa justa al usuario final; de ahí que se considera necesario plantear lo siguiente: • Una planificación centralizada y de cumplimiento obligatorio, realizada bajo criterios de optimización, considerando aspectos ambientales, coherente con una política de estado para el manejo de todo el sector energético. • Un marco institucional ágil y eficiente, garantizado por una adecuada estructuración de las Empresas e Instituciones en las que las funciones y responsabilidades estén claramente definidas.

Año XVII

• Un sistema de control y rendición de cuentas, enmarcado en políticas claras de un buen gobierno corporativo, que garantice transparencia en la gestión, eficiencia en el uso de los recursos y calidad en los servicios. • Un órgano coordinador de acciones entre los ministerios de Electricidad y Energía Renovable, Economía y Finanzas, Industrias, Ambiente, Minas y Petróleos; órgano que impulsará las políticas de Estado en materia energética, controle su aplicabilidad y sostenibilidad de los sectores involucrados. • Dotar a las instituciones de agilidad, manejo empresarial y sin influencia política ni sindical que distorsionen las decisiones técnicas en perjuicio de los usuarios finales. • Consagrar la obligación de honrar el pago por el consumo de los servicios públicos en general, en conjunción con una política clara de subsidios, asumidos por el Estado, a favor de los sectores menos favorecidos cuidando el equilibrio financiero del Sector Eléctrico. • Realizar el cierre comercial del modelo vigente sobre la base de una adecuada determinación de las cuentas por cobrar y pagar de los agentes, con el objeto de que las Empresas e Instituciones en el nuevo modelo afronten su gestión sin los elevados pasivos que obstaculizan su desarrollo. 2.2 EL NUEVO MODELO El Directorio Ampliado de ECUACIER luego de realizar un análisis de diversas opciones propuestas, considera adecuado plantear a las autoridades del país la implementación del modelo que a continuación se resume: • Retomar el rol protagónico del Estado en la planificación y expansión del Sector Eléctrico Ecuatoriano a través de Empresas Públicas eficientes. • Propiciar la participación de la empresa privada en el desarrollo del sector a través de reglas claras, siempre sobre el criterio del menor costo para la población.

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• Incrementar la eficiencia de las Empresas a través de la constitución de holdings de distribución y holdings de generación; con directorios conformados por representantes del sector público, dotados de autonomía financiera, administrativa y de gestión, controladas bajo normas de un buen gobierno corporativo. • Permitir la participación de generación privada, autoproductores, actividades de exportación e importación de energía. • Centralizar las actividades de compra y venta mayorista de energía a través de la creación de un Comprador Único que garantice los menores costos de abastecimiento a las Empresas, y por su medio al Usuario Final, provocando el balance económico del Sector Eléctrico. • Usuarios regulados que deberán pagar las tarifas técnicamente establecidas para el servicio de energía eléctrica y usuarios no regulados con opción a negociar libremente su abastecimiento de energía eléctrica. El Modelo de Gestión considera el Marco Institucional que se muestra a continuación: Desde el punto de vista técnico se considera adecuado que: • El equilibrio financiero del sector no deberá considerar la utilización del costo marginal para la fijación de precios de la energía, más bien debe considerar la recuperación de los costos de inversión y de operación a través de un sistema de costos causados, técnicamente determinados. • Fomentar la competencia por el mercado de generación en lugar de la competencia en el mercado mayorista; a través de procesos de licitación transparentes para la construcción de nuevos proyectos de generación, establecidos a través de la planificación centralizada y obligatoria, en los cuales participe el Estado y la empresa privada. • Socializar los costos de la energía eléctrica para las Empresas de Distribución, a través de un

Año XVII

mecanismo de compra regulado, basado en la contratación obligatoria de toda la energía transada y con garantía de pago a los Generadores. • Obtener el menor precio para el usuario final sobre la base de un despacho económico de las unidades de generación, realizado en forma centralizada y con criterios de minimización de los costos de operación, sobre la base de los costos operativos. • El sector eléctrico debe administrarse bajo un esquema de manejo empresarial que busque la eficiencia en la utilización de sus recursos, dirigida a reducir los costos de prestación del servicio, elevar los niveles de calidad y seguridad de abastecimiento, sobre la base de un efectivo sistema de control y rendición de cuentas. • Mantener el esquema de segmentación del sector en empresas, lo cual permite determinar indicadores de cumplimiento de objetivos e identifica con claridad puntos de ineficiencia y sus correspondientes soluciones. • El esquema tarifario debe manejarse de tal manera que permita la sostenibilidad en el corto, mediano y largo plazo del sector, cuidando los intereses del usuario final y de la economía nacional en su conjunto. En caso de mantenerse mecanismos de subsidio, estos deben estar técnicamente determinados de tal manera que los reciban quienes realmente lo necesitan y deben ser financiados por el Estado. La propuesta que recoge los aspectos arriba señalados se detalla en el Anexo 1 de este documento:

En este sentido, para una completa sustentabilidad del modelo en el largo plazo, es necesario viabilizar un adecuado equilibrio entre la inversión estatal y la privada, bajo...

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3. Factores Claves del Éxito El éxito en la implementación y sustentabilidad del modelo planteado dependerá del reconocimiento y adecuado control de los siguientes factores: • Determinación de la nueva Ley que regule al Sector Eléctrico como Ley Orgánica, para precautelar las posibles distorsiones que puedan darse en el curso de su aplicación. • Blindaje a la Institucionalidad ante presiones de grupos de poder, que garantice un manejo estrictamente técnico de los procesos de planificación, licitación, adjudicación y construcción de los nuevos proyectos; así como de la operación del sistema en el corto plazo. • La expansión del sistema eléctrico requiere de elevadas inversiones que el Estado deberá prever en su presupuesto. En este sentido, para una completa sustentabilidad del modelo en el

Año XVII

largo plazo, es necesario viabilizar un adecuado equilibrio entre la inversión estatal y la privada, bajo reglas claras y estables. • Las garantías asociadas a los contratos de compra de energía a los generadores, crean fuertes obligaciones financieras para el Gobierno que en el futuro podrían crear desbalances importantes en el presupuesto nacional en caso de que la tarifa a usuario final no refleje los costos reales del servicio. • Manejo técnico del Comprador Único con el propósito de minimizar el riesgo de que decisiones técnicas inadecuadas afecten al usuario final. • Aplicar medidas de control de gestión de las empresas, de tal forma de incentivar los desempeños eficientes y castigar severamente aquellas gestiones que atenten contra el interés público.

Empresa

CATEG-G Ecoluz

Hidráulica

Térmica Gas Natural

Térmica MCI

Potencia Nominal y Efectiva por Empresa Generadora - 1er. Semestre año 2007 Térmica Gas

Térmica Vapor

2,11

205,50

Total Potencia Efectiva (MW)

236,07

64,83

Total Potencia Nominal (MW)

33,00

2,30

Potencia Efectiva (MW)

34,50

Potencia Nominal (MW) -

375,00

Potencia Efectiva (MW) -

69,26

Potencia Nominal (MW) -

407,27

Potencia Efectiva (MW) -

Potencia Nominal (MW)

172,50 -

279,00

Potencia Efectiva (MW)

201,57 -

Potencia Nominal (MW) -

279,00

Potencia Efectiva (MW) 2,11

26,40

Potencia Nominal (MW) 2,30

30,83

8,20

181,00

34,33

8,40

224,00

96,00

37,60

233,00

128,27 181,00

181,00 -

38,43 -

34,33

8,20

37,60

38,43

Electroquil 8,40

Electroguayas

Elecaustro

EMAAP-Q

216,00

213,00

230,00

213,00

224,00

233,00

Hidroagoyán -

14,50

1 075,00

16,00

1 075,00

216,00

213,00

230,00

213,00

Hidropastaza

Hidronación

130,00

102,00

140,00

105,00

14,50

1 075,00

130,00

16,00

1 075,00

140,00

Hidrosibimbe

Hidropaute

102,00

129,00

131,00

150,00

132,50

105,00

131,00

132,50

129,00

Machala Power

150,00

Intervisa Trade

78,40

84,42

30,00

3 350,81

27,40

443,00

33,12

446,00

30,00

217,13

281,55

51,00

130,00

51,30

140,00

602,50

Termoguayas -

667,14

Termoesmeraldas Termopichincha 1 791,24

Térmica MCI

Fotovoltaica

Fuente CONELEC

3 183,87

Ulysseas 1 816,13

Hidráulica

Potencia Nominal y Efectiva por Empresa Distribuidora - 1er. Semestre año 2007

16,39

12,19

4,78

4,44

13,42

13,24

12,00

2,70

2,79

6,20

Total Potencia Efectiva (MW)

Total Potencia Nominal (MW) 3,30

Empresa

1,26

Potencia Efectiva (MW) 10,42

2,70

Potencia Nominal (MW) 2,54

Potencia Efectiva (MW) 2,90

4,78

13,24

Potencia Nominal (MW) 3,00

1,53

Potencia Efectiva (MW) Ambato

1,90

16,39

Potencia Nominal (MW) Bolívar

12,00

Centro Sur

12,19

Cotopaxi El Oro

9,77

1,57

7,79

1,57

15,00

8,10

11,46

9,87

50,60

9,93

0,02

1,57

0,02 9,77

7,77 1,57

15,00

8,10

11,46

13,17

10,20

9,86 -

50,60

15,00

9,93

14,89

140,37

10,20

Guayas-Los

15,00

Los Ríos

Esmeraldas

Manabí

Galápagos

Milagro

1,60

137,25

40,30

6,20

15,30

2,50

16,34

43,39

31,94

96,95

11,57

96,98

12,39

Quito

2,00

Norte

6,20

17,60

19,50

2,50

33,86

31,94

22,66

409,72

13,30

19,30

0,02

33,46

15,20

0,02

13,84

0,20

20,26

157,51

Sta. Elena

0,40

2,40

266,60

Riobamba Sucumbíos

2,40

140,85

Fuente CONELEC

298,38

Sur

143,10

Total

Generoca

Total

Ing. Darwin Tello dtello@ecuacier.org

Año XVII REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67

ESTAD ’ STIC AS ENERG ƒTI CA S

2 035,91

Total general

2 006,65

2,40

442,90

0,20

131,00

10,48

14,88

9,00

14,50

9,07

213,00

27,00

13,30

(#)

672,94

5,80

51,30

615,84

606,90

4,40

51,00

551,50

Térmica Gas Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW)

140,00

130,00

Térmica Gas Natural Potencia Potencia (#) Nominal Efectiva (#) (MW) (MW)

1 065,58

243,94

10,42

212,55

77,31

29,78

41,88

4,78

50,60

11,46

20,26

16,48

266,11

9,86

11,66

16,39

3,75

2,50

2,54

766,56

174,76

3,30

154,15

68,30

26,90

36,49

2,70

15,00

9,77

15,20

13,20

181,30

7,77

9,83

13,24

3,40

2,00

1,60

1,26

26,40

Térmica MCI Potencia Efectiva (MW)

30,83

Potencia Nominal (MW)

Por efectos estadísticos (inclusión en el cuadro), se han considerado a Colombia y Perú dentro de las provincias, por su potencia de interconeción de energía.

Fco. de Orellana

Tungurahua

2,40

0,40

466,00

Sucumbíos

Zamora Chinchipe

132,29

Pichincha

15,00

11,33

Morona Santiago

Napo

Perú

9,00

Pastaza

16,00

Los Ríos

Manabí

9,24

Loja

Imbabura

Galápagos

213,00

Guayas

Esmeraldas

27,19

Cotopaxi

El Oro

3,96

4,89

13,84

Carchi

Chimborazo

Colombia

Cañar

1,53

1,90

1 113,43

Azuay

Hidráulica Potencia Efectiva (MW)

Bolívar

Provincia

Potencia Nominal (MW)

(#)

519,80

357,50

132,50

29,80

506,30

347,70

131,00

27,60

Térmica Vapor Potencia Potencia Nominal Efectiva (MW) (MW)

0,02

Fotovoltaica Potencia Potencia (#) Nominal Efectiva (MW) (MW)

Potencia Nominal, Efectiva y Número de Centrales de Generación por Provincia - 1er. Semestre año 2007

400,00

110,00

290,00

240,00

Importación Potencia Potencia (#) Nominal Efectiva (MW) (MW)

(#)

4 256,43 168

179,16

2,40

446,20

154,35

250,30

26,90

46,97

17,58

24,00

24,27

15,20

22,27

1 293,50

7,79

140,83

143,24

30,40

240,00

15,30

5,56

27,60

2,79

1 139,83

Total Potencia Efectiva (MW)

Fuente CONELEC

4 834,25

249,74

2,40

476,42

212,95

260,90

110,00

29,78

53,21

19,78

59,60

27,46

20,26

25,72

1 452,45

9,87

144,16

156,39

30,94

290,00

16,34

7,39

29,80

4,44

1 144,26

Total Potencia (#) Nominal (MW)

REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67 Año XVII

Oferta de Energía bruta mensual por tipo de Empresa (GWh) - 1er. Semestre año 2007

137,79

156,03

102,55

110,81

1 343,66

1 498,92

Total General 37,34

Importación

34,17

Autoproductora Hidráulica Térmica

0,00

Fotovoltáica 0,00

Distribuidora Térmica 29,47

Hidráulica 33,26

Generadora Hidráulica Térmica 37,40

51,56

Mes

666,46

1 478,51

1 505,10

634,20

45,32

82,93

332,03

154,96

158,16

479,53

39,15

39,47

Feb

0,00

Ene

19,88

1 440,46

1 528,80

32,53

49,67

62,5

161,61

34,27

49,60

39,78

161,49

397,86

0,00

42,01

600,83 19,30

0,00

758,87 66,25 15,10

425,54

541,58 400,73 57,41

930,04

Abr 791,47 323,55

231,91

Mar May 806,62

0,01

Importación

Total Energía Entregada al MEM (GWh)

8 795,45

Jun 149,53

Autoproductora

Total Energía Bruta (GWh)

Fuente CONELEC

324,69

Distribuidora

Energía Bruta Generada y Entregada al MEM por tipo de Empresa - 1er. Semestre año 2007

3 023,63

Generadora

3 710,11

Total

Tipo Central

Energía Entregada al MEM (GWh)

675,32

4 174,98

Energía Entregada al MEM (GWh)

692,57

4 266,70

Energía Entregada al MEM (GWh)

Energía Bruta (GWh)

Energía Entregada al MEM (GWh)

Energía Bruta (GWh)

Energía Entregada al MEM (GWh)

197,87

Energía Bruta (GWh)

231,91

593,37

455,32

665,22

313,55

1 373,29

324,69

675,32

3 663,55

0,92

692,57

726,90

198,58

3 710,11

Gas

Hidráulica

103,26

1 283,46

1 372,12

149,53

425,54

489,19

0,01

455,32

0,71

496,86

4,56

466,64

7 607,99

MCI

425,54

Gas Natural 1 282,75

425,54

1 367,56

Vapor

0,01

425,54

Fotovoltaica

8 795,45

425,54

Importación

199,50

Fuente CONELEC

1 161,95

6 566,14

416,81

6 566,14

Balance de energía producida e importada - 1er. Semestre año 2007

6 733,73

Total general

Tipo Central

Energía Generada No Incorporada al MEM (GWh)

0,00

35,70

Energía Entregada al MEM (GWh)

4 174,98

Energía Disponible (GWh)

4 210,68

Energía Comprada fuera del MEM (GWh) 0,62

455,32

675,32

Energía Comprada al MEM (GWh) 4,91

652,48

675,32

Consumos Otros Auxiliares (GWh) 31,24

Consumo Auxiliares de Unidades (GWh) 30,31

7,56

Energía Bruta (GWh) 4 266,70

7,56

Hidráulica

4,32

197,16

8,42

0,99

711,91

17,24

593,37

665,22

1 283,46

692,57

1 284,74

1 305,28

Gas Natural

3,42

Gas

2,75

0,56

0,01

4,66

43,57

0,01

425,54

85,47

425,54

28,42

7 607,99

1 372,12

8 554,05

1 373,29

4,04

Vapor

0,01

15,77

MCI Fotovoltaica

425,54

91,35

945,76

Importación

169,86

Fuente CONELEC

8 795,45

Total general

Año XVII REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67

184

355 776

3 064

235 972

4 948 881

274 961

5 054 204

Total Autoproductora Importación Colombia

Total Importación

Nota: La empresa Ulysseas no generó en todo el periodo por mantenimiento.

Total

Sipec UB15

San Carlos

Petroproducción

1 903

6 419

3 258

OCP

Molinos La Unión

Perlabí

20 379

2 718

5 666

76 418

44 753 66 371

17 421

20 379

12 617

344

Manageneración

Lafarge

La Internacional

5 666

76 419

Hidroimbabura

I.M.Mejía

Hidroabanico

56 630 66 543

EMAAP-Q Enermax

22 314

Ecoelectric

Ecudos

Consorcio_B7B21

Ecoluz

Andes Petroleum

1 654

368 322

Agua y Gas de

Agip

11 819

Sucumbíos Sur

816 11 826

Sta. Elena

55 920

57 401

225 210

30 806

24 948

189

6 885

Riobamba

225 709

Manabí

Quito

Guayas-Los Ríos

30 846

Galápagos

Norte

El Oro

34 451

190

Cotopaxi

6 900

4 410 920

Centro Sur

Termopichincha Ulysseas

Bolívar

4 357 133

Termoguayas

Ambato

Termoesmeralda

Machala Power

67 245

2 982 321

244 563

296 085

623 725

20 026

123 169

Intervisa

67 245

3 019 285

Hidropaute

Hidrosibimbe

254 138

Hidropastaza

300 823

Generoca

Hidronación

20 472

EMAAP-Q

624 318

Hidroagoyán

Electroquil

124 640

Energía Bruta (MWh)

Electroguayas

Elecaustro

CATEG-G

Empresa

REPSOL YPF

Autoproductora

Total Distribuidora

Distribuidora

Total Generadora

Generadora

Tipo de Empresa

Energía Entregada al MEM (MWh)

Hidráulica

1 599 315

857 202

6 665 328

264 616

168 046

13 453

215

43 514

67 388

204 405

88 572

171 252

32 623 10 751

4 963

631

96 291

572

4 346

729

16 001

3 781

564

570 861

81 731 -

339 429

113 772

35 930

Energía Bruta (MWh) -

680 909

1 125

117 701

10 413

4 825

629

92 765

572

4 300

3 653

543

570 861

78 930 -

339 429

108 933

744 681

26 743 -

145 476

335 793

138 744

97 925

Energía Bruta (MWh)

725 886

26 713 -

144 752

320 504

137 894

Energía Entregada al MEM (MWh) 96 023

Térmica Gas

769 578

234 667

11 994 -

221 801

872

534 911

Energía Bruta (MWh)

522 153

Energía Entregada al MEM (MWh)

Térmica Gas Natural

1 586 112

27 595

11 382

11 029

5 185

1 558 516

595 517

861 425

101 574

Energía Bruta (MWh)

1 469 053

7 431

3 595

3 785

1 461 621

558 077

806 766

Energía Entregada al MEM (MWh) 96 779

Térmica Vapor

Energía Bruta Generada y Entregada al MEM por Empresa - 1er. Semestre año 2007

34 790

Energía Entregada al MEM (MWh)

Térmica MCI

Energía Entregada al MEM (MWh)

Fotovoltaica Energía Bruta (MWh)

510 708

Energía Entregada al MEM (MWh)

Importación Energía Bruta (MWh)

510 708 510 708

Fuente CONELEC

10 264 610

8 857 591

510 708

244 528

328 1 394 425

18 660

11 382

3 595

486 417

1 903

3 472

20 379

1 125

2 718

5 666

76 418

44 753 66 371

3 785

17 421

344

473 478

22 232

4 825

56 549

317 976

31 378

4 300

3 653

24 948

189

7 428

7 628 877

105 643 -

339 429

558 077

522 153

144 752

67 245

2 982 321

244 563

296 085

623 725

108 933

20 026

320 504

944 659

157 959

192 802

Total Energía Entregada al MEM (MWh)

13 453 6 419 168 046

20 379

43 514

12 617

5 666

3 064

76 419

56 630 66 543

11 029

22 314

5 185

68 260

204 405

1 654

88 572

539 586

33 439 22 576

4 963

58 032

322 000

31 419

4 346

729

16 013

3 781

34 451

184

190

7 463

7 819 891

108 474 -

339 429

595 517

534 911

145 476

67 245

3 019 285

254 138

300 823

624 318

113 772

20 472

335 793

1 000 169

160 570

199 499

Total Energía Bruta (MWh)

REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67 Año XVII

Tipo de Empresa

Generadora

Total Generadora

Distribuidora con Generación

1 332 631

19 357 679

5 151 389

Valores Recibidos (USD) 2 864 767

Transacciones Totales de Venta de Energía por Empresa - 1er. Semestre año 2007

486 808

7 753 991

Total (USD)

Inflexibilidades o Generación Obligada 822 926

72 108 597

Otros (USD)

-6 081

Transmisión (USD)

Valores por Potencias (USD) 3 623 647

2 820 279

Restricciones (USD)

636

Energía Reactiva (USD)

Energía Vendida (USD) 13 091 667

Potencia a Remunerar (MW)

Energía Vendida (MWh) 169 510,88

490 845

Empresa CATEG-G

20 280

41 244 456

4 383 271

700 684

4 186 818

29 540 936

6 104 961

1 955 790

1 059 629

8 854 891

-9 222

1 068 378

187

484 895

1 553 -

10 266 637

6 671 413 4 643 942 -

8 185 190

55 559 311 815 360 274

17 733 991

888 003,41 22 456 310 63

-72 167

409 967

139 083,29 288 850,27 708 577

Electroguayas Electroquil 16 933,10

Elecaustro

EMAAP-Q

283 981

229 669

268 379

13 399 551

87 429

987 793

4 228 488

742

174

4 401 028

6 503 450 2 520 649

100 031 949

13 584 213 445

-7 228

96 317,41 10 791 474

514 130,83

Hidroagoyán 270 060,48

Generoca Hidronación

37 291 404

8 148 567

3 772 040

4 453 997

294 285

15 207 686

-149

2 235

4 113 972

37 127 443

16 210 075

84 824 205 374 618

2 341 874

1 102 064

108 511,79 68

2 614 611,31 4 079 528

Hidropaute 58 605,06

263 364

2 643 771

Hidropastaza Hidrosibimbe

28 575 298

4 383 750

2 879 104

4 377 745

23 448 695

771

24 040 885

26 304 515

505

828 550

131 280

9 585 136

30 138 454

455 324,08

115 254

891 749

134 216,13

Machala Power

2 666 904

4 042 611

Intervisa

468

8 735 341

709

10 088 074

20 430 177

10 430

21 238 874

293 160,51

514 913,11

172 575

Termoguayas

1 907 553

185 366 850

1 279 263

2 899 812

391 797 531

-190 422

10 925 655

2 064 344

-149

977 652

362

145

10 082 067

1 279 263

6 561 463

95 410

58 201 362

9 784

95 178,93

Termoesmeraldas

Ulysseas

Termopichincha

2 994 679

4 246 838

1 548 729

310 338 225

4 246 838

1 548 729

51 464,61

6 657 410,57

Ambato

58 154

562 173

507 640

26 065

1 368 379

34 163

-971 224

129 137

4 008

156

1 389

144

245 009

4 117 700

70 421

1 548 729

266 818

80 061,58 287 092

35 074,07

401 667

Cotopaxi 3 460,19 2 072 629

Centro Sur El Oro 4 300,41

760 169

31 988,66

67 074

2 727 995

Norte

3 220 933

16 822 921

Manabí

4 982

33 654

71 087

37 861

530 002

1 500 046

36 578

-518 765

100

27 948

973

11 425 459

1 823

33 207 473

364 878

-1 544 969

992

9 174

2 227 393 58 588

390 138

391

36 542

2 850 972 433 863

14 628 678

1 626 852

3 847 791

47 459,05 4 803,67

859

163 230,83

20 130,78

30 962 860

Riobamba

441 973,87

992

9 174

Quito

Sur

Sta. Elena

9,69

305,81

EMAAP-Q

Ecoluz

37 081,52

14 372,35

1 518 897

560 522

121 173

-206 519

30 624

1 221 464

1 972 455

1 518 897

712 319

824 980

1 182 097

637 250

389 586

63 096

182 334

-37 509

63 096

182 334

38 597

-17 440

52 318

95 008

6 656

204 789

1 278 142

1 877 447

63 096

182 334

7 231

62 432,36 5 065,76

31 638,38

2 253,41

38 431

483 346

Hidroabanico La Internacional

I.M.Mejía

39 159,17

92 979

Enermax

Ecoelectric

Total Distribuidora con Generación Agua y Gas de

Autoproductora Lafarge

-508

92 979

3 639

-11 016

3 639

71 460

28 765

3 414 558

6 384 472

28 765

7 925

36 773

28 765

34 744 829

-217 535

3 895

28 765

34 744 829

3 942

3 895

34 744 829

234 980 460

- 29 583

3 942

16 908 653

34 744 829

51 766

-17 440

1 916

16 908 653

466 163 070

3 639

479 966

1 916

26 330 006

71 460

246

20 410

-213 741

92 979 698,53

151,63

6 132 291

167

246

20 410

977 652

435 179

213 526,75

18 766

167

10 111 351

2 324,48

592,96

18 766

1 261 823

18 033,64

592,96

17 815 766

62 529 365

Molinos La Unión

425 540,24

17 815 766

10 894

Manageneración

San Carlos

Perlabí

425 540,24

365 267 909

Colombia

Fuente CONELEC

7 739 044,38

Total Autoproductora Exportación Colombia Total Exportación Importación Total Importación Total

Año XVII REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67

224,00

213,00

69,26

407,27

181,00

8,40

37,60

233,00

Elecaustro

Electroguayas

Electroquil

EMAAP-Q

Generoca

Hidroagoyán

129,00

140,00

132,50

150,00

84,42

30,00

Intervisa Trade

Machala Power

Termoesmeraldas

Termoguayas

Termopichincha

Ulysseas

3 183,87

78,40

14,50

1 075,00

# 3

1 821,60

37,50

126,00

239,50

100,00

36,00

255,00

250,00

50,00

47,80

236,00

141,90

77,10

2,50

222,30

Solo Aire (OA)

2 099,81

37,50

136,00

239,50

134,00

36,00

255,00

250,00

66,66

66,50

310,80

184,70

84,85

2,50

295,80

Aire forzado (FA)

2 166,85

37,50

136,00

239,50

166,00

36,00

255,00

250,00

12,50

383,20

223,50

84,85

2,50

340,30

Aire forzado y aceite (FOA)

Capacidad de Subestaciones según tipo de enfriamiento (MVA)

3 292,30

37,50

126,00

239,50

110,00

100,00

90,00

36,00

1 308,50

255,00

250,00

50,00

10,00

236,00

141,90

77,10

2,50

222,30

Solo Aire (OA)

Los datos sobre líneas de transmisión indicados aquí, corresponden a las existentes en las empresas generadoras, ya que la mayoría poseen únicamente centrales de generación.

3 619,31

37,50

136,00

239,50

145,00

134,00

120,00

36,00

1 308,50

255,00

250,00

66,66

12,50

310,80

184,70

84,85

2,50

295,80

Aire forzado (FA)

3 810,35

37,50

136,00

239,50

185,00

166,00

150,00

36,00

1 308,50

255,00

250,00

12,50

383,20

223,50

84,85

2,50

340,30

Aire forzado y aceite (FOA)

Capacidad de Transformadores y Autotranformadores de Potencia (MVA)

Las Empresas Hidropaute, Intervisa Trade y Termoesmeraldas no poseen subestaciones propias, la energía generada sale directamente a los autotransformadores y de éstos a la subestación respectiva de Transelectric.

Se incluye la Empresa Ecoluz, en la parte calificada como Generadora (Central Loreto).

3 350,81

130,00

131,00

16,00

105,00

Hidrosibimbe

Total general

102,00

1 075,00

Hidropaute

216,00

213,00

230,00

Hidronación

Hidropastaza

34,33

8,20

181,00

375,00

64,83

2,11

2,30

205,50

236,07

Efectiva (MW)

CATEG-G

Nominal (MW)

Ecoluz

EMPRESA

Centrales de Generación

Empresas Generadoras y sus principales datos técnicos

5,66

Líneas a 22 kV. Long. (km)

53,87

14,00

3,40

35,30

1,17

Líneas a 69 kV. Long. (km)

5,70

Líneas a 230 kV. Long. (km)

Fuente CONELEC

256,55

12,35

133,00

85,00

26,20

Líneas a 138 kV. Long. (km)

Líneas de Transmisión y Subtransmisión

REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67 Año XVII

Ubicación

Voltaje (kV)

Subestaciones instaladas en la empresa de transmisión

Tipo

Capacidad Subestación (MVA)

66,70

43,00

Nombre Subestación

43,00

Aire y Aceite Forzado (FOA)

33,00

Aire Forzado (FA) 13,80

Aceite y Aire (OA) 69,00

138,00

50,00

53,33

40,00

Ambato

13,80

Cantón

Tungurahua

69,00

Provincia

Ambato

138,00

60,00

165,00

133,33

Chone

132,00

106,66

Babahoyo

99,00

80,00

Manabí

13,80

Los Ríos

69,00

Chone

138,00

Babahoyo

230,00

138,00

73,30

75,00

59,70

58,60

Guayaquil

50,00

44,80

Cuenca

13,80

Guayas

69,00

Azuay

138,00

Dos Cerritos R

Cuenca

Ibarra

66,66

32,00

Esmeraldas

53,33

32,00

Imbabura

40,00

30,00

Esmeraldas

13,80

Ibarra

69,00

34,50

Esmeraldas

138,00

32,00

320,00

138,00

256,00

192,00

13,80

32,00

Loja

69,00

357,75

Ibarra

230,00

32,00

Loja

268,32

Imbabura Pasaje

69,00

13,80

Loja El Oro

69,00

Ibarra (Móvil) Machala

138,00

447,18

230,00

66,70

874,97

230,00

699,98

525,00

13,80

Milagro

69,00

Pasaje

138,00

26,70

53,30

Guayas

20,00

40,00

El Oro

Santiago de Méndez

13,80

Milagro Morona Santiago

69,00

Machala (Móvil) Molino

138,00

33,30

150,00

849,97

120,00

699,99

Orellana

90,00

550,00

Latacunga

13,80

69,00

Francisco de Orellana

69,00

138,00

Cotopaxi

138,00

230,00

Orellana

Mulaló

Guayaquil

150,00

300,00

Guayaquil

119,40

240,00

Guayas

89,60

180,00

Guayas

13,80

Policentro

69,00

138,00

Pascuales

138,00

230,00

33,33

26,67

20,00

Portoviejo

13,80

Quito

69,00

Manabí

138,00

Pichincha

138,00

Portoviejo

Pomasqui

Pillaro

Playas

99,90

366,50

Tungurahua

80,10

308,00

Guayas

60,00

231,00

Pucará

13,80

69,00

Posorja

69,00

400,00

138,00

320,00

66,70

230,00

574,98

230,00

240,00

53,33

13,80

459,99

69,00

40,00

Riobamba

138,00

345,00

Quevedo

138,00

46,00

13,80

Chimborazo

Guayaquil

69,00

Los Ríos Guayas

El Guabo

138,00

Riobamba Salitral El Oro

230,00

138,00

Quevedo

San Idelfonso

33,30

319,90

26,70

256,10

Mejía

20,00

192,00

Santa Elena

13,80

69,00

Pichincha

69,00

138,00

Guayas

138,00

230,00

Santa Rosa

San Elena

Tena

Santo Domingo

425,00

233,10

Napo

340,00

186,90

Pichincha

255,00

140,00

Tena

69,00

Santo Domingo

138,00

48,10

33,30

230,00

26,70

230,00

48,10

20,00

5 326,33

13,80

37,00

Guayaquil

69,00

4 043,72

Ambato

138,00

6,30

Guayas

46,00

Tungurahua

Tulcán

138,00

Trinitaria

Carchi

Totoras Tulcán

Quito

6 573,21

Pichincha

Total

Fuente CONELEC

Vicentina

Tipo R: Reductor de voltaje, E: Elevador de voltaje y S: Seccionamiento, en función del sentido de flujo de potencia. Pucará y San Idelfonso, son subestaciones de seccionamiento; no disponen de tranformadores. Los valores resaltados corresponden a transformadores que no tienen las tres etapas de enfriamiento.

Año XVII REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67

16,39

9,93

9,87

1,57

11,46

50,60

15,00

14,89

140,37

16,34

31,94

El Oro

Esmeraldas

Galápagos

Guayas-Los Ríos

Los Ríos

Manabí

Milagro

Norte

Quito

Riobamba

Sta. Elena

22,66

2,70

2,79

6,20

298,38

17,60

19,50

6,20

15,30

137,25

13,17

10,20

15,00

9,77

1,57

7,79

8,10

13,24

12,00

Potencia Efectiva (MW)

Cant. (#)

4 328,93

553,16

93,50

160,37

183,74

132,24

267,63

271,64

230,50

721,91

97,50

375,20

236,00

208,61

107,91

274,00

184,93

78,71

26,88

124,50

Líneas Transmisión y Subtransmisión (km)

53 425

5 340

Agente no presentó información.

575

2 893

1 480

3 030

6 051

4 437

2 124

7 713

1 607

1 174

171

689

3 357

2 545

5 942

1 151

143

550

2 454

Redes de Medio Voltaje (km)

Las Centrales de generación de las empresas Esmeraldas, Milagro y Los Ríos no funcionaron en el primer semestre de 2007, sus unidades están fuera de servicio pero aún no han sido dadas de baja.

4 370,95

109,03

37,25

106,50

111,25

69,08

1 208,00

146,69

129,75

249,08

66,25

250,50

14,08

62,85

181,45

66,45

333,38

1 010,00

19,63

12,50

187,25

Subestaciones de Distribución (MVA)

Empresas Azogues, CATEG-D y Sto. Domingo no poseen centrales de generación; La Empresa Galápagos no posee líneas de Transmisión y Subtransmisión.

409,72

Sur

Totales

33,86

Sucumbíos

12,19

Cotopaxi

Sto. Domingo

4,78

4,44

Bolívar

Centro Sur

CATEG-D

13,42

Azogues

Potencia Nominal (MW)

Ambato

EMPRESA

Centrales de Generación

1 091

8 215

167 042

9 780

1 080

7 773

9 280

7 530

27 257

11 086

5 885

16 634

3 766

4 010

429

3 866

9 098

4 357

11 723

24 182

Cant. (#)

6 225,02

132,73

28,22

162,39

296,03

139,85

1 779,68

271,39

141,52

435,90

97,01

152,41

12,32

144,81

226,87

102,73

360,44

1 504,71

22,59

213,44

Total (MVA)

Transformadores de Distribución (MVA)

Características principales de las empresas eléctricas distribuidoras

74 042

1 873

829

1 476

1 245

4 948

5 788

10 563

864

13 272

1 400

2 880

203

297

3 933

3 719

9 705

2 884

1 268

956

5 939

Redes de Bajo Voltaje (km)

820 459

32 404

15 853

22 564

24 202

22 844

161 900

49 411

19 485

85 377

13 034

41 285

1 952

24 234

50 802

21 763

54 751

121 263

9 877

7 505

39 953

Cant. (#)

143 812

4 293

2 106

4 063

4 414

3 389

23 358

6 472

3 181

20 276

3 278

8 914

260

5 460

9 763

3 151

9 004

22 860

1 976

1 091

6 502

Potencia (kW)

Luminarias

2 770 318

111 255

31 575

101 343

79 007

136 051

623 834

166 230

104 105

201 167

76 240

172 309

6 800

59 289

140 675

88 950

6 431

414 087

45 167

27 197

178 606

Medidores (#)

Fuente CONELEC

2 515 338

124 005

30 900

73 790

255 228

130 352

361 463

91 343

26 315

209 169

76 240

12 516

5 475

57 782

149 449

88 950

247 454

385 208

1 389

27 197

161 113

Acometidas (#)

REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67 Año XVII

PROYECTO VLIR

ESPOL

Mayo 14, 15, y 16 Escuela Politécnica Nacional Quito-Ecuador

Teléfono: 02-2507144 ext. 364 www.jst2008.org

jst2008@ieee.org

REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67

Año XVII

XX II SEMIN ARIO NAC ION AL DEL SEC TOR ELEC TRI CO S ALINAS, 6 AL 9 DE MAYO DE 2 008 -04 -14 ECUA CI ER - E ME PE ÁREA DE COMERCIALIZACIÓN NOMBRE

EMPRESA

TRABAJO

CENTROSUR

EVALUACIîN DEL PROGRAMA DE EFICIENCIA ENERGƒTICA PARA EL SECTOR

2 Francisco Carrasco

CENTROSUR

FACTORES DE ƒXITO PARA LA RECUPERACIîN DE CARTERA VENCIDA EN LA

3 Edgar ChŽrrez y JosŽ V‡squez

CENTROSUR

CONTROL Y TRAZABILIDAD DE SELLOS DE SEGURIDAD UTILIZADOS EN LOS

4 Jaime Guallpa y Luis GuillŽn

CENTROSUR

DETERMINACIîN DE LOS COSTOS DE LA ENERGêA NO SUMINISTRADA EN EL

5 Edgar ChŽrrez y Xavier GutiŽrrez

CENTROSUR

1 Diego Rodas y Luis GuillŽn

RESIDENCIAL EN BASE AL USO DE FOCOS AHORRADORES EMPRESA ELƒCTRICA REGIONAL CENTRO SUR C. A SISTEMAS DE MEDICIîN SECTOR COMERCIAL DE LA CENTROSUR ESTRATEGIAS APLICADAS EN LA ADMINISTRACIîN DE CONTRATOS, DE INSTALACIîN, FISCALIZACIîN DE ACOMETIDAS Y MEDIDORES PARA ELCUMPLIMIENTO DE INDICADORES DE GESTIîN

6 Francisco Carrasco y Javier Vintimilla

CENTROSUR

7 Edgar Illescas y Marco Toledo

CENTROSUR

8 Heriberto Idrovo y Juan Mar’n

CENTROSUR

9 Alex Claudio y Pedro Merizalde

EE. SUCUMBêOS

10 Patricio Pes‡ntez

EEACA

11 12 13 14 15 16 17

EEMCA EEQ EEQ EEQ EEQ EEQ EEQ

Jorge Chambers JosŽ Rosero y Pablo Valencia Mario Cruz y çngel Quihuango Remigio Maldonado y Noreya Sotomayor Eduardo Guayasam’n y Noreya Sotomayor Pablo Eraso y Raœl Mendoza Mar’a Chuquimarca y Freddy Manosalvas

ESTRATEGIA PARA LA DETERMINACIîN DE PƒRDIDAS NO TƒCNICAS EN MEDIA TENSIîN, CON LA UTILIZACIîN DE EQUIPOS REGISTRADORES PORTçTILES EXPERIENCIA DE LA CENTROSUR EN LA REVISIîN DE SISTEMAS DE MEDICIîN QUE REGISTRAN CONSUMOS MENORES A LOS 10 kWh/mes. AHORRO ENERGƒTICO EN EL EDIFICIO MATRIZ DE LA EMPRESA ELƒCTRICA REGIONAL CENTROSUR MEDIANTE EL USO DE LUMINARIAS DE ALTA EFICIENCIA ESTUDIO SOCIO ECONîMICO DE LOS CLIENTES RESIDENCIA-LES DE CONSUMOS MENORES A 130 kWh CON CARTERA VENCIDA DE EMELSUCUMBêOS S.A. SISTEMA MOVIL-INALAMBRICO-INTELIGENTE PARA LA TOMA DE LECTURAS DE MEDIDORES Y DEL SISTEMA DE CORTE Y RECONEXION EDUCACIîN Y LEGISLACIîN PARA MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGƒTICA EXPERIENCIAS EN LA RECUPERACIîN DE CARTERA INACTIVA ATENCIîN INTEGRAL DE SOLICITUDES DE SERVICIO REDUCCIîN DE PƒRDIDAS NO TƒCNICAS INSTALACIîN DE REGISTRADORES DE ENERGêA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIîN

METODOLOGêA PARA MEDIR LA CALIDAD EN LA ATENCIîN AL CLIENTE EXPERIENCIAS EN LA REPOSICIîN DE SERVICIO LUEGO DE UNA INTERRUPCIîN INDIVIDUAL

INCLUIR LA MODALIDAD DE TARJETAS DE CRƒDITO EN EL SISTEMA DE

18 Ligia Catota y Oswaldo Villac’s

EEQ

19 NŽstor Duque y Roberth Saraguro 20 Alejandra Garc’a y Lucy Gonz‡lez

EEQ EEQ

SISTEMA DE TELEMEDICIîN

21 Jorge Moreno y Gustavo Ochoa

EEQ

ELECTRIFICACIîN A BARRIOS CARENCIADOS

22 Sandra Espinoza y Ricardo Yela

EEQ

FALTA DE PAGO. EEQ S.A.(çREA URBANA) PROMEDIO MENOR AL ESTIPULADO EN

RECAUDACIîN DE LA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A.

ESTRATEGIAS PARA MEJORAR LAS FORMAS DE ATENCIîN AL CLIENTE PROYECTO PILOTO TIEMPO EFICIENTE EN LAS RECONEXIONES DE SERVICIOS SUSPENDIDOS POR LA REGULACIîN No. CONELEC-004/01.

23 Jaime Ruiz

EERSA

24 Gustavo V‡squez y Diego Reyes

ELEPCO

25 John Moreno Faubla 26 Enrique Veloz 27 Patricio Villavicencio y Roberto Torres

EMELORO

EST APLICADA AL ANçLISIS Y DIAGNîSTICO DE PNT EN REDES SECUNDARIAS Y CIRCUITOS DE COMERCIALIZACIîN, MEDIANTE EXCEL Y VBA AUTOMATIZACIîN PARA EL CONTROL DE LAS PƒRDIDAS DE ENERGêA A NIVEL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIîN SECUNDARIO PƒRDIDAS DE ENERGêA ELƒCTRICA NO TƒCNICAS

EMEPE

PROPUESTA DE ESTRATEGIA PARA DISMINUIR LAS PƒRDIDAS NO TƒCNICAS DE

MEER

IMPACTO TEƒNICO, ECONîMICO Y AMBIENTAL DE LA SUSTITUCIîN DE 6Õ000 000

ENERGêA ELƒCTRICA EN EL SECTOR RESIDENCIAL DE FOCOS INCANDESENTES POR FLUORECENTES EN TODO EL ECUADOR

REVISTA ENÉRGETICA INTERCONEXIONES ABRIL No. 67

Año XVII

ÁREAS CORPORATIVAS 1

V’ctor Hinojosa y Edgar Moreno

CENACE

ANçLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA PARA EL SISTEMA ELƒCTRICO DEL

V’ctor Hinojosa y Edgar Moreno

CENACE

FLUJO îPTIMO DE POTENCIA PARA EL SISTEMA ELƒCTRICO DEL ECUADOR

AndrŽs Narv‡ez

CENACE

JosŽ Zœ–iga y Luis Rojas

CENTROSUR

Michael Cabrera

CENTROSUR

6 7

Ana Mar’a Dur‡n Gerardo Campoverde

CENTROSUR CENTROSUR

Miguel ArŽvalo y Ximena MŽndez

CENTROSUR

ECUADOR UTILIZANDO REDES NEURONALES ARTFICIALES UTILIZANDO ALGORITMOS EVOLUTIVOS Ð PROGRAMACIîN EN DIgSILENT EVALUACIîN DEL DESEMPE„O DEL AGC DE CENACE EN BASE A LOS ESTçNDARES DE LA NERC ADMINISTRACIîN DEL INVENTARIO EN LA CENTROSUR EXPERIENCIAS DE LA OPERACIîN DE UNA RED WAN IP DE TELECOMUNICACIONES COMO HERRAMIENTA ESTRATƒGICA DE APOYO A LA OPTIMIZACIîN DE LOS PROCESOS DE LA CENTROSUR JORNADAS DE REINDUCCIîN A LA CULTURA CORPORATIVA DE LA CENTROSUR PERFIL DEL TRABAJADOR DE LêNEA ENERGIZADA EXPERIENCIAS DE LA EMPRESA ELƒCTRICA REGIONAL CENTRO SUR C.A. EN LA IMPLEMENTACIîN DE UNA ADMINISTRACIîN ENFOCADA EN PROCESOS ANçLISIS DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ECUATORIANO

9 10

Hugo Arcos y Medardo Cadena Alfredo Samaniego y Jaime Cepeda

CONELEC CONELEC

Jaime Cepeda y Rommel Aguilar

CONELEC

Christian Erazo y Santiago L—pez

CONELEC

KlŽver Mayorga y RenŽ Ter‡n

EEASA

14 15 16

Silvia L—pez y Mauricio Mar’n Patricio Naranjo y Luis Marcial Henrry C—rdova

EEASA EEASA EEASA

Marco Herrera y Diana Ponce

EEQ

18 19 20 21

Rosanna Loor y Vinicio Montaluisa Roberto Herrera y Luis Fernando Salinas Dorys Tip‡n y Carlos Aulestia Lili‡n Pinos y Ligia S‡nchez

EEQ EEQ EEQ EEQ

Marcelo Chango

EEQ

EXPERIENCIAS EN LA CONSTRUCCIîN DE OBRAS DE INFRAESTRUCTURA

Ernesto Chamorro

EEQ

LA TERMINACIîN DE LA INTERMEDIACIîN LABORAL EN LA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A.

Ernesto Chamorro y Patricio Villota

EEQ

Jorge Ortiz

EEQ

Irene Pineda y Patricio Andrade

EEQ

LA CONTABILIDAD DE COSTOS POR ACTIVIDAD, HERRAMIENTA DE GESTIîN

Carlos Maldonado y Wilson Calvopi–a

EEQ

GESTIîN DE PROYECTOS DE DISTRIBUCIîN EN LA EEQSA

Miguel Araujo y Fernando Abad

EEQ

Merci J‡come y Germ‡n Casillas

EEQ

Fernando Navas y Paœl Burbano

EERSA

Raœl Barreto

EERSSA

32 33 34 35

Diego Taboada y Wilmer Taboada Enzo Garc’a y Marcelo Medina Enzo Garc’a y Marcelo Medina Jorge Yuccha y Christian Toapanta

EMELNORTE EMELORO EMELORO EMELSAD

Santiago Torres y Juan Ch‡vez

HIDROPAUTE

SE„ALES DE AHORRO Y EFICIENCIA ENERGƒTICA EN TARIFAS RESIDENCIALES APLICACIîN DE DIFERENTES ESQUEMAS REGULATORIOS EN LA DETERMINACIîN DE LAS TARIFAS ELƒCTRICAS EN EL ECUADOR ANçLISIS DE LOS PUNTOS CRêTICOS DEL SISTEMA ELƒCTRICO ECUATORIANO Y EVALUACIîN DE LA CALIDAD DE TRANSPORTE DE POTENCIA UTILIZACIîN DE SOFTWARE LIBRE EN EL MANEJO DE INFORMACIîN DE REDES DE DISTRIBUCIîN SISTEMA DE CONTROL DE PROYECTOS EVOLUCIîN DEL PLAN OPERATIVO ANUAL DE EMPRESA ELECTRICA AMBATO RCN S.A. SISTEMA DE ADMINISTRACIîN DE DOCUMENTOS Y TRçMITES E. E. AMBATO EXPERIENCIAS EN LA IMPLANTACIîN DEL SISTEMA DE GESTIîN DE LA CALIDAD CON LA NORMA ISO 9001:2000 EN LA EEQ.S.A.

CONTROL DE GESTIîN EN LA EEQ MEDIANTE LA EVALUACIîN DEL PLAN ESTRATƒGICO

INTEGRACIîN GIS-AVL. EN BUSCA DE LA EFICIENCIA OPERACIONAL Y CONTROL EL SISTEMA PRESUPUESTARIO COMO PARTE DEL PROCESO DE CONTROL DE GESTIîN

PCBÕS Y SALUD LABORAL ELECTRICA, LINEAS DE TRANSMISIîN (PROBLEMAS Y ALTERNATIVAS DE IMPLANTACIîN DEL NUEVO REGLAMENTO DE ESCALAFîN DE LOS TRABAJADORES DE LA EMPRESA ELƒCTRICA QUITO S.A. VENTAJAS DE LA IMPLANTACIîN DEL SISTEMA DE GESTIîN DE LA SEGURIDAD Y SALUD EN EL TRABAJO, MODELO ECUADOR, EN LA EEQ S.A.) PARA LA ADOPCIîN DE DECISIONES DEL SECTOR ELƒCTRICO CONVERGENCIA DE LAS TELECOMUNICACIONES Y CONTACT CENTER SOBRE LA INFRAESTRUCTURA DE REDES LAN Y WAN DE LA EEQ S.A. CON PROTOCOLO MƒTODO PARA LA ESTIMACIîN DE LA DEMANDA RESIDENCIAL EN LA EEQSA INVENTARIO DEFINITIVO Y MANEJO DE PRESENCIA PCB«S EN EQUIPOS DE DISTRIBUCIîN DE ENERGêA ELƒCTRICA IMPLEMENTACION DEL CUADRO DE MANDO INTEGRAL EN LA EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. CçLCULO DE PRECIOS UNITARIOS PARA LA TERCERIZACIîN DE SERVICIOS EN EMELNORTE S.A. EXPERIENCIA EN LA FORMACIîN, CAPACITACIîN Y ACTUALIZACIîN DEL PERSONAL TƒCNICO

SISTEMAS INFORMçTICOS ADMINISTRACIîN DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES DE EMELSAD EN EL MEM ANçLISIS DE LA CONTRIBUCIîN ECONîMICA - ENERGƒTICA DEL PROYECTO HIDROELƒCTRICO PAUTE - SOPLADORA IMPACTO ECONîMICO EN EL MERCADO ELƒCTRICO CON LA INTRODUCCIîN DE

Ivonne PŽrez y Santiago Chamba

MEER

Roberto Carrillo y Diego Moreno

TRANSELECTRIC

LA PLANEACIîN ESTRATƒGICA, UN INSTRUMENTO CLAVE DE GESTIîN

Franklin Chimarro

TRANSELECTRIC

ANçLISIS Y DETERMINACIîN DE TIEMPOS DE RECIERRE PARA LAS LêNEAS DE

Ben Cevallos y Marcelo L—pez

TRANSELECTRIC

PROCESOS DE RECEPCIîN, ENERGIZACIîN Y PUESTA EN SERVICIO DE

Ivonne PŽrez y Santiago Chamba

MEER

NUEVOS PROYECTOS HIDROELƒCTRICOS

TRANSMISIîN VICENTINA Ð POMASQUI Y POMASQUI Ð IBARRA SUBESTACIONES DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIîN ANçLISIS DEL IMPACTO TƒCNICO - ECONîMICO DE LA SUSTITUCIîN DE COCINAS GLP POR COCINAS ELƒCTRICAS DE INDUCCIîN.

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Año XVII

ÁREA DE GENERACIÓN 1

Hugo Arcos y David Rodríguez

Patricio Alzamora

Milton Santander y Hugo Villegas

Galo Guerrero

Daniel Correa y Jesús Játiva

Osmark Rodrigo Valdez

Juan Carlos Cornejo y Javier Lasluiza

CONELEC - EPN CENACE

LA CENTRAL TÉRMICA LA PROPICIA UTILIZANDO UN SISTEMA INFORMÁTICO DE

TERMOPICHINCHA

SUPERVISIÓN, CONTROL Y MONITOREO REMOTO ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL EXPOST DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA LA PROPICIA MODELACIÓN Y SIMULACIÓN DEL GRUPO GENERADOR 1 DE LA CENTRAL

TRANSELECTRIC - EPN HIDROPAUTE TERMOPICHINCHA TERMOESMERALDAS CENACE EEQ

Nicolás Andrade

ELECTROGUAYAS

Álvaro Aguinaga

EPN

Juan Pablo Palacios y Hugo Arcos

14 15

Ruth Granja y Waldir de Oliveira Ruth Granja

Washington Irrazabal y Jorge Carrillo

ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO COCA CODO SINCLAIR DE 1500 MW EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA MODERNIZACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIÓN DEL MOTOR #1 DE

TERMOPICHINCHA

Fernando Mancero Sonia Peña Roberto Freire y Juan Carlos Silva

GRAFICACIÓN EN TIEMPO REAL DE CURVAS DE CAPACIDAD DE GENERADORES SINCRÓNICOS EN SISTEMAS DE POTENCIA

CENACE HIDRONACIÓN HIDRONACIÓN ELECTROGUAYAS

HIDROELÉCTRICA ILLUCHI 1 DE ELEPCO S.A. EL RUIDO COMO CONTAMINANTE AMBIENTAL Y FÍSICO EN LAS EMPRESAS DE GENERACIÓN._ EVALUACIÓN, CONTROL Y TRATAMIENTO ACÚSTICO SISTEMA DE MANTENIMIENTO IMPLEMENTADO EN LA CENTRAL DE GUANGOPOLO DE TERMOPICHINCHA MANTENIMIENTO DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE TERMOESMERALDAS MODELOS DE COMPRAS DE COMBUSTIBLE EN CENTRALES DE GENERACIÓN TÉRMICA MODERNIZACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA NAYÓN EXPERIENCIA EN EL DIAGNOSTICO PARA EL MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA. LA INGENIERÍAY GESTIÓN DEL MANTENIMIENTO DE CENTRALES DE GENERACIÓN EN PLATAFORMA INTRANET/EXTRANET GENERACIÓN EÓLICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO ECUATORIANO – ANÁLISIS DE SU IMPACTO PREDICCIÓN TEÓRICA DE CARACTERÍSTICAS HIDRODINÁMICAS DE TURBINAS FRANCIS REPARACIÓN DE FISURA EN RODETE FRANCIS ANÁLISIS TERMOENERGÉTICO, ECONÓMICO Y AMBIENTAL DE LA REPOTENCIACIÓN Y CONVERSIÓN DE LA U2 DE LA CTGZ PARA CICLO COMBINADO UTILIZANDO

ÁREA DE DISTRIBUCIÓN

EERSSA

EXPERIENCIAS RELACIONADAS EN LAS MEDICIONES DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO Y SERVICIO TÉCNICO DE LA EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.

Jorge Paute

2 3

Carlos Salcedo y Karen Ramírez Pablo Echevería y Oswaldo Merizalde

Luis Pesántez

Luis Marcial e Iván Vargas

EEASA

Marcelo Barrera

EEASA

Fernando Navas y Augusto Guerrero

Néstor Albán

Mentor Poveda y Yirabel Lecaro

EPN

Henry Pérez y Henry Estrella

EEQ

Ángelo Cadena y Susan Cruz

EEQ

APLICACIÓN DE TECNOLOGÍA MÓVIL EN EL PROCESO DE DISTRIBUCIÓN

Ramiro Arias

EEQ

Jaime Estrella y Marco Sosa

EEQ

Marco Sosa y Christian Muñoz

EEQ

Miguel Zea y Nuvia Coyago

OPTIMIZACIÓN DE LOS PROCESOS DE DISTRIBUCIÓN Y LA TECNOLOGÍA BPM (WORKFLOW) ACTUALIZACIÓN DE LAS NORMAS PARA SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. METODOLOGÍA PARA OPTIMIZAR EL DISEÑO DE REDES ELÉCTRICAS EN ÁREAS CONSOLIDADAS EXPERIENCIAS EN REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEQSA

EEASA - CENI EEQ TRANSELECTRIC

EERSA EMELSAD

EEQ FONDO DE SOLIDARIDAD

Víctor Hugo Orejuela

Ramiro Ávila y Patricio Mendoza

CENTROSUR

Heriberto Idrovo y Santiago Machado

CENTROSUR

Medardo Castillo

Viviana Paz y Santiago Pulla

CENTROSUR

Iván Genovés y Santiago Pulla

CENTROSUR

Fernando Reis Da Cunha y Rafael Da Costa

Efraín Paucar

ELECTROCENTR O S.A - PERÚ

Efraín Paucar

ELECTROCENTR O S.A - PERÚ

EEQ

CEEE-D RS - BRASIL CEEE-D RS - BRASIL

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A RED IMPLEMENTACIÓN DE FIBRA ÓPTICA EN REDES DE SUBTRANSMISIÓN ENERGIZACIÓN DE UN BANCO DE CAPACITORES Y MAGNIFICACIÓN DEL VOLTAJE EVALUACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE UNA HERRAMIENTA INFÓRMATICA PARA REPORTES Y ANÁLISIS DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO Y SERVICIO TÉCNICO EN REDES ELÉCTRICAS ACCIDENTES E INCIDENTES DE TRABAJO EN EL SECTOR ELÉCTRICO E IMPORTANCIA DE PONER PUESTAS A TIERRA MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CENTROS DE TRANSFORMACIÓN EN LOS ALIMENTADORES DE LA EMPRESA ELECTRICA RIOBAMBA PROPUESTA PARA MEJORAR EL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN REDES DE DISTRIBUCIÓN CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS EN POTENCIA Y ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS MANTENIMIENTO DE REDES DE MEDIA TENSIÓN SUSTENTADO EN TERMOGRAFÍA INFRARROJA

EVALUACIÓN DE LOS RESULTADOS DEL PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS 2007 DESARROLLO DE UN MODELO PARA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS, APOYADO EN HERRAMIENTAS TECNOLÓGICAS UBICACIÓN DE SUBESTACIONES ALTA TENSIÓN – MEDIA TENSIÓN MEDIANTE EL MÉTODO DE EQUILIBRIO DE MOMENTOS DE CARGA AUDITORÍA A LA INFORMACIÓN ESTADÍSTICA DEL ALUMBRADO PÚBLICO PUBLICADA POR EL CONELEC EXPERIENCIA DE LA CENTROSUR EN MEJORAS DE ALUMBRADO PÚBLICO DENTRO DEL PROGRAMA “BARRIO PARA MEJOR VIVIR” DEL MUNICIPIO DE CUENCA EXPERIENCIA DE LA CENTROSUR EN ILUMINACIÓN ORNAMENTAL A TEMPLOS, MONUMENTOS, PARQUES, PLAZOLETAS E ILUMINACIÓN NAVIDEÑA CUBÍCULOS COMPACTOS PARA MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA INDIRETA EM MT. SUBESTAÇÃO REBAIXADORA COMPACTA OU PRÉ-FABRICADA, COM MEDIÇÃO DE ENERGIA INDIRETA EM MT, UMA NOVA FILOSOFIA DE CONFIGURAÇÃO. CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS Y CALIDAD DE TENSIÓN EN DISTRIBUCIÓN CON DATOS DE FACTURACIÓN Y SISTEMA DE INFORMACIÓN GEORERENCIADO DE REDES EXPERIENCIA EN SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD EN CONTINGENCIA DESDE UN TRANSFORMADOR AT/MT CON NEUTRO AISLADO A UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CON CARGAS MONOFÁSICAS RETORNO POR TIERRA

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Año XVII

INSTRUCTIVO PARA CALIFICACI—N DE TRABAJOS ORALES Y ESCRITOS SEMINARIOS NACIONALES ECUACIER Propósito: Con la finalidad de obtener un alto nivel de calidad de lo trabajos que se presenten en los seminarios nacionales de ECUACIER, se establecen los siguientes parámetros para su evaluación: Según resolución del Directorio de ECUACIER la distribución de la calificación es 70% al trabajo escrito y 30% a la exposición. TRABAJO ESCRITO - 70 PUNTOS ALCANCE Y CONTENIDO DEL TEMA:15 puntos. Los temas que aborden los autores de trabajos técnicos, deberán estar relacionados con áreas de interés del Sector Eléctrico Ecuatoriano (Generación, Distribución, Comercialización, Interconexiones de Electricidad, Mercados de Energía, etc.) • Investigación, aplicación o desarrollo: (5 puntos máximo) Se evaluará el sustento técnico – científico que valide el trabajo y los resultados obtenidos, teniendo en cuenta la innovación, originalidad e investigación realizada. • Sustentación técnica - científica: (5 puntos máximo) Si el trabajo está enmarcado en nuevas tecnologías, así como en el empleo de métodos óptimos. • Adaptación o innovación: (5 puntos máximo) Si el nivel de complicación para la adaptación es bajo y si el trabajo presenta un alto grado de innovación, se asignará 5 puntos. APLICACIÓN PRÁCTICA EN LA EMPRESA O SECTOR: 18 puntos • Relación con actividades de la empresa o del sector: Si el trabajo está enfocado a actividades

de la Empresa: 1) en la que está laborando el autor del mismo, 2) en la que se ha desarrollado el trabajo; y, 3) si su contenido está relacionado directamente con el sector eléctrico ecuatoriano, tendrá un puntaje máximo de 6 puntos. • En uso o por aplicarse en la empresa o sector: Si se evidencia su aplicación práctica en la actualidad ó en un futuro próximo, determinándose su fácil empleo, tendrá un puntaje máximo de 6 puntos. • Resultados obtenidos: Si se demuestra que el trabajo ha sido aplicado y ha tenido buenos resultados se dará un puntaje máximo de 6 puntos. PRESENTACIÓN ESCRITA DEL TRABAJO: 12 puntos • Redacción, contenido y calidad: Si el contenido está lógicamente estructurado con claridad en su presentación y concreta su redacción, se dará un puntaje máximo de 4 puntos. • Método o metodología de análisis: Se dará 4 puntos máximo a quienes hayan tenido claridad en la exposición de los principios teóricos utilizados y formulaciones técnicas especializadas en su trabajo, métodos de análisis que orienten una comprensión completa y exacta. • Organización y alcance del trabajo, anexos y referencias: Se calificará el sustento técnico científico del trabajo, analizando los fundamentos teóricos que lo validen así como los resultados obtenidos (puntaje máximo 4 puntos). CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES: 15 puntos. • Objetivas: Las conclusiones y recomendaciones deben ser objetivas (claras, precisas y medibles), se dará 5 puntos máximo.

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• Prácticas y aplicables: Tanto las recomendaciones como las conclusiones del trabajo deben ser prácticas y aplicables a una empresa o al sector en general. Si cumple estos conceptos y su nivel de aplicabilidad no es complicado, se asignará máximo 5 puntos. • Relacionadas al tema: Las conclusiones y recomendaciones, deben tener directa relación con el trabajo y si cumple con este requerimiento se otorgará un máximo de 5 puntos. CUMPLIMIENTO DE NORMAS PRESENTACIÓN: 10 puntos.

• Formato (A4, interlineado, tipo de letra, 2 columnas): Las normas establecidas se encuentran ampliamente descritas en www.ecuacier.org/seminario si hay un cumplimiento de las mismas se dará un máximo de 3 puntos. • Número de páginas (límite 20 hojas, incluido anexos): El límite de las hojas será tomando en cuenta de acuerdo al tamaño de letra y la aplicación de las normas de presentación, las 20 hojas incluyen los anexos que el autor incorpore, si el límite de 20 páginas se cumple, se dará un puntaje máximo de 2 puntos. • Introducción, metodología y análisis, ejemplos, resumen, bibliografía. Si la introducción, metodología, análisis y resumen, son correctamente presentados y adicionalmente se ejemplifica, señalando bibliografía utilizada, 5 puntos máximo. PRESENTACIÓN ORAL - 30 PUNTOS EXPRESIÓN: 9 puntos. • Volumen y modulación de voz: Se refiere al énfasis que ponga el expositor en cambios relevantes, así como variaciones del volumen, a fin de que la exposición sea más amena y adecuada. Se dará un puntaje máximo de 3 puntos. • Temperamento del expositor: Se refiere al interés que el expositor consiga de los asistentes a su sala y de la forma como maneja su exposi-

Año XVII

ción. Si el temperamento es bueno se dará un máximo de 3 puntos. • Claridad y lenguaje: Si el mensaje que transmite es adecuado, utilizando un lenguaje apropiado durante la exposición, se dará un puntaje máximo de 3 puntos. MÉTODO: 10 puntos. • Diapositivas ordenadas, claras y concisas: Si las diapositivas están debidamente presentadas, en orden y comprensibles reflejando lo que el expositor manifiesta, se otorgará un puntaje máximo de 3 puntos. • Destaca resultados relevantes: Si los resultados mostrados son relevantes y despiertan interés en el auditorio, se dará un puntaje máximo de 3 puntos. • Conclusiones y Recomendaciones: Si las recomendaciones y las conclusiones del trabajo expuesto son buenas, claras y precisas, se otorgará un puntaje máximo de 4 puntos. RESPUESTAS: 7 puntos. • Fluidez en las respuestas. Existe un tiempo adicional para preguntas y respuestas, en el cual debe el expositor mostrar solvencia al responder a cada uno de los interrogantes, si esto se da, se asignará un máximo de 4 puntos. • Concretas y claras. Si las respuestas son claras y concretas es porque demuestran el dominio del tema, a lo que se dará un puntaje máximo de 3 puntos. TIEMPO DE EXPOSICIÓN: 4 puntos • Completo? Los expositores tienen un tiempo limitado para su disertación, si se cumple el mismo se dará un puntaje de 2 puntos. • Completó, aclaró o destacó algún tema o resultado en el tiempo para preguntas? Adicional se otorga al expositor un tiempo restante para consultas por parte de los asistentes, si responde en el tiempo adecuado de manera clara y concreta, se otorgará un máximo de 2 puntos.