DE LA TARIFA PARA IA VENTA DE POTENCIA Y ENERGÍA

DE PISA YAMBO A LOS SISTEMAS REGIONALES BAJO SU

INFLUENCIA.

Tesis previa a la obtención del título de Ingeniero en la espe-

cializaeión de «electrotecnia de la Escuela Politécnica Nacional,

Luis Alberto Ayala Andrade

QUITO - ENERO - 1974

Certifico qué este trabajo ha sido realizado

por el señor I/uis Alberto Ayala Andrade.

IWG.I GUIDO SOMA VASCO

QUITO, ENERO DE 1074

DEDICATORIA

A MI PADRE:

LUIS HUMBERTO AYAIA IASSO

Quien supo irfundir en mí, la búsqueda constante de

la verdad y el ansia inagotable del saber.

A MI MADEE:

HAYDA AKDBADE 2ATIZABAJL

Quien con BXÍB consejos y desvelosr llenó mi espíritu y

eaya Abnegación jcaes sirvió de estímulo para poder su-

. perar a¿|üello«t moínentos difíciles.

A MIS MAESTROS r

" - ' "S " ' •—"•• . •"" •• •Quienes eon sua esfuerzos y enseflaiiKaa forjaron mi

porvenir e hiciéronme un hpmbr* apto í>arsi servir a

la sociedad y a mí patria.

Luis Alberto Ayala Andrade

CAKTULO I I

latroduccdóa 1

1 , UCEGE3U y el BsíadG Actual de la ElectrifieaclóiiNacional . * • ¿ > , * « • * r * * • .* * * » - * * * * * * < • * » * * « . ¿ » * .« 2 .

1.1* Generalidades 21. 2 Estado Actual de la EleetrlfícaciónNacioiml 7

2. JS1 Piáis líficíoiml ds JEXoctr^ 10

2.1. Metas Generales 102 .2 „ Coneepélón ded Han Nacional de Electrifica

2.3* El Sistema Nadonal Interconectado 142.4. Esternas Regionales , 17

8* Ciiteario^ Geaeraíeií pajrikiaveiita de poteacía, yenergía del Sistemm Nacional Iníerconectado a loaSistemas .Regionales 23

$. 1 * ll-pog te' Jüt^eambío dé JSnergía 233,1,1» lutercanibios plaxiificadoB a largo pía

..:, - ' . '• m • • •- ' " . • " " . . "' • - . ; " • " • / • • • • - 283.1.2. Intercambios a corto píasso 323.1.3, üitercamMos de emergencia 30

I IL

* Blemeátoa ÍÍSÍCOB del Sistema Nacional Iníerconec40

1*1* C«tóral^ de Gemeracito 4045

2. Prioridad íie jiyecución 48

3 . El Proyecto Pisayambo * Esquema de Desarrolb de3a, Central Bieará 51

4. Área de Influencia del Proyecto Hfíayainbo 5&

CAPITÜUOIH ip

1* jEstadO Acteal del Servicio 67

1.1. Generalidades 67l«j&. {¿titania Hoarté ' ' " _". * 67

i.s, Sísiei1.4. ^ettema Ceaia^-Not^1,5* PrliKíipales Aittoi'poductoreB

2* £m¡ywcI^de-la'Pem«^^ 78

¿.i* CcÉügid^acioae» sobre la Proyección 732*2. Procktccióii de Potencia y Energía de

las CeatraleB Hidroeléctricae esdetentes y programadas "" 86

2 *8* Producasióai d® Bateoete y• JEoarglk. delas Centrales Térzoicas existentes en

3. Balance de Pbtencia y Energía

Estudioy 0a área de üifluencia 107

1*1« Alcaace d"^ JSg^tdío 108laák Período de Estadio 109i. 3 * Bfltodio de Costos 1101.4« Costo de Rpoduccíióa 1111.5, TaHfa0 U31.6v InversioneB en Operacián 114i -. 7 * • Cuotas amalee de deíir^iaoíón 1191.8. Fondo acumulado de depreciación 1161 c 0, Gastos directos de Operación y Mante^

zámiento 1181.10-Base tarifario, y rentabilidad 1161.11 .Costo iHTómedio del KWH a íoirel Stabta-'

tacíóa ""* 117

1 * 12. Coato promedio del KW a niveleión

1. IB, Cargos f^og de inversión! imputables apotencia y eargas variables de operaciónimputables a energía

1.14, Diseño de la, tarifa a nivel subestación1818* Krecio medio de veatai delKWS a nivel

subestación1*16. Análí01s ítoanciero 1221.17 - Fuentes y Unos de fondos 1221«la* Tabla de amortlsación de los préstamos 122

V

1».' Influencia de la v^oats. de eneargta ppqveasieate dtfPisay?u3ibo en los siatemae regionales 145• " - '

1.1. JLa energía coma factor dabteÜ6£f 3?> 0OCÍ&1 X'&Cf

1*2* La ecpan0ión del servicio eléctrico . 148

?. Mvelefí Tarifarfos que deberían aleaazar loeSistemas Regionales 153

3. Cotielusionefí y Recoioefidacione^ ' 157

BIBX^GHAFJA 180

11 / ? ^Jáme de11 8 Imr^0iofie0 aix Operación

Cuadro # 1 Proyección de la demanda y energíaSistema Norte x 32

u / <' 2 IRroyeecíóa de la, demaiida y energía• SiBtema Kchincha 8S

íf " 3 BroyeécÍ6a d@ la demanda y esner'gfeSistema C^aíro--IÍQi*te 34

• ' u* : • 4 Proyección de 3t& demanda y energía> ' . • ^ SLátem» Total 85^ 5 Capacidad de Generación de lí^ £*!&&

taa hidráulicas existentes 93" 8 Capacidad de G®Brafii6ix de las

tas Mdráulícae en construcción y

Cuotas anuá^ de Deííreciapióix" 10 Fondo Acttojílado de preeíacÍ6n11 lt Gastos BiréCtoja de CJpto * y Maut,n 19*•&II • . - jrt •

11 14 Í>BfeeEíhiBüsa2Íóa del Coeto délICWH anivel subestación 133

11 15 Det^riatoacióñyelj^tetactóix . 135

11 18 Cargos í^oa de inversión impatablesa potencia 137

11 17 Crrgos variables d0 operaci&iitablea a energía

de la 'TsüPifa a iiivelmsdio del KWH vendido «{. Mvel

subeatación11 20 Análisi0 Financiero11 21 Fuentes y usos de fondosSl 22 Tabla d© SBoortteación dál Préstaünoo del

BJD ^ 143tf 23 Tabla de amortLsacióíi del Eréstamió Ca-

43adi©n«té 14411 24 Coaio promedió actual del KWH íiacteado 18B

PfQGio medio de venta actual del KWH 169Costo Prom^io del KWB a nivel Síbesta-ción 170

Anexo # 1 Sigtema Nacional ínter-conectado 171

<r 3 SWwás Kfécl3?leoaBegíanales 172

11 & Proyecto Pteayaaribo (Perfil) , - - 173

f l 4 CMznitiGa de eqELiilihriQ 174

11 8 Tut^tfa de Pesian ( r U) 17§

11 ' 6 Cana de Maitinada 170

! t . - 7 Zaaa de ínfluéapíe del

!t

8 Tarifa Mensual .de Oefcrewcyar- . .

9 Tarifa Measoal Pro pues fe. • 179

1. ESTECE!* y el estado actual de la Etectríficacióü

2- 331 Plan NaeionaL de

Nacional ínter conectado.

.Sistemas Regionales

s; és para la YSnta de Potetieia y Sinergia

del Sistema Nacional Interconectado a los Sistemas Re »

gíonales. : - ' • " - ' ; ' - : " - - , ' . • "-• • • ' ' . . . / " . • ' - " - . . ' '

INTRODUCCIÓN

Hasta 1961, COA excepción de algunas ciudades, el suministro de energía

eléctrica era responsabilidad de los municipios, quienes lo administraban

con criterio político y localista. JEn la mayoría de tos casos, el servicio

fue deficiente y todos los capitales destinados a el; iban desapareciendo,

porque ninguna de.estas entidades se preocupó de crear el fondo de repo-

sición para sus equipos* de tal manera que cuando alguno de éstos sufría

un grave desperfecto dibído a su mal estado, recurrían al Gobierno exí **

giendo soluciones inmediatas al problema*

La dése api talizacíón del sector eléctrico se acentuó atan más con el crec¿

miento permanente del consumo y que implica un aumento siempre ere -

ciento dé las inversiones necesarias para atender el constante ci*éclmien

tó de la demanda*

En estas circunstancias/ al Gobierno oreó el Instituto Ecuatoriano de

triflcactón con éí Decreto Ley de Emergencia IT 24 ide Mayo 23 de 1961,

con tí objeto básico de planificar y ejecutar los programas de electrifica-

ción a nivel nacional, agí como también el de crear empresas y eooperaü

de electrificación.

Una de las primeras metas de este Instituto fue la conformación de Emprjsj

sas de Electrificación, con el objeto de sacar los servicios de energía eléc

- 2 -

trica de la esfera política municipal» para organizar los con el criterio

técnico empresarial y canalizar hacia el Héctor eléctrico loe recargos £

conómicos de las diversas instituciones* aea en forma de acciones o préjg

tamos, con lo cual 4$ trató de atender el déficit de energía que existía en

el país i De esta manera ee conformó pequeños centros de suministró de

energía eléctrica que cubrían inicialmente laa cabeceras provinciales y

que fueron ampliando los servicios eléctricos en áreas cada vez mayores.

Es así como JNBC.ÉI/ ha elaborado el Plan Nacional de Electrificación, cti

ya premisa básica es la de proporcionar energía eléctrica suficiente pa>

ra el desarrollo industrial del país» así como también la extensión del

servicio eléctrico & las áreas rurales para mediados de 1976-

.»!* Generalidades;

Bl Instituto Ecuatoriano de Electrificación -INBCEL- es Una en**

tidad adscrita al Ministerio de Recursos Naturales y Energéticos,

siendo sus funciones principales las siguientes:

a) Elaborar el Flan Nacional de Electrificación*

b) Impulsar la ejecución del Plan Nacional de Electrificación.

c) Promoyer el establecimiento de Empresas Eléctricas.

- 3

d) Aprobar las tarifas para los servicios de energía eléc-

trica.

e) Supervisar todos los servicios eléctricos del país»

Una de las píimeras preocupaciones de INECEL lia sido preci-

samente la dé integrar los servicios eléctricos bajo la respon-

sabilidad de empresas cantonales y/o provinciales que abar-

quen áreas de servicio cada vez mayores, y que tendieran a re^

solver los varios aspectos negativos que arrastraban los serví

clos eléctricos diseminados * Dé esta forma se estructuraron

19 Empresas y 2 Cooperativas de Electrificación Eural. La si

sistencia técnica y económica de DEECJSL a las Empresas,, al

igual que la introducción aunque parcial de la economía de es-

cala y de nuevos pliegos tarifarios, detuvieron an parte 1& dev

capitalización acelerada que sufrían los servicios eléctricos,

mejorando sus condicionas técnico-económicas y brindandoíne

jares perspectivas para laa Empt-esás y el sector eléctrico en

general.

INECEL ha realizado evaluaciones periódicas de las necesida-

des de energía eléctrica en el País, por medio de encuestas cu

rectas y anédísis estadísticos, que han servido precisamente

4

para la programación de obras.

En realidad, ninguna de los programas preparados han sido je

jecutados ^n gtt totalidad, debido sobre todo a la falta de fon-

dos. líos aportes asignados por el Gobierno a través del Pre-

Supuesto Nacional, $n todos los afioar, se han @f ectíviaado ®n mí

nímo $x>rcéntaje; es por esto qüelNECfíL se vio obligado a bus

car fondos dé diversos orígenes» que puedan asegurar la erjecu

ción de sus programas, siendo el más Importante el que obtu -

vo a través de la creaci6& del Fondo Nacional de Electrifica -.

ci6n por 01 Congreso Nacional en el aftp 1971, en forma de u-

na participación porcentual de la explotación petrolera del CH

rienté Ecuatoriano.

El objeto básico de INECEL, es pues, la planificación de la ¡e

lectrlficación a nivel nacionals es irár esto que ha preparado

varios programas de e!0ctrificacióíi para orientar la ejecución

de las obras correspondientes en todo el País,

Por otro lado, INJSCEL ha peparado el Plan Nacional de

Orificación» con el <tual pretende, cpmo se dijo ya anteriorme.n

te, proporcionar energía eléctrica suficiente para el desarro-

llo integral del País*

.- 5.

Dentro de este Plan cabe distinguir los llamados Sistemas

Regionales y el Sistema Nacional Interconectado, que íitle

re por sus objetivos*, administración y fínanciamiento.

Como de menciona en el documento en el que consta el Plan

Nacional de Electrificación, los Sistemas Regionales, cons

tituyen 01 conjunto de instalaciones y equipos necesarios pa

ra la distribución de la energía eléctrica en áreas geogréfi

camente definidas y bajo la administración de empresas re

gionales qué en asocio con INECEL, se encargarán inicial-

mente de generar» úomercíaltear y di^ríbufr su propia e ~

nergffa eléctrica y posteriormente de la compra, comercia

lízación y distribución de la énex^ia generada por el Siste-

ma Nacional Iníerconectado- Estas empresas servirán ade^

más como agentes de recaudación que permitan recuperar

las inversiones del sector eléctrico.

Estos Sistemas Regionales se conformarán por la fusión de

las empresas cantonales o provinciales que facilitaran la

transmisión de energía eléctrica» permitiendo de esta for-

ma que lageneración se realice en el sitio más apropiado y

se pueda aprovechar las ventajas que la economía de escala

pueda ofrecer. '

ESfECELf tiene avanzadas las gestiones para formar diez (10)

6

sistemas regionales «gxe abarcan todo el territorio nacio-

nal, incluyendo el Oriente y el Archipiélago de Colón*

Con la existencia del Instituto ecuatoriano de Electrifica,

clon y los nuevos criterios sobre la materia, es necesa-

rio de un nuevo marco legal que regule la gestión eléctri

ea nacional; es por «stó <iue el "Sistema Nacional Intercc>

nectado de Generación y Transmisión de Energía Éléctri-

.ca'-i tiene cpe ser planificado, ejecutado y operado por J-

NECEL; dicho sistema se ocupará del aprovechamiento i£

tegral y técnico de loe recursos energéticos naturales del

país, para ponerlos a disposición de los centros de consu-

mo» JEstará compuesto esencialmente de laa grandes cen-

trales de generación, hidroeléctricas y termoeléctricas, u

bdcadas en distintos sitios del país, y de las líneas de trans

misión a alta tensión, que unen los Sistemas Regionales a

las centrales de generación de este sistema.

Sobre la ¡ejecución del "Sistema Nacional Intereonectado*',

INECEL ha dado pasos firmes con los estudios realizados

sobre varios proyectos con capacidades mayores de

100-000 KWV y la ineiación de la construcción del primer

proyecto del sistema, el pí?oyecto Físay&mbo*

1*2. Estado actual de la Electrificación Nacional

En todos los niveles de la tecnología moderna, la disponi-

bilidad de energía es un factor predominante que la impul-

sa. Particularmente, las disponibilidades de energía elóc^

trica forman una basé para el desarrollo socio-económico

y luego cultural de las naciones.

En el mundo actual, el desarrollo de los pueblos se mide

en Kwh consumidos por persona.

En nuestro país, es indiscutible que la industrialización es

el c&mino obligado para el desarrollo; por otro lado, si se

considera que la economía del mundo está en permanente ex,

panaión y con un ritmo más acelerado en los países desarro

liados que los qué se encuentran en proceso de desarrollo

-como es el nuestro-, la brecha que nos separa con los pri

meros, ee cada vez más grande, lo que hace aún más justi-

ficable la atención preferente al sector eléctrico»

Lo que a continuación se detalla nos marca un hito sobre la

situación real del Ecuador en lo que a electrificación se re'

fiere. (Loe datos han sido obtenidos de la Sección Estadía

ticas de INECEL)

La potencia eléctrica total instalada en el país ha tenido 11

na tasa media de crecimiento acumulativo de 9.31% en el

período 1964-1971, lo que representa una duplicación cada,

7, 5 años*

En el año 1971 la capacidad eléctrica instalada alcanzó a

327 «000 Kw de los cuales la capacidad térmica representa

un 63% y la hidráulica él 32%, las instalaciones destinadas

al servicio público alcanzan a un 30, 5% correspondiendo el

19, 5% a autoproductores.

La generación eléctrica producida para ese miemo ano fue

de Ir049.636 Mwh; de éstos* las instalaciones térmicas han

generado un 58% y las hidráulicas un 41,0%* Lo generado

por las entidades de servicio público representa el 86,8%

y lo generado por los autoproductores el 13, 2%.

El consumo por habitante en el Ecuador en el alio 1970 ñte

de 153 Kwh. por habitante, mientras que el promedio anual

para Latinoamérica fue de 573 Kwh/habltante, correspon-

9 "

diéndole a Venezuela el valor máximo de 1254 Kwh/habi

tante . Los Estados Unidos tienen un consumo promedio

per cajeta de 7000

Cabe indicar ejue en el período 1068-70, él Ecuador cre-

ció don un 8, 43% en cuanto a energía per cápíta, regís -

trando los valores mas altos en Latino América, cuyo

promedio piara ese mismo período fue de 6% anual-

el País, existen actualmente Id Empresas Eléctricas,

2 Cooperativas de JEleetriíieaei&n Rural y 3 Sistemas E -

léctricos administrados por INECEL. En los lugares en

los cuales el servicio eléctrico no es administrado por

ninguna dé estas entidades lo hace el Municipio respecti-

vo. " " ; ; .. • •. " • , , .

De las 19 Empresas Eléctricas, 18 están formadas por ca_

pítales provenientes del sector publico y la Empresa Elé£

trica del Ecuador (EMELEC) esté, constituida por capitales

privados- INECEL participa como accionista en 13 de las

empresas eléctricas.

Este Instituto no es accionista de EMELJSC. Sinembargo

-.10

con la política que actualmente mantiene INECEL, se tiende a uno.

participación más directa de este Instituto en todas las empresas

eléctricas del País.

,1. Metas Generales

El Plan Nacional de Electrificación tiene como otgeto básico el a-

tender en forma adecuada los requerimientos de energía eléctrica

en todo el territorio nacional y en los varios sectores que confor-

man el mercado eléctrico, como son: el residencial, comercial,

industrial y pablico en general* Ampliando un poco más este con-

cepto eé puede decir que lo que 01 Plan Nacional de Electrificación

pretende es:

a) Duplicar el número de abonados hasta 1930, ee decir, lle-

var el servicio eléctrico al 70% de 3a# ecuatorianos; 6 mi-

llones desabitantes aprox]^^

b) Electrificar el 100% de la población éauátoriana bastar 1990

lo que corresponde a II1942 * 000 habitantes aproximadamen

• • te.. - . - - , . . .

c) llegar en el año 2.000 a un consumo de energía anual me-

dio "per cápita11 similar al que se estima será el valor me-

- l i -

dio* este índice para Sudamérica para ese año»

La evaluación de las necesidades de energía eléctrica a través

d$ encuestas industriales, comerciales y proyecciones estadísti.

cas realizadas por INECEL, ha permitido definir una adecuada

proyección de JOB requerimientos <ífc energía y |x>tencla, en un

período de 30 años, cuyo resumen es el siguiente;

Bequeriznien Población servida Demanda eléctos de poten- % al final de la de trica Vatios/"

BECADA cia(K;«) cada hab.

1971-1980

1981-1090

1991-2000

TOTAL

850.000

2'798.0QO

12'000,000

Í6'3«4.000

70

100

1001

39*

77

234

77**

234

778

Principio de la década

Final de la década

Loa requerimientos de energía y potencia anual de la présente

década son:

AÑO ENERGÍA (G w tí) PQTEISCIA MW

1971 906,54 - 2 1 2 * 1 1

1972 1*028,90 238,57

AÑO .,. . ENERGÍA (<3wH)

1973

1974

Í975 - : .

1976

1977

1973

1979

1980.

1,238,83

Í.390,98

1.631,31

1,854, 9

2*068,82

2*355,06

2.629,29

2.958,30

282,14

317,12

371,42

419,47

464*76

523,40

833,33

855,99

Be los datos de requeritnientos anteriores, se desprende que el

crecimiento inedia de la potencia necesaria para atender la de-

manda en loe 30 años (1971*2000)* es de 15, 2% acumulado anual;

aunque para la presente década el crecimiento medio anual pre -

visto para energía es d&sólp 18»4¿; 1*4% mayor que el crecimien

to histórico de los ültímop añoa (12% acumulado anual) * Estos va-

lores significan que en la primeara década, 71-80, la demanda de

potencia prácticamente ee triplica; en la segunda década 1981-90,

la demanda es cuatro veces mayor que la anterior, y asfínismo se

cuadruplica en la década 1991-2QQO*

Tanto las cifras de crecimiento de las proyecciones de potencia

13

eléctrica y en general las metas globales del Plan Nacional de

Electrificación, no son ambiciosas, al consideramos las buenas

perspectivas de la economía nacional por la influencia de los in-

gresos provecientes de la explotación petrolera y de igual forma,

por el desarrolló acelerada & que están obligados los países de A^

m erica Latina* ; •

(Los datos han sido obtenidos del volumen titulado "Flan, Nacional

de Electrificación*1, publicado por INECELl'

2.2. Coacopcióa del Flan Nacional de ÉÍéstri¿Ica.QÍ6fí ' / -

El Plan de obras de electrificación mcional está dividido, como

ae dijo ya anteriormente, en, los llamados -."Sistema Nacional In-

terqonectado de Generación y Transmisión dé Energía Eléctrica"

y "Sistemas Eléetrioos Hcgionales" que se distinguen por sus ob

jetivos>

JSzi resumen 1& concepción del Plan Nacional de Electrificación

es simple, se generará energía eléctrica en las grandes centra

les en cantidad que sea necesaria y a yreclos convenientes y ee

la venderá en bloque, a través de las líneas dé transmisión del

Sistema Nacional Interconectado, a las Empresas Regionales,

las cuales la distribuirán y recuperarán la inversión realizada»

2.3 «El Sigtema Nacional iatercbnectaáo (Ver Anexa $ 1)

Básicamente,» el Sistema Nacional Interconsctedo de Generación

y Transndeión de Energía JBléetrtea» estará formado por ios

grandes centros de generación, subestaciones y líneas de traxis-

rnielón a alta tenalón que unirán loa sistemas regionales a estas

grandes centrales. Las obras de éste Sistema estarán financia**. • . ' • • ' . . • - ' • idas por ¿1 Fondo Nacional de Bleci íficación, el cual proviene de

la participación de INECEL en la explotación de los recursos del

petróleo en la sana oriental del País.

Luego 40 realizados los estudios de evaluación, de los recursos

energéticos de qae dispone el País, tanto hidroeléctricos como

termoeléctricos, se han seleccionado Jos siguientes proyectos

los cuales formaráa parte del antedicho Sistema Nacional,

- • PROYECTO ' - . Capacidad do ffoteasia

Pisay^mbo 180*000 Kvr (ea ejecución)

Paute 1( 260.000 KW (en diseño)

350.000 Kw (en diseño)

PROYECTO Capacidad 4e Bpteae'ía

Montófar 150.000 Kw (en diseño)

Cfcimbo 184.000 Kw (en estadio)

Este valor represente aproximadamente unas; 0 (seis) v0ees la

potenqia instalada en el Ecuador en el aíló 1971, que -fee de

327.90QKW.

Además existen otros proyectos los cuales 86 encuentran aún en

estudios, siendo los de mayor capacidad los siguientes:

PROYECTO

Quijos (Coca) V 31200,000

Jubones* 168.000 Kw*

Daute-PerípA 100. 000

Hndo-Puyango 100*000

Sabanillas 50,OQOI&ir.

En lo qu<5 se refiere a í?ecur3os térmicopj Ja instalación de una

r Minería estatal próáuciría un yolúmaa de r0síduos que pueden

ser aprovechados para la instalación de una central de vapor.

Cuando la refinería tirábale en su capacidad total ge estima

producirá unoa 5-800 barriles diarios de residuo, loa cuales

permitirán instalar una central con una potencia entre 150.000

a 200,000 Kw dependiendo esto del poder calorífico de los barri

les de residuo, así como del factor de carga» Lógicamente la

instalación de la central térmica dependerá de criterios políti-

cos y partidistas de construir la refinería estatal y podría en-

trar en servicio en el mismo año que la refinería,

El afea de influencia del Sistema Nacional Interconectado se

lia dividido en Zona Norte y 2ona Sur del Ecuador.

Zona Norte ^stá formada por 8 provinciáes Carchí> Imbabu-

ra, Hchincba, Cotop^xi, Tunguralma, Chimborazo, Bolívar y

Esmeraldas*

La Zona Sur agwpa 7 provincias: Azuay^ Cafíar, Loja, Mana-

bf, Gus^a&í Loa Kíosy El Oro*

El equipamiento de la Zona Norte se ha determinado en base de

los jaroyísctas Hsayambo, Toachi y Montfifar; por el contrario

el etjuiimai^ito de la Sona, Sur ae reallssará a base dej I*royec-

to Hidroeléctríoo Paute (Cola de San Pablo) .

2-¿»*v Süsternaa Regfoaálas. (Ver Anexo #2)

Uno de los índices de comparación del desarrollo económico

de tóg pueblos es el consumo de energía eléctrica por abona-

do o por .habitante.

Este índice evidencia que él Ecuador ee uno de los más atra-

sados entre los países de Latinoamérica y que esto se debe a:

1 v La dispersión y falta de los recursos destinados a la

electrificación,

2, Laa existencia de muchos sistemas eléctricos indepen

dientes con altos costos det producción -

3 * tía actitud de los ecuatoriano» dcr regolver los profele

sin someterse a un planeamiento intégrala

Por otra parte el s^viclo de energía eléctrica es el típico ser

vicio de "Costo Unitario Decreciente", esto ©s, cuanto mayor

número de consumidores sirve una empresa, cuanto mayor nú_

jnero de kilovatíos*hora genera y vende una empresa, y cuanto

usa sus instalaciones, menor es el costo unitario del kilo.*M

porque entre otras rassones tenemos las siguientes*

- . . ' ' - " >"i8.- / y . • ; • - - ; . - ; ,

a> El mismo costo de administración de una empresa se

distribuya fé& uft fciayor número de uguariog y de Mío-

-watloa-bora generados*

b) El costo dé linreralóa y operación por unidad de poten-

cia y energía es mefcpr e& eeateales grandeat que ea pe

c) Al íimtí' un gr»a wánaeíro de- conaumídorea, el fecítor de

coincidencia diííminuye, perznitímido aorvir a u» toiiyor

número de abonados con una menor capacidad instalada.

d) Í31 coato de repiestos y m^t^teles e» meiaor compran-

do en grandes cantidades.

e) Cuanto más grande ee el eistema, «e dispone en una for

adecuada de téoaicoe, personal y equipo*

&&& ello mayor eficíe^iaiii 01 atediólo*

f) lia interconexión de vwiaa planta® y 8i$temas

ciona axiáñ 0<miífittida^

lización de Jo0 recuraoa ^terg§ttcos CTiBteJitefi eu el

. - - ' . país» - . ' ' • ' " • ' . : " . - ' " . . / - • "

Es por esto que INECEL» ha previsto integrar al paie en loe si

•* 19 -

guientes siatemas:

&l cual servirá a las jawinciae de Carchi* ftababu^a y

Norte de Pichincha y que aglutinará en uno solo a todos

los sflawte&Mi suministrados por las Empresas Eléctrt -

fías loticen, Montófar, Ibarí-it y los Muníoípiae de El An

geí, Ota^alo^ Antonio Ante y Cótóeacid,

El cual servirá a todas las áreas de los Cantonea de Qui-

to, Rumiflídstti, M^jía y Santo Domin^ de tós Colorados*.' • ' • ' " ; • -

Este sistema deberá constituiré© alrededor de la Empre-

Eléctrica Quito, administrando todos los demás eiate-

municipales» incluyendo la Cooperativa de

Sanfe? Efomingo de los Colorados *

3 - SISTÜMA

í Bolívar y Bastasíft y que r^anirá <m uuo solo

a todos los servicios suministrados por las Empresas Eléc

20-

tricas AinbatQ, Riobamba, Guaranda y Alausí; los

cios munlcipalei de las provlmiiiS de Cotopaxl y Pastaza;

las cantones de Píllaro y Bafíos en la provincia del Tungu^

rahua y a los de Cajabamba y Guatnote en la de Chimbora

4 * SISTEMA CENTRQ-SÜR

El cual servteá. a las provincias de A¡suay y Caflax% reu *

níendo en un solo ente a los aervicios suministrados por

la Empresa Eléctrica Cu^nca^ Inecel^ualaceo y & todas

las demás dependencias municipales del resto del Azuay

y todo el

5 '*• S3BTJBMASUR

JESI csual servirá a las provincias 4e Loja y Zamora-CMn-

chipe dentro de un solo conjunto que reúna a los servicios

eléctricos de la -Empresa Loja y todos los Monicipips de

las dos

JEl cual servirá a toda ésta invínola y cuyos disperdiga

dos pequeños sistemas, se constituirán alrededor de

Empresa Eléctrica Esmeraldas S.A.

7 - SISTEMA MAHABI

El cual suministrará energía eléctrica fit toda esta

cia y cuya integrítcióñ eetá bastante avanzada exceptuan

do Por toviej o y Bahía de Car áquez.

3 - SISTEMAGÜAYAS-LQSRJtQS

El cuál suministrará energía a las provincias de Guayas y

En la actualidad en el área operan Jas siguientes empre-

sas: ÜMELEC* atuninistra energía & Guayaquil; Empresa

Península de Santa Elena, que sirve a Playas* Salinas* San

ta Elena, La libertad y otros pueblos pequeñofí; Empresa

Eléctrica tos Bíoe> qixe sijrv^ a Bateboyo; Empresa Mila-

gro, tpt$ fíi3*ve a Milagro; JBmpresa Quévedo a Quévedo;

Cooperativa de Electrificación Daule Ltda, a Daule; 3he-

ceVDurén que sirve a Duran y todos loa demás Departa -

mentos Municipales que sirven a sus respectivos cantones -

9 - SISTEMA BL ORO

cual servirá a toda la Provincia de El Oro, Incluyen

do a todos los servicios eléctricas municipales que aún

lio se hartando con la Empresa Eléctrica El Oro, la

cual en la actualidad suministra energía a Máchala, Pa

% Síorta Rosa, Puerta BoJivw y El Guabo.

10 « SBTgMAS MENORES

Los cuales comprenden varios proyectos en la Región O

riental así como el Archipiélago de Galápagos; estos son:, ' .. '. • . . ' . ' . ' . . " • * ' . . •

'<• <Otwtn&í*'f/'i- "Testisa* fifcíTnirrfsKÍ!ftt*Jl Tn*{ñ¿*f4hSill'inAttfA a tcaút i^iitíío—JTX W.Y «3l> tU A VrlU&t DUJULLU.ÍJLB bCU, ,Ofc MA <UJjfc»JiL/ClJíiimX»*fc»5 wfc ACl>f9 x>*vl\*i*" " . . • • " ' ' . • " ' " " .

<íes de Tena y Archldona¿

-Proyecto Macitó: su área4e ínílu^icía son. las poblacio-*

nes del valle del Río Upano, siendo las principaleá Macas,

Sucúa y Méndez*

-Proyecto Lago Agrio: su área de influencia es la 0ona pie

írolera dii Lago Agi?io, Santa Cecilia y Saeta.

-Proyiecto Archipiélago de Galápagos; su área de Ipfluen-

cia será principalmente las Islas Santa Cruz, Isabela y

- 23 -

San Cristóbal, las cuales son las más importantes»

CRITERIOS GENERALES PABA XA VENTA t)E POTENCIA Y B>

^SgffJmOfrA^^^

J^gSQI^ L13g_ : :

Como se dijo anteriormente, los Sistemas Regionales se encarga

rán de generar, comercializar y distribuir su propia energía y

posteriormente, de la compra, comercialización y distribución

de la energía generada por el Sistema Nacional Interconectado pa

ra poder satisfacer sus necesidades.

JEjate es el punto que nos preocupa; el referente a la compra de la

energía al Sistema Nacional Interconectado y la política tarifaria

a ¿seguirse»

Para pftd«r establecer los beneficios totales derivados de la

conexión, es necesario primordialrnente estudiar despachos de

carga para cada alaterna regional* con 01 propósito de llegar a u

na optüBÍssaeiSn en la utilización de Io0 recursos ©nergétteoe dis-

ponibles.

3.1» Tipaa de latercambio de

Bn los contratos de interconexionea, loa denominadores co

muñes para 01 Intercambio de energía son kilovatios y M-

lovatios ixQrii* ya sean únicamente entregados, o combina

dos con su devolución en tondíclones relativameiitd iguales.

El costo de un Kwh para un Bíatema puede ser más alto que

par a otro, pero ei el Kwh entregado durante la hora de la

demanda máxima es devuelto durante una hora o un período

similar, ninguna de las compañías ae lia beneficiado a coa-

ta de la otra, siempre y cuando 1& compeneafiíón se pueda

concluir y el balance a cero del ixrtercambio de Kwtt pueda

ser completado al cabo de un período de tiempo razonable

(por ines p por ano)^ en tal ca0o isa ee necesario facturar &

paga? ttínguna fcatttidad de

Sía embargcíí la mayoría <30 Ufl intercoj^aiónea necesitan

álgto acuerdo económico para el pago de la energía neta

transferida mensual o anualmente de un sistema a otro, y

por consiguiente, la determliMioiÓJa de te& tarifas aplicables

en esoe casos, puede ^er bástente complicada*

VÉtfioe criterios para clasificar o agrupar los tipos

de interdamibio de energía, entre toe cuales ee pueden enun

ciar los siguiente»*

25-

1 . Lo0 intercambios planificados a largo plazo.

2 . Lo0 intercambios! convenidos a corto plazo; y,

3 , Los intercambios de emergencia »

8*1.1». ' Integcambiog ffloaigicadoo a' laggo pl&so

La planificación d& los irrtercamislos & largo plazo/ es un

blema similar & la planificación de obras e instalaciones de

generación. Coagiste en la suscripción de contratos de com-

pra» venta e JLniercanjMo de energía con una anticipación supe

rlor > ua a^so * En este casó las condicionen serán calculadaB

en base a las caracteríatícaB del suministra (potencia, ener-

gía, utí ligación de : ja potencia) y al costo del servicio (gastos

de operación y xoantenimiento), m&a Ufla rentabilidad adecua-

da la cual permita ua desarrollo siempre creciente del alerte-

ma. Teniendo presento que, en el periodo de vigencia del ree^

pectívo contrato, laa coJüdioiones de operacl&a (aportes dé loe

rlb0, dc33iaiidsi. solicitada), evolucionen normalmeijte; vale de-

cir, en una forma previsible a largo plazo ea base a loa datas

estadísticos disponibles .

En general las transacciones envueltas en un convenio a larga

plazo siguen dos filosofías bastante disttntad:

002155

26

a ) Cdátog .gompogtláQ0;. . • • ' . -

Se basa en la premisa cié que el costo mínimo de operación

puede obtenerse BÍ loe sistemas operan como si ellos cons-

tituyesen una sola compañía y si las necesidades básicas de

capacidad y energía 0e intercambian al costo.

b) Tarifas de estímulo:

Los contratos basados en esta premisa* permiten a las em-

presas envueltas tener una mayor libertad de acción e inde-

pendencia* Para una u otra compañía, los intercambios de

capacidad o energía se efectúan mediante el estimulo de que

las tarifas son lo suficientemente más altas o bajas, que sus

respectivos costos actuales.

Interconexiones en las cuales* transferencias de potencia y

energía se efectúan a costos compartidos, económicamente

resultarán con el más bajo costo de servicio para todos los

miembros de la latercbnoad^n* siempre y ciwmdo entren di-

chas compartías, se planifique la instalación, se operen y

mantengan la.fif unidades como si fuera un aojo sistema* A-

demás, debe implantarse un sistema sincero y real de con-

— 27 -

tabilídad para determinar dichos costos.

Si todos los costos pon compartidos, ee presenta un proble-

ma cuando existe entre las empresas, muchas diferencias en

tamaño y en sus costos de operación. La compañía de más e

fíclencía y más bajos costos» debe compartir dichos costos

con otras compañías menos encientes y de costos más altos»

J30 obvia la presencia de un desagradable e ürjusto desequili-

brio *

Por el contrario cuando las transferencias de potencia y e-

nergía se efectúan medíante tarlfag de estímulo, esdeürán^o

portunidadés en las cuales un& empresa eléctrica, pagará más

por Kwh que lo qute realmente le cuesta, pero esto sucederá

para un pequeño porcentaje de Jas necesidades totales de e-

nergía y la compañía vendedora hará un beneficio económico.

Sin embargo^ en otras tranflacciones que pudieran presentar-

se en el futuro, la compañía que inicialmente era vendedora,

puede cónsrertirse en, compradora y los beneficios económicos

obtenidos con anterioridad serán compensados con las pérdidas

ocurridas en esta transacción. De esta forma el resultado ne-

;- 28-

to será balanceado a lo largo del

Lógicamente cuando se interconectan empresas de tamaño

muy disimiles y debido a los avances tecnológicos que han

conducido a la fabricación de grandes unidades generadoras,

con costos por kilovatio relativamente bajos y con mejores

condiciones de operación, ee natural que la compañía de ma-

yor tamaño posea 3a ventaja de poder utílissar estas grandes

unidades generadoras. Por esta razón, si se utílisa 01 mé-

todo de analizar l&s interconexiones como si fueran una sola

compañía las totoras unidades deberán ser grandes e insta-

ladas en la empresa de mayor tamaña. Como la compañía jje

quena 120 permitirá, el volverse más y más dependiente de la

potencia y energía comprada, deben desarrollarse medios pa,

ra determinar 3a propiedad de esaa unidades generadoras

grandes y eficientes. Un método es el de construir, poseer y

operar conjuntamente estas unidades generadoras, mediante

un Ente independiente y separado, el cual se encargara tam-

bién de la administración.

intercambios contratados a largo plazo son relativamente

fáciles de establecer* En muchos casos el beneficio es relati-

- 29 -

claro y por lo general, es fácil llegar a un acuerdo.

A continuación, se indican algunas modalidades de estos con-

tratos. . - . . , • - - . • • - • - . . • . ' ,

3.1.1.1. Contrato de compras

Este contrato contempla, la compra de valores de -

ñífJdos de potencia y energía durante un período de

terminado de tiempo . J£l período durante el «sual

, se ftfcma este Upo de contrato, prevé la instalación

de W0vas unidades generadoras o líneas, de trans-

misión y peo* supuesto, loat valores de compra de

$x>tencia y energCa, Itoman en cuenta estas expan-

siones délos sistemas *

. 3 •l.l.tfg » • ' " . ' Contrato do Intgs?cambio dé Capacidad

Upo de contrato tiene las siguientes modalida-

. <? í; sistemas intiireonectados cuando iíiy di-

versidad de cargas ínásdmas estacionales,

la capacidad ae jhace disponible a cada em-

presa en la época de su demanda máxima.

30

^ puede oHener máximo uso de sistemas

hidráulicos trabajando en la base de la cu£

va, cuando se interconecten coa sistemas

de capacidad térmica.

3. |»l,3,Go&te3.t3 de latecambío. do. Energía de

energía de mas bstfo costo en el sistema interep-

nectódo se hace disponible a sistemas con costos más

altos, con el objeto de obíeííer los costos de operación

más bajos e& el sistema interconectado. Generalmea

te, las tarifas ae basan en el principio de dividir los

ahorros obtenidos en el sistema»

3.1.1 A. 'Coatrato de Ha¿iiñcaci6& y Opayaeióa coAiunta coa

Coatoa Compartidoa

Mediante este contrato sé trata de obtener todos 308

beneficios posibles de una planificación y la opera»

ción conjunta de los sistemaig interconeetadoe^ con-

templándose 3a instalación, de grandes unidades gene

r adoras cuya, propiedad es dividida entre las empre-

sa0 involucradas. De cada nueva unidad instalada

por una Empresa, las otras compañías contratan la

- 31

compra, de una parte de esta unidad con el otg'e-

to de mantener anualmente* un porcentaje de iré-

serva igual para todos los integrantes del sistema.

Estas compras incluyen en la misma proporción

porcentual, la repartición de la producción total

de la unidad y el pago del coato total de la instala-

ción y operación. En resumen,, todos los costos

son compartidos,

3.1.1.5» Contrato de Plaaificación y Qpegaciótt coordinada

En este tipo de contrato ee utiliza la filosofía de

tarifas de estimulo y de nuevo* eu principal obje-

tivo ee el de obtener todos Io0 beneficios de una £

peracíón interconectada como si fuera un solo sis

tema, permitiendo también la instalación de uni -

dades generadoras cuyo tamaño efí el más apropi^a

do para 01 sistema.

La diferencia con el tipo anterior radica en que las

unidades son propiedad y operadas por cada

-32-

Puesto que se permite la instalación del tamaño

de unidad más grande posible y pudiendo en este

caso existir exceso de capacidad, la tarifa por e¿

, ' • ta capacidad sobrante se ajusta de forma que sea

menor que ¿1 costo real de dicha capacidad. De

esta forma no hay ningún ¿íscentívo para que una

compañía instale máa capacidad de la que real-

menté fle necesita. Adicionalmente, la tarifa de

energía asociada con la capacidad que se está, in

tercambiando, te hace más dita que el costo, pa

ra obtener un beneficio. Bato hace que se solici-

te energía solamente cuando es necesario/ Tam-

bién ge planifica para que exiata potencia y ener-

gía de emergencia, pero éstas se valoran con una

tarifa todavía mucho mas alta»

3.1*2» intercambios a corto plago

tos intercambios convelidos a corto plazo u ocasionales* son

los contratados con anticipación y para plazos de aproximada-

mente un día hasta un ano* £*3toa intercambios tienen por ob-

jeto tratar de compensar los efectos de las diferencias ocurrí

~ 33 -

das entre las condiciones de operación previstas en el mo

mentó de la planificación a largo plazo y las condiciones

reales del momento (por ejemplo: aportes hidráulicos su

periores a los previstos, invierno anormalmente seco,

inspección de obras civiles de una planta, etc.) con el fin

de llegar a la mejor gestión económica posible en las cita.

das condiciones reales.

Las compras/ ventas o intercambios de energía se rea»

lizarán bajo acuerdos 6 convenios át. corto plazo, ya para

ejecución inmediata, cuyas condiciones comerciales en

muchos casos no pueden ser determinadas por un método

clásico, por tratarse de operaciones comerciales "mar-

ginales" en donde los factores "costo de energía11 y "ren

dimiento económico global de las inversiones" que sirvie

ron de base en la planificación a largo plazo ya no inter-

vienen en primer término. Lo más. importante en los con

venios a corto plazo es el MERCADO que la potencia y e-

nergfa tienen en esos momentos en la red interconectada;

raercado en el cual existen permanentemente:

-una demanda de energfa y potencia (consumido-

res)

-una oferta de energfa y potejacia (aporte» de

las plantas hidráulicas y de plantas térmicas)

*-un "stock" de energía; almacenada en los embaí

ses de acumulación*

Conociendo su propia situación energética, una Empresa

Eléctrica Regional, puede en un momento dado, llegar a la

conclusión que es provechoso o necesario para su operación

el vender, Comprar o intercambiar energía con empresas

vecinas, a través del Sistema lnterconectadó> pues sus

plantas generadoras pueden hallarse en una situación ex-

cepcional y distinta de aquella para la cual han sido diso-

nadas (condiciones a largo plazo)«

Además de esto, la situación energética, el diagrama de

carga, la cantidad de energía almacenada, el precio del

kilovatio Instalado, ete.,- en el conjunto de las Empresas

Regionales Interconectadas generalmente no son "simila-

res11 a loa valorea respectivos de estos elementos en la

empresa particular considerada. Por estas razones el

35

precio a fijarse dependerá más de las condiciones "del

cada» antes que de las cfindiciones existentes en la empresa

• considerada, a menos que dicha empresa constituya la mayor

parte del mercado, caso en que obviamente, 0u situación pr£

pía representaría la {Situación de todo el conjunto*

Está claro que además de los beneficios de los intercambios

contratados a largo plazo entre ¡sistemas ínter-conectados, hay

muchas ocasiones donde intercambios ocasionales pueden pro

ducir beneficio para todo el sistema. En realidad^ una distri

bución de carga óptima en todo él sistema significa un. ínter*

cambio más ó menos continuo¿ El problema es cómo alcan-

zar eaa situación y cómo llevar la, cuenta de la energía y po-

tencia intercambiada, en forma apropiada.

Se supone por lo tanto, que el objeto de los intercambios es

la utilización del sistema de producción totsp* de tal forma

que la euma de loa costos de funcionamiento durante un pe -

ríodo serán mínimos *. Además un objeto adicional sería la

distribución de los riesgos do rebose (en un sistema hidro-

térmico) y escases de energía eléctrica*

Para alcanzar éste objetivo ce necesario que el costo in-

cremental en cada sistema pueda definirse con una preci

aión aceptable*

JEll valor incrementa! en un sistema hldrotérmico indica el

costo del último Kwh producido cuando el resultado econó-

mico esperado es el mejor posible, en relación con el eg-

fttersso de mantener cierta seguridad en el suministro»

J3a económico comprar energía a un precio inferior al va-

lor íücremental propio porqiie así se puede reemplazar la

producción propia más cora. Por el contrario, es econó-

mico vender energía del propio sistema a precios por en-

cima del propio valor incrementa!, debido a que los reeur

sos no utilizados pueden ser aprovechados y así rendir uti

lidadea, Las ganancias momentáneas son sólo ganancias

potenciales durante todo el período*.

3»i*3* Intercambios de

Loa intercambios de energía de emergencia debido a las

condiciones momentáneas de un sistema, solamente se

pueden dominar hasta un cierto grado» dependiente de la

-37 -

precisión, de la prontitud y grado de coordinación dé loe

equipos de regulación del conjunto de Empresas Regionales

Interconectadas,

La cantidad de energía Intercambiada puede ser pequeña,

mientras las potencias demandadas pueden ser considera»-

bles* " :. - ; . " • ' : • '

Además, la evaluación de este flujo de energía es imprevisí

ble. La determinación de un precio para este servicio en

base a su costo es bastante complicada y sujeta a tanta im-

precisión.

Las negociaciones correspondientes pueden en muchos ca-

sos, basarse en lo siguiente:

En el caso de no existir acuerdo sobre el precio, se podrá

convenir en que toda la energía de emergencia entregada

por una de las empresas> será compensada por una devota

ción, por la otra parte, en cantidad igual y en condiciones

similares de carga del sistema. Al efecto se abrirán, en

'las empresas, tantas cuentas dé energía, como sean nece-

sarias para representar adecuada y equitativamente, los vía

- 38 - .

ríos estados del sistema,

Por ejemplo:

Energía de noche;

Energía dé día, fuera de las horas de pico,

Energía de punta, días hábiles;

Energía de Domingo; etc *

La energía de emergencia a contabilizarse será la dif eren

cia entre el valor del intercambio realmente medido y el

valor que se había convenido entre ambas partes, para un

lapso determinado,

Por principio jse pusde estableces* <$ue la energía de emer-

gencia debe ser suministrada esencialmente al costo. Es-

ta es una actitud digna de admirar, pero desafortunadamen

te, orea la tentación para abusar y generalmente es una

Siente de disgusto entre las compañías intereonectadas que

poseen diferentes costos de producción- La compañía con

loa costos más altos de producción es acusada y algunas

veces con razón, de beneficiarse al tener frecuentes emer

gánelas y por largo tiempo, físte efecto de beneficio es

muy marcado cuando se usa la base tarifaria de costos

compartidos. .

Ka el caso de uaar la filosofía de tarifas de estímulo, los

- 30 -

cargos por energía de emergencia se pueden situar muy

por enÉIma de los costos promedios para cualquiera de

loa íuetemaa. Existe entonces la tendencia para cada em

prefía, de solicitar energía de emergencia solamente cuan

do sea imprescindible, Al mismo tiempo, dicho estímulo

se aplica en forma positiva, a la otra compañía, la cual

hace disponible dicha energía, cada vez que es solicitada.

Finalmente ee necesario indicar que los convenios de In-

tercambio de energía deberán tener una flexibilidad ade -

cuada, para poder pasar de un deterxninado tipo de Inter-

cambio a otro, debido eustancialmente a las variaciones

de las situaciones de operación, las cuales originaron u-

na determijoada clase de intercambio.

CAPITULO II

1. Elementos físicos del Sistema Nacicnal Interconeetado.

Prioridad áe Ejecución

8. El Proyecto Pigayembo

4- Área $6 Influencia del Proyecto Pisayarobo

EÍUEMSNTOS FÍSICOS DEL SISTEMA NACIONAL INTBRCONECTADO

1*1. Centrales de Generación

1*1.1* Haáyambo

£31 Proyecto hidroeléctrico Plsaysimbo se encuentra ubi-

cado en la Cordillera Oriental <ie los Ande», ea Ja Provin

cía de Tungurataia a 13 Km* al Norte de la ciudad de Am-

bato y « más de 100 í£m* ¡al tíur de Quito.

Este proyecto aprovechará l¡aa aguns de los ríos Pisayam

bo, Quillopaccjia y Talatag, represadas en la laguna de

a más de 3;50& metros sobre el nivel del mar

La ejecución del proyecto se llevará a cabo en dos etapas .

La primera etapa es la central Pucará, la cual tendrl una

potencia instalada de 69.20(3 Kw y una capacidad de produc_

clon de 230 millonea de Kwh para suminíatrar energfa al

0ector central y norte del país, que abarca una población

de aproximadamente dos millones de habitantes repartí -

dos en las diferentes provincias de este sector.

El costo estimativo del proyecto en su primera etapa, al-

canzará a un valor de I.IOG'900. 000 de sucres aproxima-

41 -

damente, según datos presupuestarios realizados por I-

NECEL.

1.1.2- Paute

£1 proyecto Paute se halla ubicado en la Provincia del A-

zuay a 50 Km. al noroeste de Cuenca, en la carretera Pau

terMéndez. Tendrá una potencia instalada de 1.260 Mw a

desarrollarse en cinco etapas y una capacidad de genera-

ción de 5* 783 Gwh. Contará .con dos reservorios de regu-

lación estacional con una capacidad total de 358 millones

de metros cúbicos. Se construirán líneas de transmisión

de 380 Kv y 138 Kv hasta los centros de consumo y las res

pectivas subestaciones*

El proyecto consiste entres centrales:

Central Molino l'OOO. 000 Kw (4 e-

Central Masar 60/000 Kw

Central Sopladora 200*000 Kw

l'260.000Kw

£1 costo de construcción estimado de la primera etapa,

Central Molino con 200 Mw es de S¿lv875'000> 000,

-42 -

1. 1. 3. Toaehi «• Pilatón

Éste proyecto está ubicado en la Provincia de Pichincha

y abastecerá principalmente a las provincias de Pichin-

cha, Manabí, Esmeraldas y Cotopaxi.

£31 proyecto Toachd * Pilatón permitirá instalar una po-

tencia de 350 Kw en tres etapas, con una capacidad de

generación de 1. 214 Gwh. Se construirán líneas a 138

Kv bástalos centros de consumo con las respectivas su

bestaciones.

Las tres etapas de la central Alluriqufn están programa

das de la siguiente forma:

Utapal 150

Etapa U 50 Mw

Etapa III 150 Mw

La primera etapa tendrá un costo estimado de 1.050^)00.000

de sucres.

1. 1,4. Central Térmica. Norte

Como posible sitio de ubicación de esta Central se ha pén-

••" ' • . - • ' • .. •/" • ' :- 43 -'• ' - , ' • - - - : ' '

íse.ha pensado en la Ciudad de Quito, en la Provincia de

Pichincha.

Esta ceritjral estará equipada con grupos diesel eléctri-

cos, con una capacidad total de la planta de 30 Mw. La

generación bruta anual se estima en 200 millones de Kwh

por año, dependiendo lógicamente de los criterios de o-

peración. El costo aproximado de la obra se cree que

será de 230 millonea de aiudres-

1.1. 5. Montflfar

Este proyectó está ubicado en la provincia del Carchi,

siendo un proyecto mixto de riego y electrificación* Ten

drá una potencia instalada de 150.000 Kw y suministra -" • • . - • " ' i • * ' , . " . . .

rá energía a las provincias de Carchi» Imbabura y Pi -

chincha. Se estima que se podrá generar 426 millones

de Kwh anuales. :

1.1.6. Quijoa (Coca) ;

El proyectó hidroeléctrico Coca está ubicado en la cuen-

ca de los ríos Quijos - Coca, en la provincia de Ñapo, a

más de 120 Km. de Quito. La primera etapa del proyec

44 -

to (350 Mw) estaría destinada a servir a las provincias de

Pichincha, Tungurahua» Chimbo razo, Manabí y la Región

Oriental. .

La potencia total a alcanzarse será de 3.200 Mw, dividí»

daa en 5 etapas.

El costo total de la primera etapa llega a S/l. 880*000.000

en el que se incluyen sus obras anexas, subestación, inte-

reses durante la construcción. No incluye el costo de la

línea de transmisión hacia Quito.

1.1.7. Jubones

La sona de este proyecto se encuentra en la parte sureste

del país a 24 Km. de la ciudad de Pasaje, entre las Pro »

vincias de Azuay y Él Oro. Está destinado a suministrar

energía eléctrica a la zona sur del Ecuador, especialmen

te alas ciudades de Guayaquil y Manabf.

Este es un proyecto de aprovechamiento múltijple del río

Jubones/ para riego* control de crecidas, protección de

ciudades y la central hidroeléctrica.

" • • - " •: -: : - : ' : -.45 - . '. ". . , : . . - '

La casa de máquinas de caverna, alojaría grupos por un

total de 168 Mwv '/•: "

costo aproximado sería de T l ' Q O O . O O O de sucres.

1.1.8.' Chimbo . : : >

Ul proyecto Chimbo se encuentra entre las provincias de

Bolívar y Chixnboraso, a 40 Km. de la ciudad de Gíuaran-

da. Tendrá una capacidad de 184. 000 K w a desarrollarse

. . • . . . .enires etapas.' " " . ; . " , : - " • ",' • '•••.'•'"...', • '

1. 2> Lfneas de Transmisión y Subestaciones

Las lineas de transmisión por tnedip de las cuales se realizará

la transferencia de potencia y energía provenientes de las cen-

trales generadoraftenimciadas anteriormente, para poder distri

bufrlas en los principales centros de consumo, serán las siguien

1.2,1. Líneas de Transmisión

. • • ' - . . Quito :-^ Ibarra • ; ' • • _ :

ToaeM ;r Qtiito

- 48: . - • ' - " .

Toachi - Santo Domingo

Santo Domingo ~ Queyedo

Santo Domingo - Esmeraldas

Boliche - Milagro — Babahoyo

Boliche - Guayaquil

Babahoyo '-> Queyedo

Qüevedo - Pprtoyiejo

Boliche -Máchala

Máchala, - Sajx Pedro

Guayaquil - Santa Elena

1.2.2. Subestaciones

Ibarra - Otavaló

Quito (ampliación)

Santo Domingo

Qüevedo

Esmeraldas

Babahoyo

Máchala

San Pedro

Santa

Las características priricípales de estas obras 0e las pue

de observar en el Anexo # 1, así como su entrada en ope

raci&n.

Nota: Esta información, ha ¿ed-do tomada del PlanHacío*

de Electrificación preparado por

- 48

2. PBIQRIDAD DB BJECÜCION

Ltas obras previstas tanto en los Sistemas Eléctricos Regionales como

en el Sistema Nacional Interconectado, han sido agrupadas» asignándo-

les prioridades 1, 2 y 3, las mismas que servirán para la distribución

del aporté especial del Gobierno del Ecuador* el cual debe ser entrega

do anualmente a INECEL. Además dentro de cada una de estas priori-

dades, existe tina clasificación literal dependiendo cual de ellas se eje

cutara en primer término. .

Las obras de prioridad 1, son las que se encuentran en etapa de

tiiicción, en diseños fílales o disponen de créditos externos para reali

asar la construcción. Son obras inaplazables y de urgente realización.

Las obras de prioridad 2 ¿ son aquellas obras que deben ejecutarse pa-

ra poder transportar la energía eléctrica a los diferentes centros de

consumo» así como también, para incorporar al servicio eléctrico un

alto porcentaje de la población marginada*

Las .obras de prioridad 3, son aquellas que están supeditadas a otros

factores fuera del cónctrpl del sector de energía eléctrica» como es por

ejemplo la falta cíe financiación y que por lo tatito no son de realización

inmediata hasta que ge definan dichos factores.

-49

La clasificación final dependerá de la disponibilidad de recursos que se

dispongan o asignen por parte del Gobierno Central para el prograzna

de electrificación.

Al enumerar las diferentes obras del Sistema Nacional Interconectado y

la clase de prioridad con la cual se les han asignado» no constan aque -.

lias obras que esrtán clasificadas con la prioridad 3.

2. li Prioridad 1A

-Proyecto Pisayambo primera etapa (central Pucará)

-Proyecto Paute priniera etapa*

Prioridad IB

-Proyecto Montúfar

-Proyecto Toachi

-Central Térmica

-Línea Guayaquil-Boliche (primer circuito)

-Línea Boliche^Milágro-Babahoyo

2.2. Prioridad 2A \a Quito-Ibarra

-Línea Babahoyo-Quevedo-Portoviejo

2.3, Prioridad 2B

-Línea Boliche-Máchala

-Línea Guayaquil-Santa Elena

2.4. Prioridad 2C

-Línea Santo Domingo-Esmeraldas

-Línea Santo Domingo-Quevedo

Las líneas Paute-Boliche, Juncal-Cuenca y BoHche-Gtiayaquil

(segundo circuito), además de las subestaciones en Paute. BolU

che. Juncal, Cuenca y Guayaquil, constan dentro de las realiza-

ciones del proyecto Paute.

Las líneas Pucará. <Pisayambo)-Quito, Pucará-Ambato y las res

pectivas subestaciones, constan en el proyecto Pisayambo.

La línea Juncal-Guamote-Quito, por medio de la cual se interco

nectara el prefecto Paute o Cola de San Pablo con la Capital de

ia República, no está definida todavía su construcción, por lo

que no consta anteriormente.

-51 -

3. EL PROYECTO PISAYAMBQ

ESQUEMA DE DESARROLLO DE LA CENTRAL PUCARÁ

La Central Pucará se construirá como primera etapa del desarrollo in-

tegral del Proyecto Pisayambo en la cota 3.100 metros; captará las a-

guas del embalse de Pisayambo en la cota 3.537 m. Las principales ca

racterfeticas de la Central Pucará son;

-Una preda de tipo zonada de 40 metros de altura máxima, con un volu-

men de un millón de metros cúbicos; esta presa permite un embalse de

90 millones de metros cúbicos en el cual se regularán interanualmente

las aguas de los ríos Pisayambo, Talatag, Quilq>accha y El Golpe.

-Un sistema de aducción a presión, integrado por un túnel de 5. 450 me-

tros de largo y 2. 70 metros de diámetro.

-Una chimenea de equilibrio de 5 metros de diámetro y 90 metros de al

to. . • . - ' -.;. • " / • ; • . . ' : • . - • ~ \

-Una central en subterráneo para albergar dos grupos con 69.200 Kw.

e n total. - . ' • • " • • - ' - . - " • - : ' - . ; . • ' • . - ' . - • " • ' ,

-Transmisión a Quito, Ambato y Laíacunga, con líneas de 138 Kv.

-52 -

Siendo subterránea la mayor parte de lafí obras proyectadas, la inver-

sión queda con lae máximas seguridades, aún en el caso de sismos, ya

que su influencia decrece considerablemente hacia el interior de una for

ción rocosa* .

El sistema de aducción enteramente a presión permite aprovechar la

altura de caída coala variación de niveles en él embalse, altura que se

perderte, si se optara por una conducción libre; asimismo el sistema de

conducción a presión con una chimenea de equilibrio de apenas 2.000 me

tros cúbicos 4e volumen perádiíe a la cent ral tomar o rechazar carga en

forma instantánea, sin pérdida de agvia. Con una conducción libre, se-

ría indispensable contar con tm tanque de presión o resérvorio antes de. '• • - . ". /

la tubería de presión, de por lo menos 100.000 metros cúbicos con su

correspondiente desagüe para ümpieád. y vertedero de exceso.r ' . ' • ' • . " . ' ' . - . • " " ' • • . -

3.1. Presa de Pisayambo

El emplazamiento de la prega se ha previsto en una garganta que forma

el umbral de una cuenca localizada al noroccidente de la actual laguna

de Pisayambo.

El nivel de la superficie de la laguna se halla a la cota 8. 537 metros so-

bre 01 nivel del mar. La cresta de la presa está a la cota 8.570 metros

-- • ' . , :• - 53 - •". ' " ' V

Con esta presa se obtiene un embalse de 90*000. 000 metros cúbi-

cos que permiten una regulación interanual de loa ríos Pisayambo,

s Quíllopaccha y El Golpe.

Como una obra complementaria a la fase de construcción y opera

ción de la presa Pisayambo, ge ha previsto lat construcción de un

desagüe de fondo a través de la presa.

8 * 2 . Túnel Pisayambo •Pucará (Ver anexo N° 3)

331 túnel Pisáyambo-Pucará está previsto con una alineación rec

ta desde la obra de toma en el embalse Pisayambo, hasta ía chi

menea de equilibrio y la cámara de válvulas, con una longitud to

tal de 5. 700 metro s. Lia pendiente del túnel es de 64 98 por mil.'

3.3* Chimenea de equilibrio (Ver anexo W° 4)

chimenea de equilibrio cumple la función de elemento de des

conexión de la propagación de'sobrepresiones de movimiento va

riado elástico en el túnel de derivación y la tubería de presión• • . . ' ' . ' , - - . ' .

de la Central Pucará, protegiendo eltúnel de aducción de las so

brepresionés producidas por las maniobras de las máquinas de

la Central.

-54

Su ubicación está emplazada completamente en subterráneo^ con

el propósito de evitar los efectos de los sismos principalmente.

La chimenea está- formada por un pozo vertical de 5 metros de

diámetro* el cual lleva interiormente un tubo de acero de 2/50

metros de diámetro* un domunícador con el pozo vertical por me

dio de un sistema de orificio de tal forma que él escurrímiento a

través de ellos amortigua las oscilaciones provocadas por las va

riacionés bruscas de carga.

La chimenea está proyectada para absorver el rechazo brusco

del caudal de las máquinas a plena carga con el nivel máximo en

el embalse; y para suministrar él caudal correspondiente al au-

mento brusco de potencia total con el nivel mínimo en el embaí- *

A continuación de la chimenea se ha previsto tina cámara de vál-

vulas que aloja una válvula de 2, 20 metros de diámetro Interior;

esta válvula permite controlar la circulaciá* del agua a través de

la tubería de presión. Su funcionamiento es manual jr automáti-

co y será telecomandado desde la casa de máquinas.

3.4. Tubería de Presión (V0r anexo N> 6)

La tubería de presión sigue la misma alineación del túnel y co -

miénza 31,60 metros aguas arriba del eje de la chimenea de e -

quilibrio. Después de un primer tramo de 111, 60 metros que

tiene la misma pendiente del túnel y en el cual se halla la cama

ra de válvulas, láituberfa baja desde la cota 3.499, 40 m. a la

cota 3. 086 m. con lina inclinación dé SO^respecto a la'horizon-

tal.

En el Ultimo tramo c[ué es horizontal y de 34, 5 metros de longi-

tud, se halla la pieza de bifurcación y los dos ramales de alimea

tación de las turbinas. •

La longitud desarrollada de la tubería es de 685,76 metros y es-

tá compuesta, por dos tramos de diámetros interiores de 2,20 y

1,90 metros.

3. 5. Casa de Máquinas (Ver anexo W 6)

La casa de máquinas ha sido proyectada en subterráneo, pues

con esta disposición ae protegerá á la centralcüe efectos perju-

diciales provocados por los sismos, debido al efecto vibratorio

-.58 -

en la superficie libre.

En una cámara adyacente a la central se ubicarán los transforma

dores que se unirán a los grupos generadores por medio de barras

colocadas en la pared.

131 túnel de acceso a la casa de máquinas tiene: una longitud de

223 metros y.la forma de baúl con tin alto de 6,20 metros y un an

chó de 5 metros.

L*a descarga de la Central se realiza a través de un primer tramo

entune! dé sección circular de 3 metros de diámetro con una pen

diente del 4 por mil y una longitud de 550 metros; y, de un segun-

do tramo en canal abierto con la misma pendiente y con tina longi

tud de 104 metros.

La descarga comienza en la cota 3.081,80 y entrega en el rfo Ya-

nayacu en la cota 3.076, 72. El túnel tiene el área suficiente para

permitir la circulación libre de agua y la as reación de las turbi -

ñas.. - ' " . ' - . ' ' •

3.6. Grupos Generadores

- 57- a-- " •" . - . . . • •

dad total será de 90.20Ú HP repartidos en dos grupos turbina-ge

nerador de 49. 000 HP nominales cada uno.

Las turbinas don de tipo Pejton, dé eje vertical y de 6 inyectores.

Cada turbina estará, completada, con sus respectivos sistemas de

lubricación automática, sistema de regulación de velocidad del ti

po eléctrobídrátüíco con sus remoledores para el control de de -

flectoree de chorro y agujas de los inyectores, accesorios de pro

teceión y alarma, así como tableros de control y comando.

Acoplados a las turbinas irán los alternadores sincrónicos de eje

vertical, trifásicos» cuya potencia nominal seíjrá de 40. 000 Kva.

El neutro de cada alternador estará conectado a tierra a través

de un transformador de distribución monofásico con carga resis-

tiva en el secundario. , -

Cada alternador tendrá su respectivo sistema de excitación, re-

gulador automático de tensión, dispositivo de frenaje, instalado

netí de bombeo y distribución de agua para enfriamiento del aire

circulante en los alternadores y deí aceite de los cojinetes, ta-

bleros de protección, control y; medida y los correspondientes

accesorios.

. .' - . • . . - 57, - b - . ' - ; . . ' . " .

La energía generada Será, llevada mediante dos ternas de barras

desnudas de alurainio montadas sobre aisladores con tina cubier-

ta exterior que cubra las tres fases, hasta dos transformadores

de elevación trifásica (uno para cada grupo turbina-alternador)

en donde será elevada la tensión dé 13, 8 Kva a 138 Ky. La subes

iación interna de la central Pucará sé construirá totalmente en u

na sola etapa y su capacidad total será de §0. 000 Kva repartidos

en. dos transformadores de 40. 000 Kva nominales cada uno.

Para la instalación y mantenimiento del;equipo dentro de la casa' . . --* --I---t^W-'X.-- - ' - '

de máquinas se dispondrá de un puente grúa de 100 tonelas de ca

pacldad junto con un equipo de levantamiento auxiliar de 10 tone-

ladas. . ' : " , - • " • • : - ; . ; . - • _ -

Desde la subestación interna y mediante cables monofásicos a pre

sióñ de aceite, sé llevará la energía a la subestación exterior y de

ella medíante líneas de transmisión se distribuirá la energía a las

subestaciones dé Quito, Latactíngá y Ambato.

En esta primera etapa se instalarán los siguientes equipos de trans

formación en las subestaciones: ,

-Subestación Quito: 3 transformadores monofásicos de 22/28, 6

w 58 -

Mva> OA/IPA.

Subestación Latacunga: 1 transformador trifásico de 10/13 Mva

OA/FA.

Subestación Ambato: 1 autotransformador trifásico de 16, 5 /

21,5 Kva ÓA/FA*

El proyecto prevé la conexión dé la central hidroeléctrica de Pu

cara con Quito, con doble terna de líneas de 138 Kv, de una de

étetaa ternas se tomará la energía para la subestación Latacunga,

la conexión desde Pucará a Ambato s¿ ¿Deslizará mediante una sola

terna de 138 Kv.

En general el recorrido de las líneas de 188 Ky está ubicado a po

ca distancia de carreteras y líneas férreas lo que faeüitaatéi la ac-

cesibilidad para el mantenimiento de las mismas.

La distancia entre la central Pucará a la subestación .Quito por la

línea de tramsrnisión es de 107 Km. y desde Pucará & Ambato es

de 30 Km. aproximadamente^

conductoi?es áe las fases serán de aluminio con diámetro ex-

- 59

terior dé 25,38 lam. JB1 cable de guardia será de acero galvani

zado dé 9¿ 54 ynm. de diámetro. ,

Los condue-toras de faé® se sujetarán & las torres merfcálícag a trm

vés dé cadenas de 12 y 13 aisladores, dependiendo de la, altura por

la que atraviesa la lía i» él hüo dé guardia se evjetarÁ directamea

te a la torre metálica» , '

4. A&EA DE INFLUENCIA DJBL HRÓYECTQ P1BAYAMBO

(Los v?úoret e^tadífíticoa iau $ido obfceüidoa del Ürforme dé l*actt

MHdad del Broyeeto Písayambo elaborado por la Italconsult) .

Área de Influencia del ííroyectó J^sayanoboi, con«> puede verse

ea el Anex$ # 7^ constituye la parte eei traí y norte del eallegón

interandino eettatoriaüp* ea el cual %& ^£tóuentrañ ubica. ,0 las si^

provteeiajs:

1* Carchi Tulcáa

2. Iml^tera íbarra

S*

4* Cotopaxi

- 60 -

PROVINCIA CAPITAL

5. Tüngurahua ; Ambato

6. Chimborazo Riobamba

7- Bolívar Guaranda

.Las provincia® indicadas abarcan ;al 36,4% de la población total

país. La más importante ee la Provincia de Pichincha, sobre todo

por su mayor concentración de población urbana.

La economífiL de toda la zona de influencia del Proyecto Pisayambo, es-

tá basada en la agricultura y el comercio; la industria que está locali-

zada básicamente 0n Quito, es de tipo liviano.

4.1, Las Provincias

4> 1.1. Provincia de Carchi

Eaíta provincias por BU situación limítrofe con Colombia,

es un gran centro comercial. La agricultura y la gana-

dería, utilizan él 39% dé la tierra» siendo los principales

productos; patata, trigo, cebada y caña de azúcar. Las

industrias existentes que aún están en estado artesanal.

- 81 -

son; molinería, alfarería, tejidos y embutidos.

Con el fin de mejorar el desarrollo económico dé esta pro

vincia se tienen en marcha varíog programad, especialmen

te imo dé integración económica fronteriza con Colombia,

como parte del cual, se contempla la creación dé parques

industriales.

4-2.1. Provinciade Imbabura ;

Esta proyiñqia constituye uno de los mejores centros agrí-

colas y ganaderos del área. El;40% de sus tierras están

cultivadas, siendo sus productos principales: cafla de azú-

. car, patata, mafs, trigo, cebada y frutas.

La industria se encuentra, en estado asrtesanal, excepto en el

caso del Ingenie^ de Azúcar ^íababuela1 y <jue es una de

las principales fuentes de trabajo de esta provincia.

4.1.3. Provincia; de Rlciüncha .

Es la principal del área de influencia del Proyecto Pisa -

yambo, tanto por su concentración demográfica como por

su importancia comercial, industiiíil y polffcica. En está

_ 02 -

Provincia se encuentra ubicada la Ciudad de Quito,, capital

de la República del Ecuador; las fábricas localizadas en la

misma, aportan don el 33% del producto industrial bruto

del país.

El 30% de la tierra de esta provincia está dedicada, a la a-

gricuJ&ira y ganadería, el 62% está, cubierto de bosques ría

turales y el 8% corresponde a tierra» improductivas'. Las

principales productos agrícolas son: banano, trigo, ceba-

da, maíz y caña de azúcar.

Las principales industrias de la zona son las textiles, las

de productos farmacéuticos, dé herramientas, de detergen

tes, de alimentos balanceados, las de procesamiento de pi

retro, d@ acumuladores eléctricos y varios otros.

Existen planes de ampliación de las industrias existentes

y de instalación de 30 nuevas industrias, que eomenzaxán

a funcionar en los próximos afios en lorma escalonada.

L»os principales proyectos industríales son: líquido dé fre

: plásticos, sanitarios y írigorftíeoá.

La mlneriCa está, poco desarrollada.

4.1.4. Provincia del Cotopaxt '

IS1 53 % de la tierra; está aprovechada para usos agrope -*

-cuartos.. . . " • . . - " " - \ . - . " . - - . , - . : . - •

Los productos de esta zona son: patata cebada, calla de

azúcar, maíz, hortalizas y los ganaderos.

Entre las industrias se destacan la cervecería, la cerá-

mica, la molinera. Ja textil y la artesanal.

Por otra parte, también constituyen actividades económi-

cas, la extracción de piedra pómez, cobre, oro, plata» y

. - : cal* -.-. • . . . • - • • • - - . ; :

4.1.5. Provincia de Tungurahua

El 50% de la tierra de esta provincia eftá aprovechada pa-

ra usos agropecuarios, mientras que el 22% está cubierta

de bosques naturales y el reato son terrenos improductivos.

Existe un número relativamente alto de industrias, aunque

de pequeño volumen y del tipo de procesamiento de produc-

J tos agropecuarios y el del tipo artesanal, siendo las piin -

cipales las de talabartería, aserradero^, curtiembres, des

- 64-

tilación de aguardiente y elaboración de vinos.

principales productos agrícolas dé esta provincia son:

frutas serranas, patatas, maíz, cebada, trig>, hortalizas

y otros. \. 1.8. Provincia del Chimboraso

En esta provincia, el 55% de las tierras están aprovecha-

das para el Uso agropecuario» el 10% con bosques natura-

les y el 35% es improductivo. OLa industria, aunque aún in

cipiente* se presenta, eoñ fábricas dé: cemento, azufre,

ceráíniea, destilación dé aguardiente, tejido de alfonbrae

y otros textiles.

Los principales productos agrícolas de la zona son: pata-

ta> cebada/maíz, cana dé azúcíür,*lenteja, trigo, fréjol y

otros* " - • . " - . " " . " , " " • • " . . • . . - . ' • ' . ' ' ,

4.1.2. Provincia de Bolívar

El 60% de las tierras de esta provincia están aprovechadas

para uso agropecuario, el resto está cubierto de bosques

naturales.

- 85 -

Entre los productos agrícolas están las patatas, el maíz,

la cebada, el trigo, los cítricos, la yuca y la caña deazu

Las principales industrias sania destilación de aguardien

te, las de textiles y la artesanal»

4.1.8. Las Ciudades

Las ciudades más importantes del área de influencia del

Projneeto PLsayamlso, son las capitales provinciales y, en

tre ellas, Qaítos Capital de la Repáblica del Ecuadorf con

una población de 600.000 habitantes en 1971 (Según la pro

yeeción de 3a población de la. Junta Nacional dé Planifica-

ción) * Esta ciudad constituye uno de los dos centros prin

cipaleB industriales, del país, sobre todo en lo que se re-

fiere a la industria fabril y entre éstas a, la textil.

Las ciudades que le siguen en importancia son: Tulcán,

Ibarra, Latacunga, Ambato, Riobamba y Guaranda, que

son las capitales provincialee, Estes ciudades son los

principales centros comerciales de las respectivas pro-

vincias enumeradas en el acápite anterior.

. ; _ . - . 66 -

Su industria está en estado artesanal, aunque Be aspira a

que crezca por efecto del Desarrolló Económico y Social

del Ecuador, así como por efecto del Pacto Andino.

IU»

CAPITTJLQ III

1. Egttdio del Mercado en <al área de

Písayauabo*

-Sistema Norte

-Sistema Pichincha

-Siisteiña Centro-Horte

- 67 -

1. ESTADO ACTUAD DBL SERVICIO

*• *• Generalidades :

Hasta el aflo 1961, fecha en la cual se expitió la primera Ley Bá~ '

sica de la Electrificación Haciónal¿ y se ci^eó IÑECEL, el sumí -

nistro de energía eléctricaen el área de influencia del Proyecto Pi

sayambo estuyo bajo la responsabilidad de los Municipios, con ex-

cepción de la Citdad de Quito, la cual estaba ya atendida por la Ena

.presa Simétrica Quito S. A. desde 1955; y de la ciudad de Ambato,

servida por la Empresa Eléctrica Ambato, desde 1959.

El carácter político de los municipios y la función social que éstos

dieron al servicio eléctrico, imponían ciertas limitaciones a la e-

lectríficación, como son, la falta de autonomía económica y admi-

nistrativa, la pequeña área de servicio, los escasos ingresos paro-

venientes de la explotación del sistema eléctrico y falta absoluta de

una dirección adecuada en el plano técnico especialmente.

1.2. Sistema Norte

eervicio eléctrico en este sistema, el cual abarca las provincias

del Carchi e Imbabura está, atendido de la siguiente manera:

Empresa Eléctrica Tuleán S« A>'-

Esta empresa atiende las necesidades energéticas de la

ciudad de. Tuleán desde el añones, a partir de la central

hidroeléctrica^ ."Ltt Haya" con 3U S20 Kw de capacidad ins

talada* Ettélano J972> gettóró 4*412-000 Kwh para, el

servicio de 3, 282 ¿onsm&idores y la, venta de energía á¿~

cendió a 3, 425. 000 Kwh* lo cual representa iin consumo

promedió abonado/ano de 1- 021 ISrh.' . La demanda en

afío filé de 1.320

1.2;2> Empresa Eléctrica Morrtúfar S* A>

B$ta empresa e0 la encarada de ftimiaistrar la energía e

. léctricá a Ja ciudad de $an Gabriel y a las parroquias die

Bolívar, La Paz y Monte Olivo. ,

La. central .hidroeléctrica que dispone tiene una capacidad

de 60 Kw, la cual generó en el afta 1972, Í'477. 000 Kwh.

p^ti. atender lo^ requisitos de 1.811 abonados; la venta

de energía fUe de 958*000 Kwh, lo cual ^epreseirta un con-

sumo promedio abQüaáo/afJo dé 038 Kwh. La demanda máxi

registrada »zi 1972 fue de 350

-69 V

1, 2/3, Municipio de Espejo • / - " • • • :

Este Municipio a través de una pequefla planta hidráulica

de 410 Kw* atiende loéi requerimientos de enjcrgía eléctri^

ca d0 El Ángel, qué es la cabecera cantonal y adicionalmen

te sirve a las parroquias La Libertad, San Isidro y Mira.

1. 2. 4. Empresa Eléctrica Ibarra g. A.

Esta Empresa suministra la energía eléctrica a la ciudad

delbarráy a las parroquias de Urcuquí, Pimampiro, Ca-

ranqui, San Antonio y La Esperanza y a las cabeceras can-

tonales de Cayambe, Tabacúndo y, actualmente, Atuntaqui

• ^ • y Otábalo. .. ;. . " ' : ' • " • - ' " • . : • • • ' : ' . . ' .'-•'• . , ' -

Dispone de 9- 337 Kw dé potencia instalada en sus centrales

hidráulicas y térmicas de acuerdo al siguiente detalle:

Central Tipo Potencia

El AmW, : hidráulica 8.000

Hoja Blanca ' ; Mdráiüica 630

diesel 707 Kw.

TotdL 9.337Kw.

Durante el año 1972 la generación bruta fue de ll

" 70 -

para atender la necesidad de 10.095 abonados que corres-

ponden a 58.281 habitantes. El consumo durante ese mis-

mo año fue de 8'483. 000 Kwh.

Si bien 1£ Empresa dispone de 8.337 Rw, la demanda máxi-

ma de 1972 sólo alcanzó a 3. 625 Kw¿ lo cual representa un

exceso en capacidad instalada. Bato es debido a que la cen

tral El Ambi fue construida para álinentar el Sistema Iba-

rra-Tulcán y que actualmente se lo denomina el Sistema

Norte.

1.2.5, Municipio de Cotacachi

Municipio de Cotacachí* medíante su central hidroeléc-

. trica de 400 Kw sirve a la ciudad del mismo nombre* duran

te el año 1972 la generación bruta fue de 062. 614 Kwh.

1.3. Sistema Pichincha

El suministro de energía en este sistema lo realisan las siguientes

entidades;

1.3.1. Empresa Eléctrica Quito g. A.

Esta empresa suministra potencia y energía a la ciudad de

-71

Quito, Capital de la República, y a varias parroquias fu

ralee del Cantón Quitó» :

La potencia instalada en el afio 1972 ascendió a 75.225Kw

con los.Gualejs generó 317.021. 857 Kwh para alimentar a

86.481 abonados que óonsumíeron 256!614.853Kwh. J^a

demanda mábcima durante el aflo 1972. fue de; 68. 800 Kw.

Cabe anotar que esta empresa compra energía al Ilustre

Municipio de MachácM, así como también a la Central de

Papallácta <BCJ;B).

1.3.2. Municipio de JKumifláhui

El Municipio de Rumifiahui atiende las necesidades de e-

nergfa eléctrica de la cabecera cantonal <ie Sangolquí y

sus alrededores^ mediante una planta hidroeléctrica de

8041Cwv Durante 1972 generó 2f872,450 Kwi

1.3:3. Municipio de Mejfa

Éste Municipio mediante su central hidroeléctrica de

; 2. QOQ Kw atiende las necesidades de energía eléctrica

dé Machachi y otras poblaciones del cantón y adicional

- 72

mente vende una buena parte de su potencia y capacidad

de generación a la Empresa Eléctrica Quito 8. A.

En este sistema tiene influjo considerable el consumo íix

dustrial de Acerías del Ecuador, Textil Tambillo y las

plantas de agua mineral. Durante 1972 generó 8'758*500

1,4, Sistema Centro Norte

1.4.1. Municipio dé Latacunga

£)ste Municipio suministra energía eléctrica a las ciuda-

des de Latacunga, Pujilí y Saquisilí y a las cabeceras

parroquiales de Belisario Quevedo> 11 de Noviembre^ La

Victoria, Poalá, Alaquez, Chantilin, Canchagua, Guayta

cama. Muíalo^ Tanicuchi, Toacazo y Pasto calle,

Dispone en la actualidad de una potencia hidráulica insta-

lada de 4.200 Kw de acuerdo al siguiente detalle:

niüchtl 2x700Kw 1.400Kw

1.400KW

niuchin lx!400Kw l,400Kw

Total 4.20ÓKW

Durante el afíó ¿972 generó13*991.240 Kwh de los cuales

se'facturafoftÍ0f926.156 Kw; la demanda máxima en ese

mismoano ascendió a 3.390 Kw.

1.4.2. Municipio de Salcedo .

Suministre, energía eléctrica a San Miguel de Salcedo y a

las poblaciones de Mulláaikíndil, Kumibamba, Yánayacu,

Papahurcp/Auchiliví, Langana y Holguín, utilizando una

pequeña central hidráulica dé 2*72 Kvir con 2 grupos de 136

Kw cada uno, qué en la actualidad sé hallan en mal estado

uno de los cuales está totalmente destruido, por lo qué

durante él áflo 1972 no hubo generación alguna.

1.4.8. Empresa Eléctrica Ámbato S. A.

Suininistra enerjgía eléctrica a la ciudad de Ambato, a Pe

lilao y a todas las parroquias rurales del cantón Ámbato.

Dispone dé 7. 613 Kw de potencia instalada que se descom

dé la siguiente manera;

Central • ; . ; - " -'-'.'•• ; ' : " - - . . . " . - .: . - . - " -/ ;"" / " ' - . . . / •

La Península y Miraflores 4.6l3Kw

El Batán Térmica .; _3.000Kw

En 1972 generó 26*484. 000 Kwh. ka demanda máxima as

eendió a 6* 803 Kw para servir 16. 480 abonados, los cua-

les consumieron 20'232. 000

1.4.4* Municipio de Batios

Este Municipio atiende a la ciudad de Batios y a la pobla -

ción de Ulba. En 1972 su potencia instalada fue de 250 Kw

provenientes de la central hidráulica del río Ulba. En ese

mismo aflo generó 785. 700 Kwh.

1, 4. 5. Municipio de Píllaro

Atiende a PJHaro y a las poblaciones de San Miguelito, Ma

riáno Espinel, Emilio Duran, Urbina y San Andrés, dispo-

niendo de una úentral hidroeléctrica de 147 Kw. En 1972

generó 444-132 Kwh.

Empresa Eléctrica Ríobamba S. A.

Abastece de energía eléctrica a Riobamba, Guano, San An/

drés, San Luis, Licto. Fúngala y Chambo, disponiendo de

una potencia instalada de 6.430 Kw que se descomponen de

la siguiente manera:

-75

Alap X (Hidráulica) 5.3QOKW.

Guadalupe (Hidráulica) 450 Kw.

CordoVess (Hidráulica) 680 Kw

Total 6.430KW

Las centmles de Guadalupe y Cordovess en la actualidad

no entregan toda. su potencia instalada y Alao I dispone ú-

nicaménte de 2. 500 Kw, debido al daíto sufrido en sus o~

braá de aducción.

En 1972 generó 14*201- 000 Kwh con xmá demanda máxima

de 3. 770 Kw para atender a un total de 7.738 abonados,

quienes coAst«nieron 11'823. 000 Kwh. Desde 1970 este

sistema se halla ínterconectado con él-sistema de la Umpre

sa Bléetiica Ambato S. A. /por medio de una línea de 69 Ky.

1.4.7. Municipio de Colta

Atiende a Cajabamba utilizando una Central hidráulica de

177 Kw de potencia. En 1972 generó 510. 000 Kwh.

- 76 -

1.4.8. Empresa Eléctrica Alausf 0. A.

Esta empresa suministra actualmente el servicio eléc-

trico alas ciudades y poblaciones de Alausí, Chunchi,

Guasuntos, Huigra, Pistishi, Sibambe, Gonzol, Chan-

chán, Cuenta actualmente con tina capacidad instalada

de 412 Kw* repartidos en la siguiente forma:,265 Kw

en una planta hidráulica y 147 Kw en el grupo térmico.

Durante el aflp 1972 generó 1*448,000 Kwh para servir

a 1.394 abonados. La demanda máxima que se regís -

tro fue de 384 Kw.

1.4.9. Empresa Síéctrica Bolívar & Á»

Esta empresa tiene a su cargo, el suministro de la ener

gía eléctrica a los cantones de Guaranda, Chimbo y San

Miguel; cuenta en la actualidad con dos centrales de ge-

neración: la central hidroeléctrica Chimbo con tina poten

cia instalada de 650 Kw y la Central Guaranda, con 340

Kw de los cuales 150 Kw pertenecen a un grupo térmico;

durante el año 1972 se generaron 2'728. 000 Kwh de los

cuales se consumieron 2'007- 000 Kwh para Servir a 2.

77-

abonados. La demanda máxima fue de 849 Kw.

Principales Atitoproductoréa

En estas provincias existen aproximadamente 30 autoproducto-

res'.dé energía eléctrica, que la utilizan para abastecer sus pro

pías necesidades o que disponen de equipos de emergencia. De

éstos, los principales son:

Nombré Localización

Tababuela

Textil San Vicente

Fea, La Jntéítíacional

NASA

Cemento Chimbo razo

Ambuquí

Quito

Quito

Pastocalle

Calpi

(T)

(T)

(T)

(T)

(H)

(T)

l,99QKw

1.584KW

1,121 Kw

1.400KW

l.SOQKw

468 Kw

En la actualidad la Fábrica 1.a Internacional se halla instalando

una central hidráulica de 4. 500 Kw en San Antonio de Pichincha.

Nota: Los datos estadísticos han sido obtenidos del Boletín Es-

tadístico N* 7, editado por

- 78 -

2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA

2.1, CoftsiderafcionSiS oobreJL& Proyección

; El estudio de la prciyeceión de la demanda y energía, «Jentro de

un sistema intercoiiectádo, tráfc consigo un problema sumamen

te complejo, que comienza por requerir un análisis sistemático

. d e datos* estadísticos, a loa efectos de pod«sr formular conclente_

mente los datos básicos sobré los que se fundamentará la pro -

yeeción* para luego aplicar una serié de razonamientos probabi

lísticos que permitan arribar a valores que resuman la esperan

za matemática. Es por lo t^nto un problema típico de investiga-

ción operacional histórica y futura.

La' exigencia de que la oferta de energía eléctrica se adelante a

la demanda, así como el lapso que transcurre entre la decisión

de construir tina: instalación dé generación eléctrica y el njomen

to que entra en operación, hacen que sea necesario prever dicha

demanda con anticipación suficiente para considerarla en debida

forma. • . . _\\ . . . ; . - ' " ' ' .

Este problema quedarla solucionado mediante la simple fórmula

ds construir nueva capacidad a un ritmo tan elevado, de tal ma-

nera que el avance de la^deinanda siempre quedase sobrepasado.

Pero resulta obvio que eete método significaría en la práctica un

margen excesivo de reserva y un desperdicio dé los recursos de

inversión, ya que las instalaciones estarían funcionando perma -

nentémsnte con tin grado de utilización inferior al óptimo posible

y por consiguiente/ no es recomendable bajo ningún punto de vis^

ta. . . . " • ' •;

De ahí que la previsión de la demanda futura sea un requisito In-

dispensable para la programación de las inversiones, tanto en el

sector eléctrico como en los restantes sectores de la economía,

pues el costo de una subestimación de la demanda eléctrica esta-

ra dado por la pérdida del bienestar del constimidpr doméstico in

satisfecho> más la disminución de producción en el área indus -

trial. En,cambio, el costo de una sobrestimación de dicha de-

manda estará dado por la dilapidación de recursos de inversión

en planta, eon un grado reducido de utilización. Sinembargo, es

fácil concluir que el cosíto de la sobrestitrtfcción es inferior al de

la subestimación.

Hay qué mencionar que la demanda de energía eléctrica, no es

un valor fijo, sino una función de diversas variables, entre las

cuales también se encuentra el volumen y las condiciones de la

oferta. ,

Los métodos empleados de previsión de la demanda» se loe pue-

de clasificar en 3 grupos.

2.1.1. Método de extrapolación en el tiempo

En el cual la forma funcional que nos expresa la demanda en un

determinado afío, es una exponencial simple, con un solo pará-

metro o sea con una tasa constante de crecimiento anual.

No obstante se ha observado que el crecimiento anual relativo

del consumo en un sistema eléctrico es relativamente grande al

principio de la vida del sistema y decrece cuando al sistema en

vejece, lo que equivale a decir que la tasa de crecimiento dismi

nuye con el tiempo hasta estabilizarse finalmente.

2.1.2. Método da proyección condicional o de segundo orden

Se trata de una predicción dé segundo orden, en la cual después

de determinar una relación; funcional entre la variable a prede -

cir y otras variables que se podrían determinar de flPrimer or-

den", se hace necesario predecir el comportamiento futuro de es

tas últimas; por lo tanto la variación del consumo de electrici -

dad se asocia a una o más várífbles macroeconómicas, así como

también al tiempo; es decir, existe una vinculación de la doman-

; -81-

da con el producto bruto, él ingreso por habitante, la

distribución del ingreso, etc.

'2.1.9. Métodos directos de .encuesta

Es aquel que abarca en esencia aquellos procedimientos

de consulta directa canias empresas industriales más

importantes y medíante muestreo dé las otras, así co-

mo también un muestreo de las tendencias probables de

los consumidores homogéneos.

Lógicamente no se debe oMdar que las decisiones po- .

líticaa pueden hacer variar grandemente cualquier tipo

de proyección^* decisiones qué por otro lado estánfuera

del alcance del proyectista- '

Los cuadros que a continuación se presentan están ba-

sados en los presentados por INECEL en el "informé

Preliminar N9 12 ".

2H0Í

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íd.

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20.8

31.1

34.4

39.6

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98*7

111.7

122.

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2.9

23.2

26.3

37.9

42.0

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140.

915

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PROYECCIÓN DE U. BEHAHPA Y EHS&CIA

SISTEMA EICHIHGHA (I)

CUADRO f 2

Pobla

ción

.

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(

.71 72 73 74 75 76 77

.78 79 80

miles

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563.

259

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633,7

671.

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7,99

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959,

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106,

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176.

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32.2

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49.9

55.2

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66.4

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120.

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134,

314

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919

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215.

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43.5

43,0

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36,6

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248,3

273.9

309.7

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2381,0

416,

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520.

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648.

6

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PR

INC

IPA

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Ener

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633

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377,

741

3.6

459.

150

1,3

556.

4623.2

692.

4772,0

Fac

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g.

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51.3

53,8

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100,4

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109,

212

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134,

7149.1

j,

165,

7 .

••» co 11

NOTAS:

1,

Se cpñsidera las áreas servidas 4* loa Cantones de Quito

ft Hejia y RumiSáhui.

2.

En 1,974 se prevw^ la instalación de una acería.

'.

,,

-.

.

3.

Incluye eoo

uao de agua potable (

bombeo)

4*

Se reduce el consumo por bombeo de agüe potable al entrar ea operaciSn la planta

tratamiento de Püengasí-

5,

Entra en funcionawiento la central hidroeléctrica de Nayon.

a).

J.08 fdate* para loe anos 71 Y 72 son históricos/

PROVBCCIOH BE LA DEMANDA 1 ENEKfilA. SISTEMA CE$OT0-ÍK>KC2 (1)

CUADRO f 3

ASO a) 71

72 73

Población,

Sarvida

(talles)

243*0

258.6

287*6

74(4) 333,8

75 76 77;. 78 79 60

374.3

420.4

466.2

525.2

580.9

640,7

ABOBADOS

Sesíd.

23-8

26*0

29.6

33,5

38*3

44.4

51.2

59,7

69*6

79.8

domare

7.0

7.5

8*Q

8.6

9*1

9V7

10.4

11.1

11.8

12.6

ReBid*

17»4

19.4

26,0

31.1

35,9

41.6

45.2

55.7

64.7

,74,7

C Ó

9.6

10,4

13.1

14.4

16,0

17.7

19.2

21.5

24,2

26.7

K S 0 H 0 S

u

Indust.

20*8

21.0

56,2(3)

57.5

59,2

61*0

66.2

103,3(3)

105*6

losa

DEMANDA Efí LA

( 6MH)

SUBESTACIÓN ntUfC

Otros (

8,6

8.1(2)

8*7

8.9

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10.1

11*0

12,1

13.2

•14**

TOTAL

56.4

58.9

104,0

111.9

120.3

130.4

141,6

192.9

207.7

223.9

Energía

71.3

73,8

128.3

136,6

146,4

158.0

170.8

231.3

248.0

266.6

Fac.Ca;

52.9

50.8

53.0

52.5

52.5

52 :e

51.7

"58.5

58*6

58*7

rPAL DE

rg. íot.

TBaxim.

(MW)

15,4

16.6

27,6

,29.7

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34.9

37.0

45.1

;-

48,3

{

51.8. . .

'

í* Incluye las áreas servidas de Latacunga, Ambato,

Uiobataba» baranda y Aláusí*

2. Buraat® el lo 1»972 rao genero la planta muaic

pal ds Salcedo.

3. Se producen aaliacioQes de la fábrica "

Cemento Ghimbprazo".

• .

4» Entran en operación dos grupos térmicos de 1.120 KW. en Riobamba y nno de 775

en 6u«raaáa*

a) . Los datos para loa anos 71 y 72 son históricos *

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1.97

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1.97

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1.97

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7 15

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261.

5295.9

367.

940

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437*

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)

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2.6

353,6

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487,

554

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632.

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4.9

825.

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1005

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117.

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144.

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182.5

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207*

3 o £3

122

6, 8

v24

9.2

ROTA; 1

Este, cuadre* es

la. suma de los anteriores*

Incluye alumbrado publico,

- 86 -

2*2. Producción de Potencia y Energía <ie las Centrales Hidroeléctri-

cas exístestoa y pro/;

Como se ha previsto, el Sistema Nacional Irrterconectado de-

berá conformarse at partir dedos núcleos principales, uno al

Norte del país, el cual se formará teniendo como base de par-

tida la interconexión Pisayambo-Quito y aloque se irán intereso

nectando las Empresas Riobamba, Ambato, Tulcán, Ibarra, A

lausf, Bolívar; conformándose así la Zoila Norte; y otro, el

Sur del país, el cual se formará a partir de la interconexión

Paute-Guayaquil a la qus se unirán las impresas Aasuáy, Cañar,

Milagro, BabahoyOj Manábí, 131 Oro, Loja, para conformar la

Zona Sur.

-De e§ta manera, cada nueva interconexión de un sistema signi-

ficará no siólo la anexión de un nuevo meréado, sino también la

anexión de la potencia y energía que las plantas de este sistema

puedan dar al Sistema Nacional Interconeetadlo.

El objetivó de ésta parte, es determinar la capacidad de produc-

ción de energía y de potencia de las centrales existentes, en cons

truccióny programadas hasta el momento de entrada en opera *-

clon del Proyecto Pisayambo.

- 87

2.2.1* Centrales hidroeléctricas existentes

En la actualidad existen 48 plantas hidráulicas en ser-

vicio en él país, la mayor parte de las cuales son plan

taa pequeñas cuya producción de energía e& muy baja

comparada coix Ik producción nacional y Será menor

aún el diada su interconexión; es por esto que no vale

la pena incluir s las plantas pequeñas dentro de este es

tudio de energía.

Hay que analizar pues/ las 12 plantas existentes de

ináa de 1 Mw, las cuales representaban el 83* 6% de la

potencia hidráulica instalada y el 25,4% de la potencia

total del país en el año 1971, segdn, el Boletín Estadía

tico # 6 publicado por INECEL.

Existen tres plantas hidráulica» en la fcona Sur del Sis-

tema Nacional Mterconéctado y por lo tanto fuera del 4

rea de Pisayambo. Quedan 9 plantas, de las cuales

solamente Cumbayá. y Guangopolo, ambas de la Empre-

sa Eléctrica Quito, tienen un pequelb reservorio de re-

gulación diaria.

De acuerdo a lo anterior, podemos clasificar Ia0 plan-

tas hidroeléctricas existentes de la siguiente manera;

-Existen 43 plantas que dan una potencia de 97,, 748 Mw.

- - 1 • ' • . f ' - - •-8 grupos demasiado yiqjós representan 5 plantas conu

na, potencia de 4.78 MW»

las 38 plantas restantes, 7 pertenecen a la Zona Sur

y son menores dé 1 Mw. La potencia total de estasplan

tas es de $.47 Mw.

-De las 31 plantas restantes, las 3 ubicadas en la Zona

Sur, tienen una potencia mayor de 1 Mw y un total de

10. 107 Mw- :

-Dentro de las 28 plantas siguientes, las 9 mayores de

1 Mw son el objeto de esté capítulo. La, potencia total

de estas S plantas es de 73. 22 Mw.

-Las demás, es decir las 19 plantas menores de 1 Mw

ubicadas en la Zona Norte, tienen una potencia total

instalada de 7. 17 Mw.

En resumen tenemos; ^ PotenciaMw

43 plantág dan un, total de 87, 748

-5 plantas Viejas -4,78

38 plantas 02S988

" 7 íflantas de la Zona Sur »e~ ,

. ñores de i Mw «"2,476

3Í plantáis 90, 402

- S plantas mayores de 1

en 3a Zona Sur

2S pl^EEÉae 80,885

~ 19 plantas de la Zona Norte

menores de 1 Mw - -7, 16S

9 plantas mayores de 1 Mw

uWcadas en te Zom Norte 78, 22

Las 9 plantas existentes actualmente mayores de 1 Mw

en la 2osa Norte, representarán en él año 197 S, el 91%

de la potencia hidroeléctrica de la 2ona, Las otras 19

plantas representarátt solamente el 8 .9% de la potencia

Mdroélécttieá 4e la aíóisa gn •tfL'0flo 1978, excluidos loet

proyectos en construcción. Si ee considera que la

2ona Norte y luego el Sistema Nacional quedarán

conformados cuando entren en operación los grandes

yectos hidroeléctricos cpmo Bs«it©, Meayambo, Toaohi

Montüfar, etc, ejste porcentaje rebajará aún más. JEs

así como para el año 1076 en el que ee considera que

estará conformada la Zona Norte, el porcentaje de es-*

tas 13 pequeñas plantas será de S% de la potencia insta

lada en la Zona, porcentaje que está dentro de la iccer-

tidumbre que puede presentar una estimación de merca:

do hecha para los años venideros.

., Xas 9 plantas grandes existentes, represen-

tarán en el aña 1976, 34% d& la potencia de la Zona, lo

cuál justifica su estadio.

(La información fue obtenida en la División de Planifica-

ción de INECEL)

las 9 centrsü.es existentes son las siguientes:

Nombre Año de instalacián

Playa

El Ambi

La Calera (Machachi)

niuchi I

JÜücMn

La Península

Alao

1980

1968

1961-67

.1958

19B6

1961

1961

196S

1*32

8,00

9,4

40.0

2,0

2,8

3.

3.

5.3

La cuestión es saber cual podría ser la gene ración de ea

tas plantas en el ano de interconexión y después frente a

la demanda y a la generación total del Sistema. Al res- >

pecto INECEL tiene un estudio basado en datos hidrológi

eos, en el que se determina la capacidad de generación

de las plantas hidráulicas antes mencionadas (Informe #

14). El resumen puede verse en el cuadro # 5 adjunto, en

el que ae encuentran las capacidades de generación para

el año medio hidrológico; si bien es cierto' que el hecho

de tomar el afio medio sin considerar los anos secos es

un método no exacto, sino una aproximación; también es

cierto que los datos de Mdrolqgía imponen otro limite de

exactitud, pues solamente se dispone de datos de 8 - 10

años y con estos valores no ea posible decir sí el afio mas

seco dé ésta temporada es realmente o no un ano seco pa

ra un período de.30 o 40 anos.

Por lo tanto se tomó 16» valore» de generación para el a^-

fio medio, lo cual nos da una aproximación suficiente para

el tipo de resultado que se busca.

La energía generada una vez que se realice la interconexión

. 92 -

será la máxima posible porgue los gastos para suminis-

trar la energía de la planta de pasada son casi iadepen -

dientes del número dé Kwh» entonces cuando más grande

sea la generación, más bajo será el precio del Kwh.

Como conclusión se pusde afirmar que desde el fefio de la

interconexión, las 9 plantas anteriores suministrarán to-

da la energía posible/ pues la demanda de energía para e^

se año es muy superior a la capacidad de generación de

estas plantas.

-83o

o enen oCSI•

04

Oo»• *

.en

Om«

en

o00

en

ocosoo

en

oí«o

oV£iOv r-í

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04 O00 «Tie> í?v

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tí ow

OH

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«S ¡ I

- 94 -

2.2*2. Centrales hidroeléctricas en construcción y programa-

• d a s ; • , [ ;." ; . . - • - • • " : ' . - • • ' - ' . .

Al igual que jpára las plantas hidráulicas existentes, va

mos a v$r lo que pueden suministrar las plantas hidráu»

líca$ en construcción y programadas*

Para las plantas estudiadas en esta sección, el trabajo

es más sencillo porque cada una de ellas tiene un estu-

dio de factibilidad y se tiene la mayoría de los datos pa

ra Isi determinación de la energía, la cual se podrfa ge

aerar.' " - , . : " ' • • • ' • - . ' • , -

Las centrales hidroeléctricas en construcción y progra

madas hasta 1980, son las siguientes:

Pasochoa ; 4. 5 Mw

Nayón - 30 Mw

Pisayárnbo 69.2 Mw

Montúfar 150 Mw (1981)

. : . " - 95 - , . ' • • • / " . -

Loa datos de la capacidad media de generación han sí -

do tomados del Informe # 14 de la "programación del

Sí stemia Nacional Interéoneetadó1*, elaborado por WE

CELt* Estos valores fueron a su vez obtenidos del es-

tudio realizado por la Compañía Consultora EPDC del

Japón, para el caso de la central Paaoehoa. J31 resu-

men de la generación está en el Cuadro # 6 adjunto.

La energía anual de Qstas centrales especialmente de

Pisayambo y Montíüfar^ deberá ser distribuida dé acuer

do a las necesidades del mercado y según un programa

de operación adecuado.

Total de la capactidad de generación hidráulica sin to *

mar en cuenta Pisayambo y Montúfar.

AñpMedio 554.095Mwh

Tomando en cuenta PÍ@ayam)x> 834.745 Mwh

Tomando en cuenta Pisayambo

y Montúfar . Í!2.81..1fi2 Mwh

CAPACIDAD DE GEHERACIOK (

MHH ) PLASTAS HI3P&AOLIGAS EN GOHSTRUGIOSE Y gROGSAHAPAS. CUADRO I 6

PASO

CHG

A

HA

tON

PI

SÁY

ÁH

B.

2*34

* 11

*333

17

.994

26

,438

1,51

2

11*9

61

14.2

12

24*5

06

HáHZ

O

1.51

2

15.2

13

20.4

96

27, 5

3Í

AB

RIL

. 2.

26a

15,8

55

18.8

72

25.1

41

MAY

O 2,

344

14.7

21

13.5

09

32.1

00

OT

IIO

2.

268

10*1

93

35.7

91

59,5

341

• V-

. ,

- .

..

"•

-•

- •

•.

-.

,•

--

- .

••

:.

-•

--

--

..

'.

- -

,. .

-JULIO

: 2.344

8.007

39,432

66*6811

AGOSTO

2.344

6.960

35,155

53,969

SmiSMBBK

2.268

6.795

26.967

20.488

2.344

a. 993

17.806

22*166

2.268

10.670... 15.488

28.278

DICIEMBRE

2.344

10.533

14,928

35*578

26.160

131,234

280.650

426.417

2.3. Producción de potencia y energía de las Centrales Térmicas

existentes en Construcción y Programadas:?

2.8.1. Centrales existentes

Luego de haber visto las plantas hidroeléctricas exis-' • ' - " •. • . . . ' . • • • • " i

tentes y programadas, hay' que analizar las plantas ter

moeléctricas existentes» en construcción y programa-

das. - ' " , " • " ' " ' ' ; / ' ' • ' . ' • • - ,

Con estas dos partes* en lo referente a centrales

tricas se podrá conocer la potencia y la energía dispo-

nibles en el Sistema Intercónectado de la Zona Norte

'del país- " "" _ '• ' - - ' ' " • ..... '__

Aquí también tenemos que hacer una aproximación pues

solamente las plantas de una potencia considerable y no

demasiado antiguas se les puede tomar en cuenta.

Los criterios para la eliminación de un motor-generador

son diferentes a los de las plantas hidroeléctricas. Los

grupos diesel/ sobre todo los de menos de 500 Kw. cues-

ta mucho Í3U explotación y podemos fácilmente venderlos

transportarlos cuando su energía llegue á ser más cara

que la energía que la empresa puede comprar al Siste-

ma Interconectaijo. Estf criterio de eliminación es an

te todo un criterio económico-

Otro criterio es la vida dé loa motoras; un motor diesel

tiene generalmente ttná y ida coi^ (aproximadamente de

8 a, 10 aftos isi tiene una velocidad de 720 RPMy "un fun-

cionamiento de 5. 000 horas al ano). Este criterio técni

co ftace desaparecer rápidamente un motor de la red.

Otro aspecto diferente es el tipo de explotación. Si bien

la producción no sufre las variaciones climáticas esta -

clónales, pero en cambio depende dé los impuestos so -

bre el combustible y de la^égarídad del sumimstro. Al

'momento de la interconexión habrán dos posibilidades pa

ra stuaainistrar la potencia, y energía correspondientes;

sea desde los grupos térmicos o desde la red interconec

tadsu Como ya jse dijoy elcriterio económico prevalece

rá ante todo-

Los grupos térmicos existentes en el área de influencia

de JHsayambo, que hoy podrían eníiontrarse en buen es-

tado, el día de la interconexión van a tener de 8 a 10 a-

. • . y y *• ' ,

ños por lo menos; estas máquinas necesitan un buen

tenimiento que las empresas no siempre pueden darles;

es por esto que hay que suponer qué la potencia de placa

no será la potencia disponible para el momento dé la in-

terconexión y los gastos de generación serán tan altos

que sólo los grupos de la Empresa Eléctrica Quito van

probablemente a conectarse a la red y solamente para

casos de emergencia. Esta eliminación de las plantas

térmicas con la llegada de la interconexión, admite que

desde ese momento, la produceiáa de energía hidráulica de

la red va siempre a poder satisfacer la demanda.

Sinembargo en el caso contrarío, es claro que los grupos

van todavía a funcionar para suministrar el déficit de pro-

ducción qué podría presentarse y a cualquier precio de ge

• .. • neraeión.

2.3,2. Centrales programadas y en construcción

De la misma manera.que para loa grupos térmicos exis-

tentes, para los grupos térmicos en construcción y pro-

gramados, sólo vale mencionarse 4 grupos de 2, 5 Mw de .

la Empresa Eléctrica Quito y la central térmica de 80 Mw

- 100 -

de INECEL, la cual será, cedida a la Empresa Eléctrica

Quito como aportación a acciones* Es de suponer, por

todo lo dicho anteriormente, que estos grupos se los va

a usar únicamente para disminuir el pico de potencia

comprada a la red interconectada, .asííoomo también» pa

ra una buena operación de mantenimiento de las centra*

les hidráulicas, teniendo presente que el uso de motores

diesel para cortar los pieos necesita que siempre los mo

torea puedan arrancar inmediatamente y a cualquier mo-

mento. Una sola falla en este principio anula todo el be-

neficio que se pensaba obtener de este sistema operativo.

Generalmente los grupos diesel usados con plantas hidráu

licas funcionan con un máximo de 2. 500 horas al aflo y si

le añadieran también un tipo de generación de pico, que

suministra la potencia que las plantas hidroeléctricas no

pueden abastecer, podemos calcular un décimo más de e

se número de horas. ;

La vida estimada de estos grupos será de 20 -30 anos pa

ra una velocidad inferior a 1.000 BPM.

101 -

2.500xO/7x ( 30> (4x2.5)) 70 Gwh / aflo

Se estima que la, mayor eficiencia la obtendremos a un

70% de la capacidad nominal.

250 K (30-v 4 x 2 . 5) 10 Gwh /año

Total Generación Térmica 80 Gwh /alio

3. BALANCE PE POTENCIA Y BHBRGIA

Conocida la demanda máxima de potencia y la necesidad de energía en

la subestación principal para cada uno de los sistemas que forman el

área de influencia del Proyecto Pisaysunbo, así como las disponibillda

des dé potencia y energía, sé ha determinado el Balance de potencia y

energía y los déficits respectivos en cada uno de los sistemas y en for

ma global para toda el área de influencia del Proyecto Pisayttmbo, co-

mo puede verse en el cuadro # 7 adjunto.

Las Centrales consideradas son:

La Playa 1/32 Mw Sistema Norte

El Ambi 8,00 Mw Sistema Norte

Guangopolo 9,40Rw Sistema Quito

102

Cumbayá 40/00 Mw Sistema Quito

2,OOMw Sistema Quito

2, 80 Mw Sistema Centro Norte

Illuchí H j 40 Mw Sistema Centro Norte

La Península 3, 00 Mw Sistema Centro Norte

¿ 30 Mw Sistema Centro Norte

4, 50 Mw Sistema Quito

30,00 Mw Sistema Quito

Central Térmica 30,00 Mw Sistema Quito

Diesel E- E.^Quito 10, 00 Mw Sistema Quitó

Pisayambo í, 20 Mw Sistema Interconectado

Montúfar ¿50,00 Mw Sistema Interconectado

TOTAL 366; 92 Mw

BA

UN

CB

BE

PO

TEM

CIA

Y B

gER

GIÁ

» C

UA

DS0

# 7

Baj

a 1/

2

1, SlSXm BOBIB.

1.1 Demanda

de Potencia ( MW )

1.2 Demanda de energía (

GWH)

1.3 Potencia instalada ( MW)

1,4 Capacidad de generación ( GWH)

1.5 Déficit de potencia

( MW)

1.6 Déficit de energía. ( GWH)

2. SISTEMA PICHINCHA,

2.1 Denanda de potencia

2*2 Demanda de energía

2.3 Potencia instalada

2.4 Capacidad d$ generación (

2.5 D&fieit de potencia

2.6 Déficit de energía

3. SISTEMA GKHTRO» HORTK.

3.1 Demanda de potencia

3.2 Desanda de energía

3.3 Potencia instalada

3.4 Capacidad de generación

3*5 Déficit de potencia

3.6 Déficit de energía

1*976

21*9

99.9 9.3

60.6

12*6

39.3

109.2

501.3

95,9

399.8

13.3

101.5

34,9

158.0

12.5

93*&

22.4

64.2

1,977

24,7

115,3

9.3

60.6

15.4

54.7

120.8

5S6.4

125.9(1)

479,8(1)

*IP' 76.6

37*0

170.a

12.5

93.a

24.5

77.0

1.978

27.5

130,5

9.3

60.6

18,2

69.9

134,7 "

623.2

125.9

479.8

8*8

143.4 ,.

45.1

231*3

12.5

93, a

32 *6

137.5

l*97í

29.4

140.9

9*3

60.6

20.1

80*3

149,1

692,4

125.9

479.8

23.2

212.6

48,3

248*0

12.5

93.8

35,8

154,2

1^98

0

31.7

153*

49.3

60*6

22,4

92.8 ,7

772.

012

5,9

479,

839

.829

2.2

51.S

266.

612

.593

.839

.317

2*8

o w,

BA

LAH

CB

DE

gO

TSH

GIA

Y E

SEB

GIA

* CU

AD

RO #

7

lio

ja

2/2

. 1.

976

1.9

77

1.

978

1.

979

,

3

4. ÍOTÁL

4.1 BSficít aparente de potencia

48.3

39.9

59.6

79*1

101,5

4.2 Derxcit aparente de energía.

205.0

208.3

350.8

447.1

557.8

5. ÁFOHTE BE PISÁYAHBG ( potencia)

-

69.2

69*2

69.2

.69.2

n

i-"-

- °

(energía)

-

280.7

280,7

280*7

280*7

6. DÉFICIT TOTAL DE POTERCIA BH Eli SÍSTE

. MA.

48.3

-

-

9.9

32.3

7- DÉFICIT TOTAL DE' EHEK0IA EN El SISÍE-

MA>

205.0

-

70,1

166.4

277.1

8. POTENCIA VSflDIBA POR PISAYAMBO

39.9<2) 59,6(2) 69>2(3)

69.2(3)

9, BHEBOIA

VEHDIElA POR PISAtAMBO

208.3(2) 280*7(3) 280.7(3)

280*7(3)

NOTAS:

1.

Entra la Central Técnica para la E.E. Quito lo mismo que los gru-

pos térmicos.

t*

Estos valoras corresponden a los déficits aparantes de potencia y

• .emergía.

-.

•- •

' •

.

3.

Kstos valores corresponden a la capacidad de Pisayambo de genera-

ción y potencia.

-105

Como se ve en los cuadros del Balance de Potencia y Energía,

se puede saóar como conclusión, que el Proyecto íisayambo no

funcionará a su plena capacidad en Ío0 primeros afios; logicamen

te también pudiera presentarse el caso de un año seco en el cual

su capacidad pudiera llegar a coparse, consideraciones por otro

lado que están dentro de Ifc insertidumbre,

Para los afios posteriores a 1980, en que este centro de genera-

ción no será suficiente para cubrir la demanda de energía y po -

tencia, se espera que ya estarán por concluirse otros grandes pro

yectog como son: Montúfar, Toachi y Pisayambo II.

Hay que reealcarnueVamente que se ha tomado como premisa bá

sica el hecho de que la energía de Pisayambo resultará muchísi-

mo más conveniente para las diferentes empresas regionales» que

el mantener en servicio los grupos térmicos conque actualmente

cuentan. - /- ' . ; -V- • • . ; . ; " • -. '; •. .• . . .

Finalmente vale la pana mencionar el hecho de que sí una empre

sa que pudiere tener un exceso dé energía durante un determina-

do mes podrá o querrá venderla a través de la red de ENECEL,

a otra empresa; ésta es una cuestión econÓTnico-p'elftica que no

está a nuestro alcance pero que puede hacer variar ligeramente

.CAPITITLO IV

1. Estudio económico del Proyecto Písayarab© y su ¿rea

de influencia. ;

«Cargos fijos de inversión imputables a Potencia.

-Cargos variables d#. operación imputables a Uner

2* Análisis Financiero.

8. Fuentes y XJsos de FondosL

4. Diseño de las tarifas en Subestaciones,

107 ~

'j. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO PISAYAMBO Y SU ÁREA DJS

IMFLÜESCIA •

Si.aaálísis y la comparación dé costo» del Kwh «a bastante dffleíl por

la variedad de criterio» que rigen su determinación. Tal análisis 00

puede: hacerse en muchos caaos din tina considerable elaboración de da

tos estadísticos, lo qua está fuera de 1*0 posibilidades del presente ira

bajo.

Conviene recordar que en términos generales los costos anuales de la

explotación eléctrica pueden separarse «n dos grupos: los que son

prácticamente Ajos y aquellos otros, que desde un mínimo superior a

O* varían cató linealmente con la producción»

Los primeros correspondan en su mayor parle a las cargas financie -

raa por depreciación de activos» impuestos, seguros* mano de obra

impotable a 1& potenciay son preponderantes en los sistemas a base de

generación hidráulica; se incluye también como costo una cierta renta-

bilidad o utilidad que se computa como un porcentaje de la inversión ne

ta o como art-interés del capital propio más el deador.

A través de los porcentajes usuales, las cargas financieras dependen

de la inversión en plantas» Itoeas y redes, 7 pasarán sobra cada Kwh,

- 108 -

según el número de éstos que se produzcan en el(afío o sea según el

grado de aprovechamiento de las instalaciones.

Los costos variables son principalmente los de combustibles y por e-

llo son de importancia en los sistemad a base de generación térmica,

en los cuales tienen gran influencia el rendimiento de la combustión y

la utilización del c&tor.

El costo de la xnaüo de obra es mas bien estable y tiene una importan

cia relativamente reducida, a través de la "mantención y reparaciones0

en los sistemas hidroeléctricos. Su importancia es algo mayor a ira

vés de la "operación", en los sistemas térmicos.

1.1. Alcance del estudio

Para efectuar el presente estudio ee han adoptado los siguientes

principios básicos, los mismos que constituyen el fundamento de

este trabajo. Cualquier variación de ellos traerá como consecuen

cia resultados diferentes a los obtenidos.

a) Se considera que para 1977 entrará en operación es-

te Proyecto, un retraso del mismo implicará un en-

carecimiento de los gastos de financiamiento y admi-

nistrativos y por consiguiente tina variación en los ru

-109

..- * bros d^ inversión, cuotas de depreciación y fondo a-

cümuladojprincipalmente*

b) El tipo de cambio nonetarío para las inversiones en

moneda extranjera se consideró a_3/3t$á 25. Es ob «

vio que un cambio cíe este valor de referencia haría

Variar prácticamente todo el estudio.

6) Cambio en el programa d© equipamiento o una varia-

ción en las características técnicas de los equipos

programados.

d) Todas las acotaciones mencionadas en el estudio del

• ^ mercado. \ . . - • ' . - • - • "

Período de estudio

Adoptando el principio geneíaliáado de qué las tarifas d^ben re-

flejar en todo instante, en cada punto y á cada nivel de voltaje,

lo máfi exactamente posible los costos y que los costos a consi^

¿erarse deben ser los costos de desarrollo, se llega a determi-

nar un nivel tarifario que es económicamente racional para las

dos partes comprometidas, es decí^ para el comprador y pa-

ra el vendedor, asf como para la economía nacional.

- 110-

El período de estudio de 4 años se ha determinado, consideran-

do que en este lapso de tiempo se tiene definido con cierta aproxi

mación, como van a evolucionar los -medios de generación; pasa-

do éste, es muy incierto determinar estos mismos medios de las

nuevas fuentes de generación que cubrirán los requerimientos de

energía. .

Para evitar la influencia de medios de producción de característi

cas y costos desconocidos/ se ha adoptado el período de estudios

. mencionado, el mismo que inclusive cumple con la finalidad de e-

vitar el efecto que se produce cuando la capacidad instalada no es

utilizada en una magnitud considerada como la mínima normal.

1. 3. Estudio de costos

El estudio de costos se ha realizado considerando el sistema ínter

conectado como una unidad y consecuentemente que todas las áreas

son económicamente factibles de servirse.

Tratándose al sistema como una unidad física y económica, se con

sigue que las diferentes Empresas Regionales independientemente

de su ubicación, sean partícipes de los costos da desarrollo y, en

consecuencia, los relativamente grandes centros de consumo ayu-

-111 -

den a aquellos de menor importancia que no alcanzan todavía su

coeficiente mínimo de consumo que los clasifique como económi-

camente justificables ante la entidad de suministro de energía e •

1,4. Coato de Producción

El costo de producción de energía se compone de gastos fijos y

gastos variables,

La explotación de una central produce siempre gastos anuales que

se pueden calificar de fijos, ya que no varían con la producción de

la planta y son proporcionales al capital invertido; se denominan

también Costos de Capital o Cargos Fijos de Inversión imputables

a Potencia,

Estos gastos como se dijo ya* están constituidos esencialmente de

los siguientes rubros;

a) Depreciación

b) Intereses del capital o rendimiento

.112 -".'

d) Impuestos

e) Mano de obra imputable a potencia

Los gastos variables o también llamados gastos directos de ope-

ración j míuitenímiento imputables a energía, por el contrario,

son aquellos que están en función directa de la operación de la

planta o del número de Kwh producidos. Estos gastos se agru-

p a n así:--"- • • . - • " . ' - - • " • • > ' . - ' • . . . ' • - • • • • - • . . ' • ; - . .

a) Combustible (agua)

b) Repuestos y mantenimiento ^v

c) Salarios

d) Desperdicios

e) Administración y supervisión . , ' . . '

Al pedir que el costo de producción se mantenga en un mínimo,

debemos referirnos exclusivamente a aquellos gastos que son

variables con la producción. .

Sí ee prescinde de los gastos fijos» el costo del Kwh producido en

centrales hidráulicas resulta prácticamente nulo, mientras qué el

del producido en las centrales térmicas tiene tm valor muy apre-

ciable, -

- 1ÍS

1.51 Tarifa^

Tarifas por el servicio eléctrico es el precio al cual la entidad

que presta el servicio vende la energía que proporciona»

Bl objetivo de la tarifa es proporcionar a la Empresa los ingre-

sos que permitan no solamente cubrir los gastos variables de o-

peracídn y mantenimiento, sino también los cargos fijos de la in

versión realizada por dicha entidad, para proporcionar el servi-

cio, incluyendo una ganancia razonable.

La ecuación básica de tarifas por medio de la cual se cubren los

costos totales que demanda el servicio znas una rentabilidad es de

la siguiente forma:

By * C =• S//Flaní1Ía

Ax; Cargof) por demanda

By: Gargo por energía

C: Cargo por consumidor ^/abonado

A: SJÍ/Kw de demanda

BÍ gí/K-wh de emergía

x: Número de Kw de demanda

.y: Número de Kwh consumidos

- 114 -

Cargo por demanda es el elemento de costo mediante el cual la

Empresa trata de recuperar los cargos fijos de inversión en

plantas generadoras, líneas de transmisión, subestaciones y la

parte de las redes de distribución no incluidas en "C".

Cargo por energfa es el elemento de costo medíante el cual la

Bmpresa trata de recuperar los gastos variables dé operación

del sistema. :

Cargo por consumidor es el elemento de costo mediante el cual

la Empresa trata de recuperar }os cargos fijos realizados en me

didores y acometidas principalmente, junto con los gastos de lee

tura, facturacíón,contabilizacióny cobro de cada planilla.

1.6. Inveraiones en Operación

En el cuadro # 8 se han determinado las inversiones para las di-

ferentes etapas del sistema considerado. Estos valores fueron

obtenidos del presupuesto de inversiones del Proyecto Pisayam-

bo que para tal objeto se dispone en el departamento respectivo

de INECEL. Se ha considerado además el cambio monetario a un

valor de §¿25*25 por dólar para determinar en moneda local los ru

115

bros que deben pagarse con moneda extranjera.

Para él caso de la línea de transmisión Quito-Ibarra se tía esti-

mado su valor del presupuesto de inversiones que consta en el

Plan Quinquenal de Electrificación,

Los gastos da financiamiento debidos a la utilización de los prés

tamos externos, así como loe gastos administrativos se ha pro»

rrateado proporcionálznente a la inversión en las diferentes eta-

pas consideradas. El valor que corresponde a transporte no cons

ta en generación pues ya está incluido en el valor de las instalado

nes. . ' • - - ' . . . " • .

1,7. Cuotas anuales de depreciación

En el cuadro f 9 se indican las cuotas anuales de depreciación pa

ra las diferentes etapas del servicio en el período considerado;

estaja cuotas fueron calculadas en base a los Índices recomenda-

dos como normales qué constan en él "Reglamento Nacional para

la Fijación de Tarifas11. Hay qué mencionar que los índices apll

cados para la amortización de los gastos de financiamiento y ad-

ministrativos son iguales a los tomados para las inversiones pre

dominantes en cada etapa del sistema considerado.

1.8. Fondo Acumulado de Depreciación

Con los dato* obtenidos en el cuadro anterior se procedió a de-

terminar el fondo acumulado de depreciación.

El cálculo respectivo puede verse en el cuadro # 10.

1.9. Gastos directos de Operación y Mantenimiento

En el cuadro #11 se indican los gastos de operación y manteni-

miento. Estos valores han sido estimados en base a índices ñor

malizados/ pues como es obvio, se carece de información histó-

rica sobre la cual basarse para determinar con una mejor aproxi

mación estos gastos.

Del total de gastos de operación y mantenimiento sd obtiene el

capital de trabajo» el cual representa el valor estimado de los

fondos necesarios para Hacer frente a los gastos corrientes de

explotación en que se incurre antes de empezar a obtener la re-

. caudación del servicio suministrado, además del pago de remu-

neraciones y de otros servicios, regulares.

1.10. Base tarifaria y rentabilidad

En base a la información referente a inversiones brutas en opera

.. . -'. , ' - 117 ~ < .. - - "•. • " . . •

ción y fondo actunülado de depreciación para cada uno de loa a-

flos considerados en el estudio y para cada una de las etapas del

sistemarse determinarpiulas correspondientes inversiones netas

en operación qu@i sumadas al capital de trabajo nos proporcionan

la base tarifaria en cada año del periodo considerado. Este cal-

culo se indica en el cuadro # 12.

Con los valores obtenidos para la base tarifaria, se han calcula

do porcentajes de rentabilidad de 2%¿ 4%, .9%' y 8%. El detalle

dé estos porcentajes se puede ver en el cuadro #13.

1.3.1. Costo promedio del fewh a. nivel subestación

Este costo promedio es un valor referenciál @1 cual se tomará co

mo base para el diseflo posterior de la tarifa. Efite valor repre-

senta el precio al qué debería venderse cada kilovarío hora me -

diante \om tarifa plana con cargo por energfá, para poder recupe-

; rar los gastos totales que demandaría el servicio

En el cuadro # 14 se ha calculado este costo del Kwh para, cada

un© de los afíos y* bajo las siguientes

a) Cubriendo gastos directos de operación y manteniínien

to y las cuotas anuales de depreciación o sea loa eos-

* 180 -

empresas eléctricas presenten un sam cuadro económica en

&L que 0G cubran todos los gastos directos e indirectos que

desmanda el servicio y una rentabilidad razonable con la cual

ee le garantice el reintegro de tos empréstitos y & la vez aee_

gurar algcums reservas ^Etra la renovación y ^tl crecimiento

de loe sistemas,

Los procedimientofi mam corrientes para la fijación del interés

siguientes!

a) Aquel que toma en cuenta la compoafición del capital total

en explotación subdividido en dos partea t la correspondían

te a préstamo y la parte propia o capital accionario.

Un este caso 0e acepta un interéa de mercado interno sobre

la inmersión neta del capital propáo> más el interés que fija

el préstamo , Si la tasa de interés de mercado interno es

"Ij'Vy la de jiréstamo es fflp" se obtíen$ el

Ji 4- C présfamo s: íp » Ct st It

Ct » Capital totel

It K interés medio ponderado .

b) £1 segundo procedimiento consiste en fíjar una tasa única

para la base tarifaria, qjie generalmente corresponde e la

tasa de interés dé mercado int«m> piara ese tipa de activi

dad « En tal caso, el resultado a que se llega es?

Il ( G propio -4- C préstamos ) » JISK Ct.

El proc edimí onto de la expresión segunda es él máe asada y prjs

senta tina ventaja en aquellos países en desarrollo, que no sólo

deben hacer frente a la expansión vegetativa,, Ktno m tía cr ecimira.

to más aceiera4», para <iMr lugar á un, to^o^amíeaator mia rápido

del ítüáíce de electrificación*

En efecto,, la tasa l±, es por lo general de orden superior Ip y por

consiguiente resulta mayor la rentabilidad en la expresión segunda

que nn la primera, dando a las empresas mayores posibilidades de

desenvolvimiento -

No siempre efl fácil a las empresas eléctricas, alcanzar la tafia del

interéfí del mercado sobre el capital total, ya sea por razones poli

í ya porque están en eue ccxtaienzos y loe costos, caí tal caso

trasladadoa tótaímetóe al ppecío d?í venta duran

De cualquier forma, que el negocio eléctrico sea de propiedad pú-

blica c» privada la elección de alternativaB entre diferentes proyec-

tos obliga a comparar los beneficios Oireotos y /o indirectos

que se obtienen. ; :

el caao «tal ampielo eléctrico, el eoeto dsl dinero eoai-

prometido en la inversión es en general relativamente fácil

de determinar , En la gran mayoría de loe caeos, Ia0 tari- '

f aa de vienta de esta energía están reguladas y controladas

par otffaMsaaiQg oficíales.

Estas reglamentaciones mrmalmente estipulan una rentabl-

Udad iftéiri.tn<t sobre: el valor actual de la inversión^ Sí eete

ea el caaoj, la JEjüpresa Eléctrica deberá estudiar cuál de laa

alternativas a su alcance le permiten satisfacer el servicio

lamegor

Si la rentabilidad máxima legal fijada a las inversiones es in

f erior al interés que normalmente obtienen los capitales en

el mercado privado en el cual el concesionario gestiona sus

recurso», laa inversiones sólo podrán llevarse adelante si ae

consigue1 financiar una parte de ellas con créditoa a tasae de

interés menoreB que la rentabilidad fijada para calcular las

tarifas -* - .- --. ' • ' • . ' . • •

Es par esto que 01 rendimiento sobre la Toase tarifaria es

- 153 -:

a-*

para Ist gKyggisióa del servicia

tíción de ganancias razonables atrae a Ion inversionistas pri-

vado? y la reioversióa de estas mismas ganancias, en el caso

ceaidadea del crecimiento eléctrico

exagerado al Grobler no.

IJQS

. Situación Actual

Hasta, él año 1937, sin que gxísia rdagona disposición estatal en

materia de eleetriücación, los Tnuttfoiplos tomaron a 0u cargo

el jsuralxiiste» de csacr^a ¿t ctrica., pór<|ae m^í lo exigían, toa re.. ' " . . • .• *|— >

ijierimíeat^0 d^í ««trvldio * En 1945 00 dicta, la l^y de Bégímen

Municipal, en la que ge establece que la, electrificación eg un ser

vicio páblíGO 0argo 4e tos muMpipíos* JSgrfefe dísjpotóeióxi &ie te

en el sentido det que &. a^pvícia eléetri

co es un servicio de tipo social, sin que tenga necesariamente

En estas circunstancias^ la mayoría de los aietemas eléctricos

en el Psíg han gado de propiedad de los Municiplos> trayendo co-

mo consecuencia una operación inadecuada en. cuanto sé ;

- " • - - . " - 154 - ;

a ceOídad del serviciay fiímiíKííarníéato d$ su

Este hecho trajo como consecuencia el que muchas empre-

sas eléctricas 0tófera& coirform^do sobre la base de loe aa-

tertoreá ilstemaé xos^cUpaíea y adopten las tarifas de eg-

tofl fííetemas, tfiarifaa elaboradas sin ningún, criterio, sino

más bien considerando el sumliiiatro de energía eléctrica

como un servicio ¿eocíal y como plataforma pojítíca^ por Jx>

cual 3a¡ mayoría de loe 3tstem&s elésctríaofií cueaíafi, eos -te-

raías insuficientes, lae cuales en algunos caaos BO han. per-

mitido cubrir los costos de operación y irieintenímiento, peor

aún, conatltuir el fondo de depr^iación de las instalaciones,

mucho menoá las reservas para la expansión de loa sistemas,

fíe necesario recordar qué la construcción de obras de olec-

tj^fioaciótt, js^pecistlmeirte cuando á0 trata de centrales Mdraú

licascon sus corr0sppjjdiesites ®ibtístacidaes y línj .i de trans

misión &dg& un periodo de tíem|>o qpe puede variar de tres

a seis años., desde el momento on que se hacen loa diseños d£

f lfíitív<*0, h^ata su puerta ea g&rvícío; eerto siempre y cuando

el proce0o 4e jftoancíamíeata haya aidp 0im|A0 y Ja estructura

ffinanciera de la «naprejsa haya tódo sáüsfectorla para las ezi-

tldades que suministran recursos en forma de préstamos.

" 155 -

Una de las principales causas (ie 100 retrasos en 100 progra-

mas de eqiüpamiento ha sido la inadecuada ímagea ftnaociera

que presentan, las empresas o instituciones encargadas de la

prestación del servicio^ debido principelas nte a pliegos ta-

rifarios inadecuados ,, . . - • . . . " • • - i ; . ' '

I<a situación real de cada una de las empresas eléctricas en

cuanto al vasrcted^o costo del servicio y al preeí® medía de

venta que remita para el año 1970 puede verse en loa cuadros

Debe señalarse por otra parte guie ea algunos casoa a pesar

de que el nivel tarifario es adecuado* laa empresas tienen.

pérdidas de explotación euyae cauaas son: gaBtos excesivos

de operacióu o pérdidas de energía elevadas .

Del aníüisíe de los cuadros anteriores ae desprende que só-

lo la Empresía Eléctrica Quito Tiene un nivel Aceptable, XK>

así las otras empresas que apenas si pueden cubrir los gastos

de

Cabe señalar qué et costo promedio del KWH facturado (cua-

dra $3° 24) de la I2mp¿resa Eléctrica Ibarra resalta alto debi-

~ 156 «*

do sobare todo al e&ceea de capacidad instalada» Ente afecto

desaparecerá poet^tiortrimÉe coa la formoc^a de la ümpr»

ea Regional Norte*

\ , , . • •

Finalmente en el cuadro 11*88 ee presentan loe diferentes co_e

tos del KWH en generación para cada Empresa Eléctrica. Se

puede hacer una comparación con el precio de venta, de la e-

nergía de Ksayambo en la que para un factor de carga de

0,6 el precio promedio del KWH resulta ser 0*290.

Se ha tomado para todos las caeos una rentabilidad del 6% 0£

bre la inversión imnovilizada, pues fue coa este valor que

ge calculS la «orgía i^roveniefííe de PíssQramlxv eaao «xmtra

3|£> ñeyía. factible una qúmparación.

Hay que mencionar esta comparación debería Jaacérsela entre

el coapfco dádl KWH g0jaerado por im m«&vo grupo térmioo y el

precio de veíria dei KWBE de Hiíayaníbo; pues eáiíos süae ve-

íííder0s las dos únicas alternativas posibles para satisfacer

las Sitaras jaeoesídades serám eom|a r ^ Heayambq o inste

las? un grupo títectrógeoo « No se toma eax cuenta la

de aznpliacionea hidroeléctricas, mucho más aún,

construcciones hidráulicas, por el hecho de que estas tonoan

mucho tiempo en su realización, frente & la imperiosa negé-

- 157 -

sidad de satisfacer los requerimientos del mercado.

CQÍfCl,1[JSIQNES Y B^COMEÑDAGIQNBS

8*1» OffietJVQa de la I^^coafeaián da Sistemad

Aun cuando la (supresión ''monopolio de «energía11 au^nst como

relativamente moderna en la operación de emprefíae de uti-

líd&d páblica^ ea ín?tocipip el hecho *úe unir, interconectar o

explotar sobre una red conxiín los recursos productores de

es tan antiguo como la industria ¿ñísma.

Baste pensar en lo qu^ un j^etemía sléctricií es,

en él «e presentan I QS los i obleniaa der^

tar los conisuraoft con diferentes f üentee de nergJCa cuyo tra-

.bajo coajiuito ee hace más eficiente^ gracias al hecho de que

ellas pueden utilizarse con gran flexibilidad,

A m^üdá <5ie tes eistemagr desarrollaáos

crecido en e tensió^ sé Ib®, hecho posible el contacto f£síca

entre dos siatem^ véctoos; los flisi^mas eonvimien entonces

en realizar su "marcha en paralelo" * Sin embargo, para la

marcha en paralelo &e requiere que ambos sistemas posean

eti los puntas de contacto las mismaa condiciones de? igual-

dad de frecuencia, voHaje y el mijsmpt sentido de rotación de

- 138-

los campos.

J8s por esto que, sólo una decisión conjunta de los dos sistemas

para proveer los medios apropiados de intercambio de poten-

cia y energía en. cantidad apreciable constituirá la realización

de una interconexión propiamente tal, coa todos los beneficios

que se pueden esperar de ella. lia interconexión de sistemas

diversos, se realiza para satisfacer dos objetivos fundamenta

les; ,

a) Generar ahorros ,de ifcveriióa

b) Disminuir los gastos de operación y mantenimiento.

Son pues, las mismas razones báeicas que Justifican la in -

legración cada vez más completa de un sistema único.

No Jaay que olvidar por otra parte, qp.e él problema del trans

porte de la energía en. forma de electricidad, tiene limitacio

nes pérfectamente definidas, por ejemplos con.una buena red

ferroviaria y con, launerosas vías de comunicación, el trans-

porte de carbón de buena calidad, prácticamente a cualquier

distalKsia, puede resultar más csconómico que el de la energía

eléctrica que se podría producir con. él. Este es mi problema

de gran, importancia, sobre el cual existe un júfcio "a$oiori"

que inclina a la opinión pública a pensar que el transporte e»

léctrlco es el íoáB ecooSmico, juicio que puede sor erróneo.

En cuanto etl carbón, BU transportó reettlta más económico

siempre y cuando el poder calorífico de éste sea superior

a cierto límite el cual deba tomarse muy en cuenta para tul

Sin embargo, se reconoce que el conjunto de las tres fun-

ciones se pueden atribuir Be a las líneas eléctricas a saben

él transporte d<a energía, la, dístrilatí.cléfñ, éa puntos lotéeme

dios y la interconexión propiamente diana pueden hacer más

ventajosa ¿ti construcción <}ig el transporte de .

combustible,

La. variedad de los sistemas que se Interconectan aporta üha

serie de ventajas, algunas de ellas son obvias y se traducen

de inmediato en resultados económicos favorables .

JDe la experiencia de les grandes interconexiones (Estados

Unidos, Francia,, Suecia, Rusia) y especialmente de la de

oarácter internacional en Europa, permite señalar toe bené

que pueden obtenerse coma son:

de fe

-180

JEata característica se det*ivii ímip&baiéíyte de las dlfe-

renei&s de longitud geográfica existentes en la eona Ínter

conectada, que hace que los picos de las diferentes curvas

de carga no coincidan simultáneamente. JEÍ resultado es

#xi aaiáisf alto fecter dé carga coi^uiAj Q «ea un aprovecha-

miento más completo de todas las inatalacioneg oompro-

nietidas en la interconexión, principalmente centrales ge

üderadoras v Ijütieas

yor utilización ama} es siempre

jar el costo del suministro eléctrico.

JÉs fácil cptKJluir qu^ por medio de Ist interconexión, se

paieden hacer operar las centrales eü el orden correspon

diente al menor costo para atender el consuuaq de una eo-

na determinada, tomando en cuenta la eficiencia de la Ine1 * -

talación, el costa del combustible y laa pérdidas de trans

misión al lugar del consumo .

A manera de ^enaplo: @e j^ede taeocioinar que todo

dente 0a las éeníralés de pasada y todo réb^tíe posible de

los embalses permitir 6. economizar energía térmica caí

algún punto de tin sistema interconectado,

- c> Bectaccíóa. de .la Capacidad da Besegya ' ;

Como el pparcentstfe de reserva es fuocíón decreciente del

tamaño del eifíteroa, al aumentar co^ídie^aliilomaata la cía

pacídad puesta eüct común con ceittralee que por el mismo

hecho de corresponder a una área mueho más extensa y es- - , " - . ' • . ' ** *•••».

tar menos expuesta.fi a limitaciones 0imultánea@ derivadas

de c±PcunBtai3Cias clirnáticaB adversas^ aecídentes,. etc.

tfi "j*jft^tiftcJáfi! &dic3^oi!i&X del t3

requerido v

SI se considera, además, que una parte de la reserva es ne

cesaría para efeetuar el mantenimiento sistemático de lae

instalacíonep, un plan coordinado de los programas dere-

vieión de^uipo peaKüaíítpá una;»eáo0ei&i£ adicional de !«- e^

Se puede citar el casa de los países eminentemente

licofij 0oraetidoe a lae alternativas críticas de aflos secos,

la interconexión peraxdtlrá dl.0mfnfíir en forma substancial

la potencia térmica de apoya requerida para asegurar el

' d)' Migtcoraaaiéate dé' Qgdefl. Téeajeo . .

La interconexión impone a los eietemae interconectados^

- 162-

«' - »

condiciones de normalización que tiende & nivelarse

Itó más altae exigencias* pues de otro znodo el sistema

técMco más avans¿Ldo se verfe po^udieado en @u opera-

ción y en la calidad de su servicio. Ee debido a esto el

hecho por el cual 00 imprescindible que para intercon&r

tar un sistema se exij;& igualdad de frecuencias en loa

puntos de interconexión, pitra evitan tener <pe íntica -

lar convertidores de frecuencia.» loa cuales limitan laca' . • . • «!•-»•

pacidad de intercambio.

£¿l general la, int©rcon(?xión mejorará lae condiciones de

regulación de voltaje, de frecuencia y la estabilidad del

servicia permitiendo aeí, una mea rápida dotación de loa

imprevistos de operación que puedan producirse,

e) Economía de la interconeaión

S© considera b^0 |í@té coi^ep'to la idea die «jue la eseplota-

eión interconectada de loa sistemas conduce a decisiones

IBAS racionales en loa programas de iirveraión Individua-

les que toman en cuenta la circunstancia de que además

del ccmsttmct jarópate esáete on segunde» grupo cemsumidoa*

permanente o eventual^ que mejorara loe beneficios de la

realiKación propia. Este concepto puede llegar a

- 188 -

llar instalaciones !íbídráulicag ea ¿ornan1', coa recursos

hidrológicos fronterizos. La realización de estas ótese

mancomunadas ya sean de centrales generadoras o líneas

de interóCMaaxtá:^ permite, entre otraei vetitaáaÉf, coas ¿

truíp centrales de mayor tam&fio o sea de menor costo u

nitario o de equipar de preferencia los lugares máe favo

rabies aunque éstos ee encuentren fuera de loe límites

nacionales 0 del territorio de coüceMón propio»

Pj3¿BggaHfr áclJSGpfeltu de Coogeracíáá • ' -

este beai ElcaLo es in^angitóle BO por ello deja de

menea importante. Cuando se establece entre dos organis

000 til» IntercoJifiactóíJs «t:-«Bg^rl1u de coEy|NSÉíaci6n, perjoaíte

una me^or solucídn de los pi^blemas de interés común.

Par a alcansac^ las ventaja© descritas coa anterioridad ee

neceBaorio resolver primeramente algunos problemas téc-

nicoe^ de organización^ de comunicación, así como tam-

bién problemas de orden económico v Por otro lado la in-

terconexión crea dificultades técnicas derivadas del tarofi^

flo creciente de Ifiu? ínatelaislonM y potencias ecEmprome-

tidas como Bonj el aumento de Io0 cortocircuitoa^ la regu

lación antonxáüca de pótetela y frecuencia, la protección

selectiva.

da un correcto diment^omimieato d® las tarifas

Todos Jos sistemas eléctricos del país tienen necesaria -

íraente que realizar un dim^a0ioagimieatQ adecuado de las

tarifas para el aumíoistro de energía eléctrica» en tal for

una qjie permita la recuperación y $1 fl«jo cornial d& ÍOB

capitales necesarios para las merjoras o ampliaciones de

los respectivo^ fiístemas, ya que 220 existe ningún otro roo

dio para atender las necesidades de expansión del servi-

cio ea f caima

La necesidad de ua dimensio&amíeata tarifario con rendi-

mientos razonables, ee indispensable, na solamente por

hecho de que las entidades prestamistas nacionales o ex-

traí^eras condicionan la conc e ióu de créditos a la aplica

cíón det tarifas qaé provean una adecuada rentabilidad, si

no también porque $3 innegable la conveniencia dé consi-

derar ganancias razonables para loa capitales propios con

el objeto de garantizar @i<íper las Empresas pusdan obtener

con su debida oporfainidad tanto loa nuevos créditos como

también los capitales accionarioe ,

Pdr otro lado al iniciar la operación el I*rp^ectó

bo y csotx él fe cctttipra y T®3tta de energía entre el sistema

- 165-

Nacional Interconectado y los Sistemae Regionales, variará

totalmente los fundamentos sobre los cuáles se basó el dise

fio de las tarifas coa las que actualmente cuentan estos sis-

. temas « . ' • - ' - . - - -

SfresesMad de ua Despacho J5co*i6iaiea de

A toda Empresa Eléctrica le interesa obté&er tui mayor

dimiento de BUB inversiones, es decir, hacer rñ^arír^^ la dife

reacia entre 2o& ingresos por venta tie energía con las tarifas

impuestas por la entidad reguladora, y «1 costo del suminie -

tro del Jiérvteio

Para conseguir este objetivo es necesario seguir una política

de minimizaciáa de los gaetos de operación, mantenimiento,

comercialización y administración del sistema, utilizando pa^

ello la, tecnología moderna de producción, econóiolea en to-

los jametes, ptí^ie el precio d© 3& energía de Kifíííyambo e¿

tari ligada ínílmajoaente al factor de carga, siendo necesario

el que esta energía sea ubicada ea 01 Mito más conveniente de

la curva de carga dé uti Sistema Regional coneiderado? cao, el

objeto de aftieo&r tul precio razonable para ambas partes -

- 166-

Con el aumento de los problemas técnicos debido a la inter-

conexión de sistemas ^ ae presenta la. necesidad de contar

con un centro de computación cuyas principales funciones

jseríant

a) Controlar la regulación de loe embalses y determinar

la forma de utilización de éstoc*

b) Determinar la operación económica de loa diferentes

sistemas iaterconectadoa,

e) JSláborar 3o# programas de j^oducsción y de íntercem-

Io0 programas de nxantenimiento preventivo

, líneas de transmisión y subestaciones .

e) Analizar lae fallas que se presentaren en el sistema

y controlar el ajuste de las protecciones,

f) Atender todo lo concerniente con las mediciones en

bloque da energía y isc-oducitr la información necesaria

para la elaboración de las facturas .

I-R operación de etst^mas interconectados i-equiere el i^ie se

establezcan acuerdos eLmplios sobre 100 valores límites de loa

principales parámetros con los cuales cada sistema regional

- 187 -

debe trabajar, coa el ña de üñ-eces* condíeicmeB de

bastante aceptables para los usuarios »

$ * 1 * g!rcaáQéi6a de Ventas

Bel preseoite estudio ee desprende que, dado el momento ac-

tual del Palé, caracterizado por etl fomento de la electrifica-

ción; la promoción de consumos, especialmente el del sector

industrial ayudará eficazmente el desenvolvimiento pconómi-

co de las diferentes empresas comprometidas en la interco-

nexión.

g.S.Neeesídad dé las Estadísticas

Puesto que el presente estudio se basó esencialmente en indi

'660 para obtener loe diferentes gastos de operación y mante-

nimiento, sería conveniente que Ja tarifa propuesta para IB- , " > ' , • . . " • . . ' - , . '

venta de potencia y energía de Ptósyambo sea posteriormente

reajustada, cuando se cuenten, con datos históricos de la oj>e

ración del sistema ínterconectado sobre loe cuales fundamen-

tar se* " - • ! . - • " • " • • . - • • ;.

Los referidos datos estadísticos deberán ser llevados en la me

jor forma y eeg&n los normas establecidas al respecto.

COSTO PROMEDIO SCTUAL DEL KWH FACTURADO.

( Milea de sucres ) ( 1) CUADRO # 24

E»E.

TÜLCÁN

1»-

2.~

3,-

4.-

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7.-

8.-

9.-

10.

11,

INVERSIONES TOTALES EN OPERAC.

FONDO ACUMULADO DE DEPBECIAC.

ACTIVO FIJO NETO

SA3TOS ÉE OPERAC. Y MASTEHIM.

CAPITAL DE TRABAJO ( a)

BASE TARIFARIA ( 3+5)

RENTABILIDAD 6%

COOTAS DE DEPRECIACIÓN

TOTAL COSTOS DE SERV. (4+7+8)

-EHERGIA FACTURADA ( MBB)

COSTO PROMEDIO DEL K5JH. S/./KWH.

16.549

4.758

11.791

1.174

294

12.085 725

647

2.546

3.425

0,743

B.B.

MONTUF,

2.377

737

1,640

428

107

1.747

105 87 620

962

0,644

E.E.

IBÁRRA

112 19 92 4 1 94 5 3 13 11 1

,034

.229

.805

.947

.237

.042

.643

,151

.741

.959

.149

E.E.

E,E.

QUITO

AMBATO

689.144

223.345

465. 98,

24.

490. 29.

24.

153.

256. 0,

799

638

660

459

428

966(2)

032

614

596

80.378

21.877

58.501

6.483

1.621

60.122

3.607

2.776

12.866

20.807

0,618

E.E.

RIOBAMB.

65.153

12.018

53.135

4.169

1,042

54.177

3.251

2.074

9.494

11,823

0,803

E.E.

BOLÍVAR

11.595

2.133

9,462

1.082

271

9,733

584

323

1.989

2,007

0,991

E.E. ALAOSI

9.787

1.846

7.941

864

216

8,157

4 §3 03

203

i

1.636

1,878

0,871

HOTAS;

Ett base a 3 raeses de labor.

Datos obtenidos de los balances de las

La Empresa Eléctrica QUITO no deprecia

por haber recuperado ya esa inversión.

esas para 1.972

plantas de Cuangopolo y los Chillos

PH3C

IO M

EDIO

DE

VES

TA A

COTA

L SE

L

CT

H

( m

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acre

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GUAS

EO #

26

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E.E

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07

11.8

23

2.0

07

1,8

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785

0,7

46

0,3

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0,4

58

0,6

65

0,6

81 e

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COSTO PROMEDIO ACTUAL DEL KWH A NIVEL GENERACIÓN ( Hiles

de sucres ) Cuadro í 26

1,-

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4.-

5,-

6 .« —

7,-

8..-

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10.

11.

INVERSIONES EN GENERACIÓN

FOBBO ACUMULADO EN GENERACIÓN

ACffilVO FIJO HETQ EN GEÜHRAC.

GASTOS DE OBERAC. Y MEST. EH GE

AERACIÓN .

CAPITAL BE TRABAJO (a)

BASE TARIFARIA ( 3+5)

SBNTÁBILIDÁB 6%

CUOTAS DE DBPRBC. EN GENERAC-

TOTAL COSTOS BEL SERVIC, (4+7+8)

EHERGIA FACTURADA (

MWH)

COSTO PROMEB3D® DEL KWH EN GEBE

RACIÓN S/. 7 KWH.

EJE*

TÜLCM

13,822

3.685

10,137 352 88

10.225 614

530

1.496

3.425

0,437

E. E.

MONTUF.

1.368

400»

968

184 46

1.014 61 47 292

962

0,304

E. E.

IBARRA

54.010

11.097

42,913

1,006

252

43.165

2.590

1,181

4.777

11*959

0,399

E-E,

QUITO

421,254

114.242

307.012

29.774

7.444

314.456

18.867

11.450

60.091

256.614

0,234

E.E.

AMBATO

35.860

11.856

24.004

3.355

839

24,843

1.491

1.394

6.240

20.807

0,300

Et? • a»

KIOBAMB.

48 8 39

2 40 2

.060

>093

,967

,ni

528

.495

,430

1.425

5.966

11 0

.823

,505

E. E.

BOLÍVAR

6.978

1.168

5.810 -

392 98

5,908

354

184

930

2.QQ7

0,463

E. E,

ALA0SI

5.024

1.190

3.834

355 89

3.923

235

126

716

1.878

0,381

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NOTAS;

a)-

Ea base a tres meses de labor.

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fAÜUü*lotíaxí

C O L O M B I A

MONTUFAPir-i ,IOB(, \" W jS^ '—' *

NORTE t l B A R R Í

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6 C E N T R O - S U R (CUENCA)

L E Y E N D A

LIHtA OC 131 KV

._ LIME» DE 380 KV

*— LINEA DOBLt CIRCUITO

Q CENTRAL PBOCRAMAOA

O 8UB6STACIOM O CENTRO Oí CARCA

Q" CENTRAL TÉRMICA PROCLAMADA

•v v.

SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

ANEXO 1

C O

L O

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81

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PISAYAM&O I ( 6 6 MW)

L E Y E N D A

LINEA A 138 KV

LINEA A 69 KV

LINEA A 34.5 KV o MENOS

//777 LIMITE ÁREA DE INFLUENCIA

B3 CENTRAL HIDROELÉCTRICA

CROQUIS DE LA ZONA DE INFLUENCIABEL PROYECTO PISAYAMBO A N E X O ?

lio ipo

.90

.70

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- 180 -

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