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Informe Anuala n n u a l r e p o r t

OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD

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por su gente y por la vida.Energía responsable, por el país,

Derechos Reservados © 2015

Av. Atacazo y Panamericana Sur Km.0

Teléfono: (593-2) 299200Fax: (593-2) 299203Apartado Postal 17-21-199

www.cenace.org.ec

OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD

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Informe Anuala n n u a l r e p o r t

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I

MISIÓN:

CENACE administra de manera ecazy eciente el funcionamiento técnico

y comercial del Sistema NacionalInterconectado y de las Interconexiones

Internacionales, satisfaciendo a laciudadanía con el servicio eléctrico en

condiciones seguridad, calidad, economía y

sostenibilidad.

VISIÓN:

Ser el referente ecuatoriano enestándares de gestión empresarial,

talento humano y tecnología, protagonistade la transformación de la matriz

energética y de la integración eléctricaregional.

VALORES:

TransparenciaÉtica

ResponsabilidadLealtad y Compromiso

Innovación

MISSION:

To manage, efciently and effectively, thetechnical and commercial operation ofthe Ecuadorian SNI and the InternationalElectricity Trades, satisfying the electricityservice with security, quality, economy, and

sustainability.

VISION:

To be the Ecuadorian leader regardingstandards of corporate governance, humantalent and technology; being participant ofthe energetic matrix transformation, and the

regional electrical integration.

VALUES:

TransparencyEthicsResponsibilityLoyalty and Commitment

Innovation

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II

INFORMACIÓN GENERALDEL MERCADO ELÉCTRICO

ECUATORIANO 2014

Producción bruta total deenergía

GWh 21 920,38

Producción bruta de energíahidroeléctrica

GWh 11 105,30

Producción bruta de energíatermoeléctrica

GWh 9 307,69

Producción neta total de energía GWh 21 460,03

Producción neta de energíahidroeléctrica GWh 11 025,43Producción neta de energíatermoeléctrica

GWh 8 937,34

Importaciones desde Colombia* GWh 824,16

Demanda de energía GWh 20 882,55

Demanda máxima de potenciaen bornes de generación

MW 3 502,64

Total de transaccionesenergéticas

GWh 21 470,15

Transacciones energéticas enContratos Regulados

GWh 18 414,40

Otras transacciones energéticas GWh 3 055,75

Total de transaccioneseconómicas

Millones USD 1 105,11

Transacciones económicas enContratos Regulados

Millones USD 783,30

Otras transacciones económicas Millones USD 321,81

Empresas de Distribución 19

Empresas de Generación 48

Empresa de Transmisión 1

Consumos Propios 134

* Medido en Jamondino y Panamericana.

Las expresiones de números, fechas y horas se presentan segúnlas normas INEN.

GENERAL INFORMATIONON THE ECUADORIANELECTRICITY MARKET 2014

Total Gross Energy Production GWh 21 920,38

Gross Hydraulic EnergyProduction

GWh 11 105,30

Gross Thermal EnergyProduction

GWh 9 307,69

Total Net Energy Production GWh 21 460,03

Net Hydraulic Energy

Production GWh 11 025,43

Net Thermal Energy Production GWh 8 937,34

Imports from Colombia* GWh 824,16

Energy Demand GWh 20 882,55

Maximum Power Demand atGenerating Terminals

MW 3 502,64

Total Energy Transactions GWh 21 470,15

Energy Transactions inRegulated Contracts

GWh 18 414,40

Other Energy Transactions GWh 3 055,75

Total Financial Transactions Millons USD 1 105,11

Financial Transactions inRegulated Contracts Millons USD 783,30

Other Financial Transactions Millons USD 321,81

Distribution CompaniesCtvs. USD/

kWh19

Generating Companies 48

Transmission Companies 1

Self Consumers 134

* Measured at Jamondino and Panamericana

All number, date and time terms are expressed in accordance withINEN standards.

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III

PRESENTACIÓN

Durante el 2014, la demanda de energía de las Empresas Distribuidoras, en subestaciones deentrega, y Consumos Propios, incluyendo las exportaciones a Colombia, fue de 20 882,55 GWh,

con un incremento del 7,32% con relación al 2013.

En el 2014 se ha realizado la planicación y administración operativa para explotar al máximo losrecursos de generación y transporte de energía eléctrica, de manera de suministrar el servicioeléctrico en forma permanente al país. Para el efecto, el CENACE administró la producción ytransporte de energía eléctrica, para atender, sin inconvenientes, la creciente demanda energéticade la población ecuatoriana, conservando una garantía de suministro en reservas estratégicas paraenfrentar imprevistos.

CENACE durante el año 2014, ha cumplido importantes actividades en el sector eléctrico, entre lasque se destacan:

• Incremento de la oferta de generación y transmisión eléctrica• Estudio de Interconexión Eléctrica Ecuador – Perú en 500 kv, análisis energético,período 2017 – 2026

• Proceso de Integración Regional• Incremento de la capacidad del Sistema Nacional de Transmisión

• Incrementar el uso eciente de la demanda de energía eléctrica• Implementación del Sistema de Protección Sistémica, SPS, para el Sistema Nacional

Interconectado del Ecuador

• Incrementar la eciencia de las Empresas de Distribución• Implantar Centros de Operaciones de las Unidades de Negocio de la CNEL EP

• Incrementar la calidad del servicio de energía eléctrica• Estudios de compensación capacitiva en la zona norte del Sistema Nacional

Interconectado, SNI• Auditoria de protecciones del Sistema Nacional de Transmisión del Ecuador• Modelado de los sistemas de control de los generadores• Estudio técnico y la herramienta tecnológica para determinar la ubicación y la

calibración y sintonización de los estabilizadores de Sistemas de Potencia, PSS, enel SNI

• Proyecto de modelado estática y dinámica de la carga del SNI ecuatoriano• Actualización tecnológica• Nube privada• Implementación del Centro de Operaciones, NOC, de CENACE

• Proyecto WAMS

• Incrementar la eciencia operacional• Determinación de la demanda rme de gas natural licuado en el Sistema Nacional

Interconectado, Periodo enero 2014 – diciembre 2023• Auditoria técnica para la determinación de las curvas de rendimiento de las unidades

termoeléctricas del Sistema Nacional Interconectado, SNI

• Incrementar el desarrollo del talento humano• Talento humano CENACE• Capacitación a empresas del sector eléctrico• Incrementar el uso eciente del presupuesto

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IV

• Reducir los impactos socioambientales del sistema eléctrico• Operación del SNI con energías renovables no convencionales, ERNC

• Actualización tecnológica de CENACE• Segunda actualización integral del Centro de Control de CENACE• Modernización del Data Center de CENACE

• Complementación de la infraestructura de seguridad en el Data Center de CENACE• Instalación y conguración del segundo Switch Nexus 5k del sistema NM para disponer

de una arquitectura redundante en el Data Center CENACE• Instalación y conguración del segundo Switch Catalyst 6506 para disponer de una

arquitectura redundante en la Red Corporativa de CENACE• Modernización infraestructura de Red para Conexión de equipamiento a 100 Mbps Y 1

Gbps en el Data Center de CENACE• Actualización Integral SIMEC• Modernización Sistema de Planicación, SIPLAN, ePSR a 64 BITS• Integración y actualización del sistema de videoproyección video wall para la Sala de

Control• Proyecto suministro de infraestructura y servidores para la implementación de solución

computacional de Nube Privada en CENACE• Proyecto adquisición de bienes y servicios para la integración de los sistemas de

información (SIMEM-SIVO) de CENACE con el sistema SISDAT de CONELEC• Proyecto de adquisición de parámetros de calidad de servicio a través de SIMEC –

Calidad de Potencia

En el ámbito de la mejora continua, CENACE durante el año 2014 ha modernizado sus sistemastecnológicos, con lo que se busca mantener y mejorar los procesos internos, la satisfacción de susclientes y las expectativas de sus partes interesadas, entre los cuales están:

• Sistema de Manejo de Energía SCADA/ EMS.• Actualización Integral Sistema de Medición Comercial.

• Infraestructura tecnológica de base.

CENACE cuenta con un Sistema de Gestión Certicado por la Norma ISO 9001, en su búsqueda dela mejora continua y como fruto del trabajo realizado a lo largo de estos años, a nales del año 2014presentó su reporte para ser considerado en la evaluación para el Premio Nacional de Calidad.

A inicios del año 2015, se informa que CENACE obtiene el Premio Nacional de Calidad de Ecuador2014, reconocimiento que se otorga a empresas e instituciones que han logrado un alto desempeño, lapresea fue entregada por parte de la Corporación Ecuatoriana de la Calidad Total, este reconocimientose debe a que el equipo humano que conforma CENACE ha interiorizado la importancia de su rol enforma individual y colectiva; a su disposición por crear escenarios más desaantes y transformadoresen benecio del sector eléctrico ecuatoriano; siendo parte activa de la integración regional, y; a la

tecnología como insumo de importancia; esto nos ha permitido brindar un servicio de calidad enbenecio del sector eléctrico y del país.

CENACE se prepara para nuevos retos, estamos convencidos que aún nos queda

mucho por hacer.

Gabriel Argüello RíosDirector Ejecutivo

Executive Director

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V

Alcance

El presente documento contiene lainformación más relevante sobre la

gestión cumplida por la CorporaciónCentro Nacional de Energía, CENACE,

durante el año 2014.

Se encuentra conformado por cincocapítulos:

• El primer capítulo se reere a lascaracterísticas de la operación del

Sistema Nacional Interconectado, SNI.

• El segundo, a las transaccionescomerciales.

• El tercero, a las actividades relevantesde CENACE.

• El cuarto, consta la informaciónde detalle en algunos aspectos

correspondiente al año 2014.

• En el quinto, se incluye el resumenhistórico de la información de la

operación del SNI y de las transaccionescomerciales.

Scope

The present document contains the mostrelevant information with regards to theperformance of the National EnergyControl Center Corporation – CENACE –during the year 2014.

It is comprised of ve chapters:

• The rst chapter refers to theoperational characteristics of the NationalInterconnected System – SNI.

• The second chapter applies tocommercial transactions.

• The third chapter CENACE’s relevantactivities.

• The fourth contains detailed informationabout some aspects corresponding toyear 2014.

• The fth contains an overview of SNIOperations historic summary and itscommercial transactions.

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VI

MIEMBROS DEL DIRECTORIO:

DR. ESTEBAN ALBORNOZ VINTIMILLA Delegado Permanente del Presidente

de la República en el Directorio del CENACE

ING. JAIME ASTUDILLO RAMÍREZDelegado de las Empresas de Distribución

ING. JORGE JARAMILLO MOGROVEJODelegado de las Empresas de Distribución

ING. GEOVANNY PARDO SALAZARDelegado de la Empresa de Transmisión

ING. TITO TORRES SARMIENTODelegado de las Empresas de Generación

ING. EDUARDO BARREDO HEINERTDelegado de las Empresas de Generación

ING. GABRIEL ARGÜELLO RÍOSDirector Ejecutivo y Secretario del Directorio

MEMBERS OF THE BOARD OFDIRECTORS:

DR. ESTEBAN ALBORNOZ VINTIMILLAPermanent Delegate of the President

of the Republic in the Directory CENACE

ING. JAIME ASTUDILLO RAMÍREZDelegate of the Distribution Companies

ING. JORGE JARAMILLO MOGROVEJODelegate of the Distribution Companies

ING. GEOVANNY PARDO SALAZARDelegate of the Transmission Company

ING. TITO TORRES SARMIENTODelegate Generation Companies

ING. EDUARDO BARREDO HEINERTDelegate Generation Companies

ING. GABRIEL ARGÜELLO RÍOSExecutive Director and Secretary to the Board of

Directors

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VII

DIRECTORES DE ÁREA:

ING. MAX MOLINA BUSTAMANTEDirector de Planeamiento

ING. JOSÉ MEDINA ROMODirector de Operaciones

ING. FABIÁN NOVOA ALBUJADirector de Transacciones Comerciales

ING. GONZALO UQUILLAS VALLEJODirector de Sistemas de Información

ING. LINDA CHIMBORAZO CARRILLOJefe de Análisis y Control

DR. JAIME CEPEDA CAMPAÑAJefe de Investigación y Desarrollo

AREA DIRECTORS:

ING. MAX MOLINA BUSTAMANTEPlanning Director

ING. JOSÉ MEDINA ROMOOperations Director

ING. FABIÁN NOVOA ALBUJACommercial Transactions Director

ING. GONZALO UQUILLAS VALLEJOInformation Systems Director

ING. LINDA CHIMBORAZO CARRILLO Acting Head of Analysis and Control

DR. JAIME CEPEDA CAMPAÑA Acting Head of Research and Development

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VIII

ÍNDICE GENERAL

MISIÓN, VISIÓN Y VALORES CORPORATIVOS

INFORMACIÓN GENERAL DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO

PRESENTACIÓN

ALCANCE

DIRECTORIO DE CENACE Y DIRECTORES DE ÁREA

ÍNDICE GENERAL

GLOSARIO

ÍNDICE DE FIGURAS

ÍNDICE DE TABLAS

1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONALINTERCONECTADO, SNI

1.1. DEMANDA

1.1.1. DEMANDA DE ENERGÍA

1.1.2. DEMANDA DE POTENCIA

1.1.3. EXPORTACIONES

1.2. OFERTA

1.2.1. PRODUCCIÓN BRUTA

1.2.2. PRODUCCIÓN NETA

1.2.3. PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA NETA

1.2.4. PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA NETA1.2.5. HIDROLOGÍA

1.2.6. CONSUMO DE COMBUSTIBLES

1.2.7. IMPORTACIONES

1.3. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA OPERACIÓN

1.4. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS Y CONDICIONES OPERATIVAS

1.5. FALLAS PRESENTADAS EN EL

1.5.1. REUNIONES DEL CÓMITE DE ANÁLISIS DE FALLA

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

1.6.1. ENERGÍA NO SUMINISTRADA POR CAUSAS NOPROGRAMADAS

1.6.2. CARGA MÁXIMA DESCONECTADA, ENERGÍA NOSUMINISTRADA Y TIEMPO PROMEDIO DEREPOSICIÓN DEL SERVICIO

1.6.3. DESEMPEÑO DEL CONTROL AUTOMATICO DE GENERACIÓN, AGC

1.6.4. MÁXIMA VARIACIÓN DE VOLTAJE EN 230 Kv

2. TRANSACCIONES COMERCIALES

2.1. MONTOS TOTALES

2.2. CONTRATOS2.2.1. VALORES TOTALES

MISSION, VISION AND CORPORATE VALUES

GENERAL INFORMATION ON THE ECUADORIAN ELECTRICITY MARKET

PRESENTATION

SCOPE

CENACE BOARD OF DIRECTORS AND DEPARTMENT HEADS

TABLE OF CONTENTS

GLOSSARY

FIGURE INDEX

TABLE INDEX

1. CHARACTERISTICS OF THE NATIONAL INTERCONNECTED SYSTEM - SNI

1.1. DEMAND

1.1.1. ENERGY DEMAND

1.1.2. POWER DEMAND

1.1.3. EXPORTS

1.2. SUPPLY

1.2.1. GROSS PRODUCTION

1.2.2. NET PRODUCTION

1.2.3. NET HYDROELECTRIC PRODUCTION

1.2.4. NET THERMOELECTRIC PRODUCTION1.2.5. HYDROLOGY

1.2.6. FUEL CONSUMPTION

1.2.7. IMPORTS

1.3. GENERAL OPERATIONS CHARACTERISTICS

1.4. GENERAL MAINTENANCE AND OPERATING CONDITIONS

1.5. SNI FAILURES

1.5.1. FAILURE ANALYSIS COMMITTEE MEETINGS

1.6. SECURITY, QUALITY AND OPERATION PERFORMANCE INDICATORS

1.6.1. UNSUPPLIED ENERGY DUE TO UNFORESEENCIRCUMSTANCES

1.6.2. MAXIMUM SHEDDED LOAD, UN SUPLIEDENERGY AND AVARAGE SERVICESRESTORATION TIME

1.6.3. AUTOMATIC GENERATION CONTROL (ACG) PERFORMA NCE

1.6.4. MAXIMUM VOLTAGE DEVIATION AT 230 KV

2. COMMERCIAL TRANSACTIONS

2.1. TOTAL AMOUNTS

2.2. CONTRACTS2.2.1. TOTAL AMOUNTS

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37

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GENERAL INDEX

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IX

2.2.2. CONTRATOS REGULADOS

2.2.3. CONTRATO CON EL PERÚ

2.2.4. ESTRUCTUR A DE TIPO DE CONTRATOS

2.3. OTRAS TRANSACCIONES

2.4. PRECIOS MEDIOS

2.4.1. COSTO MARGINAL

2.5. GENERACIÓN NO CONVENCIONAL

2.5.1. MONTOS

2.6. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD, TIE

2.6.1. MONTOS

2.6.2. PRECIO MEDIO MENSUAL2.6.3. RENTAS DE CONGESTIÓN

2.7 TARIFAS, PRECIOS Y COSTOS

2.7.1. PRECIO UNITARIO DE POTENCIA

2.7.2. TARIFA FIJA DE TRANSMIS IÓN

2.7.3. PRECIOS PROMEDIOS PONDERADOS DE COMBUSTIBLES

2.7.4. COSTO DE ARRANQU E Y PARADA

2.7.5. COSTOS VARIABLES DE LA PRODUCCIÓN DE REACTIVOS

2.7.6. COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN

2.8. DEUDAS Y ACREENCIAS

2.9. BALANCE COMERCIAL

3. ACTIVIDADES RELEVANTES

3.1. INCREMENTO DE LA OFERTA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

3.1.1. ESTUDIO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ECUADOR - PERÚ EN500 Kv, ANÁLISIS ENERGÉTICO, PERÍODO 2017 - 2026

3.1.2. PROCESO DE INTEGRACIÓN REGIONAL

3.1.3. INCREMENTO DE LA CAPACIDAD DEL SISTEMANACIONAL DE TRANSMISIÓN

3.2. INCREMENTAR EL USO EFICIENTE DE LADEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

3.2.1. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIÓNSISTÉMATICA, SPS, PARA EL SISTEMANACIONAL INTERCONECTADO DEL ECUADOR

3.3. INCREMENTAR LA EFICIENCIA DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

3.3.1. IMPLANTAR CENTROS DE OPERACIONES DE LASUNIDADES DE NEGOCIO DE LA CNEL EP

3.4. INCREMENTAR LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

3.4.1. ESTUDIOS DE COMPENSACIÓN CAPACITIVA EN LAZONA NORTE DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO, SIN

3.4.2. AUDITORIA DE PROTECCIONES DEL SISTEMA NACIONALDE TRANSMISIÓN DEL ECUADOR

2.2.2. REGULATED CONTRACTS

2.2.3. CONTRACT WITH PERU

2.2.4. CONTRACT TYPE STRUCTURES

2.3. REMAINING TRANSACTIONS

2.4. MEAN PRICES

2.4.1. MARGINAL COSTS

2.5. NON-CONVENTIONAL GENERATION

2.5.1. AMOUNTS

2.6. INTERNATIONAL ELECTRICITY TRANSACTIONS – TIE

2.6.1. AMOUNTS

2.6.2. MEAN MONTHLY PRICE2.6.3. CONGESTION REVENUE

2.7. TARIFFS, PRICES AND COSTS

2.7.1. UNIT POWER PRICE

2.7.2. FIXED TRANSMISSION TARIFF

2.7.3. FUEL PRICES

2.7.4. START-UP AND SHUT-DOWN COSTS

2.7.5. VARIABLE REACTIVE ENERGY PRODUCTION COSTS

2.7.6. VARIABLE PRODUCTION COSTS

2.8. DEBTS AND CREDITS

2.9. COMMERCIAL BALANCE

3. RELEVANT ACTIVITIES

3.1. INCREASE OF GENERATION SUPPLY AND ELECTRICITY TRANSMISSION

3.1.1. STUDY OF ECUADOR – PERU ELECTRICITY INTERCONNECTIONFOR PERIOD 2017 - 2026

3.1.2. REGIONAL INTEGRATION PROCESS

3.1.3 NATIONAL TRANSMISSION SYSTEMCAPACITY INCREASE

3.2. INCREASING THE EFFICIENT USE OF ELECTRICALENERGY DEMAND

3.2.1. IMPLEMENTATION OF THE SYSTEMICPROTECTION SYSTEM (SPS) FOR THE NATIONALINTERCONNECTED SYSTEM OF ECUADOR

3.3. INCREASING DISTRIBUTION COMPANY EFFICIENCY

3.3.1. THE ESTABLISHMENT OF OPERATIONS CENTERS IN CNEL EPBUSINESS UNITS

3.4. INCREASING THE QUALITY OF THE ELECTRICAL ENERGY SERVICE

3.4.1. CAPACITIVE COMPENSATION STUDIES IN THE NORTHERN ZONEOF THE NATIONAL INTERCONNECTED SYSTEM, SNI

3.4.2. TECHNICAL AUDIT OF ECUADOR NATIONAL TRANSMISSIONSYSTEM PROTECTION

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X

3.4.3. MODELACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL

DE LOS GENERADORES

3.4.4. ESTUDIO TÉCNICO Y LA HERRAMIENTA TECNOLÓGICAPARA DETERMINAR LA UBICACIÓN Y LA CALIBRACIÓN Y

SINTONIZACIÓN DE LOS ESTABILIZADORES DE SISTEMAS DEPOTENCIA, PSS, EN EL SIN

3.4.5. PROYECTO DE MODELACIÓN ESTÁTICA Y DINÁMIC ADE LA CARGA DEL SIN ECUATORIANO

3.4.6. ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA

3.4.7. NUBE PRIVADA

3.4.8. IMPLEMENTACIÓN DEL CENTRO DE OPERACIONES,NOC, DE CENACE

3.4.9. PROYECTO WAMS

3.5. INCREMENTAR LA EFICIENCIA OPERACIONAL

3.5.1. DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA FIRME DE GAS NATURALLICUADO EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO,PERIODO ENERO 2014 - DICIEMBRE 2023

3.5.2. AUDITORIA TÉCNIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS CURVASDE RENDIMIENTO DE LAS UNIDADES TERMOELÉTRICASDEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO, SIN

3.6. INCREMENTAR EL DESARROLLO DEL TALENTO HUMANO

3.6.1. TALENTO HUMANO CENACE

3.6.2. CAPACITACIÓN A EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO

3.7. INCREMENTAR EL USO EFICIENTE DEL PRESUPUESTO

3.8. REDUCIR LOS IMPACTOS SOCIOAMBI ENTALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO

3.8.1. OPERACIÓN DEL SIN CON ENERGÍAS RENOVABLESNO CONVENCIONALES, ERNC

3.9. ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA DE CENACE

3.9.1. SEGUNDA ACTUALIZACIÓN INTEGRAL DELCENTRO DE CONTROL DE CENACE

3.9.2. MODERNI ZACIÓN DEL DATA CENTER DE CENACE

3.9.3. COMPLEMENTACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURADE SEGURIDAD EN EL DATA CENTER DE CENACE

3.9.4. INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN DEL SEGUNDO SWITCHNEXUS 5K DEL SISTEMA PARA DISPONER DE UNAARQUTECTURA REDUNDANTE EN EL DATA CENTER CENACE

3.9.5. INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN DEL SEGUNDO SWITCH 6506PARA DISPONER DE UNA ARQUITECTURA REDUNDANTE EN LARED CORPORATIVA DE CENACE

3.9.6. MODERNIZACIÓN INFRAESTRUCTURA DE RED PARA CONEXIÓNDE EQUIPAMIENTO A 100Mbps Y 1 Gbps EN EL DATA CENTERDE CENACE

3.9.7. ACTUALIZACIÓN INTEGRAL SIMEC

3.9.8. MODERNIZACIÓN SISTEMA DE PLANIFICACIÓN, SIPLAN,ePSR A 64 BITS

3.9.9. INTEGRACIÓN Y ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DEVIDEOPROYECCIÓN VIDEO WALL PARA LA SALA DE CONTROL

3.9.10. PROYECTO SUMINISTRO DE INFRAESTRUCTURA Y SERVIDORESPARA LA IMPLEMENTACIÓN DE SOLUCIÓN COMPUTACIONALDE NUBE PRIVADA EN CENACE

3.9.11. PROYECTO ADQUISICIÓN DE BIENES Y SERVICIOS

PARA LA INTEGRACIÓN DE LOS SISTEMAS DE INFORMACIÓN(SIMEM-SIVO) DE CENACE CON ELSISTEMA SISDAT DECONELEC

3.4.3. GENERATOR CONTROL SYSTEM MODELLING

3.4.4. TECHNICAL STUDY AND THE TECHNOLOGICALTOOLS FOR DETERMINING THE LOCATION ANDTUNING OF POWER SYSTEMS STABILIZERS (PSS

3.4.5. STATIC AND DYNAMIC MODELLING PROJECT FORTHE ECUADORIAN SNI LOAD

3.4.6. TECHNOLOGY UPGRADING

3.4.7. PRIVATE CLOUD COMPUTING

3.4.8. ESTABLISHMENT OF A CENACE NETWORKOPERATION CENTER (NOC)

3.4.9. WAMS PROJECT

3.5. INCREASING OPERATING EFFICIENCY

3.5.1. DETERMINING THE FIRM DEMAND FOR LIQUEFIED NATURAL GAS BY THE NATIONAL INTERCONNECTED SYSTEM, PERIOD

JANUARY 2014 – DECEMBER 2023

3.5.2 TECHNICAL AUDIT TO DETERMINEINPUT-OUTPUT CURVES OF THE SNITHERMOELECTRIC UNITS

3.6. INCREASING HUMAN RESOURCES TALENT DEVELOPMENT

3.6.1. CENACE HUMAN RESOURCES TALENT

3.6.2. ELECTRICITY SECTOR COMPANY TRAINING

3.7. INCREASING BUDGET USE EFFICIENCY

3.8. REDUCING THE SOCIO ENVIRONMENTAL IMPACT OF THE ELECTRICITY SYSTEM

3.8.1 OPERATION OF THE SNI WITH NON-CONVENTIONALRENEWABLE ENERGY

3.9. CENACE TECHNOLOGY UPGRADING

3.9.1. SECOND COMPREHENSIVE UPGRADING OF THECONTROL CENTER

3.9.2. CENACE DATA CENTER UPGRADE

3.9.3. ENHANCEM ENT OF THE CENACE DATA CENTERSECURITY INFRASTRUCTURE

3.9.4. INSTALLATION AND CONFIGURATION OF A SECOND 5K NEXUSSWITCH FOR THE NM SYSTEM, FOR THE PURPOSE OF HAVINGREDUNDANT ARCHITECTURE IN THE CENACE DATA CENTER

3.9.5. INSTALLATION AND CONFIGUR ATION OF A SECOND CATALYST6506 SWITCH FOR THE PURPOSE OF HAVING REDUNDANTARCHITECTURE IN THE CENACE CORPORATE NETWORK

3.9.6. INFRASTRUCTURE UPGRADING FOR 100 MbpsAND 1 Gbps EQUIPMENT CONNECTION IN THECENACE DATA CENTER

3.9.7. COMPREHENSIVE SIMEC UPDATE

3.9.8. PGRADING SIPLAN ePSR PLANNING SYSTEMTO 64 BITS

3.9.9. CONTROL ROOM VIDEO WALL VIDEO PROJECTIONSYSTEM UPGRADE AND INTEGRATION

3.9.10. SERVER AND INFRASTRUCTURE SUPPLYPROJECT FOR THE CENACE PRIVATE CLOUDCOMPUTING SOLUTION

3.9.11. GOODS AND SERVICES ACQUISTION PROJECT FOR CENACE

INFORMATION SYSTEMS INTEGRATION(SIMEM-SIVO)WITH THE CONELEC SISDAT SYSTEM

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XI

3.9.12. PROYECTO DE ADQUISIÓN DE PARÁMETROS DE CALIDAD DE

SERVICIO A TRAVÉS DE SIMEC - CALIDAD DE POTENCIA

4. RESULTADOS 2014

4.1. CARACTERÍSTICA DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL

INTERCONECTADO,

4.1.1. DEMANDA

4.2. ÍNDICES DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE LA OPERACIÓN

4.2.1. FRECUENCIA DE FALLAS GENERACIÓN

4.2.2. FRECUENCIA DE FALLAS TRANSMISIÓN

4.3. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS Y CONDICIONES OPERATIVAS

4.3.1. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR UNIDAD DE NEGOCIODE GENERACIÓN

4.3.2. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESAS DEGENERACIÓN

4.3.3. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA YELEMENTOS DE TRANSMISIÓN

4.3.4. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESAS DEDISTRIBUCIÓN

5. RESULTADOS HISTÓRICOS 1990 – 2014

5.1. DEMANDA HISTÓRICA ANUAL DE ENERGÍA

5.2. PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

5.3. DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA EN BORNES DE GENERACIÓN

5.4. PRODUCCI ÓN BRUTA TOTAL DE ENERGÍA DEL SNI

5.5. PRODUCCI ÓN NETA TOTAL DE ENERGÍA DEL SNI

5.6. CAUDALES AFLUENTES A LOS EMBALSES

5.7. CONSUMO DE COMBUSTIBLES

5.8. CARACTERÍSTICAS DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES

5.8.1. TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y ECONÓMICAS EN CONTRATOS

5.8.2. COSTO MARGINAL

5.9. GENERACIÓN NO CONVENCIONAL

5.9.1. TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y ECONÓMICAS PORGENERACIÓN NO CONVENCIONAL

5.10. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD, TIE

5.10.1. IMPORTACIÓN DE ENERGÍA DE COLOMBIA

5.10.2. EXPORTACIÓN DE ENERGÍA A COLOMBIA

5.10.3. PRECIOS PROMEDIOS PONDERADOS DE COMBUSTIBLES

3.9.12. QUALITY SERVICE PARAMETER ACQUISITION PROJECTTHROUGH SIMEC – POWER QUALITY

4. RESULTS 2014

4.1. OPERATING CHARACTERISTICS OF THE NATIONAL

INTERCONNECTED SYSTEM, SNI

4.1.1. DEMAND

4.2. QUALITY OPERATION AND SECURITY INDICATORS

4.2.1. FREQUENCY OF GENERATION FAILURES

4.2.2. FREQUENCY OF TRANSMISSION FAILURES

4.3. MAIN OPERATING CONDITIONS AND MAINTENANCE

4.3.1. MAINTENANCE FREQUENCY BY GENERATION BUSINESS UNIT

4.3.2. FREQUENCY OF GENERATION COMPANY MAINTENANCE JOBS

4.3.3. MAINTENANCE FREQUENCY BY COMPANY ANDTRANSMISSION ELEMENT

4.3.4. MAINTENANCE FREQUENCY BY DISTRIBUTIONCOMPANIES

5. HISTORIC RESULTS 1990 – 2014

5.1. HISTORIC ANNUAL ENERGY DEMAND

5.2. TRANSMISSION LOSSES

5.3. MAXIMUM POWER DEMAND MEASURED AT GENERATOR TERMINALS

5.4. TOTAL GROSS SNI ENERGY PRODUCTION

5.5. TOTAL NET SNI ENERGY PRODUCTION

5.6. FLOW RATES TO THE RESERVOIRS

5.7. FUEL CONSUMPTION

5.8. COMMERCIAL TRANSACTION CHARACTERISTICS

5.8.1. ENERGY AND FINANCIACL TRANSACTIONS UNDER CONTRACTS

5.8.2. MARGINAL COST

5.9. NON-CONVENTIONAL GENERATION

5.9.1. FINANCIAL AND ENERGY TRANSACTIONS FROMNON-CONVENTIONAL GENERATION

5.10. INTERNATIONAL ELECTRICITY TRANSACTIONS, TIE

5.10.1. ENERGY IMPORTS FROM COLOMBIA

5.10.2. ENERGY EXPORTS TO COLOMBIA

5.10.3. FUEL PRICES

101

105

105

105

119

119

120

122

122

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124

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130

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131

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137

137

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139

140

141

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

16/168

XII

GLOSARIO

Análisis y ControlÁrea Centro de Operaciones

Área de Análisis de la OperaciónBase de Datos de la Bitácora Operativa del Sistema Nacional InterconectadoCentavos de dólarComisión de Integración Energética RegionalComité de Operación Económica del Sistema Interconectado NacionalComité Nacional de Despacho de CargaComunidad Andina de NacionesConsejo Nacional de ElectricidadConsejo Norteamericano de Confiabilidad EléctricaControl Automático de GeneraciónCorporación Andina de FomentoCorporación Centro Nacional de Control de EnergíaEmpresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EPCorporación Nacional de Electricidad, CNEL EPDirección de OperacionesDirección de PlaneamientoEmpresa EléctricaEmpresa PúblicaEmpresa Pública Metropolitana de Agua Potable y SaneamientoEnergía No ServidaEnergy Management SystemError de Control de ÁreaEscuela Politécnica del EjercitoEsquema de Alivio de CargaExpertos en MercadosGlobal Reporting IniciativeInstituto Ecuatoriano de ElectrificaciónInvestigación y DesarrolloLínea de transmisiónMecanismo de Desarrollo LimpioMercado Eléctrico EcuatorianoMetros sobre el nivel del marMinisterio Coordinador de Sectores Estratégicos

Ministerio de Electricidad y Energía RenovableOperators Training SystemRedes Inteligentes en el EcuadorReduccción de Riesgos por DesastresRegulación Primaria de FrecuenciaResponsabilidad Social EmpresarialRetorno Sobre la InversiónSecretaría Nacional de Gestión de RiesgosSecretaría Nacional de Planificación y DesarrolloSistema de Administración de FallasSistema de Administración de MantenimientoSistema de Gestión de EnergíaSistema de Gestión DocumentalSistema de Información del Mercado Eléctrico MayoristaSistema de Manejo de EnergíaSistema de Medición ComercialSistema de PotenciaSistema de Protección SistémicaSistema de Validación OperativaSistema Nacional de TransmisiónSistema Nacional InterconectadoSistemas de Monitoreo de Áreas ExtendidasSmart Grid Interoperability PanelSubestaciónSupervisión, Control y Adquisición de DatosTransacciones Internacionales de ElectricidadTransformador de CorrienteUnidades de Medición FasorialUniversidad de Las AméricasUniversidad Nacional de San Juan

Analysis and ControlOperations Control Center

Operation Analysis AreaNational Interconnected System Operations Log DatabaseUS Dollar CentsRegional Energy Integration CommissionNational Interconnected System Economic Operations CommitteeNational Load Dispatch CommitteeAndean Nations CommunityNational Electricity CouncilNorth American Electric Reliability CorporationAutomatic Generation ControlAndean Development CorporationNational Energy Control CorporationElectricity Corporation of EcuadorNational Electricity CorporationOperations DepartmentPlanning Department

Electric CompanyPublic CompanyQuito Municipal Potable Water and Sewage System CompanyUnsupplied EnergyEnergy Management SystemArea Control ErrorEscuela Politecnica del Ejercito (Military Polytechnic School)Load Shedding SystemMarket ExpertsGlobal Reporting IniciativeEcuadorian Electrification InstituteInvestigation and developmentTransmission LineClean Development MechanismEcuadorian Electricity MarketMeters above sea levelMinistry for Coordination of Strategic Sectors

Ministry of Electricity and Renewable EnergyOperators Training SystemSmart Grids in EcuadorDisaster Risk MitigationPrimary FrequencyCorporate Social ResponsibilityReturn on InvestmentNational Risk Management DepartmentNational Planning and Development DepartmentFault Management SystemMaintenance Management SystemEnergy Management SystemDocument Management SystemWholesale Electric Market Information SystemEnergy Management SystemCommercial Measurement System

Power SystemsSystemic Protection SystemOperation Validation SystemNational Transmission SystemNational Interconnected SystemWide Area Monitoring SystemSmart Grid Interoperability PanelSubstationSupervision, Control and Data Acquisition SystemInternational Electricity TransactionsCurrent transformerPhasor Measurement UnitsLas Americas UniversitySan Juan National University

ACACDO

AADOBOSNI

ctvs. USDCIERCOESCNDCCAN

CONELECNERCAGCCAF

CENACECELEC EPCNEL EP

DOPDPLE.E.EP

EPMAPSENSEMSACE

ESPEEACXMGRI

INECELID

L/TMDLMEE

msnmMICSE

MEEROTS

REDIERRDRPFRSEROI

SNGRSENPLADES

SAFSAMSGESGD

SIMEMSIMAESIMEC

PSSSPSSIVOSNTSNI

WAMSSGIPS/E

SCADATIETC

PMUsUDLAUNSJ

GLOSSARY

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

17/168

XIII

ÍNDICE DE FIGURAS

1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL

INTERCONECTADO, SNI

1.1 Demanda histórica anual de energía (GWh).

1.2 Demanda mensual de energía (GWh).

1.3 Participación de las Empresas Distribuidoras, Consumos Propios y

exportaciones, en la demanda de energía (%).

1.4 Número de Consumos Propios participantes en la demanda mensual.

1.5 Pérdidas mensuales de energía en transmisión respecto a la generación

neta total (%).

1.6 Demanda máxima de potencia en bornes de generación (MW).

1.7 Factor de carga del SNI (%).

1.8 Estructura de generación en la hora de punta para el día de demanda

máxima, período lluvioso (%).

1.9 Estructura de generación durante todo el día de demanda máxima,

período lluvioso (%). 1.10 Despacho de generación para el día de demanda máxima, período

lluvioso (MW).

1.11 Estructura de generación en la hora de punta para el día de demanda

máxima, período estiaje (%).

1.12 Estructura de generación durante todo el día de demanda máxima,

período de estiaje (%).

1.13 D espacho de generación para el día de demanda máxima, período de

estiaje (MW)

1.14 D espacho por tipo de generación para el día de demanda máxima del

año (MW).

1.15 Estructura de generación en la hora de demanda mínima del año (%).

1.16 Estructura de generación durante todo el día de demanda mínima del

año (%).

1.17 Despacho de generación para el día de demanda mínima del año (MW).

1.18 Exportaciones de energía (GWh).

1.19 Producción bruta total de energía en el SNI (GWh).

1.20 Estructura de la generación bruta (%).

1.21 Producción neta total de energía en el SNI (GWh).

1.22 Producción neta total del SNI por tipo de generación (GWh).

1.23 Composición de la producción total de energía neta (%).

1.24 Participación de las empresas en la producción de energía (%).

1.25 Producción hidroeléctrica neta (GWh).

1.26 Participación de las empresas en la producción hidroeléctrica (%).

1.27 Producción térmica neta (GWh).

1.28 Participación de las empresas en la producción termoeléctrica (%).

1.29 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s).

1.30 Consumo total de combustibles líquidos (%). 1.31 Consumo de fuel oil más residuo (Millones de galones).

1.32 Consumo de diesel (Millones de galones).

1.33 Consumo de gas natural (Millones de pies3).

1.34 Impor taciones respecto al total de producción de energía bruta (%).

1.35 Impor tación de energía medida en las barras del exportador (GWh).

1.36 Impor taciones respecto al total de producción de energía neta (%).

1.37 Importación de energía medida en barras de Ecuador (GWh).

1.38 D emanda de energía prevista y real en bornes de generación (GWh).

1.39 Demanda máxima de potencia prevista y real en bornes de

generación (MW).

1.40 Indisponibilidad del parque generador (MW).

1.41 Ejecución de mantenimientos.

1.42 Energía No Suministrada por Empresa de Distribución (GWh).

1.43 Fallas por elementos.

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

1. OPERATION CHARACTERISTICS OF THE NATIONAL INTERCONNECTED

SYSTEM - SNI

1.1. Historic Annual Energy Demand (GWh).

1.2. Monthly Energy Demand (GWh).

1.3. “Energy Demand Share for Distribution

Companies, Auto Consumers and Exports (%).“

1.4. Number of Auto Consumers Participating in the Monthly Demand.

1.5. Monthly Energy Transmission Losses to Total Net

Generation (%).

1.6. Maximum Power Demand at Generating Terminals (MW).

1.7. SNI Load Factor (%).

1.8. “Peak Hour Generation Structure for the

Maximum Power Demand Day in Rainy Season (%).“

1.9. Generation Structure during entire Maximum Demand Day,

Rainy Season (%). 1.10. Generation Dispatch for the Maximum Demand Day,

Rainy Season (MW).

1.11. “Peak Hour Generation Structure for the

Peak Hour of the Maximum Power Demand Day in D ry Season (%).“

1.12. Generation Structure during entire Maximum Demand Day,

Dry Season (%).

1.13. Maximum Demand Day Generation Dispatch,

Dry Season (MW).

1.14. Dispatch by Generation Type for the Annual Maximum

Demand Day (MW).

1.15. Generation Structure at the Annual Minimum Demand Hour (%).

1.16. Generation Structure during the entire Minimum Demand

Day of the Year (%).

1.17. Generation Dispatch for the Annual Minimum Demand (MW).

1.18. Energy Exports (GWh).

1.19. Total Gross Energy Production in the SNI (GWh).

1.20. Gross Generation Structure (%).

1.21. Total Net Energy Production in the SNI (GWh).

1.22. Total Net SNI Production by Generation Type (GWh).

1.23. Total Net Energy Production Composition (%).

1.24. Company Share in Energy Production (%).

1.25. Net Hydroelectric Production (GWh).

1.26. Percentage Share of Hydroelectric Production by Company (%).

1.27. Net Thermoelectric Production (GWh).

1.28. Percentage Share of Thermoelectric Production by Companies (%).

1.29. Average SNI Reservoir Flow Rates (m3/s).

1.30. Total Liquid Fuel Consumption (%). 1.31. Fuel Oil plus Residuum Consumption (Millions of Gallons).

1.32. Diesel Consumption (Millions of Gallons).

1.33. Natural Gas Consumption (Millions of Feet3).

1.34. Imports in relation to Total Gross Energy Production (%).

1.35. Energy Imports Measured at Exporter Busbars (GWh).

1.36. Imports in Relationship to the Total Net Energy Production (%).

1.37. Energy Imports Measured at Busbars within Ecuador (GWh).

1.38. Forecast and Actual Energy Demand at Generator Terminals (GWh).

1.39. Forecast and Actual Maximum Power Demand at Generator

Terminals (MW).

1.40. Generating Capacity Unavailability (MW).

1.41. Maintenance Job Performance

1.42. Unsupplied Energy by Distribution Company (GWh).

1.43. Failures by Element Type.

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

1

1

1

2

3

3

4

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6

6

6

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21

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25

25

26

27

FIGURE INDEX

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

18/168

XIV

1.45 Energía No Suministrada por fallas en el SNI (MWh).

1.46 Demanda desconectada (MW) y Energía No Suministrada (MWh) por

fallas relevantes.

1.47 Carga máxima desconectada (MW).

1.48 Energía No Suministrada (MWh).

1.49 Cumplimiento de los criterios NERC (%).

1.50 Máxima variación de voltaje a nivel de 230 kV (%).


2.1 Transacciones comerciales mensuales totales (Millones USD).

2.2 Composición porcentual de las transacciones (%).

2.3 Monto total de transacciones mensuales en GWh y en millones USD.

2.4 Participación energética por tipo de contratos (%).

2.5 Participación en la liquidación por tipo de contratos (%).

2.6 Montos mensuales por otras transacciones

(Millones USD y GWh).

2.7 Precios medios mensuales totales (ctvs.USD/kWh).

2.8 Costos marginales mensuales promedio de la energía en la barra de

referencia (ctvs.USD/kWh).

2.9 Montos mensuales por generación no convencional

(Millones USD).

2.10 Ingresos por exportación de energía (Millones USD).

2.11 Egresos por importación de energía (Millones USD).

2.13 Balance comercial (Millones de USD).


3.1. Despliegues de NNMi y SiteScope.

3.2. Seminario sobre la Operación del SNI efectuado en Ambato,

en abril del 2014

3.3. Alcance del SMA del Centro de Control.

3.4. Pruebas en Fábrica.

3.5. Data Center.

3.6. Firewall Redundante. 3.7. Nexus 5K.

3.8. Arquitectura de Red.

3.9. Switch 6506.

3.10. Arquitectura de Red.

3.11. Nexus 2K.

3.12. Arquitectura Funcional del SIMEC.

3.13. Arquitectura Física del SIMEC.

3.14. Arquitectura de Virtualización SIMEC.

3.15. Nueva Interfaz WEB SIMEC.

3.16. Servidores Blade G.

3.17. Almacenamiento Corporativo EVA 6350

3.18. Equipos de Red y GPS Corporativo

3.19. Arquitectura Física del ePSR.

3.20. Arquitectura de Virtualización ePSR.

3.21. Configuración del Video Wall.

3.22. Enclosure Nube Privada CENACE.

3.23. Arquitectura Lógica Nube Privada CENACE.

3.24. Diagrama de Contexto ESB.

3.25. Modelo de Componentes ESB.

3.26 Modelo Operacional ESB.

4. RESULTADOS 2014

4.1 Participación de los Consumos Propios en la demanda de energía (GWh).

4.2 Monótona de costos variables de producción (ctvs.USD/kWh).

4.3 Frecuencia de fallas por empresa.

4.4 Frecuen cia de fallas CELEC EP.

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

1.46. “Disconnected Demand (MW) and

Unsupplied Energy (MWh) caused by Relevant Failures.“

1.47. Maximum Shedded Load (MW).

1.48. Unsupplied Energy (MWh).

1.49. Compliance with NERC Criteria (%).

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


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

2.2. Percentage Composition of Transactions (%).

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

2.4. Energy Share by Contract Type (%).

2.5. Settlement Share by Contract Type (%).

2.6. Monthly Amounts for Remaining Transactions

(in Millions of US Dollars and GWh).

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

2.8. Average Marginal Energy Costs at Reference Busbar

(US Dollar Cents/kWh).

2.9. Monthly Amounts for Non-Conventional Generation

(in millions of US Dollars).

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

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

2.13. Commercial Balance (in Millions of US Dollars).


3.1. NNMi and SiteScope Displays

3.2. SNI Operation Seminar, held in Ambato

in April of 2014.

3.3. Scope of the Control System SMA

3.4. Factory Testing

3.5. Data Center

3.6. Redundant Firewall 3.7. Nexus 5K

3.8. Network Architecture

3.9. 6506 Switch.

3.10. Network Architecture

3.11. Nexus 2K

3.12. Operational Architecture for SIMEC

3.13. SIMEC Physical Architecture

3.14. SIMEC Virtualization Architecture

3.15. New WEB SIMEC Interface.

3.16. Blade G Servers.

3.17. Corporate EVA 6350 Storage

3.18. Network Equipment and Corporate GPS

3.19. ePSR Physical Architecture

3.20. ePSR Virtualization Architecture

3.21. Video Wall Configuration

3.22. CENACE Private Cluod Enclosure

3.23. CENACE Private Cloud Logic Architecture.

3.24. ESB Context Diagram

3.25. ESB Operational Model

3.26 ESB Operational Model

4. RESULTS 2014

4.1. Share of Autoproducers in Energy Demand (GWh).

4.2. Variable Production Costs Graph (US Dollar Cents/kWh).

4.3. Failure Frequency by Company.

4.4. Frequency of CELEC EP Failures.

27

29

32

32

33

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37

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119

119

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

19/168

XV

4.5 Frecuencia de mantenimiento por central.

4.6 Frecuencia de fallas en Empresa de Transmisión.

4.7 Fallas en el SNT.

4.8 Disparos de elementos según su origen.

4.9 Frecuencia de mantenimientos por unidad de negocio de generación.

4.10 Frecuencia de mantenimientos por Empresas de Generación.

4.11 CELEC EP Unidad de Negocio Termoesmeraldas.

4.12 CELEC EP Unidad de Negocio Electroguayas. 4.13 Frecuencia de Mantenimientos por Empresas y

Elementos de Transmisión.

4.14 Mantenimiento en el SNT.

4.15 Frecuencia de mantenimientos por Empresas de Distribución.

4.16 Frecuencia de mantenimientos por cada unidad de negocio

de la CNEL EP.

5. RESULTADOS HISTÓRICOS 1990 - 2014

5.1 Demanda de energía (GWh).

5.2 Pérdidas de transmisión (%).


5.4 Producción bruta de energía (GWh).

5.5 Producción neta de energía (GWh).

5.6 Caudales Máximos (m3/s).

5.7 Caudales Mínimo (m3/s).

5.8 Caudales Promedio (m3/s).

5.9 Consumo de Fuel Oil más Residuo.

5.10 Consumo de Diesel.

5.11 Consumo de Nafta.

5.12 Consumo de Gas Natural.

5.13 Transacciones de energía y económicas en contratos

(GWh) (Millones USD).

5.14 Costos marginales mensuales promedio (ctvs.USD/kWh).

5.15 Transacciones de energía y económicas por generación no

convencioal (GWh) (Millones USD).

5.16 Importación de energía (GWh). 5.17 Egresos y rentas de congestión por importación de energía

(Millones USD).

5.18 Exportación de energía (GWh).

5.19 Ingresos y rentas de congestión por exportación de energía

(Millones USD).

4.5. Failure Frequency by Power Plant.

4.6. Frequency of Transmission Company Failures.

4.7. SNT Failures.

4.8. Element Failures by Origin.

4.9. Maintenance Frequency by Generation Business Unit.

4.10. Maintenance Frequency by Generation Company.

4.11. CELEC EP Termoesmeraldas Business Unit.

4.12. CELEC EP Electroguayas Business Unit. 4.13. Maintenance Frequency by Company and

Transmission Element.

4.14. SNT Maintenance Jobs.

4.15. Maintenance Frequency by Distribution Company

4.16. Maintenance Frequency by Each CNEL EP

Business Unit.

5. HISTORIC RESULTS 1990 - 2014

5.1. Energy Demand (GWh).

5.2. Transmission Losses (%).

5.3. Maximum Power Demand Measured at Generator Terminals (MW).

5.4. Gross Energy Production (GWh).

5.5. Net Energy Production (GWh).

5.6 Maximum Flow Rate (m3/s).

5.7 Minimum Flow Rate (m3/s).

5.8 Averange Flow Rate (m3/s).

5.9 Consumption of Fuel Oil plus Residuum.

5.10 Diesel Consumption.

5.11 Naphtha Consumption.

5.12 Natural Gas Consumption.

5.13. Energy and Financial Transactions Under Contracts

(in GWh and in Millions of US Dollars).

5.14. Averange Monthly Marginal Costs (In Millions of US Dollars)

5.15. Energy and Financial Transactions by Non-Conventional

Generation (GWh) (In Millions of US Dollars).

5.16. Energy Imports (GWh). 5.17. Expenditures and Congestion Revenue from Energy Imports

(in Millions of US $).


5.19. Income and Congestion Revenue from Energy Exports

(in Millions of US $).

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140

140

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

20/168

XVI

INDICE DE TABLAS

1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

NACIONAL INTERCONECTADO, SNI

1.1 Factores de carga del SNI. 1.2 Producción bruta total de energía en el SNI (GWh).

1.3 Producción neta total de energía en el SNI (GWh).

1.4 Producción neta total de energía del SNI entre

el 2013 y el 2014.

1.5 Producción hidroeléctrica neta (GWh).

1.6 Producción termoeléctrica neta (GWh).

1.7 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s).

1.8 Vertimientos de embalses (hm3).

1.9 Cotas al final de cada mes (msnm).

1.10 Desviaciones entre la demanda prevista y real de energía y potencia (%).

1.11 Potencia indisponible de generación mensual para

demanda máxima (MW).

1.12 Fallas relevantes 2014.

1.13 Detalle de las fallas relevantes 2014. 1.14 Comités de Análisis de Falla.

1.15 Cumplimiento de los criterios NERC (%).


2.1 Pagos por energía comprada en Contratos Regulados

(Millones USD).

2.2 Ingresos por energía vendida en Contratos Regulados

(Millones USD).

2.3 Energía comprada mediante Contratos Regulados (GWh).

2.4 Energía vendida mediante Contratos Regulados (GWh).

2.5 Transacciones con el Perú (GWh, Millones USD y ctvs.USD).

2.6 Energía por tipo de Contratos Regulados (GWh).

2.7 Liquidación de Contratos Regulados (Millones USD). 2.8 Distribución energética de otras transacciones (GWh).

2.9 Distribución de la liquidación de otras transacciones

(Millones USD).

2.10 Pagos por generación no convencional, IVA de combustibles, TIE,

tarifa fija, pérdidas, reactivos y reconciliaciones (Millones USD).

2.11 Precios medios para la generación no convencional (ctvs.USD/kWh).

2.12 Energía transada en las TIE (GWh).

2.13 Precios medios mensuales TIE (ctvs.USD/kWh).

2.14 Rentas de congestión por importación de electricidad (Millones USD).

2.15 Precios de combustibles (USD/galón y USD/1000 pies3).

2.16 Costo de arranque y parada de unidades turbovapor (USD).

2.17 Costos variables de la producción de reactivos en los

compensadores sincrónicos (ctvs.USD/kVARh).

2.18 Detalle de la deuda por Distribuidora períodoenero –noviembre 2014 (Millones USD).

2.19 Estado de cuenta por prelaciones, periodo enero -

noviembre 2014

2.20 Excedentes de recaudación mensual, periodo enero -

noviembre 2014.

2.21 Detalle mensual y por empresa de los excedentes de

recaudación, periodo enero - noviembre 2014.

2.22 Detalle por empresa del uso de los excedentes de recaudación,

periodo enero - noviembre 2014.

1. OPERATION CHARACTERISTICS OF THE NATIONAL INTERCONNECTED

SYSTEM - SNI

1.1. Load Factors of the SNI. 1.2. Total Gross Energy Production in the SNI (GWh).

1.3. Total Net Energy Production in the SNI (GWh).

1.4. Variations in the SNI total net energy production between

years 2013 and 2014.

1.5. Net Hydroelectric Production (GWh).

1.6. Net Thermoelectric Production (GWh).

1.7. Average Monthly SNI Reservoir Flow Rates (m3/s).

1.8. Reservoir Overspills (hm3).

1.9. Water Levels at the End of each Month (masl).

1.10. Differences between Forecast and Actual Energy and Power Demand (%).

1.11. “Monthly Unavailability of the Power Generating

Capacity for Maximum Demand (MW). “

1.12. Relevant Failures 2014.

1.13. Analysis of Relevant Failures 2014. 1.14. Failure Analysis Committee Meetings

1.15. Technical Meetings.


2.1. Payments for Energy Purchased under Regulated Contracts

(In Millions of US Dollars).

2.2. Income from Energy Sold under Regulated Contracts

(In Millions of US Dollars).

2.3. Energy Purchased through Regulated Contracts (GWh).

2.4. Energy Sold through Regulated Contracts (GWh).

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

2.6. Energy by Regulated Contract Type (GWh).

2.7. Regulated Contract Settlement (in Millions of US Dollars). 2.8. Energy Distribution for the Remaining Transactions (GWh

2.9. Settlement Distribution for the Remaining Transactions

(in Millions of US Dollars).

2.10. Payments for Non-conventional Generation, Fuel VAT, TIE, Fixed Rate,

Losses, Reactive Energy and Reconciliations (in millions of US Dollars).

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

2.12. Energy Negotiated through TIE (GWh).

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

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

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

2.16. Start-up and Shut-down Costs for Turbo Steam Units (in US Dollars).

2.17. “Variable Costs of the Synchronous Compensators’

Reactive Energy Production (in US Dollar Cents/kVARh).”

2.18. “Distribution Company Debts, Period January – December 2014 (in millions of US Dollars).“

2.19. “Debts by order of precedence, period January –

December 2014 (in millions of US Do llars).“

2.20. “Monthly Receivables Surpluses, Period January – December 2014

(in millions of US Dollars).“

2.21. “Monthly Breakdown by Company of Receivables Surpluses

Period January – December 2014 (in Millions of US Dollars).“

2.22. Monthly Breakdown by Company showing Use of Receivables Surpluses

for Period January – December 2014 (in Millions of US Dollars).

1

510

12

12

14

16

17

19

19

23

24

28

2930

33

37

39

39

40

41

42

43

4344

45

45

48

49

50

51

51

52

52

53

53

54

54

55

TABLE INDEX

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

21/168

XVII


3.1. Tabla de confirguración del Video Wall

4. RESULTADOS 2014

4.1 Demanda de energía (GWh) de las Empresas Distribuidoras,

Consumos Propios y exportaciones.

4.2 Demanda de energía (GWh) de los Consumos Propios.

4.3 Producción hidroeléctrica neta por unidad de generación.

4.4 Producción termoeléctrica neta por unidad de generación.

4.5 Rendimiento de las unidades termoeléctricas.

4.6 Costos promedio variables de producción (ctvs.USD/kWh).

4.7 Consumo anual de combustibles.

5. RESULTADOS HISTÓRICOS 1990 - 2014


5.2 Caudal afluente al embalse Amaluza para el

período 1999 – 2010 (m3/s).

5.3 Caudal afluente al embalse Mazar para el período 2010 – 2014 (m3/s).

5.4 Caudal afluente al embalse Agoyán para el período 1999 – 2014 (m3/s).

5.5 Caudal afluente al embalse Pisayambo para el

período 1999 – 2014 (m3/s).

5.6 Caudal afluente al embalse Daule – Peripa para el

período 2003 – 2014 (m3/s).

5.7 Consumo de combustibles.

5.8 Costos marginales mensuales promedio (ctvs.USD/kWh).

5.9 Importación de energía (GWh).

5.10 Exportación de energía (GWh).

5.11 Precios anuales de combustibles (USD/galón y USD/1000pies3).


3.1. Video Wall Configuraion table

4. RESULTS 2014

4.1. Energy Demand (GWh) of Distribution Companies, Autoproducers

(Self Consumption), and Exports.

4.2. Energy Demand (GWh) of Autoproducers.

4.3. Net Hydroelectric Production by Generatoin Unit.

4.4. Net Thermoelectric Production by Generation Unit.

4.5. Thermoelectric Units Output.

4.6. Average Variable Production Costs (US Dollar Cents/kWh).

4.7. Annual Fuel Consumption.

5. HISTORIC RESULTS 1990 - 2014

5.1. Maximum Power Demand Measured at Generator Terminals (MW).

5.2. Flow Rate to Amaluza Reservoir for

Period 1999 – 2010 (m3/s).

5.3. Flow Rate to Mazar Reservoir for Period 2010 – 2014 (m3/s).

5.4. Flow Rate to Agoyan Reservoir for Period 1999 – 2014 (m3/s).

5.5. Flow Rate to Pisayambo Reservoir for

Period 1999 – 2014 (m3/s).

5.6. Flow Rate to Daule-Peripa Reservoir for

Period 2003 – 2014 (m3/s).

5.7. Fuel Consumption.

5.8. Average Monthly Marginal Costs (in US$ Cents/kWh).

5.9. Energy Imports (GWh).


5.11. Annual Fuel Prices (US $/gallon and US $/1,000 feet3).

59

93

105

105

106

109

110

112

114

117

129

130

131

131

132

132

132

134

137

139

140

141

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

22/168

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

23/168

CAPÍTULO 1

CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DELSISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO, SNI

OPERATION CHARACTERISTICS OF THENATIONAL INTERCONNECTED SYSTEM - SNI

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

24/168

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25/168

1

1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DELSISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO, SNI

1.1. DEMANDA

1.1.1. DEMANDA DE ENERGÍA

Durante el 2014, la demanda de energía de lasEmpresas Distribuidoras, en subestaciones deentrega, y Consumos Propios, incluyendo lasexportaciones a Colombia, fue de 20 882,55 GWh,con un incremento del 7,32% con relación al 2013(gura Nº 1.1). En la gura N° 5.1 del capítuloquinto se presenta la demanda de energía para elperíodo 1990 – 2014.

La demanda mensual de energía se puedeobservar en la gura N° 1.2.

1. CHARACTERISTICS OF THE NATONALINTERCONNECTED SYSTEM, SNI

1.1. DEMAND

1.1.1. ENERGY DEMAND

During year 2013, the energy demand fromDistribution Companies at delivery substations andSelf-Consumption, including exports to Colombia,was 20,882.55 GWh, with a 7.32% increase inrelation to year 2013 (Figure 1.1). Figure 5.1 ofChapter Five shows the energy demand for theperiod 1990 – 2014.

The monthly energy demand is shown in Figure 1.2.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Demanda anual 9 652,00 9 881,51 10 256,97 10 900,02 11 560,91 12 360,23 13 111,23 13 973,99 14 665,86 15 439,31 15 763,08 16 574,72 17 747,80 18 605,91 19 458,95 20 882,55

0,00

5 055,50

10 111,00

15 166,50

20 222,00

G W h

Figura N° 1.1: Demanda histórica anual de energía (GWh).

Figure 1.1: Historic Annual Energy Demand (GWh).

1 550,00

1 625,00

1 700,00

1 775,00

1 850,00

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

G W h

Figura N° 1.2: Demanda mensual de energía (GWh).Figure 1.2: Monthly Energy Demand (GWh).

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

26/168

2

En la gura N° 1.3 se muestra la distribución dela demanda de energía. Porcentualmente éstase repartió de la siguiente manera: el 26,06%corresponde a la E.E. Pública de Guayaquil,EP, lacual desde el mes de octubre del 2014 pasó a serparte de la Empresa Eléctrica Pública EstratégicaCorporación Nacional de Electricidad,CNEL EP,

razón por la cual su denominación actual es CNELEP Unidad de Negocio Guayaquil; el 19,49% a laE. E. Quito; el 36,21% a las otras diez EmpresasDistribuidoras que forman parte de la CNEL EP1;el 16,28% a las siete restantes Distribuidoras;y, el 1,96% a los Consumos Propios y a lasexportaciones a Colombia y Perú. Para mayordetalle ver las tablas Nos. 4.1 y 4.2 y la gura N°4.1 del capítulo cuarto.

Figure 1.3 shows the energy demand structure. Itis divided by percentage in the following manner:26.06% corresponds to E.E. Pública de Guayaquil(Guayaquil Public Electricity Company), which in themonth of October 2014 became part of the EmpresaEléctrica Pública Estratégica Corporación Nacionalde Electricidad, CNEL EP (Public Strategic National

Electricity Corporation – CNEL EP) and thereforeits current name is CNEL EP Unidad de NegocioGuayaquil (CNEL EP Guayaquil Business Unit),19.49% to E. E. Quito (Quito Electricity Company),36.21% to the other ten Distribution Companiesthat also comprise the CNEL EP1, 16.28% to theseven remaining Distributors and 1.96% to AutoConsumers and exports to Colombia and Peru. Formore information please refer to Tables 4.1 and 4.2and Figure 4.1 of Chapter Four.

26,06%

19,49%

8,97%

7,98%

4,85%

4,64%

3,05%

2,86%

2,85%

2,61%

2,51%

2,48%

2,21%

1,90%

1,74%

1,67%

1,57%

1,46%

0,52%

0,38%

0,22%

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL

E. E. QUITO

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS- LOS RÍOS

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ

E. E. REGIONAL CENTRO SUR

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO

E. E. AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA

E. E. REGIONAL NORTE

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SANTO DOMINGO

E. E. PROVINCIAL COTOPAXI

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO LOS RÍOS

CONSUMOS PROPIOS

E. E. RIOBAMBA

E. E. REGIONAL SUR

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS

E. E. AZOGUES

CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO BOLÍVAR

EXPORTACIÓN COLOMBIA

Figura N° 1.3: Participación de las Empresas Distribuidoras, Consumos Propios y exportaciones, en la demanda de energía (%).

Figure 1.3: Energy Demand Share for Distribution Companies, Self Consumers and Exports (%).

1 Las empresas que integran la Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad, CNEL EP, son: Unidad de NegocioBolívar, Unidad de Negocio Esmeraldas, Unidad de Negocio Manabí, Unidad de Negocio Milagro, Unidad de Negocio El Oro, Unidad deNegocio Santa Elena, Unidad de Negocio Santo Domingo, Unidad de Negocio Guayas- Los Ríos, Unidad de Negocio Sucumbíos, Unidad deNegocio Los Ríos y Unidad de Negocios Guayaquil

1 The companies that form the Public Strategic National Electricity Corporation – CNEL EP, are: Bolivar Business Unit, Esmeraldas BusinessUnit, Manabi Business Unit, Milagro Business Unit, El Oro Business Unit, Santa Elena Business Unit, Santo Domingo Business Unit, Guayas

– Los Rios Business Unit, Sucumbios Business Unit and Los Rios Business Unit, and Guayaquil Business Unit.

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

27/168

3

El número de Consumos Propios tuvo unavariación respecto a su participación mensualdurante el 2014; ha variado entre 102 y 134, la cualse muestra en la gura N° 1.4.

Las pérdidas mensuales de energía en el SistemaNacional de Transmisión, SNT, durante el 2014,respecto a la generación neta total fueron, enpromedio, del 2,86%, presentando una disminucióndel 9,15% en relación al 2013 (gura N° 1.5).

La gura N° 5.2 del capítulo quinto muestra laevolución de las pérdidas para el SNT.

The number of Auto Consumers differed in termsof monthly participation during year 2014, varyingbetween 102 and 134, which is shown in Figure 1.4.

The monthly energy losses in the NationalTransmission System, SNT (Sistema Nacional deTransmisión) during 2014 with regards to the totalnet generation were, on average, 2.86%, whichrepresents a 9.15% decrease in relation to year

2013 (Figure 1.5).

Figure 5.2 of Chapter Five shows the SNT losstrends.


Pérdidas de energía en t ransmisión % 2,18% 1,99% 2,45% 3,33% 3,39% 3,65% 3,89% 3,98% 2,63% 3,59% 1,56% 1,38%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

Figura N° 1.5: Pérdidas mensuales de energía en transmisión respecto a la generación neta total (%).

Figure 1.5: Monthly Energy Transmission Losses to Total Net Generation (%).


CONSUMOS PROPIOS 108 108 134 134 132 134 107 105 105 102 105 110

0

35

70

105

140

Figura N° 1.4: Número de Consumos Propios participantes en la demanda mensual.

Figure 1.4: Number of Self Consumers Participating in the Monthly Demand.

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

28/168

4

1.1.2. DEMANDA DE POTENCIA

Con base en la información del Sistema de Manejode Energía, SIMAE, la demanda máxima depotencia del país en bornes de generaciónalcanzó los 3 502,64 MW y se registró el jueves

11 de diciembre a las 19:30, con un incrementodel 5,27% con relación a la demanda máximapresentada el año anterior.

La demanda máxima de potencia en bornes degeneración consta en la gura N° 1.6.

La evolución mensual y anual de la demandamáxima de potencia en bornes de generación parael período 1999 – 2014 se presenta en la tabla N°5.1 y en la gura N° 5.3 del capítulo quinto.

El factor de carga anual fue del 71,44%, calculadoen base a una demanda máxima en bornes degeneración de 3 502,64 MW y una producciónde energía bruta de 21 920,36 GWh para elperíodo de un año (8 760 horas).

Como se observa en la tabla N° 1.1, el factor decarga mensual en el SNI calculado en base a lademanda máxima de potencia y producción deenergía bruta respectiva varió entre el 72,42% y el75,71%.

3 200,00

3 280,00

3 360,00

3 440,00

3 520,00

E n e .

F e b .

M a r .

A b r .

M a y .

J u n .

J u l .

A g o .

S e p .

O c t .

N o v .

D i c .

M W

Figura N° 1.6: Demanda máxima de potencia en bornes de generación (MW).

Figure 1.6: Maximum Power Demand at Generating Terminals (MW).

1.1.2. POWER DEMAND

According to the Energy Management System,SIMAE, the nation’s maximum power demandmeasured at generating terminals reached3,502.64 MW and was recorded on Thursday,

December 11 at 19:30, with an increase of 5.27%when compared to the previous year’s maximumenergy demand.

Figure 1.6 shows the maximum power demandmeasured at generating terminals.

The progression of monthly and yearly maximumpower demand at generating terminals for theperiod 1999 – 2013 is shown in Table 5.1 and inFigure 5.3 of Chapter Five.

The annual load factor was 71.44%, calculated ona maximum demand basis at generating terminalsof 3,502.64 MW and a gross energy productionof 21,920.36 GWh for a one-year period (8,760hours).

As shown in Table 1.1, the monthly SNI load factorcalculated by the respective maximum powerdemand and gross production varied between72.42% and 75.71%.

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

29/168

5

En la gura N° 1.7 se muestra el factor de cargapara cada mes del 2014.

La estructura de generación en la hora de puntapara el día de demanda máxima de potencia delperíodo lluvioso (3 396,90 MW), martes 27 demayo, se muestra en la gura N°1.8.

Tabla N° 1.1: Factores de carga del SNI2.

Table 1.1: Load Factors of the SNI2.

MES POTENCIA MÁXIMA (MW)PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

BRUTA (GWh)FACTOR DE CARGA

Ene. 3 319,28 1 817,83 73,61%Feb. 3 324,14 1 677,52 75,10%

Mar. 3 369,52 1 869,29 74,56%

Abr. 3 390,49 1 848,13 75,71%

May. 3 396,90 1 905,80 75,41%

Jun. 3 367,79 1 823,79 75,21%

Jul. 3 352,43 1 867,33 74,87%

Ago. 3 292,97 1 830,79 74,73%

Sep. 3 307,95 1 749,21 73,44%

Oct. 3 354,79 1 857,36 74,41%

Nov. 3 423,45 1 786,10 72,46%

Dic. 3 502,64 1 887,25 72,42%

ANUAL 3 502,64 21 920,38 71,44%

60,00%

64,00%

68,00%

72,00%

76,00%

E n e .

F e b .

M a r .

A b r .

M a y .

J u n .

J u l .

A g o .

S e p .

O c t .

N o v .

D i c .

Figura N° 1.7: Factor de carga del SNI (%).

Figure 1.7: SNI Load Factor (%).

2 Producción de energía bruta. Incluye la energía importada.2 Gross Energy Production. Includes Imported Energy.

Figure 1.7 shows the load factor for each month ofyear 2014.

The peak hour generation structure, for themaximum power demand day for the rainy season(3,396.90 MW), which occurred on Tuesday May27, is shown in Figure 1.8

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

30/168

6

Durante el mismo día, en cuanto a la estructurade generación se reere, el 53,33% correspondea energía hidroeléctrica, el 44,04% a energíatermoeléctrica, el 2,25% a energía importada y el

0,38% a energía no convencional (gura N° 1.9).

En la gura N° 1.10 se observa el despacho degeneración correspondiente a ese día.

0,00

800,00

1 600,00

2 400,00

3 200,00

0 : 0 0

1 : 0 0

2 : 0 0

3 : 0 0

4 : 0 0

5 : 0 0

6 : 0 0

7 : 0 0

8 : 0 0

9 : 0 0

1 0 : 0 0

1 1 : 0 0

1 2 : 0 0

1 3 : 0 0

1 4 : 0 0

1 5 : 0 0

1 6 : 0 0

1 7 : 0 0

1 8 : 0 0

1 9 : 0 0

1 9 : 3 0

2 0 : 0 0

2 1 : 0 0

2 2 : 0 0

2 3 : 0 0

M W

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA INTERCONEXIÓN NO CONVENCIONAL

Figura N° 1.10: Despacho de generación para el día de demanda máxima, período lluvioso (MW).

Figure 1.10: Generation Dispatch for the Maximum Demand Day, Rainy Season (MW).

During the same day, in terms of the generationstructure, 53.33% corresponds to hydroelectricenergy, 44.04% to thermoelectric energy and2.25% to imported energy, and 0.38% to non-

conventional energy (Figure 1.9).

Figure 1.10 shows the generation dispatchcorresponding to this day.

CENTRALESHIDROELÉCTRICAS

55,80%

CENTRALESTERMOELÉCTRICAS

39,03%

NO CONVENCIONAL0,46%

INTERCONEXIÓN4,71%

Figura N° 1.8: Estructura de generación en la hora de punta para el día de demanda máxima, período lluvioso (%).

Figure 1.8: Peak Hour Generation Structure for the Maximum Power Demand Day in Rainy Season (%).


53,33%

CENTRALES

TERMOELÉCTRICAS44,04%


INTERCONEXIÓN2,25%

Figura N° 1.9: Estructura de generación durante todo el día de demanda máxima, período lluvioso (%).

Figure 1.9: Generation Structure during entire Maximum Demand Day, Rainy Season (%).

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

31/168

7

La estructura de generación en la hora de puntapara el día de demanda máxima de potencia delperíodo de estiaje (3 502,64 MW), jueves 11 dediciembre, se muestra en la gura N° 1.11.

Durante el mismo día, en cuanto a la estructurade generación se reere: el 40,80% correspondea energía hidroeléctrica, el 46,53% a energíatermoeléctrica, el 10,42% a energía importada y el2,24% a energía no convencional (gura N° 1.12).

En la gura N° 1.13 se observa el despacho degeneración correspondiente a ese día.

0,00

800,00

1 600,00

2 400,00

3 200,00

0 : 0 0

1 : 0 0

2 : 0 0

3 : 0 0

4 : 0 0

5 : 0 0

6 : 0 0

7 : 0 0

8 : 0 0

9 : 0 0

1 0 : 0 0

1 1 : 0 0

1 2 : 0 0

1 3 : 0 0

1 4 : 0 0

1 5 : 0 0

1 6 : 0 0

1 7 : 0 0

1 8 : 0 0

1 9 : 0 0

1 9 : 3 0

2 0 : 0 0

2 1 : 0 0

2 2 : 0 0

2 3 : 0 0

M W

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA INTERCONEXIÓN NO CONVENCIONAL

Figura N° 1.13: Despacho de generación para el día de demanda máxima, período de estiaje (MW).Figure 1.13: Maximum Demand Day Generation Dispatch, Dry Season (MW).

The peak hour generation structure for the maximumpower demand day during the dry season (3,502.64MW), which was on Thursday December 11, isshown in Figure 1.11.

On that same day, in terms of generation structure,40.80% corresponds to hydroelectric energy,46.53% to thermoelectric energy, 10.42% toimported energy and 2.24% to non-conventionalenergy (Figure 1.12).

Figure 1.13 shows the generation dispatchcorresponding to this day.


52,00%CENTRALESTERMOELÉCTRICAS

39,51%


INTERCONEXIÓN6,74%

Figura N° 1.11: Estructura de generación en la hora de punta para el día de demanda máxima, período de estiaje (%).

Figure 1.11: Peak Hour Generation Structure for the Peak Hour of the Maximum Power Demand Day in Dry Season (%).


52,00%CENTRALES

TERMOELÉCTRICAS39,51%


INTERCONEXIÓN6,74%

Figura N° 1.12: Estructura de generación durante todo el día de demanda máxima, período de estiaje (%).Figure 1.12: Generation Structure during entire Maximum Demand Day, Dry Season (%).

8/19/2019 Cenac e 2014 Final

32/168

8

En la gura N° 1.14 se ilustra el despacho por tipode generación para el día de demanda máxima delaño, que ocurrió el 11 de diciembre.

El día de demanda mínima de potencia del año (1436,05 MW), miércoles 1 de enero a las 07:00, el

27,36% fue cubierta con centrales hidroeléctricas,el 71,75% con centrales termoeléctricas y el 0,89%con centrales de energía no convencional. No seimportó energía (gura N° 1.15).

Durante el mismo día, en cuanto a la estructurade generación se reere, el 30,66% correspondea energía hidroeléctrica, el 61,19% a energía

termoeléctrica, el 7,65% a energía importada y el0,49% a energía no convencional (gura N° 1.16).

Figure 1.14 illustrates the dispatch by generationtype for the maximum demand day of the year,which was December 11.

On the year’s minimum power demand day (1,436.05MW), Wednesday January 1 at 7:00, 27.36% of

said demand was covered by hydroelectric powerstations, 71.75% by thermoelectric power stations,and 0.89% from non-conventional energy. Noenergy was imported. (Figure 1.15).

During the same day, in terms of generationstructure, 30.66% corresponds to hydroelectricenergy, 61.19% to thermoelectric energy, 7.65%

to imported energy and 0.49% to non-conventionalenergy (Figure 1.16).

0,00

800,00

1 600,00

2 400,00

3 200,00

0 : 0 0

1 : 0 0

2 : 0 0

3 : 0 0

4 : 0 0

5 : 0 0

6 : 0 0

7 : 0 0

8 : 0 0

9 : 0 0

1 0 : 0 0

1 1 : 0 0

1 2 : 0 0

1 3 : 0 0

1 4 : 0 0

1 5 : 0 0

1 6 : 0 0

1 7 : 0 0

1 8 : 0 0

1 9 : 0 0

1 9 : 3 0

2 0 : 0 0

2 1 : 0 0

2 2 : 0 0

2 3 : 0 0

M W

G.H. EMBALSE G.H. PASADA G. NC. BIOMASA G. NC. EÓLICA + SOLAR G.T. BUNKER/DIESEL

G.T. GAS G.T. VAPOR INT-COL 138 kV INT-COL 230 KV

Figura N° 1.14: Despacho por tipo de generación para el día de demanda máxima del año (MW).

Figure 1.14: Dispatch by Generation Type for the Annual Maximum Demand Day (MW).


27.36%


71.75%

NO CONVENCIONAL0.89%

INTERCONEXIÓN0.00%

Figura N° 1.15: Estructura de generación en la hora de demanda mínima del año (%).

Figure 1.15: Generation Structure at the Annual Minimum Demand Hour (%).

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9

La gura N° 1.17 muestra el despacho por tipo degeneración para el citado día de demanda mínimadel año.

1.1.3. EXPORTACIONES

En el 2014 se exportaron 46,86 GWh a través delas interconexiones con Colombia. El mes conmayor exportación de energía fue agosto, con20,71 GWh. En la gura N° 1.18 se muestra laenergía exportada para cada mes del año.

Las exportaciones de energía representan el 0,22%respecto a la totalidad de la demanda de energía

en este año.

Figure 1.17 shows dispatch by generation type forthe abovementioned annual minimum demand day.

1.1.3. EXPORTS

In year 2014, 46.86 GWh were exported throughinterconnections with Colombia. The month withthe highest amount of energy exports was August,at 20.71 GWh. Figure 1.18 shows the energyexports for each month of the year.

Energy exports represented 0.22% of this year’s

total energy demand.

0.00

700.00

1 400.00

2 100.00

2 800.00

0 : 0 0

1 : 0 0

2 : 0 0

3 : 0 0

4 : 0 0

5 : 0 0

6 : 0 0

7 : 0 0

8 : 0 0

9 : 0 0

1 0 : 0 0

1 1 : 0 0

1 2 : 0 0

1 3 : 0 0

1 4 : 0 0

1 5 : 0 0

1 6 : 0 0

1 7 : 0 0

1 8 : 0 0

1 9 : 0 0

1 9 : 3 0

2 0 : 0 0

2 1 : 0 0

2 2 : 0 0

2 3 : 0 0

M

W

G.H. EMBALSE G.H. PASADA G. NC. BIOMASA G. NC. EÓLICA + SOLAR

G.T. BUNKER/DIESEL G.T. GAS G.T. VAPOR INT-COL 138 kV INT-COL 230 KV

Figura N° 1.17: Despacho de generación para el día de demanda mínima del año (MW).

Figure 1.17: Generation Dispatch for the Annual Minimum Demand (MW).


30.66%


61.19%

NO CONVENCIONAL0.49%

INTERCONEXIÓN7.65%

Figura N° 1.16: Estructura de generación durante todo el día de demanda mínima del año (%).

Figure 1.16: Generation Structure during the entire Minimum Demand Day of the Year (%).

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1.2. OFERTA

1.2.1. PRODUCCIÓN BRUTA

En el 2014, la producción bruta total de energíafue de 21 920,38 GWh, distribuida de la siguientemanera: 11 105,30 GWh generación hidroeléctrica;9 307,69 GWh generación termoeléctrica; 670,50GWh generación no convencional; 824,16 GWhimportación desde Colombia, medida en la S/EJamondino (824,02 GWh) y S/E Panamericana(0,14 GWh); y, 12,74 GWh importación desdePerú, medida en la S/E Zorritos, (Informaciónproporcionada por el Comité de OperaciónEconómica del Sistema,COES de Perú). El detalleconsta en la tabla N° 1.2 y en la gura N° 1.19.

1.2. SUPPLY

1.2.1. GROSS PRODUCTION

In year 2014, the total gross energy production was21,920.38 GWh, distributed in the following manner:11,105.30 GWh hydroelectric energy, 9,307.69GWh thermoelectric energy, 670.50 GWh energygenerated by non-conventional means, 824.16GWh energy imported from Colombia, measured atthe Jamondino Substation (824.02 GWh) and thePanamericana Substation (0.14 GWh), and 12.74GWh imported from Peru, measured at the ZorritosSubstation, (Information provided by the SystemEconomic Operation Committee, COES of Peru)The breakdown is shown in Table 1.2 and Figure1.19.


EXPORTACIÓN DE ECUADOR 0.02 0.03 0.12 0.19 0.05 8.15 13.87 20.71 0.05 3.63 0.00 0.04

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

E n e r g í a e x p o r t a d a ( G W h )

Figura N° 1.18: Exportaciones de energía (GWh).

Figure 1.18: Energy Exports (GWh).

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

GENERACIÓNHIDROELÉCTRICA 698.32 594.95 857.08 949.02 1 070.98 1 181.17 1 262.54 1 218.19 785.63 1 027.19 714.94 745.29 11 105.30

GENERACIÓNTERMOELÉCTRICA 938.87 956.76 901.02 819.00 764.21 572.69 525.68 529.47 810.73 696.28 866.03 926.95 9 307.69

GENERACIÓN NOCONVENCIONAL 33.84 44.28 50.49 51.84 48.77 47.74 56.18 66.85 68.24 69.90 66.76 65.60 670.50

IMPORTACIÓNCOLOMBIA 146.80 81.52 60.69 28.27 21.84 22.19 22.92 16.28 84.61 63.99 138.38 136.67 824.16

IMPORTACIÓNPERÚ 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12.74 12.74

TOTAL 1 817.83 1 677.52 1 869.29 1 848.13 1 905.80 1 823.79 1 867.33 1 830.79 1 749.21 1 857.36 1 786.10 1 887.25 21 920.38

Tabla N° 1.2: Producción bruta total de energía en el SNI (GWh).

Table 1.2: Total Gross Energy Production in the SNI (GWh).

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En la gura N° 1.20 se observa la estructura de lageneración bruta en el año.

La producción bruta desde el año 1999 al 2014

consta en la gura N° 5.4 del capítulo quinto.

1.2.2. PRODUCCIÓN NETA

En el 2014, la producción neta total de energíafue de 21 460,03 GWh, distribuida de la siguientemanera: 11 025,43 GWh generación hidroeléctrica;8 937,34 GWh generación termoeléctrica; 670,50GWh generación no convencional; 814,04 GWhimportación desde Colombia, medida en la S/EPomasqui (813,90 GWh) y en la S/E Tulcán (0,14GWh); y, 12,72 GWh importación desde Perú,medida en la S/E Machala. El detalle consta en la

tabla N° 1.3 y en la gura N° 1.21.

0.00

500.00

1 000.00

1 500.00

2 000.00


G

W h

GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA GENERACIÓN NO CONVENCIONALIMPORTACIÓN COLOMBIA IMPORTACIÓN PERÚ

Figura N° 1.19: Producción bruta total de energía en el SNI (GWh).

Figure 1.19: Total Gross Energy Production in the SNI (GWh).

GENERACIÓNHIDROELÉCTRICA50.66%

GENERACIÓNTERMOELÉCTRICA (DIESEL)

5.72%

GENERACIÓNTERMOELÉCTRICA (FUEL OIL)

12.56%

GENERACIÓNTERMOELÉCTRICA (GAS)

7.44%

GENERACIÓNTERMOELÉCTRICA (NAFTA)

0.00%

GENERACIÓNTERMOELÉCTRICA (RESIDUO)

16.74%

GENERACIÓN NOCONVENCIONAL

3.06%INTERCONEXIÓN COLOMBIA

3.76%

INTERCONEXIÓN PERÚ0.06%

Figura N° 1.20: Estructura de la generación bruta (%).

Figura N° 1.20: Gross Generation Compositions (%).

Figure 1.20 shows the annual gross generationstructure.

The gross production from year 1999 through 2014

is shown in Figure 5.4 of Chapter Five.

1.2.2. NET PRODUCTION

In year 2014, the total net energy generation was21,460.03 GWh, distributed in the following manner:11,025.43 GWh hydroelectric energy, 8,937.34GWh thermoelectric energy, 670.50 GWh energygenerated by non-conventional means, 814.04GWh imported from Colombia, measured at thePomasqui Substation (813.90 GWh) and the TulcanSubstation (0.14 GWh), and 12.72 GWh imported

from Peru, measured at the Machala Substation.The breakdown is shown in Table 1.3 and Figure1.21.

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Mayo fue el mes con mayor producción neta deenergía: 1 867,93 GWh y febrero el mes con menorproducción: 1 629,30 GWh.

La variación de la producción neta tota

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