2.2. mercado electrico mayorista

2. PERSPECTIVAS PARA EL SECTOR
ELÉCTRICO
El Ecuador tiene una superficie de 256 370 Km 2 (Gráfico 1) luego de haberse
definido su territorio con la firma del acuerdo de paz con el Perú. La población
estimada en el 2000, es de 12 646 095 habitantes; la inflación en ese año fue
de 90,0 %, medida con base al índice de precios al consumidor urbano; y, la
tasa de incremento del producto interno bruto con relación al año 1999 creció
en un 2,3 %. El Anexo 2.01 detalla algunos indicadores económicos anuales.
El sector eléctrico ecuatoriano continúa dentro del proceso de modernización.
Bajo la responsabilidad del Consejo Nacional de Modernización, CONAM,
avanzan las actividades programadas para el traspaso parcial a inversionistas
privados de 25 empresas eléctricas (5 de generación, 19 de distribución y una
de transmisión). Esta constituye al momento la perspectiva de mayor
trascendencia.
Existe un acuerdo de asistencia global para el proceso de privatización del
sector y el Banco de Inversión contratado, está efectuando el diagnóstico
técnico - operacional, contable - financiero, jurídico, ambiental, y laboral actuarial, de cada una de las empresas eléctricas; de su conformación y
valoración; del diseño de un modelo para la venta y finalmente, la promoción y
venta de las empresas.
El CONAM ha previsto que la parte de ese proceso correspondiente a 17
distribuidoras, se ejecutará hasta inicios del 2002 y tiene como meta la venta a
inversionistas privados, de hasta el 51 por ciento de las acciones que el Fondo
de Solidaridad dispone en esas empresas. Por su parte, los Consejos
Provinciales deberán vender las acciones que poseen en las empresas
distribuidoras pudiendo mantener hasta un 5 por ciento del capital social, de
acuerdo con las reformas a la LRSE. Otro 10 por ciento de las acciones del
Fondo de Solidaridad se ofrecerá en venta a trabajadores, ex trabajadores y
jubilados del sector eléctrico
2.1.
RELACIONES DEL CONELEC CON LAS ENTIDADES DEL
SECTOR
De conformidad con el objetivo principal de la Ley, de que el país cuente con
un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que garantice su desarrollo
económico y social, el CONELEC, ha tenido como normas de actuación las
siguientes:
-
Transparencia y trato justo e igualitario a todos los actores o participantes
del mercado, los cuales se denominan Agentes del MEM según la
reglamentación.
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
1
-
Discusión y difusión de la reglamentación, con participación de los
interesados, mediante consultas, reuniones y audiencias públicas.
-
Elaboración de los procedimientos, con la participación de los actores del
mercado, que evite cambios en la Reglamentación aprobada, que afecten o
favorezcan discriminadamente a los participantes del mercado o que
deterioren el servicio comercial o técnico a los usuarios del servicio
eléctrico.
-
Acceso igualitario y oportuno a la información, para lo cual el CONELEC
desarrolla y publica bases de datos técnicos, económicos y financieros, en
Internet, accesibles por parte de los Agentes y de cualquier persona.
-
Sanción de prácticas monopólicas de conformidad con la Ley y los
Reglamentos.
Las perspectivas por concesiones para nuevos equipamientos de generación,
así como los planes de expansión presentados por TRANSELECTRIC y las
empresas distribuidoras, requerirán de una inversión estimada en unos 2434,8
millones de US dólares en el período del Plan. Las inversiones aproximadas
en las diversas etapas del servicio eléctrico se indican en el siguiente cuadro.
INVERSIONES
REQUERIDAS
Inversiones en generación
Inversiones en transmisión
Inversiones en distribución
(incluyendo FERUM)
TOTAL 2002 - 2011
Millones de
US $
1 129,8
178,3
1 126,7
2 434,8
Los proyectos de generación considerados son aquellos que cuentan con
contratos de concesión o sus procesos se hallan bastante avanzados. Estos
son: Sibimbe, Loreto, Termoriente, San Francisco, Mazar y Bajo Alto (Machala
Power - EDC) los cuales aportarán en total unos 1 018 MW adicionales al SNI
hasta el año 2008 (436 MW en centrales hidroeléctricas y 582 MW son
termoeléctricos de los cuales 312 MW corresponden a gas natural).
En su condición de ente concesionario y regulador del sector eléctrico, el
CONELEC está impulsando, en coordinación con el Fondo de Solidaridad
como principal accionista, la suscripción de los contratos de concesión de las
respectivas empresas de generación y distribución del Estado, así como la
escisión de la generación de estas últimas.
Como necesidad para simplificar los procesos de concesión de proyectos
eléctricos, en los ámbitos en que se requiere la participación de otras entidades
gubernamentales, el CONELEC continuará efectuando las gestiones que
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
2
permitan agilitar los trámites que al momento son excesivos en cuanto a tiempo
u otro tipo de exigencias.
Otros aspectos relacionados específicamente con las empresas de
Generación, Transmisión y Distribución, se detallan en los capítulos 5, 6 y 7,
respectivamente.
2.2.
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
Con la nueva estructura se ha creado el Mercado Eléctrico Mayorista –MEM-,
constituido por los generadores, distribuidores y grandes consumidores
incorporados al SNI. El Directorio del CONELEC resolvió iniciar el
funcionamiento de este Mercado, en forma parcial, a partir de abril de 1999,
con la administración técnica y económica del CENACE de las transacciones
de potencia y energía eléctricas entre los Agentes del MEM. Este
funcionamiento sigue vigente y se está consolidando con las regulaciones
complementarias.
El MEM abarca la totalidad de las transacciones de suministro eléctrico que se
celebren entre generadores; entre generadores y distribuidores; y, entre
generadores y grandes consumidores. Igualmente en este mercado se
realizarán las transacciones de exportación o importación de energía y
potencia.
Las transacciones en el MEM deben ajustarse a los reglamentos y
procedimientos vigentes para el funcionamiento del Mercado Eléctrico
Mayorista y para el despacho y operación del Sistema Nacional Interconectado.
A efectos de la aplicación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y sus
Reglamentos, el Directorio del CONELEC debe establecer periódicamente los
parámetros que definen a los “grandes consumidores”; por lo cual ha emitido
las Regulaciones pertinentes en este tema.
Durante el periodo de funcionamiento del MEM, este atraviesa por varias
dificultades ocasionadas fundamentalmente por bajo nivel de pago de los
distribuidores, y por una gestión empresarial de los agentes incompatible con
las limitaciones que tiene el sector y con la dinámica que debe imprimirse al
proceso de modernización del sector. Para resolver las dificultades existentes
se están tomando un conjunto de acciones en los siguientes temas:

Mejorar el pago de los distribuidores en el MEM.

Suscripción de contratos a plazo para compraventa de energía, entre las
empresas de generación del Fondo de Solidaridad y todas las distribuidoras
incorporadas al SNI.
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
3

Concesiones y escisión de la generación que deben efectuar las empresas
distribuidoras.

Definir e implementar mecanismos para controlar los efectos del déficit
tarifario y de los precios de combustibles.

Estudiar la conveniencia de emitir normativas de carácter transitorio para
mejorar la eficiencia de los pagos en el MEM.

Diagnóstico del sector, consultas y propuestas al más alto nivel del
Gobierno para impulsar el proceso de transformación y reforma.
2.3.
ASPECTOS TARIFARIOS
En los Artículos 53 y 57 de la LRSE, se asigna al CONELEC la facultad de fijar
y aprobar los pliegos tarifarios que deben regir para la facturación a los
consumidores finales. Las tarifas de transmisión y distribución se fijarán y
publicarán anualmente, así como sus fórmulas de reajuste. Entrarán en
vigencia el 30 de octubre del año en que corresponda.
Las tarifas incorporadas a estos pliegos tarifarios deben cubrir:
a) Los precios referenciales de generación;
b) Los costos medios del sistema de transmisión; y,
c) El valor agregado de distribución (VAD).
Para la fijación de los pliegos tarifarios pueden, si así fuere el caso,
considerarse, además, los siguientes conceptos:

Los costos correspondientes al servicio prestado a una categoría o grupo de
clientes pueden ser recuperados mediante las tarifas cobradas a otras
categorías de clientes. Según el último acápite del artículo 53 de la LRSE,
los consumidores residenciales que no superen el consumo residencial
mensual promedio, en su respectiva zona geográfica de concesión, pero
que no superen el consumo residencial promedio nacional, son subsidiados
por los usuarios residenciales de mayor consumo en cada zona.

Las tarifas deben calcularse mediante la aplicación de criterios referentes a
empresas eficientes, sobre la base de procedimientos internacionalmente
aceptados, en mercados similares a aquel para el cual se definirán las
tarifas y la rentabilidad del capital invertido en el país, la tasa interna de
retorno de las diferentes empresas distribuidoras y de la empresa de
transmisión, la depreciación de los activos, la calidad y la economía del
servicio eléctrico a los consumidores finales.
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
4

Los pliegos tarifarios incluirán ajustes automáticos de tarifas, en más o en
menos, debido a cambios excepcionales e imprevistos de costos que no
han podido ser controlados directamente por el concesionario. Estos ajustes
automáticos se aplicarán si la variación de costos es superior al 5% en más
o en menos, respecto a los valores considerados a la fecha de cálculo de
las tarifas originales.

Las tarifas aplicables a la facturación de los usuarios de los proyectos
rurales y urbano - marginales financiados con fondos del FERUM, se
regirán además a lo establecido en el reglamento correspondiente; teniendo
en cuenta que uno de los objetivos de la LRSE, es la aplicación de tarifas
preferenciales para los usuarios de escasos recursos económicos.
El Directorio del CONELEC, mediante Resoluciones No. 245/01 del 27 de
septiembre y 254 de 25 de octubre del 2001, procedió a la aprobación de la
estructura tarifaria del sector y entre otras medidas resolvió lo siguiente:

Aprobar el Precio Unitario de Potencia para Remuneración (componente de
potencia), de US$ 5,70 / kW-mes,

Aprobar el Precio Referencial de Generación Estabilizado (componente de
energía en la barra de mercado) por un valor de US$ 0,0416 / kWh, valor
que ha sido determinado sobre la base del estudio entregado por el
CENACE,

Aprobar los Factores de Nodo entregados por el CENACE,

Aprobar la Tarifa de Transmisión, que deberá ser pagada por cada
distribuidor o gran consumidor, por el valor de US$ 3,10 / KW-mes de
demanda máxima no coincidente registrada en las barras de entrega al
distribuidor o gran consumidor, en el mes que corresponda, de conformidad
con la información entregada por la Empresa de Transmisión
TRANSELECTRIC,

Aprobar los Valores Agregados de Distribución (VAD) de las Empresas
Eléctricas Distribuidoras, ajustados por el CONELEC, conforme su detalle
de cálculo,

Mantener el procedimiento que se aplica para la determinación del subsidio
cruzado a favor de los consumidores de escasos recursos del sector
residencial del servicio de energía eléctrica,

Introducir las modificaciones necesarias al pliego tarifario a fin de ajustar el
mismo a la nueva estructura, en virtud de que el proceso de ajuste
progresivo que se viene implementando hasta alcanzar la tarifa objetivo, al
momento está por superar la tarifa correspondiente de media tensión,
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
5

Aprobar los “Cargos Tarifarios Empresas Eléctricas”, para consumidores
finales, y para alumbrado público,

La meta para alcanzar los valores de tarifas señalados en los numerales
anteriores, se determinará conforme el cronograma y la estrategia de
implementación establecidos por el Directorio, mientras que, se continuará
con el sistema de ajustes mensuales aprobados mediante resoluciones
0087/00 de 24 de mayo del 2000 y 106/00 de 19 de julio del 2000. En el
caso de aquellas tarifas que de conformidad con el plan en vigencia, han
alcanzado los valores de precio real, se mantendrán en esos niveles,

Las Empresas Eléctricas de Distribución observarán y cumplirán con lo
dispuesto en el Decreto Ejecutivo No. 1844, publicado en el Registro Oficial
No. 408 de 10 de septiembre de este año, por lo cual, las empresas
eléctricas, previo acuerdo con los municipios que correspondan, adoptarán
las acciones que sean pertinentes, a fin de que, a partir del día 1 de enero
del año 2002, se proceda en los términos previstos en el referido Decreto
Ejecutivo,

El citado esquema tarifario, entró en vigencia, conforme lo dispone el Art. 57
de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el día 30 de octubre de 2001, y
se aplica a los consumos y servicios que se realizan a partir del 1 de
noviembre del mismo año, sin perjuicio de su publicación en el Registro
Oficial.
Niveles tarifarios para el cuatrienio Noviembre 2001 - Octubre 2005:
Período de estabilización
El pliego tarifario aprobado por el CONELEC, establece la tarifa promedio
aplicable a cliente final durante los cuatro próximos años (hasta octubre del año
2005), período llamado de estabilización.
Sin embargo, de acuerdo a la Ley, el CONELEC fijará y publicará los cargos
tarifarios en forma anual, los cuales serán en función de la revisión anual de los
Costos Medios del Sistema de Transmisión (CMST) y del VAD.
Según el estudio tarifario presentado al Directorio de CONELEC en septiembre
del año 2001, los costos medios eran como sigue:
ETAPA
U$c / kWh
GENERACIÓN
- Energía
- Potencia
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN (Promedio)
TOTAL COSTO PROMEDIO
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
5,47
4,16
1,31
0,71
3,30
9,48
6
Ese costo total es 86% superior al precio medio en diciembre del año 2000.
En la aprobación final de los pliegos, en octubre de 2001, se formalizó el ajuste
al costo fijo por comercialización, que forma parte de la distribución, optando
por el valor promedio del conjunto de empresas y no por el de la empresa con
menor costo. Esto significa que el promedio por distribución quedó en 4,22
U$c / kWh y por tanto, la tarifa promedio objetivo es 10,40 U$c / kWh. El ajuste
a dicha tarifa, necesaria para cubrir los costos reales, se hace de manera
gradual, lo cual implica un incremento medio mensual del orden de 2%.
2.4.
ACCIONES
SERVICIOS
NECESARIAS
PARA
MEJORAR
LOS
La actividad de todos los actores del sector eléctrico debe orientarse a
satisfacer las necesidades de los clientes, en condiciones de eficiencia,
economía y calidad.
Por tanto, las empresas generadoras, la transmisora y las distribuidoras, bajo la
coordinación operativa del CENACE y el control del CONELEC, deben realizar
sus actividades, sujetándose a los reglamentos de Suministro del Servicio de
Electricidad, Mercado Mayorista, Operación del S.N.I. y Tarifas, para asegurar
que los usuarios de la energía eléctrica, reciban la misma con características
óptimas en cuanto a:

Instalación ágil de los nuevos suministros solicitados

Disponibilidad oportuna y suficiente de potencia y energía

Nivel de voltaje dentro del rango reglamentario

Forma adecuada de la onda de voltaje

Rango y pendiente de variación de la frecuencia

Índices de confiabilidad del servicio

Atención rápida de los problemas que se presenten

Sistemas de facturación y recaudación confiables y comprensibles por
los usuarios

Sistemas modernos y personalizados de atención a los clientes
La Ley Orgánica de Defensa del Consumidor, publicada en el Suplemento
del Registro Oficial No. 116, de 10 de Julio del 2000, estipula una serie de
obligaciones de las entidades que venden bienes o prestan servicios; así como
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
7
los derechos de los clientes o usuarios. En lo aplicable al servicio eléctrico, los
principales derechos que tienen los usuarios son:













A Servicios eficientes, de calidad, oportunos y continuos, a precios justos.
A ser informado sobre las condiciones, de los contratos, que deberán ser
escritos.
A indemnización por muerte o perjuicio a la salud, por negligencia o mala
calidad.
A devoluciones y reintegros, por incumplimientos en la provisión de los
servicios, con igual criterio utilizado para recargos por mora.
A que se mantengan oficinas de reclamos y registros de reclamaciones.
A información sobre seguridad de las instalaciones y sus artefactos.
A pedir que la autoridad de control verifique los instrumentos de medición.
Al reintegro, en 30 días de plazo, de valores cobrados por servicios no
prestados.
Al pago por daños y perjuicios, por alteración o interrupción culposa del
servicio.
A pagar el promedio de 6 meses mientras se resuelva un reclamo oportuno.
A que en planillas sólo consten rubros por: valor del consumo y recargos
legales.
A que no se planille con valores presuntivos o estimativos en el sector
urbano.
A que no se trasladen a planillas, pérdidas por causas imputables al
prestador.
Para lograr esos propósitos, se requiere que las Empresas Generadoras, la
Transmisora y las Distribuidoras, hagan inversiones para que la oferta
energética sea suficiente y las redes eléctricas tengan características
adecuadas para la prestación del servicio.
Uno de los objetivos de la LRSE es promover la realización de inversiones
públicas en transmisión; lo cual puede concretarse principalmente, mediante la
reinversión de las utilidades de la empresa transmisora, que correspondan al
Estado a través del Fondo de Solidaridad.
Además los sistemas deben ser coordinados, operados y mantenidos de
manera eficiente y económica; aplicando procedimientos técnicos y
administrativos enfocados a servir con calidad a los clientes.
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
8
2.5.
PROTECCIÓN Y CONSERVACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE
El Estado Ecuatoriano, reconoce a las personas el derecho a vivir en un
ambiente libre de contaminación, ecológicamente equilibrado, garantizando así
un desarrollo sustentable.
En tal virtud, es de fundamental importancia en el desarrollo de todas las
actividades relativas a la generación, transmisión; y, distribución y
comercialización de energía eléctrica, la conservación de la naturaleza y la
protección del medio ambiente, en estricto apego a la legislación ecuatoriana
vigente.
Por lo tanto, es obligación de los organismos e instituciones interesadas en
desarrollar actividades en el sector, realizar para cada proyecto, un Estudio de
Impacto Ambiental (EIA) conteniendo su respectivo Plan de Manejo Ambiental
(PMA).
Merece mención especial la necesidad de poner en práctica programas de
manejo en las cuencas hidrográficas, como elemento esencial y destacado del
Plan de Manejo Ambiental de aprovechamientos hidroeléctricos.
En los estudios de centrales de generación que usen combustibles, se deberán
cuantificar las distintas emisiones hacia el aire y su consecuente dispersión
hacia el agua, el suelo y el subsuelo del área circundante, en función de las
normas pertinentes.
Según el Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas, publicado en el
Registro Oficial No. 396, de 23 de Agosto de 2001, en su artículo 7 se
establecen las siguientes competencias para el CONELEC:
a) Cumplir y hacer cumplir la legislación ambiental aplicable a las actividades
de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica así como las
disposiciones que se deriven de este Reglamento;
b) Aprobar los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) y sus correspondientes
Planes de Manejo Ambiental (PMA) de los proyectos u obras de
generación, transmisión y distribución, excepto para los casos
contemplados en el artículo 10, literal d) de este reglamento;
c) Incorporar en el Plan de Electrificación las políticas ambientales del Estado,
evaluar conjuntamente con el Ministerio de Energía y Minas el cumplimiento
y efectividad de las mismas y, sobre esta base, proponer las modificaciones
que permitan alcanzar el desarrollo sustentable del sector;
d) Dictar instructivos de aplicación de la Ley y sus reglamentos, en materia de
protección del ambiente, los cuales se emitirán mediante Regulaciones;
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
9
e) Dictar, de acuerdo con la Ley, las regulaciones referentes a parámetros
técnicos de tolerancia y límites permisibles, a los cuales deben sujetarse las
actividades eléctricas, a fin de atenuar los efectos negativos en el ambiente.
Para el efecto observará las directrices impuestas por el Consejo Nacional
de Desarrollo Sustentable de acuerdo con la Ley de Gestión Ambiental y
coordinará al respecto con el Ministerio del Ambiente en función del artículo
9, literal d) de la indicada Ley de Gestión Ambiental;
f) Controlar la realización de los Planes de Manejo Ambiental de las empresas
autorizadas que se encuentren operando en actividades de generación,
transmisión o distribución de energía eléctrica, sobre la base de las
auditorias ambientales que deberán practicarse;
g) Diseñar y aplicar, en coordinación con los organismos públicos
competentes, incentivos para estimular la protección y manejo sustentable
de los recursos naturales que son aprovechados por los proyectos
eléctricos, así como fomentar el desarrollo y uso de tecnologías limpias y el
uso de recursos energéticos no convencionales;
h) Llevar el registro de empresas y consultores individuales calificados por el
Ministerio del Ambiente, para realizar los estudios y auditorías ambientales
en el sector eléctrico;
i)
Aplicar las sanciones por incumplimiento de las disposiciones ambientales
previstas en este Reglamento, las cuales deberán incluirse en los
respectivos contratos de concesión, permiso o licencia;
j)
Requerir de los agentes, generadores, el transmisor y los distribuidores, los
documentos e información necesaria para verificar el cumplimiento de las
normas y regulaciones ambientales, estando facultado para realizar las
inspecciones y verificaciones que al efecto resulten necesarias;
k) Asegurar la publicidad de las decisiones de aplicación general e instructivos
en materia ambiental, incluyendo los antecedentes sobre la base de los
cuales fueron expedidos;
l)
Receptar y analizar el informe anual que le corresponde presentar al
Director Ejecutivo del CONELEC, en el cual necesariamente se incorporará
la parte inherente al cumplimiento de las políticas y normas ambientales
aplicables al sector eléctrico, y;
m) Permitir el acceso de la ciudadanía a la información ambiental de acuerdo a
lo estipulado por la Ley de Gestión Ambiental. Quienes soliciten dicha
información serán responsables de su uso y respetarán la propiedad
intelectual.
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
10
Adicionalmente, según este Reglamento, el CONELEC mantendrá una
estrecha coordinación y cooperación con el Ministerio del Ambiente y las
entidades de supervisión, regulación y control en materia de protección
ambiental, a fin de fortalecer la gestión, agilitar los trámites, prevenir y
solucionar los conflictos ambientales, con sujeción al Sistema Descentralizado
de Gestión Ambiental previsto en la Ley de Gestión Ambiental. Para el efecto
podrá convocar a reuniones, audiencias públicas y utilizar otros mecanismos de
cooperación y colaboración interinstitucional, tanto a nivel público como
privado.
El otorgamiento por parte del CONELEC de concesiones, permisos y licencias
señalado en el Reglamento de la materia se halla condicionado al cumplimiento
previo de las normas ambientales contenidas en el Reglamento Ambiental para
Actividades Eléctricas y en las regulaciones e instructivos que al efecto emita el
CONELEC.
El CONELEC suscribirá los contratos de concesión, permiso o licencia para
realizar las actividades de generación, transmisión o distribución de energía
eléctrica, una vez que verifique la presentación por parte de los interesados, de
los informes de carácter ambiental que deban ser otorgados por las
autoridades competentes, según proceda en cada caso; en concordancia con
el artículo 44 del Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la
Prestación del Servicio de Energía Eléctrica.
Como aspectos específicos, en principio, se ha establecido que todos los
proyectos de generación de energía eléctrica igual o mayor de 1 MW y las
líneas de transmisión y distribución cuyo voltaje y longitud sean iguales o
mayores a 40 kV y 5 km, respectivamente, deberán presentar el EIA, e incluir
la evaluación de las posibles afectaciones respecto del terreno, el medio
biótico, la atmósfera y las edificaciones, dentro de la franja de seguridad, de
conformidad con las normas aplicables.
También, en los proyectos de subestaciones se deben considerar los impactos
del ambiente y hacia el ambiente, especialmente respecto de los terrenos y la
población aledaños.
En aquellos proyectos que están en operación se deben realizar Auditorias
Ambientales, para desarrollar los Planes de Manejo Ambiental (PMA) como una
herramienta que permita contar con información acerca de los proyectos y sus
interrelaciones con el entorno, a fin de compensar o remediar los impactos y
efectos que, sobre el medio ambiente, se estén produciendo o puedan
producirse por su operación y mantenimiento. Igualmente, busca identificar y
evaluar los impactos y efectos del ambiente sobre tales proyectos, relacionados
con su operación y mantenimiento.
A través de los PMA, se establecerá el diseño y la adecuación de los planes y
medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación, con miras a
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
11
ajustar gradualmente el desempeño ambiental de las instalaciones en
operación a la normatividad vigente.
2.6.
FINANCIAMIENTO DE LOS PROYECTOS
Los precios y tarifas que los diferentes Agentes del MEM cobren por sus
servicios, deben ser suficientes para cubrir los costos de las obras que se
deban realizar en el Sector Eléctrico para el mejoramiento y expansión de los
sistemas y para ofrecer una utilidad razonable a los inversionistas.
El financiamiento de los proyectos, en consecuencia, estará soportado,
fundamentalmente, por la inversión privada; pues se sustentará en los
resultados financieros de cada empresa, provenientes de los cobros mediante
precios y tarifas, más los aumentos de capital y los créditos que cada empresa
pueda conseguir en el mercado financiero.
Según el Art. 37 de la LRSE las utilidades correspondientes al Estado, que el
ejercicio económico de estas empresas genere, serán reinvertidas en el
mejoramiento de su infraestructura, expansión de servicios y capacidad técnica
operativa, según lo establezcan los presupuestos de inversiones anuales.
La Ley y los reglamentos correspondientes, permiten también el financiamiento,
especialmente para obras de distribución, por parte de los consumidores,
Municipios, Consejos Provinciales y organismos no gubernamentales.
2.7.
USO EFICIENTE Y CONSERVACIÓN DE ENERGÍA
Una buena alternativa para que las planillas por el servicio eléctrico sean
convenientes para los consumidores finales, así como para diferir inversiones y
evitar, en parte, posibles déficit de energía eléctrica, es la optimización en el
uso de esta energía, sin afectar la producción y el nivel de satisfacción de las
necesidades.
Entre las medidas de uso eficiente de energía eléctrica que el CONELEC
recomienda se indican a continuación:

Cambio de luminarias poco eficientes de usuarios y de alumbrado público.

Sustitución de refrigeradoras de tecnología obsoleta, por otras más
eficientes, al final de la vida útil de las existentes.

Mejoras en la operación de los tanques para calentamiento de agua, uso de
equipos similares más eficientes y calentadores solares.

Sustitución de equipos de aire acondicionado por otros más eficientes, al
final de la vida útil de los existentes.
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
12

Motores eléctricos más eficientes con mejores controles.

Programa de auditorias energéticas especialmente en grandes industrias.
Según los resultados de estudios realizados sobre esta materia, se podría
alcanzar en un período de 12 años un desplazamiento de 238 MW en los
requerimientos de potencia y un ahorro de 422 GWh /año, con una inversión
anual del 1 al 2 % de los ingresos anuales brutos de las empresas
distribuidoras del país.
Como uno de los pasos, el CONELEC está apoyando a la Dirección de
Energías Alternativas del Ministerio de Energía y Minas, en un programa
asesorado por un organismo especializado del Perú. En este proyecto se
incluyen acciones educativas y publicitarias para incentivar el uso eficiente de
la electricidad y la utilización de focos fluorescentes compactos.
2.8.
DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA
En el año 2000, las pérdidas totales de energía eléctrica en el Sistema
Nacional Interconectado y Sistemas No Incorporados, esto es en el conjunto
de líneas, subestaciones y redes, de las empresas eléctricas transmisora y
distribuidoras, fue del orden de 24,6 % respecto de la energía neta producida
por el conjunto de centrales generadoras.
Las pérdidas en el Sistema Nacional de Transmisión, de propiedad de
TRANSELECTRIC, constituido por líneas y subestaciones, fueron un 3,8 %
respecto de la energía total transportada por ese sistema, o 3,3 % si se
compara con el total de la energía neta generada al nivel del país.
En los sistemas de las empresas eléctricas de distribución, conformados por:
líneas de subtransmisión, subestaciones, redes, transformadores, acometidas y
sistemas de medición para abonados; las pérdidas fueron aproximadamente 22
% de la energía total disponible en las subestaciones de recepción de los
sistemas. Vale anotar que, según estimaciones de 2000, las pérdidas técnicas
fueron aproximadamente 9,2 %; y el resto, 12,8 %, correspondió a pérdidas
comerciales.
Según estas estimaciones, algunos sistemas de distribución tuvieron en 1999
pérdidas de hasta 29 % y en el 2000 una empresa llegó al 32 %.
Estos índices de pérdidas continúan siendo demasiado altos, pues en el ámbito
mundial y latinoamericano (Ej.: Perú) existen sistemas eléctricos nacionales
que registran pérdidas totales de energía eléctrica, del orden de 10 %.
El Reglamento de Tarifas vigente establece que los límites admisibles para las
pérdidas no técnicas en el cálculo de tarifas, serán fijadas por el CONELEC
para cada distribuidor, hasta llegar al 2% en el año 2002, porcentaje máximo
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
13
aceptable que deberá mantenerse a futuro. Se consideran dentro del cálculo
del Valor Agregado de Distribución (VAD), la incidencia de las inversiones e
incrementos en costos que el distribuidor realiza para cada período anual en el
cumplimiento del programa de reducción de pérdidas no técnicas.
El CONELEC mediante Regulación 003/99 (Resolución 052/99) aprobó los
niveles de pérdidas no técnicas para cada una de las Empresas Distribuidoras,
reconociendo únicamente el 50% de tales pérdidas, como base para la
determinación de este componente en los precios a consumidores finales. El
Plan de reducción de pérdidas no técnicas para las empresas distribuidoras se
indica en el siguiente cuadro:
ANEXO "A"
A LA REGULACION No. CONELEC - 003/99
REDUCCION ANUAL DE PERDIDAS NO TECNICAS
EN LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DEL PAIS
EMPRESAS
ELÉCTRICAS
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
CENTRO SUR
COTOPAXI
EL ORO
EMELEC
ESMERALDAS
GUAYAS - LOS RIOS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
NORTE
QUITO
RIOBAMBA
STA ELENA
STO DOMINGO
SUR
PORCENTAJE ANUAL ADMISIBLE DE PERDIDAS
1999
2000
2001
2002
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
3,31
2,87
2,44
2,00
2,14
2,10
2,05
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
3,50
3,00
2,50
2,00
7,58
5,72
3,86
2,00
4,52
3,68
2,84
2,00
2,99
2,66
2,33
2,00
4,79
3,86
2,93
2,00
5,56
4,37
3,19
2,00
6,47
4,98
3,49
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,24
2,16
2,08
2,00
3,83
3,22
2,61
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
2,08
2,05
2,03
2,00
% REDUCCIÓN
ANUAL
0,00
0,00
0,44
0,05
0,00
0,50
1,86
0,84
0,33
0,93
1,19
1,49
0,00
0,08
0,61
0,00
0,00
0,03
Por tanto, se deben aplicar las siguientes acciones en las Empresas
concesionarias de transmisión y distribución y en el CENACE, para que las
pérdidas de energía disminuyan hasta valores óptimos, a fin de que el costo de
la energía que se entregue a los usuarios, sea el menor posible:
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
14

El CENACE, en función de los reglamentos de Operación y Mercado
Mayorista, coordinará la operación de generación y transmisión,
optimizando las pérdidas de potencia y energía, para lograr la operación
más económica posible del sistema en su conjunto.

En los planes decenales de la empresa de transmisión, TRANSELECTRIC,
se deben evaluar, para el año anterior y los planeados, las pérdidas de
potencia activa y reactiva máximas; y, las pérdidas de energía activa, en
cada uno de los transformadores de potencia de las subestaciones y en
cada una de las líneas de transmisión; así como los auto consumos de cada
subestación. El Plan de expansión del sistema nacional de transmisión,
contendrá la descripción y evaluación económica de las estrategias
operativas y los proyectos, tendientes a disminuir las pérdidas.

En los estudios de costos para el cálculo del Valor Agregado de Distribución
(VAD), que servirán para la aprobación de las tarifas a los clientes finales;
las distribuidoras deben asumir pérdidas de energía definidas por el
CONELEC.
En las reuniones periódicas de los responsables de las unidades de pérdidas
de las Empresas Eléctricas, se han emitido una serie de recomendaciones,
entre las cuales conviene destacar las siguientes, que podrán adoptarse
evaluando la relación beneficio / costo:

Usar transformadores y equipos más eficientes;

Instalar condensadores para compensar cargas reactivas;

Instalar sistemas de medida modernos en subestaciones, alimentadores y
otros puntos del sistema, para identificar los subsistemas con mayores
pérdidas;

Utilizar programas informáticos para optimizar las ampliaciones, cambios,
mejoras y operación de los sistemas de distribución; así como los procesos
de registro de clientes, lectura, facturación y control de robos de energía; y,

Realizar campañas de educación y publicidad, para difundir los derechos y
obligaciones de los distribuidores y los clientes
En consecuencia, las empresas concesionarias de distribución deben priorizar
la aplicación de acciones legales para evitar el robo de la energía, que según la
LRSE es considerada un bien mueble; y, las medidas técnicas y comerciales
necesarias, para que cada uno de los elementos de los sistemas de
distribución, sea operado y mejorado técnica y económicamente, todo en
concordancia con el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad; y,
teniendo en cuenta que estas acciones son de beneficio para las empresas
distribuidoras y para el país.
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 – 2011
15
Anexo 2.01
PRINCIPALES INDICADORES ECONÓMICOS DEL ECUADOR
AÑO
(Dic)
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
PARIDAD
PRODUCTO CRECIINFLACIÓN
DEUDA
INTERÉS
RESERVA EXPORTA- IMPORTAPOBLACIÓN CAMBIARIA
INTERNO MIENTO
ANUAL (1) EXTERNA (1) ACTIVO
MONETARIA CIONES
CIONES
(miles)
VENTA (1)
BRUTO (3) P I B (4)
(%)
(miles US$) (1) (2) (%)
(miles US$) (miles US$) (miles US$)
(sucres / US$)
(106 US$)
(%)
0,3
10 031
668
75,6
11 533
43,7
9 714
203
2 354
1 634
3,0
10 264
900
48,5
12 222
50,5
10 569
603
2 724
1 647
5,0
10 503
1 302
48,7
12 802
56,8
11 525
760
2 851
2 117
3,6
10 743
1 847
54,6
12 795
53,6
12 430
782
3 102
1 977
2,0
10 982
2 044
45,0
13 631
39,2
14 540
1 254
3 066
2 223
4,3
11 221
2 280
27,3
14 589
49,0
16 880
1 712
3 843
3 209
2,3
11 460
2 926
22,9
13 934
54,2
18 006
1 557
4 411
3 737
2,0
11 698
3 634
24,4
14 586
42,0
19 157
1 831
4 900
3 571
3,4
11 937
4 437
30,7
15 099
44,8
19 760
2 093
5 264
4 520
0,4
12 175
6 770
43,4
16 400
62,8
19 739
1 698
4 203
5 110
-7,3
12 411
19 917
60,7
16 282
55,7
13 769
1 276
4 162
2 737
2,3
12 646
25 000
91,0
13 458
14,5
13 649
1 180
4 822
3 160
Fuente: Página Web del Banco Central del Ecuador: http://www.bce.fin.ec
(1) - Al final del período. Desde fines de enero de 2000 se decretó la dolarización de la economía ecuatoriana, con una relación: 25 000 S/. / US$
(2) - Bancos privados, al sector corporativo
(3) - Obtenido como cociente entre el PIB a precios corrientes y el tipo de cambio
(4) - Tasas de variación referidas a precios constantes (sucres de 1975)
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16
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