La prioridad dada al sector dela energía es uno de los acier-tos del actual Gobierno, puesse enfoca en la expansión deaquella infraestructura que es labase para el crecimiento de laindustria y de las actividadesproductivas, y que por su esca-sez se había convertido en uncuello de botella en la econo-mía ecuatoriana. Reconocer laimportancia clave de este sec-tor y promover la expansión dela generación y transmisión deelectricidad y la reducción depérdidas en distribución sonlegados que dejará este Gobier-no. Pero lo ha hecho con unaimpresionante falta de trans-parencia y una draconiana res-tricción de información, asícomo la contratación públicadirecta, sin licitación en mu-chas obras.

Electricidad y crecimientoeconómicoEl crecimiento de la demanda de

energía y de la infraestructura que la ofer-te es parámetro fundamental de lapotencialidad de crecimiento económi-co de un país. No podrían hacerse pro-yecciones valederas de crecimiento eco-nómico, si estas no vienen acompañadasde un nivel de crecimiento de disponi-bilidad de energía eléctrica, pues la inver-sión productiva así lo demanda y, sin esta,se frenarían las actividades productivasprogramadas.

El Plan Maestro de Electrificación(PME) muestra la correlación entre elcrecimiento del PIB y el crecimiento dela demanda de energía eléctrica que haceposible el crecimiento del valor agrega-do por ser el insumo básico para loshogares, la agricultura, la industria, elcomercio, etc. El actual Gobierno haprevisto una inversión estimada en$ 10.931’172.384, para el período 2009-2020 para los planes de expansión de lageneración, y de las empresas transmi-soras y distribuidoras, lo que dará sopor-te al futuro crecimiento de la economía.

TEMA ESPECIAL

GESTIÓN N°224

Plan Maestrode Electrificación2010-2020

Promesas cargadas de energíay opciones de crecer

POR MARÍA DE LA PAZ VELA

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* DATOS DESDE 2012 CORRESPONDEN A LAS PREVISIONES DEL BCE.** DATOS DESDE 2009 PERTENECEN A LAS PREVISIONES DE UN ESCENARIO MEDIO DEL PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2009-2020.FUENTE: PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2009 - 2020 (CONELEC), BCE.

GRÁFICO 1

Crecimiento del PIB y de la demanda de energía eléctrica

Como se ve en el Gráfico 1, hay unalto nivel de correlación entre el cre-cimiento de la demanda de energíaeléctrica y el del PIB. Los años en losque aquel es mayor que el de este sonaquellos en los que los precios de laelectricidad han sido menores. Por tan-to, es claro que la ejecución de los gran-des proyectos hidroeléctricos estable-cidos en el Plan de Expansión de laGeneración; el reforzamiento del Sis-tema Nacional de Transmisión y el Plande Reducción de Pérdidas de Distri-bución, que son los ejes del PME2009-2020, contribuyen al creci-miento de la demanda de energía y ala creación de infraestructura de sopor-te para el desarrollo.

Cambiode reglas con el MandatoConstituyente 15Uno de los puntos neurálgicos que

resolvió este Gobierno en sus inicios esel tema de las tarifas, proponiendo unnuevo sistema de tarifación y despachoeléctrico de precios fijos, que eliminóel mercado spot, que había permitidoaños de corrupción. ¿Cómo acontecíaaquello? La diferencia de precios de laenergía termoeléctrica con la hidroe-léctrica es abismal: $ 33,5 centavosfrente a $ 8,5 centavos por kWh (1 kWdurante una hora ininterrumpida),incluyendo los costos de generación,distribución y transmisión. Hay variosprecios según la fuente térmica: lasgrandes centrales a vapor (Esmeraldas,Gonzalo Zeballos o Trinitaria) sonmás baratas, en torno a los 10 centa-vos/kWh. En el modelo antiguo, la tari-fa a la que salía la generación a las dis-tribuidoras era alta. Algunos especia-listas consideran que el Cenace siem-pre despachó primero la generación másbarata, hasta satisfacer la demandanacional, pero el modelo asignaba elprecio de la última generación despa-chada para todos los generadores. Los generadores más caros eran uti-

lizados únicamente en tiempos deestiaje o cuando las plantas térmicas ehidráulicas eran sometidas a un over-haul. Hay opiniones que señalan que

por injerencia política el despacho deelectricidad se hacía empezando por laenergía más costosa, proveniente debarcazas de energía térmica y ese pre-cio marcaba el mercado spot, lo que poraños favoreció a las generadoras tér-micas. Solo entonces se procedía al des-pacho de la energía hidroeléctrica máseconómica, a pesar de que la oferta dehidroelectricidad estaba disponible.Este viejo modelo fue suspendido

por el Mandato Constituyente N° 15,expedido por la Asamblea NacionalConstituyente el 23 de julio de 2008,que establecía que el Consejo Nacio-nal de la Electricidad (Conelec) debíaaprobar los nuevos pliegos tarifariospara la tarifa única que deben aplicarlas empresas eléctricas de distribución,para cada tipo de consumo de energíaeléctrica, para lo cual quedaba faculta-do a establecer los nuevos parámetrosregulatorios requeridos, incluso el ajus-te automático de los contratos de com-praventa de energía, vigentes a esafecha.Con ello se eliminó el concepto de

costos marginales para el cálculo delcomponente de generación. Otro temaclave del mandato fue la disposición deque el Ministerio de Finanzas cubrieramensualmente las diferencias entre loscostos de generación, distribución,transmisión y la tarifa única fijada parael consumidor final determinada por elConelec. Además, cambió la forma definanciamiento del Fondo de Electrifi-cación Rural y Urbano Marginal(Ferum), incluyéndolo en el Presu-puesto Nacional del Estado.

Plan Maestrode Electrificación2009-2021Este plan presentado por el Cone-

lec expone los proyectos y acciones pordesplegar para superar la crisis de ofer-ta energética que ha afectado al paísinclusive en la primera década de2000. Se fundamenta en el uso de ener-gías renovables, con prioridad en hidro-electricidad (como los ocho proyectosemblemáticos que incrementarían laoferta en 2.778 MW) que se desarrollan

de acuerdo al Plan de Expansión de laGeneración, pero también de proyec-tos termoeléctricos que funcionen concombustibles de producción nacional.La nueva oferta de generación exi-

ge el reforzamiento del Sistema Nacio-nal de Transmisión a nivel de 138 KVy 230 KV, así como la incorporación deun sistema de 500 KV que deberá refor-zar el enlace con los principales centrosde carga con muchos de los nuevosgrandes proyectos de generación. Lanueva fortaleza del Sistema de Trans-misión (el sistema de 500 KV) dará másfacilidades para lograr el objetivo deintegración eléctrica regional, con laComunidad Andina y con otros paísesde Latinoamérica, cuya particularidades el acceso a energía eléctrica de otrospaíses a precios ventajosos en teoría,aunque, en la práctica, los que tienenexcedentes se aprovechan de los que notienen, por esto intervienen los Gobier-nos, porque los generadores privadosbuscan maximizar sus ganancias. Uncomplemento fundamental de la estra-tegia de desarrollo energético del PMEes el impulso al Plan de Control yReducción de Pérdidas, cuya imple-mentación permitirá que, en el perío-do de ejecución del Plan Maestro, bajenlas pérdidas desde un nivel de 16,32%actual a la mitad, al término de lavigencia del plan. El plan también contempla el Pro-

grama de Electrificación Rural que con-siste en la atención con servicio deenergía eléctrica a las comunidadesrurales y urbano-marginales, la que haestado prevista en los programas apro-bados por el Conelec en los últimosaños, con asignaciones del Ferum quese nutre del Presupuesto General delEstado. Por otra parte, también el nuevo

plan promueve estudios de las caracte-rísticas del territorio ecuatoriano paradeterminar las amenazas por fenómenosnaturales y armar planes de contin-gencia para enfrentarlos, desde el pun-to de vista de la provisión de energía. El PME busca garantizar el abasteci-

miento de la demanda, con una partici-pación mucho más activa del Estado,

TEMA ESPECIAL

GESTIÓN N°224 <31>

sobre todo en la expansión de la gene-ración, sin descuidar su responsabilidaden otras áreas igualmente sensibles yque requieren de toda su atención comola transmisión, la distribución, la pro-tección ambiental y la electrificaciónrural. En resumen, este plan concretalos objetivos de la política energética,que son garantizar el desarrollo del sis-tema eléctrico nacional bajo los linea-mientos de seguridad, soberanía y auto-suficiencia; uso sustentable de losrecursos naturales con responsabilidadsocial y protección del medioambien-te; provisión energética eficiente y decalidad; incremento de la coberturaenergética a precios “socialmente jus-tos”, y elevación de estándares de vidade la sociedad ecuatoriana.El Plan de Inversiones del Sector

Eléctrico 2012 – 2021, que incluye gene-ración, transmisión y distribución (Cua-dro 1), suma un monto total de $ 8,3miles de millones en inversiones en eselapso. De estos, $ 4,6 miles de millonesse planean invertir en generación, $ 839millones en transmisión y $ 2,8 miles demillones en distribución. Es importantediferenciar este Plan de Inversiones delSector Eléctrico, del total de inversionesdel PME, que en cambio suma $ 10,9miles de millones, pero considerandotodas las fases del plan, y no solamentegeneración, transmisión y distribución,sino también electrificación rural, ries-gos naturales y otros aspectos.

EXPANSIÓNDE LA GENERACIÓN DE ENERGÍAELÉCTRICALa generación es el corazón del

PME, pues busca superar las restriccio-nes de la oferta que caracterizaron losaños noventa e incluso los años dos mil,debido a la falta de abastecimiento quedeterminaban año por año el raciona-miento de la energía, con graves efec-tos para el sector productivo del país.Por otra parte, se busca la transforma-ción de la matriz energética, de la situa-ción actual en la que predomina lageneración de energía no renovable con51,5%, a una situación en 2016 en lacual la energía renovable y de menor

precio represente 95% de la provisiónde energía que utiliza el país, segúninformó la ministra de Industrias y Pro-ductividad, Verónica Sión, en el mar-co de la Cuarta Reunión de Expertosde la Organización de las NacionesUnidas para el Desarrollo Industrial,que se realizó en Quito en septiembre. Información del Conelec para

diciembre de 2010 muestra que 53,3%de la generación de electricidad pro-viene de fuentes termoeléctricas, a gas19%, a vapor 15% y 20% de motoresde combustión interna (MCI) que uti-lizan diésel y otros combustibles. Laenergía hidráulica constituía 42% de lasfuentes de generación de energía en elpaís, 4% provenía de la interconexióncon Colombia, o sea de una fuenteimportada, y la energía eólica siguesiendo absolutamente marginal (Grá-fico 2).En estas circunstancias, la propues-

ta de cambio de la matriz energética esfundamental, y el esfuerzo del Gobiernopor dar impulso a varios proyectos deenergía termoeléctrica, pero sobre todode hidroelectricidad ha sido destacable.Información a nivel general es difundi-da por el portal web del Ministerio deElectricidad y Energía Renovable(Meer), que a continuación se expone demanera descriptiva para informar sobrelas dimensiones e importancia de los pro-yectos para la infraestructura del país. Lafalta de transparencia en la contrataciónpública en estos proyectos ha sido tam-bién una característica y, por falta deinformación, ese tema no ha podido sertratado en el presente artículo. Esto debe-ría investigarse más para que el paísconozca. Todos los proyectos emblemá-ticos registran pequeños avances y retra-sos, pero esto no lo conoce el público, nisiquiera el más interesado en el tema,sino que se oculta o se calla.

TEMA ESPECIAL

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CUADRO 1

Plan de inversiones del sector eléctrico 2012-2021 (en millones $)Año Generación Transmisión Distribución Total2012 1.700 110,3 565 2.3752013 1.400 154,1 391,5 1.9462014 984 292 292,1 1.5682015 445 187,3 249,5 8822016 40,4 36,2 231,3 3082017 45 30,2 223,4 2992018 28,6 29,3 222,5 2802019 39 - 226,2 2652020 - - 220 2202021 - - 226 226Total 4.682 839 2.848 8.369

FUENTE: CONELEC.

FUENTE: CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC).

GRÁFICO 2Producción de energía a nivel nacional (GWh)

TEMA ESPECIAL

Estado actualde los proyectosemblemáticosCoca Codo Sinclair

Ubicado entre las provincias de Napo y Sucumbíos, este proyectohidroeléctrico incrementará la oferta de energía eléctrica en 1.500 MW(Cuadro 2). Continúan los trabajos en los frentes de obra: captación,conducción, embalse compensador, obras de caída, casa de máqui-nas y campamentos. Respecto al cumplimiento del Plan de ManejoAmbiental, las acciones enmarcadas dentro de los programas de com-pensación y desarrollo económico, manejo de áreas de préstamo, mane-jo de flora y fauna, capacitación ambiental y de desechos sólidos, secumplen según lo previsto. Hasta el momento este proyecto tiene unavance global de 27,36%, según la última información oficial del Minis-terio de Electricidad y Energía Renovable (Meer). A la fecha Sinohy-dro ha generado 4.039 plazas de trabajo, 2.534 puestos de manode obra calificada y 1.505 puestos de mano de obra no calificada.

Potencia a instalar 1.500 MW

LocalizaciónProvincia del Napo, cantónEl Chaco, parroquia Gonzalo Díaz de Pineda

Monto de la inversiónContrato EPC llave en mano$ 1.979,7 MTotal proyecto: $ 2.245 M

FinanciamientoEximbank de China$ 1.682,7 MInversión del Estado $ 296,96 M

Empresa que ejecuta la obra Estatal china Sinohydro

Calendario

La construcción del proyectose inició en julio de 2010 y está previsto que se concluyaa finales de enero de 2016.

Avance del proyecto 27,36%(nov. 2012)

Cubertura de demandaCubrirá 36% la demandade energía del país calculada para el año 2015.Reducirá las importaciones anualesde combustibles fósiles.Reducirá la importación de energíaeléctrica de otros países.

Beneficios* Reducirá las emisiones de CO2.Contribuirá con el desarrollosocioeconómico de la zona de influencia del proyecto por lageneración de empleo de mano de obra calificada y no calificada.

* ESTOS BENEFICIOS SE REPITEN EN TODOS LOS OTROS PROYECTOS EMBLEMÁTICOS.FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

Minas San FranciscoEste proyecto hidroeléctrico, ubicado en el cantón Pucará (provin-

cia del Azuay) y en los cantones Zaruma y Pasaje (provincia de El Oro),aportará con 270 MW (Cuadro 3). Actualmente, se trabaja en lasvías del túnel de acceso a la casa de máquinas, chimenea de equili-brio y patio de maniobras. Así también el movimiento de tierras y laconformación de plataformas de las vías para el acceso a la zona deexcavación del portal de túnel de descarga, ventana de Gramalote yataguía aguas arriba de la presa. Respecto al campamento de la con-tratista, se ha avanzado en la fundición de losas para pabellones yconstrucción de columnas y estructuras metálicas, cunetas de drenaje,alcantarillado, cerramiento, tanques de almacenamiento de combusti-bles y reservorio de agua. Esto constituye un avance global de 10%de la obra. Los beneficiarios directos serán los 106.955 habitantesde los cantones de ubicación del proyecto; los indirectos, los ecua-torianos con cobertura de servicio eléctrico. Hasta el 30 de junio de2012, la empresa ha contratado como mano de obra directa a 60personas y se estima que se han creado unos 250 empleos indirec-tos. Durante la fase de construcción se generarán aproximadamente1.200 empleos directos y 1.800 empleos indirectos.

Potencia a instalar 270 MW

LocalizaciónProvincia del Azuay, cantónPucará, provincia de El Oro,cantones Zaruma y Pasaje

Monto de la inversión $ 508,8 M (no incluye costosde financiamiento)Recursos fiscales - Financiamiento Banco de Desarrollo de China

Financiamiento Celec EP solicitó se inicienlas gestiones para obtenerel financiamiento con Eximbankde China por los $ 327,48 M.

Empresa que ejecuta la obra Empresa china Harbin ElectricInternational

Calendario Culminado para finales de 2015Avance del proyecto(dic. 2012) 10%

Cubrirá en 5,5% la demanda de Cobertura de demanda energía del país calculada para el

año 2015.FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

TEMA ESPECIAL

DelsitanisaguaUbicado en el cantón Zamora, provincia de Zamora Chinchipe,

este proyecto hidroeléctrico generará 115 MW (Cuadro 4). Se con-tinúan realizando las perforaciones geológicas en los sitios de casade máquinas y la chimenea de equilibrio. También avanza la cons-trucción de la estructura de hormigón para la estación de servicio decombustible y el túnel de acceso a la zona de carga. Así mismo, lavía de acceso al sitio donde funcionará la represa tiene un avance de350 m de un total 1,10 km, con un promedio de ancho de vía de6 m. El avance de la construcción de este proyecto es de 8%. Los bene-ficiarios directos serán los 91.376 habitantes de Zamora Chinchipe,provincia donde se encuentra ubicado el proyecto y los indirectos, lapoblación ecuatoriana que tenga mayores opciones de cobertura conservicio eléctrico. En términos de empleo, el proyecto generará trabajopara alrededor de 820 personas, entre mano de obra calificada yno calificada, durante la ejecución del proyecto. Hasta la última infor-mación disponible, se han generado 107 plazas de empleo entre manode obra calificada y no calificada, de estos 47 trabajadores ecuato-rianos y 60 extranjeros. Celec EP-Gensur ha elaborado el Plan de Desa-rrollo Integral Comunitario, el cual beneficiará a las comunidades ale-dañas al proyecto.

Potencia a instalar 115 MW

Localización Provincia de Zamora Chinchipe, 36 km de Yanacocha

Monto de la inversión $ 215,8 M sin incluir costosde financiamiento

Financiamiento Recursos fiscales - Financiamientodel Banco de Desarrollo de China

Empresa que ejecuta Hidrochinala obra

Se firmó el contrato en octubre Calendario de 2011 y se estima que inicie

la operación a finales de 2015.Avance del proyecto(nov. 2012) 8%

Cubrirá en 4% la demandaCubertura de demanda de energía del país calculada

para el año 2015.FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

ManduriacuEste proyecto hidroeléctrico está ubicado en las parroquias Pacto

y García Moreno de los cantones Quito y Cotacachi, provincias dePichincha e Imbabura, respectivamente. Aportará con 60 MW (Cua-dro 5) desde la vertiente del Pacífico, que es complementaria a la ver-tiente oriental, asegurando el abastecimiento de energía al país en losperíodos de estiaje de octubre a marzo. En agosto de 2012, se rea-lizó un movimiento de tierras para la conformación de los taludes enel canal de desvío, con un volumen de 120.000 m3, lo que significóun avance acumulado de 70% en los trabajos de esta área. El avan-ce actual de este proyecto es de 13,50%, según la última informacióndel MEER. Los beneficiarios directos serán los 2’231.191 habitantesde los cantones Quito y Cotacachi y los indirectos, los ecuatorianoscon cobertura eléctrica. Hasta la fecha se han generado 208 emple-os directos y más de 400 indirectos.

Potencia a instalar 60 MWLocalización Límite entre Pichincha e ImbaburaMonto de la inversión $ 132,9 M

(no incluye costosde financiamiento)Recursos fiscales, crédito Banco Nacional de Desarrollo del Brasil,

Financiamiento Bndes, (contrato de crédito en fase final de negociación entre elMinisterio de Finanzas, MF, y Bndes)

Empresa que ejecuta Corporación Eléctrica del Ecuador la obra (Celec)Calendario Inicio de operación en septiembre

de 2014Avance del proyecto(nov. 2012) 13,50%

Cubrirá en 1,6% la demandaCubertura de demanda de energía del país calculada

para el año 2014.FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

TEMA ESPECIAL

Mazar-DudasUbicado en el cantón Azogues, provincia de Cañar, este pro-

yecto hidroeléctrico generará 20,82 MW (Cuadro 6). Hasta elmomento los trabajos han avanzado en la construcción de víasde acceso y plataformas de conducción a la Central Alazán,Central Dudas, Central San Antonio, casa de máquinas. Actual-mente, el avance de la fase de construcción de este proyecto esde 4,87%. Los beneficiarios directos serán los 225.184 habi-tantes de Cañar, el beneficio indirecto es para todos los ecua-torianos con cobertura de servicio eléctrico. El proyecto podríabeneficiar a la zona con la contratación de 180 empleos direc-tos y 650 empleos indirectos, y de hecho será un aporte a ladinamización de la economía local.

Potencia a instalar 21 MWProvincia de Cañar, cantón Azogues,

Localización con implantaciones en las parroquias Taday, Pindilig y Rivera

Monto de la inversión $ 51,2 MCrédito del Banco de Desarrollo

Financiamiento de China por $ 41,6 M y la diferencia con recursos fiscales

Empresa que ejecuta China National Electric Engineeringla obra CO. LTD.Calendario Inicio de operación en enero de 2014Avance del proyecto(oct. 2012) 4,87%FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

Toachi PilatónEste proyecto hidroeléctrico está ubicado en la confluencia de las

provincias de Pichincha, Santo Domingo de los Tsáchilas y Cotopaxi.Generará 254 MW (Cuadro 7) y aportará al sistema nacional inter-conectado un equivalente a 6,07% de la demanda nacional. En elmes de agosto de este año, avanzaron los trabajos de excavación enla zona de captación Pilatón y de desalojo de material en la presaToachi; así también la construcción del túnel de descarga en la casade máquinas Sarapullo. La empresa Inter Rao UES continúa realizan-do los diseños de turbinas, reguladores de velocidad, equipos hidro-mecánicos de la captación Pilatón y presa Toachi. Estos trabajos sig-nifican un avance total del proyecto de 18%. Beneficiarios indirectosserán los 14’483.499 de habitantes del Ecuador, y de ellos los quecuentan con cobertura de servicio eléctrico. El proyecto generará 1.600plazas de trabajo, con empleos directos e indirectos. Hasta el momen-to se han generado 630 plazas de empleo directo, y en la zona sehan desarrollado actividades comunitarias apoyadas por las empresasconstructoras, como la implementación de huertos familiares y parce-las demostrativas de cultivos, además de asesoría técnica y capacita-ción pecuaria.

Potencia a instalar 254,4 MW

LocalizaciónLímites de las provincias de Pichincha, Santo Domingo de los Tsáchilas y Cotopaxi, cantones Mejía,Santo Domingode los Tsáchilas y Sigchos.

Monto de la inversión $ 528 M (sin costos de financiamiento)

FinanciamientoEl Biess financia $ 240,5 M, el Gobierno nacional $ 21,75 M y Roseximbankde Rusia $ 123,25 M.

Empresa que ejecuta La empresa China International Water andla obra Electric (CWE) y empresa estatal rusa Inter

Rao UESCalendario Se prevé su terminación de obra para

mayo de 2015.Avance del proyecto(oct. 2012) 18%

Cubertura demanda Cubrirá en 5% la demanda de energíadel país calculada para el año 2015.

FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

TEMA ESPECIAL

QuijosUbicado en la provincia de Napo, este proyecto hidroeléctrico gene-

rará 50 MW (Cuadro 8). Hasta agosto de este año, han avanzadolas obras de construcción en las vías de acceso a la casa de máqui-nas, la toma en el río Papallacta, ventana 1, toma del río Quijos. Porotro lado, se han mantenido reuniones con los líderes comunitarios parasocializar el Plan de Desarrollo Humano Integral que beneficiará a loshabitantes de las zonas de influencia. El avance global de la fase deconstrucción es de 9,52%. Los beneficiarios directos serán 103.937habitantes de la provincia de Napo, donde se encuentra ubicado elproyecto y los indirectos, los ecuatorianos que tienen cobertura de ser-vicio eléctrico. Para la comunidad el beneficio es en mano de obra con-tratada, que permitiría crear 654 empleos directos y 1.500 empleos indi-rectos, lo cual contribuirá a dinamizar la economía local y a mejorar lasvías. Hasta la fecha se han generado 86 empleos directos y alrede-dor de 170 empleos indirectos.

Potencia a instalar 50 MW

Localización Provincia del Napo, cantón Quijos,parroquia Cuyuja

Monto de la inversión $115,89 M

Financiamiento $ 95,5 M financia el Banco de Desarrollo de China y el resto con recursos fiscales.

Empresa que ejecutala obra Empresa china Cenec

Calendario La obra finalizará en 4 años, para finalesde 2015.

Avance del proyecto(oct. 2012)

9,52%

Cubrirá en 1,5% la demandaCubertura de demanda de energía del país calculada para

el año 2015.FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

SopladoraEste proyecto hidroeléctrico está ubicado en la provincia del Azuay,

cantón Sevilla de Oro, y la provincia de Morona Santiago, cantón San-tiago de Méndez. Busca generar 487 MW (Cuadro 9), lo que lo con-vierte en el segundo más importante de los proyectos emblemáticos,después de Coca Codo Sinclair. Los trabajos en las principales obrasdel proyecto avanzaron durante agosto, destacándose la excavacióndel túnel de desvío, el túnel de acceso a la casa de máquinas, el túnelde excavación de descarga y la vía Guayaquil-Méndez. También sedesarrollaron actividades de gestión ambiental. El avance global de laobra es de 22%. Los beneficiarios directos serán 15.184 habitantescorrespondientes a los cantones donde se encuentra ubicado el pro-yecto y los indirectos, los habitantes con cobertura de servicio eléctri-co. Los beneficios de la comunidad generados hasta el primer semes-tre de 2012 han sido 1.748 empleos directos, de los cuales 953 sonmano de obra calificada y 795, mano de obra no calificada.

Potencia a instalar 487 MWLocalización Aguas abajo de la central Paute-Molino

en la provincia de AzuayMonto de la inversión $ 735,19 M, sin incluir costos de

financiamiento e incluyendo impuestosFinanciamiento Contrato de crédito con Eximbank

de China, que aportará $ 571 M (85%),mientras que el Estado aportará$ 100 M (15%).

Empresa que ejecuta Consorcio China Gezhouba Groupla obra Company-Fopeca S. A.Calendario En 2010 se firmó el contrato para

la construcción del proyecto que concluirá en el primer trimestre de 2015y en abril de ese año entrará en operación.

Avance del proyecto(dic. 2012) 22%

Cubertura demanda Cubrirá en 12,5% la demanda de energía del país calculada para el año 2015.

FUENTE: MINISTERIO COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS, MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE.

TEMA ESPECIAL

GESTIÓN N°224 <37>

EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓNELÉCTRICALa expansión de la generación

hidroeléctrica, con las centrales CocaCodo Sinclair y Sopladora, exige un sis-tema de transmisión de electricidad for-talecido y de gran capacidad, de 500KV, de doble circuito, como el queConelec tiene aprobado en el Plan deExpansión de Transmisión, período2007-2016. Este sistema unirá los cen-tros de carga de Quito y Guayaquil, consubestaciones que estarán ubicadas cer-ca de esas ciudades, como Pifo y Yagua-chi, respectivamente, que se interco-nectarían con una línea de transmisiónde 500 KV, de 300 km de longitud, uncircuito, un conductor 4 x 750 ACAR(conductores con alma de conducciónde aluminio), cuyo recorrido sería:Pifo (cerca de Quito) - Ambato - Gua-randa - Babahoyo - Yaguachi (cerca deGuayaquil). Por todos estos proyectos y con la

finalidad de evacuar esas grandes capa-cidades de generación hacia el SNI, esque Celec-Transelectric ha estimadoque es indispensable que el país cuen-te con un plan de obras para el sistemade transmisión de 500 KV, para opti-mizar el uso de los recursos energéticos,existentes y futuros, así como paramejorar la confiabilidad del suministrode potencia y energía en el SNI. En elPME se ha presupuestado un monto de$ 892,3 millones para hacer efectiva laexpansión de la transmisión, entre 2009y 2020 (Cuadro 2). Hasta 2012 se inver-tirían $ 525,34 millones y los $ 367millones restantes se ejecutarán desde2013 a 2020, de acuerdo a la planifi-cación que consta en dicho documen-to.

LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDASEN LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICAEl PME reconoce que la fase de dis-

tribución y comercialización de laenergía eléctrica parte de una crisisfinanciera que se origina en una defi-ciente administración del sistema, conun bajo control de cobros de factura-ción, con uso ilegal y arbitrario de laenergía sin el pago correspondiente,

con tarifas que no cubren los costos degeneración, transmisión y distribución.Esa crisis en el campo de la distribuciónafecta a todo el sector eléctrico, pues nopermite que fluya el pago correspon-diente a los generadores de electricidadni a los transmisores, lo cual desalentópor mucho tiempo las inversiones engeneración.Hay diferencias en el manejo de las

distribuidoras: algunas que han mejo-rado sus niveles de eficiencia con unamejor gestión empresarial, pero otrasdurante años fueron presas de interesespolíticos y particulares, que les restaroneficiencia y capacidad operativa. La pér-dida de la energía de las distribuidorasvaría de una a otra: en 2008 la Empre-sa Eléctrica de Manabí tenía pérdidaspor 40%, mientras la Eléctrica Quito lastenía de 9,1%. Así mismo, la distri-buidora Guayas-Los Ríos tenía pérdidaspor 32,8%, mientras la de Azoguestenía pérdidas de 5,4%, según lo repor-ta el PME. Un análisis realizado para 20distribuidoras durante 10 años, empe-zando en 1999, muestra que las pérdi-

das totales de energía subieron hastaalcanzar 22,7% en 2004, pero a partirde 2005 empezaron a bajar. Las distri-buidoras Azogues, Quito, Galápagos,Centro Sur y Ambato han tenido losmayores porcentajes de reducción pro-medio anual, desde 1999. Pero otras,como Esmeraldas, Manabí, Sucumbíosy Guayas-Los Ríos, más bien han subi-do las pérdidas con un deterioro pro-gresivo de su situación.Las empresas distribuidoras han

tenido también problemas de factura-ción con índices de recaudación pordebajo de 90% e, incluso, bajo 70%como en los casos de Esmeraldas y Bolí-var, a diciembre de 2008, la fecha últi-ma de la información disponible al res-pecto.Por todas esas razones se ha inclui-

do en el PME el Plan Nacional de Con-trol y Reducción de Pérdidas de Ener-gía. La meta de este plan es que las pér-didas no técnicas lleguen a 2%, por-centaje máximo aceptable que deberámantenerse en el tiempo. El Conelecrevisa los avances en la ejecución del

CUADRO 2

Plan de expansión de transmisión 2009-2020Presupuesto (miles $)

Detalle Valor

Obras del Sistema Nacional de Transmisión (sin obras Mandato 09 ni obras ST 500 KV) 482.779Obras financieras mediante el Mandato 09 (Fondo de Solidaridad) 45.070Obras del Sistema de Transmisión de 500 KV 4.438Total 892.288FUENTE: CONELEC.

FUENTE: CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC).

GRÁFICO 3

Pérdidas de energía en los sistemas de distribución

plan para cada distribuidora, de modode recomendar los ajustes correspon-dientes. Hasta 2012 las pérdidas se redu-cirían a 13,9% (Gráfico 3).

PROYECTOS PRIVADOSCON ESTÍMULO ESTATALCon el objetivo de cambiar la

matriz energética, es decir, modificar lageneración de energía que, como ya sedijo, hoy está compuesta por más de50% de fuentes térmicas, la cual esenergía costosa y no renovable, elGobierno decidió continuar con las ini-ciativas privadas, algunas de las cualeshabían comenzado antes de su período,aunque se suspendieron con el mode-lo del costo marginal que no asegura-ba su rentabilidad. Especialmente, elGobierno se ha propuesto promover la

inversión privada en áreas donde elEstado tiene menos interés, por ejem-plo: energía fotovoltaica, biomasa y bio-gás, energía geotérmica y mareomotriz. Con esta finalidad, el 14 de abril de

2011 se dictó la regulación Conelec N°004-2011, que sustituye la regulación009-2006, en la cual hay un trata-miento con nuevos precios para gene-rar el interés del inversionista. Actual-mente, el costo medio de generación anivel nacional es de cinco centavos elkWh, pero los precios que se pagaríanal inversionista privado son más altos,dependiendo del tipo de energía noconvencional que se trate, y tomandoen cuenta siempre que dentro delretorno de la inversión hay que incluirel pago del financiamiento del proyec-to que es costoso. La regulación 004-

2011 considera que cada tecnología degeneración eléctrica tiene sus costosdiferenciados, de acuerdo con las dis-tintas características (cuadros 3 y 4). ElEstado comprará al inversionista pri-vado toda la generación de esta ener-gía no convencional a precios prefe-rentes, una tarifa vigente por 15 años,para asegurar a los inversionistas larecuperación de la inversión. Otra delas ventajas de estos contratos es la delllamado “despacho preferente”, queconsiste en que el Cenace despachará,en primer término, toda la energía eléc-trica que las centrales que usan recur-sos renovables no convencionalesentreguen al sistema, hasta el límite de6% de la potencia instalada y operati-va de los generadores del SNI, hasta279 MW. Para el cálculo del límite seconsiderarán todas las centrales reno-vables no convencionales que se aco-jan a esta regulación, a excepción de lashidroeléctricas menores a 50 MW, lasque no tendrán esa limitación. Pasadoeste valor, debe competir en el merca-do por despacho.Hay empresas que han manifestado

interés en estas inversiones. No haycontratos financiados todavía sin cer-tificados de permiso de concesión, poruna potencia de 200 MW, más que nadaen energía fotovoltaica, sector que se hadesarrollado en los últimos dos años. Lacrisis europea ha motivado que variasempresas de ese origen busquen entraren el tema de energía en América Lati-na. En el campo hidroeléctrico, tam-bién hay una buena respuesta ante elincentivo dado por el Gobierno y estánconstruyéndose varios proyectos.

¿Por qué el incentivoa las empresas privadas?El operador privado tiene agilidad

para disponer de recursos y tomar deci-siones, lo cual se ajusta a las necesidadesdel Estado de intentar diversificar lasfuentes de energía para garantizar el sumi-nistro de electricidad. El soporte es degeneración distribuida, muchos puntos degeneración no son vulnerables y ayudana controlar la calidad del servicio.

TEMA ESPECIAL

CUADRO 4

Precios preferentes centrales hidroeléctricas hasta 50 MW en ctv. de $/kWh Centrales PrecioCentrales hidroeléctricas hasta 10 MW 7,17Centrales hidroeléctricas mayores a 10 MW hasta 30 MW 6,88Centrales hidroeléctricas mayores a 30 MW hasta 50 MW 6,21FUENTE: CONELEC.

CUADRO 3

Precios preferentes energía renovable en ctv. de $/kWhCentrales Territorio continental Territorio insular de GalápagosEólicas 9,13 10,04Fotovoltaicas 40.0344,03Biomasa y biogás < 5 MW 11,05 12,16Biomasa y biogás > 5 MW 9,60 10,56Geotérmicas 13,21 14,53FUENTE: CONELEC.