7. EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

De acuerdo a la LRSE, la distribución y comercialización de la energía eléctrica, se hará a través de Empresas, que tendrán un área geográfica de concesión exclusiva y que no podrán realizar actividades de generación o transmisión; salvo en aquellos casos de excepción que contempla la Ley.

Por lo tanto, aquellas empresas que cuentan con sistemas de generación que forman parte del S.N.I., deben separar los mismos, sea escindiéndose en dos empresas o transfiriendo la generación a empresas generadoras existentes o nuevas; o, dando de baja y vendiendo los activos relacionados.

7.1. ÁREAS DE CONCESIÓN

En cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, se han negociado los contratos de concesión, con las empresas eléctricas distribuidoras para las cuales, se definieron las áreas de concesión correspondientes, cubriendo todo el territorio nacional.

1. Empresa Eléctrica Ambato, Regional Centro Norte S.A.2. Empresa Eléctrica Azogues C.A.3. Empresa Eléctrica de Bolívar C.A.4. Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.5. Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A.6. Empresa Eléctrica Regional El Oro S.A.7. Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. –Emelec-8. Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A.9. Empresa Eléctrica Regional Guayas – Los Ríos S.A.10.Empresa Eléctrica Esmeraldas S.A.11.Empresa Eléctrica Los Ríos C.A.12.Empresa Eléctrica Regional Manabí S.A.13.Empresa Eléctrica Milagro C.A.14.Empresa Eléctrica Regional Norte S.A.15.Empresa Eléctrica Quito S.A.16.Empresa Eléctrica Riobamba S.A.17.Empresa Eléctrica Península de Santa Elena C.A.18.Empresa Eléctrica Santo Domingo S.A.19.Empresa Eléctrica Regional Sucumbíos S.A.20.Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

Las áreas definidas no coinciden con divisiones provinciales, cantonales o parroquiales, sino con la cobertura de redes existentes y la facilidad de servicio a los habitantes, fundamentalmente:

A inicios del año 2000, el CONELEC aceptó un pedido de las Empresas Eléctricas El Oro y Guayas - Los Ríos, por el cual la Isla Puná volvió a ser parte del área de concesión de la Empresa Guayas - Los Ríos y no de El Oro.

El CONELEC mediante Resolución No. 034/00, de 23 de marzo de 2000, resolvió convocar a licitación pública y disponer que se inicie el proceso para la selección de la empresa que prestará el servicio publico de distribución y comercialización de energía eléctrica para el área de concesión Guayaquil, con sujeción a la sección Tercera del Capitulo Tercero del Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la prestación del Servicio Público de Energía Eléctrica (RCPL) y, consecuentemente, declaró terminada en forma definitiva la operación que venía desarrollando la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc.; por lo cual se mantiene una administración temporal de la Empresa, hasta que culmine el proceso.

El proceso objeto de la convocatoria será la selección de un concesionario que, por delegación del Estado, preste el servicio público de distribución y comercialización de la energía eléctrica en el área de concesión Guayaquil. El plazo de la nueva concesión será de treinta (30) años. La concesión conlleva la transferencia de los activos afectos al servicio público de distribución de energía eléctrica que actualmente son de propiedad de la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., a favor del nuevo concesionario.

Para efectos de simplificar los cuadros de este plan, se las denomina de la siguiente forma: Ambato, Azogues, Bolívar, Centro Sur, Cotopaxi, El Oro, Emelec, Esmeraldas, Galápagos, Guayas - Los Ríos, Los Ríos, Manabí, Milagro, Norte, Quito, Riobamba, Sta. Elena, Sto. Domingo, Sucumbíos y Sur.

La Empresa Galápagos se constituyó a inicios de 1999, con los activos de los antiguos sistemas eléctricos Sta. Cruz y San Cristóbal, del ex - Inecel.

En Abril de 1999, la Empresa Centro Sur fue la primera en cumplir las disposiciones legales, en lo referente a escisión y concesión, pues suscribió con el CONELEC el contrato de concesión de distribución; y, sus activos de generación pasaron a una nueva compañía denominada Electro Generadora del Austro, ElecAustro S.A..

Adicionalmente se han firmado contratos de concesión para distribución con 19 Empresas Eléctricas distribuidoras; esperándose completar cuanto antes los trámites para la concesión y firma del contrato con la Compañía que gane la licitación en curso para el área de concesión de Guayaquil.

Algunos de los denominados “Sistemas Menores”, que eran administrados por el ex - Inecel, en las provincias de Morona Santiago, Napo, Sucumbíos, Francisco de Orellana y Zamora Chinchipe, son sistemas no incorporados eléctricamente al Sistema Nacional Interconectado.

Los sistemas menores manejados anteriormente por el ex - Inecel, sean o no incorporados, han sido entregados por la “Unidad de liquidación del ex – Inecel”, a las empresas distribuidoras en cuya área de concesión se encuentran. Está pendiente el denominado Sistema Eléctrico Tena que se definirá en función del proceso de venta del 51% de las acciones de las empresas distribuidoras. Existen otros sistemas no incorporados, en varias provincias, operados por las empresas eléctricas distribuidoras, por entidades o por comunidades. En todos los casos, con recursos del FERUM se incentivará la construcción de líneas para enlazar al S.N.I. los sistemas no incorporados del territorio continental.

También se deberá procurar la conexión de los sistemas aislados de Petroecuador y varias empresas petroleras privadas, entre ellos y con los sistemas de las empresas distribuidoras, con lo cual se tendrían los siguientes beneficios para el país y para las empresas petroleras:

Aprovechar de mejor manera la capacidad instalada de generación; Posibilitar que las empresas petroleras puedan beneficiarse vendiendo los

excedentes de su autogeneración; Usar las reservas de capacidad, aumentando la seguridad de

abastecimiento para todas las empresas petroleras; Minimizar las inversiones y gastos de las empresas petroleras estatales y

privadas; Mantener voltajes y frecuencias más constantes, teniendo sistemas con

mayor inercia; y, Utilizar mejor los remanentes de gas, petróleo crudo y productos de

refinación, de los pozos petroleros, estaciones y refinerías.

Lo fundamental en el campo de la distribución, es satisfacer las necesidades de los clientes, bajo la responsabilidad de las empresas distribuidoras, en condiciones de calidad, oportunidad, eficiencia y economía.

Se debe impulsar por Ley, la ampliación de la cobertura del servicio eléctrico, a la mayor parte de los habitantes del País, especialmente en las zonas rurales y urbano marginales.

El funcionamiento de las Empresas de Distribución se está rigiendo por los reglamentos correspondientes; principalmente los de Concesiones, Suministro de Servicio, Tarifas y Mercado Eléctrico Mayorista.

7.2. RESPONSABILIDAD DE LA EXPANSIÓN Y MEJORA

La expansión del sistema de distribución es responsabilidad de las empresas concesionarias de distribución, las cuales deberán prever la ampliación y mejoramiento de sus sistemas de subtransmisión, subestaciones, redes de media y baja tensión; y, de medición, para satisfacer toda la demanda de servicios de electricidad que les sea requerida, según manda el artículo 34 de

la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad.

Además, las empresas concesionarias de distribución tienen por ley la responsabilidad de asegurar la disponibilidad de energía para satisfacer la demanda de sus clientes, por lo que, deberían suscribir contratos a plazo con empresas generadoras.

En cumplimiento de la LRSE y de los contratos de concesión, las empresas concesionarias presentan anualmente, sus estudios sobre el Valor Agregado de Distribución -VAD-, para que el CONELEC los apruebe y determine la tarifa a los consumidores finales de energía eléctrica.

Las empresas distribuidoras han presentado sus planes de expansión, como parte de sus programas de ajuste a la Ley, pero en la mayoría de los casos esos planes de expansión no cuentan con estudios de soporte como: diagnóstico, estudios de flujo y cortocircuito, análisis de primarios, transformadores y secundarios, evaluación de beneficio / costo, esquemas de financiamiento, etc. Además, será necesario que esos planes sean para un período de 10 años, a fin de compatibilizarlos con el período reglamentario del Plan de Electrificación Nacional, que debe basarse en los planes de cada una de las empresas eléctricas generadoras, transmisora y distribuidoras.

Los planes de las empresas distribuidoras deben cumplir el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad (RSSE), mismo que, en el artículo 9, establece que los Distribuidores deberán proporcionar el servicio con los niveles de calidad acordes con lo exigido en la Ley, reglamentos y regulaciones pertinentes, para lo cual adecuarán progresivamente sus instalaciones, organización, estructura y procedimientos técnicos y comerciales, a fin de que puedan llegar a los niveles de calidad en los siguientes aspectos principales:

a) Calidad del Producto: Nivel de voltaje Perturbaciones Factor de Potencia

b) Calidad del Servicio Técnico Frecuencia de interrupciones Duración de interrupciones

c) Calidad del Servicio Comercial Niveles globales Niveles garantizados a cada consumidor

d) Calidad en el alumbrado público

Por otro lado, hasta el 30 de septiembre de cada año, las empresas distribuidoras pueden presentar al CONELEC, para su aprobación, el plan

anual de electrificación rural y urbano marginal, recopilando los proyectos con los Consejos Provinciales y Municipios de la zona concesionada a cada empresa, en concordancia con el Artículo 62 de la LRSE, el Reglamento de Administración del FERUM y la Regulación CONELEC 012/99 con sus reformas.

La dotación y mantenimiento del alumbrado público, es responsabilidad de los Municipios de cada cantón, según el artículo 15 y otros de la Ley de Régimen Municipal, por lo que, cada empresa distribuidora puede incorporar en sus planes anuales, programas de alumbrado público con participación financiera de los Municipios y beneficiarios.

7.3. PROYECTOS EN EJECUCION

En la actualidad se encuentran en proceso de diseño, financiamiento y construcción, muchos proyectos de subestaciones, líneas de subtransmisión y redes de distribución; algunos de los cuales están bajo responsabilidad de las empresas distribuidoras; y, otros que estaban siendo ejecutados por el ex - Inecel, pues se financian por medio de créditos Gobierno - Gobierno, de Bélgica y Japón, están siendo coordinados por la Empresa de Transmisión Transelectric.

El crédito del Gobierno Belga, está vigente en su último tramo, denominado Programa 5, por un monto aproximado equivalente a US$ 3 180 180, en la parte de distribución, según se detalla en el Anexo 7.01.

Según datos de Transelectric, algunos equipos adquiridos con el crédito, permitirán construir, ampliar, mejorar y dar mantenimiento a subestaciones y líneas de subtransmisión de las empresas distribuidoras: Ambato, Bolívar, Cotopaxi, Los Ríos, Manabí y Sucumbíos; las cuales deben suscribir convenios con el Ministerio de Finanzas, para asumir la deuda; y, con Transelectric, para cancelar los gastos de aranceles, impuestos, desaduanización, supervisión, etc.. Además, esas empresas deberán financiar y ejecutar el transporte interno, obras civiles, mecánicas y eléctricas para instalar y poner en operación las obras, que tienen un considerable retraso. Una parte del referido crédito, es usada por Transelectric para proveer de nuevos transformadores a las subestaciones Trinitaria y Milagro del Sistema Nacional de Transmisión; y, para un lote de equipos para mantenimiento.

El crédito japonés para la denominada Fase B2, con el cual se ha iniciando la ejecución de varios proyectos, que para distribución alcanza un valor equivalente del orden de US$ 61 175 000, conforme se detalla en el Anexo 7.02.

En ese anexo constan los proyectos de subestaciones, líneas de subtransmisión e inversiones generales, financiados con el crédito japonés, los mismos que deben ser construidos por las empresas eléctricas: Azogues,

Bolívar, El Oro, Esmeraldas, Guayas-Los Ríos, Los Ríos, Manabí, Milagro, Norte, Sta. Elena, Sto. Domingo, Sucumbíos y Sur, con la coordinación de Transelectric. Las empresas Ambato y Riobamba se han retirado de este programa.

Algunos de los proyectos mencionados en los anexos 7.01 y 7.02, han recibido asignaciones del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, FERUM, para financiar costos locales.

En los presupuestos anuales de inversiones de cada empresa eléctrica distribuidora, constan los proyectos que se financian con fondos propios y mediante aportes y contribuciones de Consejos Provinciales, Municipios, entidades nacionales e internacionales y beneficiarios.

En los estudios sobre valor agregado de distribución, VAD, presentados por cada distribuidora en el año 2001, constan las inversiones previstas para el período 2001 – 2002, sin considerar las asignaciones del FERUM. Un resumen de lo correspondiente al año 2002 se muestra en el Anexo 7.03.

El Anexo 7.04 resume los planes de inversión presentados en el 2000 por la mayoría de las distribuidoras, complementados con ajustes y extrapolaciones realizadas en el CONELEC. El gráfico siguiente muestra los montos totales de inversión por empresa, para el período decenal.

Según estudios realizados en 1997 se requerían aproximadamente US$ 900 millones para la expansión y mejora de los sistemas de distribución en la

PLANES DE INVERSIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS 2002-2011

0

20 00

0 000

40 00

0 000

60 00

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80 00

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100 0

00 00

0

120 0

00 00

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140 0

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160 0

00 00

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180 0

00 00

0

Ambato

Azogues

Bolívar

Centro Sur

Cotopaxi

El Oro

Emelec

Esmeraldas

Galápagos

Guayas-Los Ríos

Los Ríos

Manabí

Milagro

Norte

Quito

Riobamba

Sta. Elena

Sto. Domingo

Sucumbíos

Sur

US$

década siguiente, lo cual es mayor a los US$ 681 830 599 totales estimado en función de los datos de las compañías distribuidoras.

Para solucionar algunos de los problemas más críticos de la mayoría de los sistemas de distribución, que se mencionaron en el capítulo 3 de este Plan, se han venido realizando una serie de proyectos, algunos bajo la responsabilidad del ex - Inecel y otros directamente en cada empresa eléctrica. Los principales programas que deberán ser continuados por las distribuidoras son:

Levantamiento y digitalización de planos y datos de los sistemas;

Estudios de evaluación y planeamiento de distribución;

Ampliación y mejora de subestaciones, líneas de subtransmisión y redes de distribución, según el programa financiado por el Gobierno de Bélgica;

Programa de subtransmisión Fase B2, financiado por el Gobierno del

Japón, para provisión de equipos y construcción de varias subestaciones de distribución y líneas de subtransmisión;

Algunas obras de subtransmisión y subestaciones previstas por el ex Inecel, para las ciudades de Quito y Guayaquil, deberán estar bajo la responsabilidad de las empresas de distribución concesionarias de esas áreas de servicio.

7.4. INSTALACIONES REQUERIDAS PARA SATISFACER LA DEMANDA

Los sistemas de distribución eléctrica son dinámicos, pues deben cambiar y expandirse todos los días, dependiendo de los requerimientos de clientes actuales y nuevos, crecimiento urbanístico, modificación de las características de la carga, cambios operativos, etc..

Como se puede constatar en las estadísticas publicadas por el CONELEC, en el período 1990 – 2000, algunos de los sistemas de distribución han registrado crecimientos altos de ventas de energía, demanda máxima de potencia y número de clientes; otros han mostrado incrementos menores, pero en promedio, la demanda nacional en las subestaciones de enlace con el sistema nacional de transmisión, se ha incrementado en los últimos años; excepto en 1999 por la recesión económica nacional.

El Anexo 7.05 indica la cobertura de suministro eléctrico en cada provincia del Ecuador, sobre la base de los resultados del último censo nacional de población y vivienda, realizado en 1990; y, con estimaciones de porcentajes de viviendas con suministro, realizadas para 1995 y 1999. Se definen además las metas para la década, que deberán ser revisadas en cuanto se conozcan los resultados finales del Censo 2001.

Es fundamental que los sistemas de facturación y recaudación de las distribuidoras, incorporen información sobre la parroquia, cantón y provincia en que se encuentra ubicado cada cliente; y, si es un centro cantonal urbano o un sector rural; a fin de poder actualizar los datos sobre cobertura del suministro por cada jurisdicción, diferenciando lo urbano y lo rural.

Resulta también imprescindible el pronto procesamiento del censo de población y vivienda, pues solo un levantamiento total de información, posibilitará el mejor conocimiento de la realidad del país y gestiones adecuadas para su desarrollo en todos los ámbitos.

Por tanto, cada empresa concesionaria de distribución debe planear, bajo su responsabilidad, según los crecimientos históricos y previstos para los años venideros, la expansión, mejoramiento y modernización de sus sistemas físicos y administrativos, con el propósito de que sus subestaciones, líneas de subtransmisión, alimentadores primarios, transformadores de distribución, redes secundarias y sistemas de medición, satisfagan adecuadamente las demandas de potencia y energía de los clientes actuales y potenciales de toda su área geográfica de concesión, con sujeción al Reglamento de Suministro.

Gracias al acuerdo de Paz con el Perú, uno de los seis grupos de trabajo formados para cooperación eléctrica, está impulsando la electrificación en las zonas de frontera, previéndose las siguientes actividades en el ámbito de la distribución eléctrica, a más de la interconexión de los sistemas de transmisión de los dos países:

a) Extensiones desde las redes de distribución ecuatorianas a comunidades rurales peruanas ubicadas junto a la frontera; pues la zona sur del Ecuador está mucho más electrificada que la zona peruana colindante. Entre 1999 y los primeros meses del 2000, ya se han electrificado algunas comunidades rurales peruanas desde localidades ecuatorianas;

b) Enlaces entre alimentadores primarios de las Empresas Distribuidoras El Oro y Sur, de Ecuador, con los de las Empresas Electronorte y Electronoroeste, de Perú;

c) Interconexiones regionales de los sistemas de subtransmisión de las mismas empresas.

Del mismo modo, se impulsarán enlaces entre los sistemas de distribución existentes en los sectores fronterizos de Ecuador y Colombia.

7.5. ELECTRIFICACIÓN RURAL Y URBANO MARGINAL

De conformidad con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, las empresas distribuidoras, en coordinación con los H. Consejos Provinciales y los Municipios, han presentado los programas de obras para los años 1998, 1999,

2000, 2001 y 2002, que se financian con recursos económicos del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, FERUM.

Cumpliendo estrictamente los plazos reglamentarios y aplicando la Regulación pertinente, el CONELEC ha revisado, calificado y priorizado los proyectos de cada programa anual, habiendo asignado los recursos cuya disponibilidad ha certificado el Fondo de Solidaridad.

Conviene anotar que aún no se recuperan los valores correspondientes al FERUM, que habían sido utilizados por el ex - Inecel y otros que debe reembolsar y entregar el Ministerio de Economía y Finanzas. También algunas empresas distribuidoras no entregan oportunamente los valores facturados a los clientes industriales y comerciales.

El Fondo de Solidaridad viene entregando los recursos a cada Empresa Distribuidora, de acuerdo con los cronogramas determinados por el CONELEC y la disponibilidad de caja, para que ejecuten los proyectos aprobados por el CONELEC.

El Anexo 7.06 muestra los datos principales de los programas anuales desde 1998 en que el CONELEC asumió la responsabilidad de asignar los recursos del FERUM. Hasta el año 2002 son valores realmente asignados. Para los años 2003 a 2011 se han estimado las cantidades de obra que podrían financiarse con recursos del FERUM, asumiendo que las tarifas a los clientes industriales y comerciales, que financian la mayor parte del fondo, llegan a valores reales; y, que la demanda de los mismos crece.

Según el Reglamento y la Regulación vigentes, se han asignado importantes recursos para cubrir prioritariamente los déficits operacionales de los sistemas no incorporados, en especial de las empresas Sucumbíos y Galápagos.

Los valores remanentes se asignaron para dotar o mejorar anualmente el servicio eléctrico a familias de los sectores rurales y de las áreas marginales de los centros cantonales; para lo cual se deben construir sistemas de distribución, priorizando los proyectos principalmente en función de:

Ubicación en Galápagos y en las provincias fronterizas y amazónicas.

Utilización de recursos energéticos renovables no convencionales.

Aprovechamiento del proyecto eléctrico para sistemas de agua potable.

Posibilidad de enlazar sistemas aislados al S.N.I..

Menor costo de inversión por cliente (Rentabilidad).

Para cada uno de los años próximos, hasta el mes de octubre del año anterior, se aprobarán los programas, por el monto de la disponibilidad presupuestaria que indique el Fondo de Solidaridad.

Se estima un monto similar a 396 millones de dólares que se asignarían en el período 2002 - 2011, con lo que se beneficiaría a más de un millón de familias, mediante mejoras de redes, nuevos suministros y cobertura de déficit operacionales de sistemas no incorporados al S.N.I..

7.6. POLÍTICA TARIFARIA PARA EL VAD

Como se mencionó en el capítulo 2 de este Plan, la estructura tarifaria aprobada recientemente por el CONELEC, estableció la tarifa real promedio aplicable a cliente final, la misma que se ajustará, hacia abajo o hacia arriba, con las respectivas fórmulas de reajuste, si las variaciones de costos exceden el rango de +/- 5%.

La tarifa promedio aprobada para el periodo de estabilización se alcanzará como máximo en marzo del año 2003, tras un periodo de incremento gradual de los niveles tarifarios actuales hasta los reales.

El VAD definido para la aplicación tarifaria es para 4 años, pero será reajustado anualmente, considerando las inversiones que se realicen por parte de cada Empresa. El VAD estabilizado será revisado para tarifa, después 4 años, de acuerdo a lo señalado en el Reglamento de Tarifas.

Adicionalmente, para evitar una subida drástica de las tarifas; y, para que el VAD durante el periodo de ajuste, sea suficiente para cubrir los costos de servicio, más una rentabilidad razonable; las distribuidoras han firmado contratos de compra de energía a plazo (PPA’s), con las empresas generadoras en que es accionista el Fondo de Solidaridad, en condiciones atractivas. Estos contratos tienen como objetivo la compensación del déficit tarifario que supondría para el distribuidor el ajuste gradual de tarifas.

U$ / BEF= 0,0243778

EMPRESA ELÉCTRICA ETAPA

DESCRIPCIÓN DE LA OBRA TIPO OBRA

LÍNEAS (km)

TRANSF. MVA (OA)

TRANSF. MVA (FA)

VOLTAJE (kV)

EQUIPO / CALIBRE Estado de ejecución

Fecha estimada operación

Costo Equipos CIF(BEF)

Costo Equipos CIF(U$)

OBSERVA-CIONES

Ambato S/E Píllaro Nueva 5 6,25 69/13,8 1T+ 1 Pos. Puesta en operación Nov--01 16 846 016 410 669

Bolívar LíneaSeccionamiento Guanujo - Echeandía Nueva 40,0 69 266.8 MCM

Requiere diseño definitivo de la L/ST. Jun-02 22 276 872 543 061

Bolívar S/ESeccionamiento Guanujo Nueva 69 1 Pos. Estructuras metálicas listas. Jun-02 4 590 985 111 918

Complemento de línea

Cotopaxi S/E Salcedo Reemplazo 10 12,5 69/13.8 1 Trans.Por concluir las O/C, falta l montaje electromecánico. Feb-02 14 578 472 355 391 Sale 5 MVA

Cotopaxi S/E Sigchos Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans.Listas las O/C, falta montaje electromecánico. Feb-02 15 557 581 379 260

Prést. 2,5 MVA Empresa difer.

Los Ríos S/ETerminal Terrestre (Ex -S/E San Juan) Reemplazo 5 6,25 69/13,8 1 Trans.

Se encuentran realizando el diseño de la S/E y legalizando el terreno. Jun-02 7 218 614 175 974

Sale 3,75 MVA a Vinces

Manabí LíneaSan Vicente - Jama (Tramo 1 de 3) Nueva 24,6 69 266.8 MCM

Falta de realizar el montaje electromecánico. Ab-02 13 702 794 334 044 Total 60 km

Manabí LíneaSan Vicente - Jama (Tramo 2 de 3) Nueva 7,5 69 266.8 MCM

Falta de realizar el montaje electromecánico. Ab-02 4 177 572 101 840

Tramo 3: Empresa

Manabí S/EPlaya Prieta(EX-S/E Jama) Reemplazo 5 6,25 69/13.8 1 Trans.

Continuan con el montaje eléctromecánico Dic-01 8 824 825 215 130 Sale S/E móvil

Sucumbíos S/E Lago Agrio Reemplazo 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Falta reemplazo del trafo. En-02 9 223 192 224 841 Sale 5 MVA

Sucumbíos S/ESeccionadores, pararrayos

Mantenimiento 69

Equipos para ampliación y emergencias. Dic-01 13 457 032 328 053

TOTALES 11 72,1 40,0 130 453 955 3 180 180

- Adicionalmente, este programa incluye transformadores de 135/180/225 MVA, 230/138 kV, para las subestaciones Milagro y Trinitaria (Ver capítulo de transmisión)

Anexo 7.01OBRAS DE DISTRIBUCIÓN CON PRÉSTAMO DEL GOBIERNO DE BÉLGICA. PROGRAMA 5

1 de 2

EMPRESA ELÉCTRICA ETAPA

DESCRIPCIÓN OBRA

TIPO OBRA

LÍNEAS (km)

TRANSF. MVA (OA)

TRANSF. MVA (FA)

VOLTAJE (kV)

EQUIPO / CALIBRE

Estado de ejecución

Sep-00

Fecha operación (mm-aa)

Costo Equipos (US$)

Azogues S/E Azogues Nueva 10 12,5 69/22 1 Trans. Falta terreno Dic-02 1 300 000Azogues S/E Azogues Nueva 69 1 Pos. Falta terreno Dic-02 380 000

Bolívar LíneaCochapamba - San Pablo Nueva 22,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-02 460 000

Bolívar S/E San Pablo Nueva 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. Falta terreno Jun-02 700 000El Oro Línea Arenillas - Pongal Nueva 22,0 69 266.8 MCM Falta estudios May-02 680 000

El Oro LíneaBarbones - Primavera Nueva 12,0 69 266.8 MCM Tiene estudios Dic-01 350 000

El Oro S/E La Iberia Nueva 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Oct-01 1 070 000El Oro S/E La Iberia Nueva 69 2 Pos. Listo terreno Oct-01 760 000El Oro S/E Machala Centro Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Ago-01 1 100 000El Oro S/E Pagua Ampliación 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Con diseño Mar-02 920 000El Oro S/E Portovelo Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Dic-01 1 050 000El Oro S/E Saracay Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno May-02 920 000

Esmeraldas LíneaBorbón - San Lorenzo Nueva 46,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-01 1 245 000

Esmeraldas Línea Winchele - Río VerdeCamb.Cond. 26,5 69 477 MCM Falta estudios Oct-01 360 000

Esmeraldas S/E Atacames Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Sin diseño Dic-01 1 050 000Esmeraldas S/E La Propicia Ampliación 12 16,0 69/13,8 1 Trans. Sin diseño 900 000Esmeraldas S/E Borbón Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Dic-01 400 000Esmeraldas S/E Golondrinas Nueva 13,8 1 Pos.W Falta terreno Dic-02 400 000Esmeraldas S/E Puerto Libre Ampliación 13,8 1 Pos.W Falta terreno Oct-01 400 000Esmeraldas S/E Quinindé Ampliación 13,8 1 Pos. W Sin diseño Dic-01 400 000Esmeraldas S/E San Lorenzo Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Dic-01 1 000 000Esmeraldas S/E Winchele Ampliación 69 3 Pos. Con diseño Ago-01 760 000Guayas-Los Ríos Línea 2 Cerritos - Recreo Nueva 25,0 69 477 MCM Falta estudios Dic-01 750 000Guayas-Los Ríos Línea

2 Cerritos - Tenis Club Nueva 10,0 69 477 MCM Falta estudios Dic-01 300 000

Guayas-Los Ríos Línea

Durán Sur - Durán Nueva Nueva 2,7 69 477 MCM Falta estudios Dic-01 150 000

Guayas-Los Ríos S/E Daule Ampliación 69 2 Pos. Con diseño Mar-02 760 000Guayas-Los Ríos S/E Duran Nueva Nueva 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Oct-01 1 100 000Guayas-Los Ríos S/E Duran Sur Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Oct-01 380 000Guayas-Los Ríos S/E Puntilla 1 Nueva 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Abr-02 1 100 000Guayas-Los Ríos S/E Palestina Ampliación 10 12,50 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Ago-01 1 100 000Guayas-Los Ríos S/E Palestina Nueva 69 1 Pos. Listo terreno Dic-01 380 000Guayas-Los Ríos S/E Quevedo Sur Ampliación 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Abr-01 920 000Guayas-Los Ríos S/E Secc. Durán Nueva 69 3 Pos. Falta terreno Dic-02 1 100 000

Los Ríos S/E Puebloviejo Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Dic-00 1 050 000Manabí Línea Lodana-Bellavista Nueva 30,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-02 550 000Manabí S/E Bahía Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño May-01 1 050 000Manabí S/E Lodana Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Dic-02 380 000Manabí S/E Manta 3 Nueva 12 16 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Oct-01 1 100 000Manabí S/E Portoviejo 3 Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Dic-01 1 050 000

OBRAS DE DISTRIBUCIÓN CON PRÉSTAMO DEL GOBIERNO DE JAPÓN. FASE B2Anexo 7.02

2 de 2

EMPRESA ELÉCTRICA ETAPA

DESCRIPCIÓN OBRA

TIPO OBRA

LÍNEAS (km)

TRANSF. MVA (OA)

TRANSF. MVA (FA)

VOLTAJE (kV)

EQUIPO / CALIBRE

Estado de ejecución

Sep-00

Fecha operación (mm-aa)

Costo Equipos (US$)

Milagro LíneaMilagro Norte - L. de Garaicoa Nueva 20,0 69 266.8 MCM Listo estudios May-02 550 000

Milagro S/E Bucay Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Ago-01 1 050 000Milagro S/E Milagro Derivación Nueva 69 1 Pos. Falta diseño Ago-01 400 000Milagro S/E Milagro Norte Nueva 69 1 Pos. Con diseño Dic-01 380 000Milagro S/E Milagro Sur Ampliación 12 16 69/13,8 1 Trans. Con diseño Nov-01 1 100 000Milagro S/E Montero Ampliación 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Con diseño Jul-01 920 000Milagro S/E Puerto Inca Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Jul-01 380 000Milagro S/E Yaguachi Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Con diseño Ago-01 920 000

Norte LíneaBellavista - Cotacachi Nueva 14,5 69 266.8 MCM

Hincados Postes Ago-01 400 000

Norte S/E Cayambe Nueva 69 1 Pos. Con diseño Dic-01 380 000Norte S/E Cotacachi Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo cerramiento Ago-01 1 000 000Norte S/E La Esperanza Nueva 10 12,50 69/13,8 1 Trans. 1 050 000Sta. Elena Línea Cerecita-Daular Nueva 9,0 69 477 MCM Con estudios Dic-02 300 000

Sta. Elena LíneaSecc.S.Lorenzo - S/E S.Lorenzo Nueva 5,0 69 266.8 MCM Con estudios Dic-01 140 000

Sta. Elena S/E Cerecita Ampliación 69 1 Pos. Con diseño Oct-02 380 000Sta. Elena S/E Playas Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Con diseño Nov-01 1 050 000Sta. Elena S/E San Lorenzo Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Dic-01 920 000Sta. Elena S/E San Lorenzo Nueva 69 1 Pos. Listo terreno Dic-01 380 000Sta. Elena S/E San Vicente Ampliación 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Jul-01 1 050 000Sta. Elena S/E San Vicente Ampliación 69 1 Pos. Listo terreno Jul-01 380 000

Sto. Domingo LíneaEl Carmen - Bramadora Nueva 18,0 69 2/0 AWG Falta estudios May-02 590 000

Sto. Domingo S/E Bramadora Nueva 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. Falta terreno May-02 610 000Sto. Domingo S/E El Carmen Ampliación 69 1 Pos. May-02 380 000Sto. Domingo S/E Sto Domingo 1 Ampliación 69 1 Pos. Dic-01 380 000Sto. Domingo S/E Sto Domingo 2 Ampliación 69 3 Pos. Sep-01 1 200 000Sto. Domingo S/E Centenario (8) Nueva 10 12,5 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Nov-01 1 050 000Sto. Domingo S/E La Cadena Nueva 10 12,5 69/13,8 1 Trans. 1 050 000Sucumbíos S/E La Laguna Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. 1 180 000

Sur Línea

Cumbaratza - Los Encuentros- El Pangui Nueva 60,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-02 1 085 000

Sur LíneaCumbaratza - Namírez Nueva 4,0 69 266.8 MCM Listo estudio May-02 135 000

Sur Línea Obra Pía - Loja Sur Nueva 5,0 69 266.8 MCM Listo estudio Jun-01 135 000

Sur Línea Loja Sur - Yangana Nueva 43,0 69 266.8 MCM Falta estudios Dic-01 1 165 000Sur S/E Cumbaratza Nueva 5 6,25 69/22 1 Trans. Falta terreno Ago-02 1 190 000Sur S/E Cumbaratza Nueva 69 1 Pos. Dic-01 380 000Sur S/E El Pangui Nueva 5 6,25 69/22 1 Trans. Falta terreno Sep-02 1 180 000Sur S/E Loja Norte Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Listo terreno Dic-01 1 000 000Sur S/E Loja Sur Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Falta terreno Jul-01 1 000 000Sur S/E Loja Sur Nueva 69 1 Pos. Falta terreno Jul-01 380 000Sur S/E Macará Ampliación 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. May-01 720 000Sur S/E Obra Pía Ampliación 69 1 Pos. Abr-01 380 000Sur S/E Palanda Nueva 2,5 3,125 69/22 1 Trans. Falta terreno Jul-01 800 000Sur S/E Pindal Nueva 5 6,25 69/13,8 1 Trans. Falta terreno Dic-02 1 000 000Sur S/E Vilcabamba Nueva 2,5 3,125 69/13,8 1 Trans. 720 000

TOTALES 83 349,0 304,5 61 175 000

Anexo 7.02OBRAS DE DISTRIBUCIÓN CON PRÉSTAMO DEL GOBIERNO DE JAPÓN. FASE B2

- Como se detalla en el capítulo de transmisión, este programa incluye también transformadores de 138/69 kV, de 90/120/150 MVA para S/E Salitral y 40/50/60 MVA para S/E Chone; así como posiciones para S/Es 2 Cerritos, Portoviejo, Montecristi y Trinitaria; elementos para líneas equipos de construcción y vehículos.

Anexo 7.03

EMPRESA DISTRIBUIDORA

SUBESTA-CIONES

LINEAS SUBTRANS-

MISIÓN

TOTAL S/E y SUBTRANS-

MISIONMEDIA

TENSIÓNTRANSFOR-MADORES

BAJA TENSIÓN

TOTAL MEDIA Y

BAJA TENSIÓN

ACOMETIDAS Y MEDIDORES

ALUMBRADO PUBLICO

TOTAL SERVICIO

ABONADOS

TOTAL INSTALACIO-

NES GENERALES

TOTALES (US$)

Ambato 646 226 600 000 1 246 226 514 063 176 250 778 438 1 468 751 1 140 756 290 000 1 430 756 483 000 4 628 733Azogues 118 169 469 118 638 51 326 17 365 58 969 127 660 36 197 95 985 132 182 0 378 480Bolívar 60 000 309 321 369 321 499 954 240 687 690 413 1 431 054 100 000 10 000 110 000 0 1 910 375Centro Sur 1 190 700 515 800 1 706 500 2 974 700 344 000 1 505 200 4 823 900 855 100 408 000 1 263 100 3 063 360 10 856 860Cotopaxi 920 000 1 095 000 2 015 000 956 600 182 800 365 600 1 505 000 263 000 46 000 309 000 230 000 4 059 000El Oro 8 063 488 1 058 153 9 121 641 381 262 328 035 79 725 789 022 488 772 110 881 599 653 882 653 11 392 969Emelec 4 172 058 912 229 5 084 286 2 614 007 1 099 229 1 876 748 5 589 983 3 457 229 549 629 4 006 857 0 14 681 127Esmeraldas 1 698 620 0 1 698 620 564 416 13 552 167 267 745 235 570 240 0 570 240 163 900 3 177 995Galápagos 0 0 0 6 178 14 160 9 266 29 604 27 314 4 902 32 216 21 194 83 014Guayas-Los Ríos 2 190 970 20 557 2 211 527 1 049 095 368 985 119 671 1 537 751 1 871 387 39 890 1 911 277 1 200 000 6 860 555Los Ríos 459 992 0 459 992 219 522 149 239 251 410 620 171 88 898 403 192 492 090 0 1 572 253Manabí 2 470 457 2 831 310 5 301 767 1 604 679 1 117 299 989 979 3 711 958 2 535 546 0 2 535 546 0 11 549 271Milagro 6 607 837 0 6 607 837 197 080 100 000 197 080 494 160 701 890 0 701 890 120 000 7 923 887Norte 2 928 164 991 555 3 919 719 880 000 132 000 330 000 1 342 000 1 200 000 550 000 1 750 000 1 244 394 8 256 113Quito 1 127 614 1 113 370 2 240 984 913 905 442 731 212 263 1 568 899 3 050 825 421 785 3 472 610 3 930 645 11 213 138Riobamba 109 901 0 109 901 249 701 108 605 228 745 587 051 165 914 54 523 220 436 81 859 999 247Sta. Elena 4 135 276 1 254 223 5 389 499 321 307 125 422 398 641 845 370 328 175 376 267 704 442 0 6 939 311Sto. Domingo 3 958 000 600 000 4 558 000 211 982 88 000 66 000 365 982 1 529 000 160 000 1 689 000 331 491 6 944 473Sucumbíos 1 100 000 490 000 1 590 000 423 223 10 400 12 000 445 623 629 900 120 000 749 900 596 184 3 381 707Sur 334 782 0 334 782 1 453 182 213 001 410 002 2 076 185 821 002 16 000 837 002 633 084 3 881 053TOTALES 42 292 254 11 791 988 54 084 241 16 086 182 5 271 760 8 747 417 30 105 359 19 861 144 3 657 053 23 518 197 12 981 763 120 689 561Relación con total 35,0% 9,8% 44,8% 13,3% 4,4% 7,2% 24,9% 16,5% 3,0% 19,5% 10,8% 100,0%

- Las cifras subrayadas son tomadas de las inversiones previstas para el 2001, pues esas empresas no han presentado datos para el 2002- Estos montos no incluyen lo que se invertiría con asignaciones del FERUM, lo cual consta en el Anexo 7.06

INVERSIONES PREVISTAS PARA EL 2002 POR LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS, EN DISTRIBUCIÓNSEGÚN ESTUDIOS DEL V.A.D. 2001

Anexo 7.04

EMPRESA ELÉCTRICA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Inversión estimada 2002-

2011 (US$)Ambato 4 628 733 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 380 769 3 722 339 3 722 339 3 722 339 36 080 364Azogues 378 480 462 168 900 204 320 549 340 646 277 271 277 271 764 305 764 305 764 305 5 249 505Bolívar 1 910 375 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 055 991 1 092 589 1 092 589 1 092 589 11 524 088Centro Sur 10 856 860 6 339 667 6 239 667 6 119 667 7 267 663 6 219 667 6 244 667 7 489 966 7 489 966 7 489 966 71 757 755Cotopaxi 4 059 000 2 753 000 2 833 000 2 757 000 2 470 000 2 053 000 2 053 000 2 724 097 2 724 097 2 724 097 27 150 290El Oro 11 392 969 1 182 942 1 182 942 1 182 942 1 182 942 1 182 942 1 182 942 2 232 406 2 232 406 2 232 406 25 187 840Emelec 14 681 127 6 821 684 6 226 857 6 226 857 6 226 857 6 226 857 6 226 857 9 034 865 9 034 865 9 034 865 79 741 692Esmeraldas 3 177 995 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 120 324 1 818 389 1 818 389 1 818 389 15 355 107Galápagos 83 014 200 000 200 000 200 000 200 000 200 000 200 000 176 793 176 793 176 793 1 813 393Guayas-Los Ríos 6 860 555 4 351 000 1 085 000 1 001 000 2 114 000 4 686 000 2 365 000 4 451 047 4 451 047 4 451 047 35 815 697Los Ríos 1 572 253 1 917 632 1 127 857 1 029 783 947 400 947 400 947 400 1 563 737 1 563 737 1 563 737 13 180 936Manabí 11 549 271 3 733 134 3 733 134 3 733 134 3 733 134 3 733 134 3 733 134 5 711 608 5 711 608 5 711 608 51 082 902Milagro 7 923 887 2 875 762 2 875 762 2 875 762 2 875 762 2 875 762 2 875 762 3 253 819 3 253 819 3 253 819 34 939 914Norte 8 256 113 2 552 730 2 801 194 4 602 509 5 604 867 2 683 118 2 817 231 4 644 789 4 644 789 4 644 789 43 252 128Quito 11 213 138 12 455 919 12 455 919 12 455 919 24 466 830 24 466 830 24 466 830 15 500 787 15 500 787 15 500 787 168 483 746Riobamba 999 247 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 005 578 1 005 578 1 005 578 10 015 980Sta. Elena 6 939 311 2 907 571 2 907 571 2 907 571 2 907 571 2 907 571 2 907 571 3 581 231 3 581 231 3 581 231 35 128 429Sto. Domingo 6 944 473 1 195 236 1 195 236 1 195 236 1 195 236 1 195 236 1 195 236 2 045 739 2 045 739 2 045 739 20 253 106Sucumbíos 3 381 707 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 828 241 1 800 764 1 800 764 1 800 764 19 753 447Sur 3 881 053 1 748 899 1 748 899 1 748 899 1 748 899 1 748 899 1 748 899 3 394 661 3 394 661 3 394 661 24 558 430TOTALES (US$) 120 689 561 59 882 670 55 898 569 56 742 154 71 667 134 69 789 013 67 627 126 76 009 507 76 009 507 76 009 507 730 324 749

PLANES DE INVERSIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

- La mayor parte de los datos son estimados sobre la base de información entregada por las Empresas- Para el 2009-2011 se asume el promedio de los años previos, en las empresas que no tienen dato

Anexo 7.05

INDICE DE ELECTRIFICACIÓN POR PROVINCIA

PROVINCIA Empresas que la sirven total o parcialmenteHabitantes Censo 1990

Viviendas Censo 1990

% Electrificación

Censo 1990Habitantes Est.

INEC 1995

% Electrif. Est. INEC

1995% Electrif. Est. 2000

% Electrif. Est. 2011

Azuay Centro Sur, El Oro 506 090 114 455 76,3 578 229 80,8 86 92Bolívar Bolívar 155 088 33 769 53,3 175 342 54,8 58 66Cañar Centro Sur, Milagro, Azogues 189 347 41 869 66,9 205 818 70,6 75 81Carchi Norte 141 482 30 100 79,4 156 803 80,0 82 88Chimborazo Riobamba, Milagro 362 430 60 616 74,5 296 515 69,2 76 82Cotopaxi Cotopaxi, Guayas-Los Ríos 276 324 83 632 67,3 400 239 77,8 89 95El Oro El Oro 412 725 87 902 86,5 500 707 88,5 91 96Esmeraldas Esmeraldas, Sto. Domingo, Norte 315 449 61 046 61,8 386 801 62,9 65 72Galápagos Galápagos 9 785 2 217 94,8 13 239 96,8 98 99Guayas Guayas-Los Ríos, Emelec, Sta. Elena, Milagro, El Oro 2 517 398 527 526 88,7 3 058 532 89,7 91 96Imbabura Norte 265 499 57 713 74,1 308 047 76,2 79 85Loja Sur, Centro Sur 384 545 81 088 60,4 411 010 63,7 68 75Los Ríos Guayas-Los Ríos, Los Ríos, Milagro 527 559 103 757 55,5 608 452 58,3 62 70Manabí Manabí, Sto. Domingo, Guayas-Los Ríos 1 031 927 190 550 62,4 1 172 814 65,1 69 76Morona Santiago Centro Sur, Ambato, Sur 84 216 16 770 44,3 124 133 45,2 47 58Napo Ambato, Quito 57 316 10 212 40,4 76 545 41,3 46 57Orellana Sucumbíos 46 328 8 693 28,9 60 994 31,2 36 51Pastaza Ambato 41 554 8 281 60,9 53 834 60,6 62 69Pichincha Quito, Sto. Domingo, Norte 1 756 228 402 960 90,7 2 181 447 90,5 92 97Sucumbíos Sucumbíos, Norte 76 952 14 997 38,1 117 629 37,6 42 54Tungurahua Ambato 361 980 82 609 89,5 415 375 91,9 95 98Zamora Chinchipe Sur 66 167 13 785 49,9 88 379 52,0 55 64Zonas no delimit. Varias 61 800 11 659 51,9 69 233 49,1 53 63

9 648 189 2 046 206 77,7 11 460 117 78,8 82 88

-Se espera que con los datos del Censo de 2001, el porcentaje de viviendas electrificadas sea mayor a las estimaciones

- La provincia de Francisco de Orellana se creó en 1998, pero los datos son del área que ahora le corresponde

TOTALES

Anexo 7.06

Pro-grama Anual

No. Viviendas Beneficiadas

No. Proyectos

Media y alta Tensión (km)

Baja Tensión

(km)

Transfor-madores

(kVA)

Presu-puesto (US$)

Asignación FERUM (US$)

Asign./ Viv.

(US$)1998 49 306 598 834 899 25 465 12 019 933 9 953 849 153 1999 80 838 928 1 634 1 262 41 052 26 224 008 21 468 865 249 2000 43 342 494 557 607 18 729 20 318 527 13 316 507 285 2001 289 817 973 1 683 1 167 110 493 33 761 348 21 154 195 73 2002 223 670 1 056 2 435 1 804 99 448 41 173 221 30 367 553 136 2003 190 000 1 000 2 000 1 500 35 000 43 000 000 32 000 000 168 2004 70 000 1 100 2 100 1 600 36 800 46 000 000 34 000 000 486 2005 73 000 1 200 2 200 1 700 38 600 49 000 000 36 000 000 493 2006 76 000 1 300 2 300 1 800 40 500 51 000 000 38 000 000 500 2007 80 000 1 400 2 400 1 900 42 500 54 000 000 40 000 000 500 2008 84 000 1 500 2 500 2 000 44 600 57 000 000 42 000 000 500 2009 89 000 1 600 2 600 2 100 46 800 61 000 000 45 000 000 506 2010 93 000 1 700 2 700 2 200 49 100 65 000 000 48 000 000 516 2011 97 000 1 800 2 800 2 300 51 600 69 000 000 51 000 000 526

1998-2000 173 486 2 020 3 025 2 769 85 246 58 562 469 44 739 222 258 2002-2011 1 075 670 13 656 24 035 18 904 484 948 536 173 221 396 367 553 368 -Están incluidas las asignaciones para cubrir déficits operacionales de generación de sistemas no Incorporados-En 2003 se complatan los proyectos de subtransmisión a 69 kV.-En los programas hasta 1999, se usa paridad Sucre/Dólar, del mes en que se presentó cada programa (Sep. año anterior)-Se proyecta la disponibilidad (asignación), solo con el 10% que pagarían los industriales y comerciales-Desde 2004 se liberan recursos del déficit operacional de la E.E. Sucumbíos. Se incorpora al S.N.I. (disminuyen las viviendas beneficiadas de ese sistema)-El factor costo / vivienda se incrementa en el tiempo porque los proyectos rurales son cada vez más caros por dispersión y lejanía

PLANES DE ELECTRIFICACIÓN RURAL Y URBANO MARGINAL CON RECURSOS DEL FONDO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL Y URBANO MARGINAL, FERUM

PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 2002 - 2011

PROCESO DE APROBACIÓN

Luego de varias modificaciones, se presentó a la Dirección Ejecutiva, en noviembre del 2001, el Plan Nacional de Electrificación, para el período 2001-2010.

Los miembros del Directorio del CONELEC conocieron y analizaron el documento el 4 y 12 de diciembre de 2001.

En sesión del día 19 de diciembre de 2001, mediante Resolución No. 0298/01, el Directorio del CONELEC acogió el referido Plan y dispuso que se lo modifique considerando el decenio 2002–2011, manteniendo como base la estadística hasta el año 2000.

El 10 de enero de 2002 se puso el “Plan Nacional de Electrificación 2002 - 2011”, a disposición de los interesados, en la página web www.conelec.gov.ec

El 11 de Enero de 2002, se invitó a la Audiencia Pública, mediante publicación en los diarios de mayor circulación de las 3 principales ciudades del país, por medio de invitaciones por correo electrónico a los responsables de Planificación de las entidades relacionadas con el Sector Eléctrico; y, mediante la página web del CONELEC.

El 16 de Enero de 2002 se realizó la Audiencia Pública, con asistencia de personas particulares y representantes de Empresas e Instituciones.

El Directorio del CONELEC, con resolución No. 0048/02 de 27 de Febrero de 2002, aprobó el presente Plan Nacional de Electrificación del Ecuador, para el período 2002 - 2011.