Capítulo 5 DEMANDA ELÉCTRICA

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1 Capítulo 5 DEMANDA ELÉCTRICA

2 5. DEMANDA ELÉCTRICA 5.1. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA La situación macro-económica del país de los últimos años, permite un mejor tratamiento metodológico de las proyecciones de la demanda eléctrica. Adicionalmente, siguen participando con mayor protagonismo las empresas distribuidoras, las cuales por la cercanía y conocimiento del mercado de su área de concesión, están, o deben estar, mejor preparadas para determinar la previsión de sus necesidades futuras de energía y potencia eléctricas, tanto en el plano global como en el geográ co. Para hacer factible la participación de las empresas en los análisis de la proyección de la demanda eléctrica, se han continuado efectuando procesos de consulta por parte del CONELEC. Como resultado de estos procesos, las distribuidoras establecen y presentan sus proyecciones de demanda por cada subestación de su sistema y el total de la empresa. En esta versión del Plan se ha procesado y se presenta las proyecciones de cada una de las distribuidoras que conforman la CNEL. Con los datos obtenidos del análisis de estas empresas y las tendencias del comportamiento del mercado, se ha obtenido una actualización de la proyección de la demanda para el período que cubre el presente Plan. La evolución del mercado eléctrico ecuatoriano, en lo que a demanda de energía y potencia se re ere, ha mantenido una situación de crecimiento sostenido durante los siete últimos años. Al nivel de barras de subestación de entrega los resultados porcentuales han sido estos: TASA DE CRECIMIENTO ANUAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA (Consumo total del sistema nacional interconectado) Grá co 5.1 Las di cultades de carácter económico que había tenido el país entre los años 1998 y 2000 se re ejaron como el principal factor de incertidumbre para la proyección de la demanda, por lo que ha sido necesario un más frecuente seguimiento a la evolución del 162

3 comportamiento de las variables y de los respectivos indicadores, con el n de introducir, mediante estudios de demanda, los correspondientes ajustes a las proyecciones. De la evolución de los indicadores macro económicos nacionales, publicados por el Banco Central del Ecuador, se advierte un crecimiento anual del PIB en los siguientes valores porcentuales. Tabla 5.1 VARIACIÓN ANUAL DEL PIB AÑO Porcentaje ,1% ,3% ,8% ,3% ,2% ,6% ,0% ,0% ,9% ,5% ,3% Fundamentalmente, por las variaciones en los niveles del precio de la electricidad, la evolución de la demanda eléctrica en el país ha tenido durante la anterior década, un comportamiento diferente al crecimiento del producto interno. Sobre todo entre 1994 y 1997, el decrecimiento de la tarifa, referida a precios en moneda constante, causó un alto crecimiento de la demanda, ocasionando una aparente distorsión en la correlación entre la evolución de la energía eléctrica con la economía del país. Una comparación porcentual de estos crecimientos, a partir de 1990, se indica en el Grá co 5.2: TASA ANUAL DE VARIACIÓN DEL PIB Y DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA Grá co 5.2 Según este grá co, si bien los crecimientos de la electricidad y de la economía han mantenido la tendencia en la mayoría de períodos anuales, los años en los cuales son 163

4 sustancialmente mayores los crecimientos de energía eléctrica frente a los del PIB, corresponden a aquellos en los cuales los precios de la electricidad han sido los menores. En el año 2001, la economía del país creció algo más que la energía eléctrica. El menor crecimiento de la demanda se explica fundamentalmente por el bajo crecimiento del consumo de energía eléctrica comercial e industrial aún cuando el sector residencial revirtió su tendencia decreciente de los 2 años anteriores. En el año 2002 el consumo del sector residencial tuvo un alto crecimiento anual (7%) y más aún el consumo comercial que aumentó un 11,2% respecto del año anterior. El consumo industrial creció un 5,1%. Este comportamiento de la carga justi ca el crecimiento total anual del 5,9%. En cuanto al año 2003, se produjo una notable disminución del consumo industrial que creció solo en un 2,9% frente a los segmentos residencial y comercial, que aumentaron 5,5% y 6,6%, respectivamente. El incremento del consumo total de energía ha sido de 4,6%, sin considerar la exportación de energía a Colombia. El comportamiento de la demanda en el 2004 se ha caracterizado por el aumento del consumo comercial que alcanzó un 9%, en tanto que el residencial lo hizo en un 8,3%. En ese año el crecimiento del consumo eléctrico y de la economía fueron similares, con valores de 6,6% y 6,9% respectivamente. En marzo de 2003 se decretó una reducción de las tarifas de electricidad en un 5%, aspecto que habría incidido en un mayor consumo. El año 2005 ha tenido un comportamiento global del consumo de energía eléctrica similar al precedente, en el orden del 6,5%; sin embargo, la economía creció en el 3,3%, incrementándose la diferencia porcentual entre estas dos variables. Como una evaluación general, el año 2006 tuvo un crecimiento de la demanda del SNI, al nivel de barras de subestación de entrega a los sistemas de distribución, en el orden del 6,7% con respecto al año anterior, frente a una proyección de 6,2 %. En estos crecimientos no se incluyen las exportaciones a Colombia, las cuales han sido de unos 35 GWh en el 2004, de 16 GWh en el 2005 y de 1,1 GWh en el En los años 2007 y 2008, el crecimiento de la demanda de electricidad se ha mantenido en valores considerados altos, por sobre el 5 por ciento, aunque con tendencia decreciente, situación a la que han contribuido los programas de reemplazo de focos incandescentes por focos ahorradores de energía, que se han implementado en las distribuidoras bajo la programación y liderazgo del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. En cuanto a la relación con el crecimiento de la economía, esta se ha mantenido por debajo de la electricidad PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA En la proyección del consumo se mantienen los tres escenarios de crecimiento: menor, medio y mayor, en función del crecimiento del producto interno bruto y las metas del nivel de precios y cobertura del servicio eléctrico que se desean alcanzar. Para el año 2009, se toma en cuenta la estimación del Banco Central del Ecuador que es de 3,82 por ciento. Este valor corresponde a uno de los escenarios posibles que se abren, 164

5 tomando en consideración las incertidumbres que hay en este momento en el mercado internacional: la crisis, la falta de recursos, la caída del precio del petróleo y la posible caída de las importaciones. Los escenarios de crecimiento de la demanda de electricidad tienen como uno de sus componentes, la cobertura del servicio. Este parámetro y el del crecimiento de la economía se establecen en el siguiente cuadro, para el período del Plan. Tabla 5.2 ESCENARIOS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA (cifras en porcentaje) EXPECTATIVA MENOR MEDIO MAYOR Cobertura urbana año ,0 93,5 93,9 Cobertura rural año ,4 87,3 88,0 Cobertura nacional año ,9 91,3 91,8 PIB anual medio, año ,4 2,6 3,8 Cobertura urbana año ,7 97,7 98,5 Cobertura rural año ,0 93,0 93,7 Cobertura nacional año ,4 96,3 97,1 PIB anual medio, años ,3 4,3 5,2 Adicionalmente, la sensibilidad al precio de la energía eléctrica también ha sido un factor considerado para el ajuste de la demanda. Según el pliego tarifario vigente, los costos para la determinación de las tarifas comprenderán, de conformidad con la Ley: el Precio Referencial de Generación (PRG), el costo medio del sistema de Transmisión (CMT) y el Valor Agregado de Distribución (VAD), de empresas e cientes. Un aspecto importante para la proyección de la demanda ha sido el incorporar en el Plan, la recuperación de pérdidas de energía, según las regulaciones que el CONELEC ha dispuesto sobre este tema. Especí camente, el Reglamento de Tarifas y las Regulaciones para la Reducción Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución, establecen que el límite admisible para las pérdidas no técnicas en el cálculo de tarifas, será jado hasta llegar al 2%, porcentaje máximo aceptable que deberá mantenerse a futuro. Para el estudio de proyección de la demanda, se prevé que las pérdidas de energía se reducirán en forma progresiva, sobre todo las pérdidas no técnicas. Se plantea un nivel de pérdidas totales de energía en distribución, en el orden del 8,5%, en términos de promedio del país, para el año El Plan Nacional de Reducción de Pérdidas PLANREP, aprobado por el Directorio del CONELEC descrito como parte del Capítulo de Expansión de la Distribución de este PME, describe el alcance de las acciones y objetivos para el control de las pérdidas de energía de las distribuidoras. Como otro aspecto importante en la actualización de la demanda, se considera los sectores no incorporados al Sistema Nacional Interconectado, con el n de obtener una evaluación de los requerimientos de energía eléctrica, como servicio público, en el ámbito nacional. Se ha tenido también en cuenta que en el año 2009, el sistema de la empresa Sucumbíos se incorpora totalmente al SNI. 165

6 Del análisis histórico de los últimos 10 años, la evolución de la composición del consumo en los diferentes sectores o tipos de usuarios del servicio eléctrico en el SNI (residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros) ha sido diferente. En el grá co siguiente se aprecia esta circunstancia. COMPOSICIÓN DEL CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA POR SECTORES Grá co 5.3 Se puede advertir que, entre los años 1998 y 2008, el crecimiento relativo del consumo de energía ha sido mayor en los sectores: Comercial en cuatro puntos porcentuales e Industrial en seis puntos, pero ha disminuido la participación Residencial en seis puntos. El crecimiento medio anual del consumo total ha estado en 4,4%, en el período La composición de incremento de los principales sectores de consumo, se indica en el cuadro siguiente: Tabla 5.3 CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh) Resultados de la proyección de consumo de energía La proyección de las ventas de energía eléctrica en el ámbito del SNI, ha sido analizada sobre la base de los antecedentes de crecimiento de los diferentes sectores de consumo y de las proyecciones globales de las empresas eléctricas de distribución en el entorno económico actual y previsto, así como en el entorno de varias hipótesis de proyección. 166

7 En el análisis prospectivo realizado para la presente edición del Plan Maestro de Electri cación se parte del principio de que la demanda puede ser una variable controlable, por la plani cación energética y los incentivos a la demanda. Para incorporar esta política al análisis, se han de nido cuatro hipótesis para el desarrollo futuro de la demanda de servicio público de electricidad. En este contexto, en la proyección de la demanda se ha considerado como Primera Hipótesis una proyección sin intervención que equivale a un tratamiento tendencial. Una Segunda Hipótesis incorpora las cargas especiales de tipo industrial fundamentalmente, cuya infraestructura eléctrica está ejecutándose o ya existe. Se han tomado en cuenta las solicitudes de agentes existentes y futuros que han hecho explícitos sus requerimientos de acceso a la capacidad de transmisión del SNT, además de otros desarrollos importantes en especial en la zona de Manta. Los requerimientos de estas cargas especiales son de corto y mediano plazo. Para nes de proyección se han cuanti cado de acuerdo con los siguientes requerimientos de potencia en la hora de demanda máxima. Tabla 5.4 REQUERIMIENTOS DE COSUMO DE CARGAS ESPECIALES (Potencia en MW) Una Tercera Hipótesis que se ha tomado en cuenta, es la incorporación progresiva de la cocción y calentamiento de agua mediante la sustitución del gas licuado de petróleo (GLP) como fuente energética, para utilizar dispositivos que utilicen electricidad: cocinas de inducción, duchas y calefones eléctricos, entre los principales. Esta constituye una de las más importantes intervenciones que considera la Matriz Energética elaborada por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. La Cuarta Hipótesis de análisis para determinar los requerimientos futuros de energía y potencia en el ámbito del SNI tiene que ver con el desarrollo de la gran industria. Concretamente, la política de Gobierno para promover la explotación responsable y ambiental de la minería, el desarrollo de industrias de siderúrgica y de explotación de hidrocarburos ha sido incorporada en la proyección. Del conjunto de proyecciones analizadas, a continuación se presentan los resultados del la Hipótesis 3, que constituye la alternativa de mayor prioridad para su implementación. El crecimiento anual del consumo facturado o ventas; y, los porcentajes medios anuales de crecimiento en el período de la Hipótesis 3, se resumen en el siguiente cuadro. 167

8 Tabla 5.5 PROYECCIÓN DEL CONSUMO FACTURADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (En GWh, escenario de crecimiento medio) En la proyección de estos consumos se ha considerado fundamentalmente las tendencias estadísticas de la facturación, analizada a través de series de tiempo, la recuperación de las pérdidas no técnicas, las cargas especiales y las previsiones de intervención en la matriz energética por la sustitución del GLP. Los datos de la proyección del consumo de energía eléctrica para el escenario de crecimiento medio y su evolución histórica a partir de 1998, con la participación porcentual respecto del consumo total, de cada uno de los sectores de consumo, se indican en el Anexo 5.1. En el Anexo 5.2 se muestran los resultados de la previsión del consumo global de energía eléctrica del SNI, en valores anuales, para los 3 escenarios considerados. Esta proyección se ha extendido hasta el año Recuperación de las pérdidas de energía eléctrica Un aspecto importante que forma parte del análisis de proyección constituye la recuperación del consumo debido a la reducción y control de las pérdidas de energía y potencia, sobre todo entre los años 2008 y 2010, período en el cual este Plan propone una recuperación del consumo en el orden del 5 % de la demanda de energía de las empresas distribuidoras, como promedio nacional. La recuperación del consumo de energía consiste básicamente en la reducción de las pérdidas no técnicas, de acuerdo con las regulaciones para el control de esta energía y mediante una mejora sustancial en la gestión de las empresas distribuidoras, especialmente en aquellas que tienen porcentajes superiores al promedio nacional. 168

9 La evolución histórica de las pérdidas de energía en distribución y la proyección que deberían tener estas, para llegar a metas adecuadas en el período de este Plan, se indica en el siguiente grá co. VARIACIÓN DEL PORCENTAJE ANUAL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN Grá co Proyección de usuarios En cuanto a la perspectiva del número de consumidores o usuarios del servicio eléctrico, las consideraciones del análisis han tomado en cuenta para la proyección, el comportamiento futuro que tendría el consumo medio unitario anual de los principales sectores de consumo. En este sentido, de acuerdo con el incremento en la e ciencia de los artefactos eléctricos así como en su uso, pero también por la incorporación de la cocción y calefones eléctricos se prevé, en el período del Plan, un crecimiento medio del consumo unitario en el orden de 9 % anual para el sector residencial; -1 % para el comercial y -3,1 % para el industrial. En particular, la iluminación como uso residencial, está incorporando la utilización de lámparas (focos) del tipo uorescente compacto, con lo cual los consumidores compensan en cierta medida los incrementos de consumo por la cocción, duchas y calefones. En el ámbito del SNI, el crecimiento medio anual de los consumidores se prevé que será de un 2,6 % en el escenario de menor crecimiento; y, de 3,1 % y 3,5 % respectivamente, para los escenarios de crecimiento medio y mayor en el período Estos porcentajes de crecimiento toman en cuenta la recuperación de los consumidores irregulares, como parte de los planes de reducción de pérdidas. En el Anexo 5.3 se describe esta proyección en forma anual para los 3 escenarios, así como los datos estadísticos del período Los consumidores desagregados por sectores para el escenario de crecimiento medio, así como el consumo promedio anual por consumidor, para la Hipótesis 3, se indica en el cuadro siguiente: 169

10 Tabla 5.6 PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO (Escenario de crecimiento medio) 5.3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA. HIPÓTESIS 3 La previsión de los requerimientos de energía en el SNI, al nivel de barra de subestación de entrega, se la obtiene sumando el consumo, la recuperación del consumo y las pérdidas de las distribuidoras, para los tres escenarios de nidos en el Plan. Como ya se mencionó antes, las pérdidas de energía en distribución, deben reducirse en forma progresiva hasta un valor en el orden del 8% en el año Esta demanda en forma anual se indica en el Anexo 5.4, con la evolución a partir de Esta proyección de energía y de potencia, también toma en cuenta una mejora del factor de carga, que debería evolucionar desde un 66% que es el valor estimado de los últimos años, hasta un 71% en el 2020 y algo más del 72 % en el horizonte de la proyección, el El incremento del factor de carga es consistente con la esperada recuperación de la demanda industrial, frente a los demás sectores de consumo. Cabe indicarse que por las características de utilización de la carga asociada a la cocción, ducha y calefón eléctricos, esta incrementaría la demanda en la hora de pico de modo que prácticamente se mantiene sin variación el factor de carga diario del sistema eléctrico, toda vez que las mayores demandas diarias de potencia de esta carga se producen hacia las 7 y 13 horas. De acuerdo con la evolución proyectada para el factor de carga, la demanda de electricidad tendría los siguientes crecimientos medios anuales entre 2009 y 2020, para cada uno de los tres escenarios: 170

11 Tabla 5.7 CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA PERÍODO (En barras de subestación de entrega) La demanda anual de energía al nivel de barras de subestación principal para cada una de las 20 empresas y de distribución existentes, se indica en el Anexo 5.5, obtenida como resultado del análisis de proyección, para el cual se ha tomado en cuenta, entre otros aspectos, las proyecciones presentadas por las distribuidoras. Esta proyección corresponde tanto de las 19 distribuidoras que integran el SNI (Sucumbíos en proceso de integración), como a la distribuidora Empresa Galápagos, no incorporada, y los pequeños sistemas no incorporados que forman parte de las respectivas empresas, según el área de concesión, los cuales solo representan el 0,2% de la demanda nacional de energía eléctrica de servicio público. La proyección de la demanda de potencia máxima anual de cada una de las empresas eléctricas distribuidoras, para el escenario medio y las potencias totales coincidentes, se establece en el Anexo 5.6, al nivel de barras de subestación de entrega. Los datos globales anuales al nivel nacional, tanto de la energía (en GWh) como potencia (en MW) son los siguientes: Tabla 5.8 PROYECCIÓN ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA MÁXIMA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA - ESCENARIO MEDIO Un aspecto que merece especial atención para la proyección de la demanda, constituye la estadística obtenida de la operación del sistema eléctrico ecuatoriano en forma mensual, con el propósito de monitorear el comportamiento de la carga y establecer la necesidad de la realización de nuevos análisis de perspectiva, así como para obtener indicadores del comportamiento del consumo de energía eléctrica, análisis que tiene, entre otros propósitos, el de ir conformado información para estudios de conservación y manejo de demanda. Este seguimiento se efectúa con la información estadística más temprana que publica el CENACE en su sitio de Internet. La evaluación del comportamiento de la carga se efectúa para cada distribuidora y se la compara con las previsiones de los estudios. Los indicadores más relevantes que se obtienen, así como los parámetros de la demanda y los resultados mensuales se pueden apreciar en el cuadro y grá co siguientes, los cuales constituyen el agregado de todas las distribuidoras que reciben el suministro del MEM. 171

12 Tabla 5.9 DEMANDA DE LA ENERGÍA MENSUAL REQUERIDA AL MEM (MWh) Incluye energía de Grandes Consumidores y Consumos Propios en el área de concesión, sin exportaciones Sobre la base de la información obtenida como seguimiento de la carga, las características más relevantes del comportamiento de la demanda durante diciembre de 2007 y diciembre de 2008 se resumen a continuación. En cuanto a la energía, el mayor crecimiento mensual del período, con respecto al correspondiente mes del período anual anterior se ha producido en agosto de A partir de diciembre de 2007 y hasta marzo de 2008 se han producido descensos en la tasa mensual de consumo, referida a los 12 últimos meses, estabilizándose en el orden de 3,5% hasta junio y con tendencia creciente en el segundo semestre de 2008, para terminar el año con un crecimiento del 5,4%, al nivel de barras de subestación de entrega. El porcentaje de crecimiento de la demanda de energía proyectado para el año 2008 fue de 5,5% al nivel de barras de subestación de entrega, en tanto que el valor real de variación ha sido 5,4%, por lo que la previsión ha tenido un margen de error de 1,8% PRONÓSTICO DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN Para encontrar la demanda en bornes de generación se suma a los valores correspondientes al nivel de barra de subestación principal, los consumos propios de las plantas generadoras y las pérdidas del sistema de transmisión. Al igual que para la distribución, se considera que el Sistema Nacional de Transmisión mejorará su e ciencia en forma progresiva, para reducir las pérdidas de energía desde el 172

13 3,6% que mantiene como promedio de los últimos 2 años, hasta un 3,0% al nal del período de proyección. Dependiendo de la hidrología, el SNT transporta entre el 82% y 86% de la energía que se entrega a las distribuidoras en las barras de subestación, con un porcentaje promedio anual del 84%. De acuerdo con los proyectos de generación candidatos, que se analizan en el Capítulo de Expansión de la Generación, este porcentaje tenderá a incrementarse hasta un 96%, al nal del período del Plan. Como resultado de los análisis efectuados para el SNI, en el Anexo 5.7 se muestra, para los tres escenarios, las proyecciones anuales entre 2009 y 2020, de la demanda de energía en bornes de generación. La demanda máxima de potencia del SNI, en bornes de generación, se la obtiene aplicando los factores de carga anuales a la demanda de energía prevista en el período de análisis. Las estadísticas desde 1998 hasta 2008 y las proyecciones hasta el año 2020, constan en el Anexo 5.8. En el grá co siguiente se aprecia la tendencia de los seis últimos años. DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA MENSUAL EN BORNES DE GENERADOR Grá co 5.5 En el grá co anterior se puede notar los resultados de las medidas tomadas en los tres últimos meses de 2005 para reducir el consumo de electricidad por las di cultades en la oferta de generación derivadas de un agudo estiaje e indisponibilidades de ciertos equipos. Tanto por la reducción del voltaje en el sistema como por la desconexión de una parte del alumbrado público se tuvo una demanda menor entre un 2 y 3% en el período en que aplicaron estas medidas. Esta alteración en la tendencia de la demanda ha sido tomada en cuenta en los análisis de proyección de la demanda. En todo caso, la tasa anual de variación de la demanda de potencia máxima está teniendo una tendencia decreciente, aspecto que se debe fundamentalmente a la incorporación de focos ahorradores. El Anexo 5.9 muestra la energía en bornes de generación y en barras de subestación de entrega. La diferencia entre ambas constituye la pérdida de transmisión y los 173

14 consumos propios de las centrales. Como parte del Anexo 5.09, se muestra un grá co con las demandas mensuales de energía típicas, en por unidad, en bornes de generación. En los Anexos 5.10 y 5.11 se presenta la demanda mensual de energía y de potencia máxima, respectivamente, en bornes de generación para los tres escenarios de crecimiento. La distribución mensual se la ha realizado tomando como referencia lo ocurrido entre 2003 y Como se mencionó en el numeral 5.2.1, en el estudio de proyección de la demanda se han analizado los casos relacionados con cuatro hipótesis básicas de comportamiento futuro de la demanda, que se resumen así: Hipótesis 1. Toma en cuenta el comportamiento tendencial de la demanda nacional y las proyecciones de las distribuidoras. Hipótesis 2: Considera la incorporación de las cargas especiales de tipo industrial que han formalizado sus requerimientos. Hipótesis 3: Corresponde a la Hipótesis 2, pero incorpora la intervención en la demanda por medio de la sustitución progresiva de cocinas y calefones que funcionan con GLP, por aparatos eléctricos. Hipótesis 4: Constituye la integración de las anteriores y se añaden los consumos de la gran industria, básicamente de metalurgia y minería. Los estudios de proyección de la demanda efectuados para cada una de estas hipótesis establecen los requerimientos de potencia y energía que podrían presentarse en el desarrollo del sector eléctrico. Los resultados de la proyección de potencia máxima anual para el escenario de crecimiento medio se presentan a continuación. Tabla 5.10 PREVISIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA ANUAL DE POTENCIA (MW) EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI Y ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO Las proyecciones de potencia activa máxima y de energía activa para la Hipótesis 3, en bornes de generación del Sistema Nacional Interconectado, para los tres escenarios de 174

15 crecimiento analizado y el período que contempla este Plan, se resumen en la siguiente tabla. Tabla 5.11 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERADOR DEMANDA DE POTENCIA (MW) DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) AÑO MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR Crecimiento ,0% 5,7% 6,4% 5,5% 6,3% 7,0% 5.1. CURVAS DE CARGA DIARIA A continuación se indican las curvas de carga del SNI para un día laborable (promedio de los días lunes y viernes) para uno semi laborable (sábado) y para un día festivo (domingo). La potencia se expresa en por unidad (p.u.) de la máxima del día laborable. Tabla 5.12 CURVA DE CARGA DIARIA REPRESENTATIVA. PROYECCIÓN SIN INTERVENCIÓN 175

16 Estas curvas de carga diarias representan la caracterización del comportamiento de la demanda sin medidas de intervención. Sin embargo, dado que los lineamientos de la Matriz Energética establecen la necesidad de la demanda sea una variable controlable, por la plani cación energética y los incentivos a la demanda, la incorporación de la los consumos por calefacción y cocción con electricidad han sido analizados para establecer el impacto de este consumo en la curva de carga diaria y más concretamente en la hora de pico. Como resultado de los estudios de proyección efectuados con la Hipótesis 3, se han obtenido las curvas de carga diaria para el nal del período del plan, según los valores indicados en la siguiente tabla. Tabla 5.13 CURVA DE CARGA DIARIA REPRESENTATIVA. PROYECCIÓN CON INTERVENCIÓN: CARGAS ESPECIALES, REEMPLAZO DE COCCIÓN Y CALEFÓN A GAS POR ELECTRICIDAD Los resultados de la prospectiva de la demanda de este Plan, constituyen una actualización con respecto de la proyección del anterior Plan de Electri cación. En tasas de crecimiento anual, los resultados de la proyección actualizada de la energía, varían especialmente en los años 2007 y 2008 con respecto de la previsión anterior, como consecuencia de los supuestos económicos del país para esos años y una apreciación de este crecimiento económico, fundamentalmente. Particularmente, se espera que continuará una reactivación económica y social del país durante el período por lo que los crecimientos de las demandas de potencia y energía eléctrica, igualmente, deben ser compatibles con ese crecimiento. 176

17 Una de las políticas tarifarias que se impulsan para promover el uso industrial de la energía eléctrica, es la incorporación de diferenciación horaria en este consumo de modo que los usuarios puedan reducir los costos de la planilla, sobre la base de un mejor factor de utilización. Con el n de restablecer la con anza en la nueva gestión económica, detener la contracción de la actividad económica y sentar las bases de un renovado crecimiento con rostro social, el Gobierno está llevando a cabo un profundo programa de reforma para el sector eléctrico, entre otros mecanismos, mediante el fomento de inversiones de largo plazo en generación hidroeléctrica para sustituir la generación termoeléctrica ine ciente que ha elevado las tarifas al usuario nal y disminuir los costos de los insumos para la construcción y ejecución de nuevas plantas hidroeléctricas, tales como los aranceles de importación de bienes de capital, el Impuesto al Valor Agregado (IVA) y el Impuesto a la Renta que generen las nuevas inversiones, para que no se trasladen en las facturas al usuario nal. El CONELEC actualiza las proyecciones del mercado, teniendo en cuenta los resultados de los períodos previos, las políticas energéticas y de intervención de la demanda que de ne el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable - MEER, las condiciones macroeconómicas del país y las previsiones y estudios que presenten el CENACE, TRANSELECTRIC, las distribuidoras y los grandes consumidores. 177

18 ANEXOS DEL ANEXO 5.1 EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTORES SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI) ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO TOTAL GWh % detotal GWh % detotal GWh % detotal GWh % detotal GWh CREC % -1.7% 6.0% 1.5% 6.5% 2.0% 3.2% -1.1% 4.4% CREC % 1.1% 6.9% -0.5% 7.8% 0.3% 3.6% -3.6% 7.4% HISTÓRICO PRONÓSTICO AÑO GWh EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL S N I RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL ALUMB. PÚBLICO Y OTROS AÑO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL ALUMB. PÚBLICO Y OTROS 178

19 ANEXO 5.2 EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DEL CONSUMO TOTAL (GWh) DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO PROYECCIÓN PERÍODO (SE INCLUYE LA RECUPERACIÓN DEL CONSUMO POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS) CONSUMO ELÉCTRICO RECUPERACIÓN DEL CONSUMO ELÉCTRICO AÑO HISTÓ- CRECIMIENTO CONSUMO CON RECUPERACIÓN RICO MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR La recuperación de consumo constituye la facturación de la energía que constan como pérdidas no técnicas, como resultado de la gestión de control de pérdidas de las distribuidoras % 6.7% 7.5% 26.2% 27.2% 28.1% 6.8% 7.7% 8.5% 5.1% 5.9% 6.6% 15.2% 16.1% 16.9% 5.6% 6.4% 7.1% CREC CREC

20 AÑO ANEXO 5.3 PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO TOTAL POR ESCENARIOS DE CRECIMIENTO SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO CONSUMO ANUAL POR ABONADO ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO (MWh) HISTÓ-RICO CRECIMIENTO HISTO- CRECIMIENTO MENOR MEDIO MAYOR RICO MENOR MEDIO MAYOR CREC % N.A. N.A. N.A. -0.2% N.A. N.A. N.A. CREC % 3.1% 3.5% 3.9% 4.2% 4.5% PROYECCIÓN DE LOS ABONADOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO HISTÓRICO MENOR MEDIO MAYOR AÑO

21 ANEXO 5.4 ENERGÍA (GWh) POTENCIA MÁXIMA (MW) AÑO HISTÓ- CRECIMIENTO HISTÓ- CRECIMIENTO RICO MENOR MEDIO MAYOR RICO MENOR MEDIO MAYOR PERÍODO DE PROYECCIÓN DEL PLAN EVOLUCIÓN Y PREVISIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA.- SNI (AL NIVEL DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA) % 3.6% % 6.3% 7.1% 5.1% 5.8% 6.5% % 5.3% 6.0% 4.1% 4.9% 5.6% 181

22 ANEXO 5.5 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA (GWh) ÁREAS DE CONCESIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN (INCLUYE A CARGAS ESPECIALES, REEMPLAZO DE COCCIÓN Y CALEFÓN A GAS POR ELECTRICIDAD) AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA.- CRECIMIENTO MEDIO DISTRIBUIDORA AMBATO ,003 1,051 1,093 1,131 AZOGUES CENTRO SUR ,073 1,152 1,232 1,304 1,367 CNEL-BOLIVAR CNEL-EL ORO ,070 1,137 1,197 CNEL-ESMERALDAS CNEL-GUAYAS-LOS RÍOS 1,291 1,365 1,455 1,549 1,645 1,746 1,889 2,063 2,237 2,412 2,576 2,727 CNEL-LOS RÍOS CNEL-MANABÍ 1,269 1,370 1,480 1,593 1,710 1,830 1,987 2,174 2,358 2,545 2,722 2,888 CNEL-MILAGRO ,040 1,100 CNEL-STA. ELENA CNEL-STO. DOMINGO CNEL-SUCUMBÍOS (1) COTOPAXI ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL 4,566 4,755 5,388 5,632 5,883 6,140 6,538 7,040 7,531 8,017 8,457 8,843 NORTE QUITO 3,567 3,945 4,123 4,303 4,488 4,677 4,974 5,354 5,725 6,093 6,425 6,716 RIOBAMBA SUR ENERGÍA EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA DEL S. N. I GALÁPAGOS TOTAL ENERGIA NO INCORPORADOS ENERGÍA EN BARRAS DE SUBESTACIÓN DE ENTREGA.- TOTAL NACIONAL (1) CNEL-SUCUMBÍOS INCORPORADA AL SNI 182

23 ANEXO 5.6 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE POTENCIA (MW) ÁREAS DE CONCESIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN (INCLUYE A CARGAS ESPECIALES, REEMPLAZO DE COCCIÓN Y CALEFÓN A GAS POR ELECTRICIDAD) AL NIVEL DE BARRAS SUBESTACIÓN DE ENTREGA - CRECIMIENTO MEDIO DISTRIBUIDORA AMBATO AZOGUES CENTRO SUR CNEL-BOLÍVAR CNEL-EL ORO CNEL-ESMERALDAS CNEL-GUAYAS - LOS RÍOS CNEL-LOS RÍOS CNEL-MANABÍ CNEL-MILAGRO CNEL-STA. ELENA CNEL-STO. DOMINGO CNEL-SUCUMBÍOS (1) COTOPAXI ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL ,036 1,116 1,193 1,270 1,340 1,401 NORTE QUITO ,032 1,086 1,134 RIOBAMBA SUR POTENCIA MÁXIMA NO COINCIDENTE.- S N I POTENCIA MÁXIMA COINCIDENTE EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA DEL SNI GALÁPAGOS POTENCIA MÁXIMA COINCIDENTE EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA.- PAÍS (1) CNEL-SUCUMBÍOS INCORPORADA AL SNI 183

24 ANEXO 5.7 PREVISIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (*) DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) TASAS DE CRECIMIENTO (%) AÑO ESCENARIOS Histó- Histórico ESCENARIOS Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor rico Crec % Crec % 6.3% 7.0% (*) Proyección de la demanda con cargas especiales, reemplazo de cocción y calefón a gas por electricidad Proyección de la Demanda de Energía en Bornes de Generación Crec. Mayor Crec. Medio Crec. Menor Crec. Histórico 184

25 ANEXO 5.8 PREVISIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA ANUAL DE POTENCIA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (*) DEMANDA DE POTENCIA (MW) TASAS DE CRECIMIENTO (%) AÑO ESCENARIOS ESCENARIOS Histórico Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor Histórico Crec % (*) Proyección de la demanda con cargas especiales, reemplazo Crec % 5.8% 6.5% de cocción y calefón a gas por electricidad MW Proyección de la Demanda Máxima de Potencia en Bornes de Generación del SNI AÑOS Crec. Histórico Crec. Mayor Crec. Medio Crec. Menor 185

26 AÑO ANEXO 5.9 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL SNI (GWh) EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA ESCENARIO DE CRECIMIENTO EN BORNES DE GENERACIÓN ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR DEMANDA MENSUAL DE ENERGÍA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (p.u.) 0,09 0,08 0,07 0,06 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic ,05 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic p. u. 0,084 0,076 0,085 0,083 0,086 0,082 0,084 0,083 0,081 0,085 0,083 0,

27 ANEXO 5.10 DEMANDA MENSUAL DE ENERGíA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (GWh) AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL Factor Factor AÑO B AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MAYOR Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL

28 ANEXO 5.11 DEMANDA MENSUAL DE POTENCIA MÁXIMA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI (MW) AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MENOR Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX Factor AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MEDIO Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX AÑO ESCENARIO DE CRECIMIENTO MAYOR Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX