Plan de Negocios - Diseño del Proyecto Hidroelectrico Chinchipe (Tesis de Maestría Universidad Nacional de Loja)

DISEÑO DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO CHINCHIPE - PLAN DE NEGOCIOS
MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS 1
UNIVERSIDAD NACIONAL DE LOJA
AREA JURÍDICA, SOCIAL Y ADMINISTRATIVA
MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS
DISEÑO DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO
“CHINCHIPE” - PLAN DE NEGOCIOS
Tesis previa la obtención del
grado de Magíster en
Administración de Empresas.
Autores:
YOLANDA CASTILLO TORRES
FRANCO EDDY PINEDA OCHOA
JORGE PATRICIO MUÑOZ VIZHÑAY
Director:
Ing. Ramiro García, MSc
LOJA
2005

AGRADECIMIENTOS
A la Universidad Nacional de Loja por la oportunidad para desarrollar los estudios
de la Maestría en Administración de Empresas, así como también por la ayuda
financiera.
Al Profesor MSc. Ing. Ramiro García por su orientación y recomendaciones en la
elaboración del presente trabajo.
A los profesores de cada uno de los eventos de la Maestría que se empeñaron en
impartir sus conocimientos.
Al Coordinador MAE Ing. Gonzalo Noriega Polo y personal de la Secretaría de la
Maestría en Administración de Empresas.
A los amigos y compañeros de la Maestría por su apoyo y amistad.

DECLARATORIA DE LOS AUTORES:
Nosotros, ingenieros Yolanda Castillo Torres, Franco Eddy Pineda Ochoa y Jorge Patricio
Muñoz Vizhñay, autores del presente trabajo científico de investigación DISEÑO DEL
PROYECTO HIDROELÉCTRICO “CHINCHIPE” – PLAN DE NEGOCIOS, certificamos la
propiedad intelectual a favor de la Universidad Nacional de Loja (Ecuador), pudiendo
hacer uso del mismo en los procesos académicos que se estimare conveniente.
Yolanda Castillo Torres Franco Eddy Pineda Ochoa
Jorge Patricio Muñoz Vizhñay

EQUIVALENCIAS ELÉCTRICAS
MAGNITUD SIMBOLO MAGNITUD SÍMBOLO EQUIVALENTE
Giga vatio hora GWh kilovatio hora kWh 1 GWh = 1’000.000 kWh
Mega vatio MW kilo vatio kW 1 MW = 1.000 kW
EQUIVALENCIAS MONETARIAS
MAGNITUD SIMBOLO MAGNITUD SÍMBOLO EQUIVALENTE
Dólares USA USD centavos Dólar ¢USD 1 USD = 100 ¢USD
UNIDADES DE MEDIDA
MAGNITUD UNIDAD SIMBOLO
Altura sobre nível del mar Metros sobre el nivel del mar msnm
Área Metro cuadrado m
2
Caudal Metro cúbico por segundo m
3
/s
Corriente Amperio A
Energía Kilovatio hora kWh
Megavatio hora MWh
Gigavatiohora GWh
Frecuencia Hertzio Hz
Fuerza Newton N
Kilogramo kg
Longitud Metro m
Masa Kilogramo kg
Nível de ruido Bel B
Potencia Kilovatio kW
Megavatio MW
Presión Pascal Pa
Kilogramo por cm
2
kg/cm
2
Resistência eléctrica Ohmio Ohm
Temperatura Grados Celcius
o
C
Tensión Voltio V
Tiempo Segundo s
Minuto min
Hora h
Velocidad Metro por segundo m/s
Velocidad de rotación Revoluciones por minuto rpm
Volumen Metro cúbico m
3

LISTA DE ABREVIATURAS
CENACE Centro Nacional de Control de Energía
CMI Cuadro de Mando Integral
CNRH Consejo Nacional de Recursos Hídricos
CONELEC Consejo Nacional de Electricidad
ECS Sistema de control de calidad
EERSSA Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.
H Centrales de Generación Hidroeléctrica
INECEL Instituto Ecuatoriano de Electrificación
ISO International Organization for Standardization
LRSE Ley de Régimen del Sector Eléctrico
MCI Motor de Combustión Interna
MEM Mercado Eléctrico Mayorista
PEA Población Económicamente Activa
PRPD Potencia Remunerable Puesta a Disposición
PYMES Pequeñas y medianas empresas
RSRGLRSE Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen
del Sector Eléctrico
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition
SNI Sistema Nacional Interconectado
SNT Sistema Nacional de Transmisión
TG Central Térmica a Gas
TGN Central a Gas Natural
TV Central Térmica a Vapor
TIR Tasa Interna de Retorno
TMAR Tasa Mínima Aceptable de Rendimiento
UICN Unión Internacional para Conservación de la Naturaleza
VAN Valor Actual Neto

GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS
Abonados (clientes) Se clasifican en Residenciales, Comerciales, Industriales,
Alumbrado Público y Otros (Entidades oficiales, Asistencia
social, Beneficio público, Bombeo de agua, Escenarios
deportivos, Periódicos y Abonados especiales), clasificación
que obedece a la aplicación tarifaria de acuerdo con el tipo de
servicio entregado por las Empresas Distribuidoras.
Alta tensión Nivel de voltaje superior a 40 kV, y asociado con la
transmisión y subtransmisión.
Consumidor regulado Consumidor ubicado en el área de servicio de un distribuidor,
cuyo abastecimiento de electricidad está sujeto a las
regulaciones y tarifas establecidas en la Ley y los
Reglamentos.
Cliente no regulado Usuario que no obedece a la aplicación tarifaria de acuerdo
con el tipo de servicio entregado por las empresas
distribuidoras (grandes consumidores, compras entre
distribuidores, exportación).
Despacho económico Es la asignación específica de carga a las unidades de
generación para lograr el suministro de energía de mayor
economía en condiciones de confiabilidad, atendiendo las
variaciones de la oferta y la demanda.
Empresa distribuidora Es la que tiene la obligación de prestar el suministro de
energía eléctrica a los consumidores finales ubicados dentro
del área respecto de la cual goza de exclusividad regulada.
Empresa generadora Aquella que produce energía eléctrica, destinada al mercado
libre o regulado.
Empresa transmisora Empresa que presta el servicio de transmisión y
transformación de la tensión vinculada a la misma, desde el
punto de entrega de un generador o un autoproductor, hasta
el punto de recepción de un distribuidor o un gran
consumidor.
Energía facturada
(Consumo de energía)
Es la energía facturada por las Empresas Eléctricas a sus
clientes, la unidad de medida es el kWh.
Energía firme Es la producción efectiva de una planta hidráulica, en un
período dado, que en función de los caudales mensuales
aportados y la capacidad de reservorio, asegure una
probabilidad de ocurrencia del 90% anual.
Estación seca Período comprendido entre los meses de octubre de un año a
marzo del próximo año.
Exportación Energía y potencia eléctricas que se oferten a otros países y
que comprenderán únicamente los excedentes disponibles,
luego de satisfecha la demanda nacional, determinados por el
CENACE.

GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS
Generación hidráulica Es aquella que utiliza el agua como recurso primario, para
producir electricidad.
Gran consumidor Consumidor cuyas características de consumo le facultan
para acordar libremente con un generador o distribuidor el
suministro y precio de energía eléctrica para consumo propio.
Importación Energía y potencia eléctricas ofertadas por generación
instalada en otros países, que ingresará al MEM en
condiciones de libre mercado y serán consideradas en la
programación de despacho económico que realice el
CENACE.
Media tensión Instalaciones y equipos del sistema del Distribuidor, que
operan a voltajes entre 600 voltios y 40 kV.
Mercado Eléctrico Mayorista Es el mercado integrado por generadores, distribuidores y
grandes consumidores, donde se realizan transacciones de
grandes bloques de energía eléctrica. Así mismo incluye la
exportación e importación de energía y potencia eléctrica.
Potencia efectiva Es la potencia máxima que se puede obtener de una unidad
generadora bajo condiciones normales de operación.
Potencia instalada Potencia especificada en la placa de cada unidad generadora.
Precio medio Cociente entre el valor facturado y la energía facturada.
Sistema eléctrico Es el conjunto conformado por las centrales de generación, el
sistema de transmisión (líneas de alta tensión y
subestaciones) y las redes de distribución, así como sus
equipos asociados.
Sistema Nacional
Interconectado (S.N.I.)
Es el sistema integrado por los elementos del Sistema
Eléctrico conectados entre sí, el cual permite la producción y
transferencia de energía eléctrica entre centros de generación
y centros de consumo, dirigido a la prestación del servicio
público de suministro de electricidad.
Sistema No Incorporado Aquel que no está conectado al Sistema Nacional
Interconectado.

RESUMEN
El proyecto hidroeléctrico Chinchipe se localiza a unos 3 kilómetros del centro
parroquial del cantón Palanda, Zamora Chinchipe (sur oriente del Ecuador), con el
propósito de generar energía eléctrica que será comercializada a través del
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Esta energía será evacuada por el sistema
de subtransmisión de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional Sur S.A.
La capacidad de la central será de 17 MW y la producción energética de 140 GWh
por año, con lo cual los ingresos totales anuales en el arranque del proyecto
(2008) alcanzarán USD 7.1 millones por la venta del 50% de potencia y energía
en contratos a plazo a un precio promedio de 3.37 ¢USD/kWh y el 50% será
vendido en el mercado ocasional a un precio medio de 6.96 ¢USD/kWh.
Se establecerá una compañía anónima, encargada de la construcción y operación
de la central Chinchipe, con domicilio en la ciudad de Loja, su giro será el de
producir potencia y energía eléctrica y realizar transacciones comerciales en el
MEM. La empresa conformada será la encargada de tramitar ante el CONELEC el
permiso para generar energía eléctrica.
Una vez obtenido el permiso, la empresa procederá a la construcción del
proyecto. La inversión requerida para la construcción de la central es de
aproximadamente veintitrés punto ocho millones de dólares (USD 23.8 millones),
monto que será obtenido de los accionistas, socios estratégicos o mediante la
contratación de créditos con organismos financieros.
El tiempo requerido para la construcción de la central es de aproximadamente dos
(2) años, pudiendo entrar en operación en el 2008.
El análisis financiero da resultados favorables al proyecto, tal es el caso de la tasa
interna de retorno del 15.7% (escenario pesimista), el valor actual neto es positivo
de cuatro punto nueve millones de dólares (USD 4.9 millones). La construcción
del proyecto es favorable a la región sur del Ecuador si consideramos el impacto
económico como producto de las inversiones en el proceso de construcción y
posteriormente en la operación.
La generación hidroeléctrica adoptada en varios países incluyendo el nuestro, ha
transformado la estructura organizativa, financiera, económica, ambiental y
comercial de todos los mercados eléctricos. Las transacciones comerciales en
nuestro mercado se realizan en base al cálculo del costo marginal.
La generación de Chinchipe provocará la sustitución de energía térmica,
ahorrando más de ocho millones de galones de combustible por año, en su
mayoría diesel importado a un costo de 1.5 dólares por galón, de manera similar
la reducción de la contaminación ambiental evitando la combustión de
combustibles fósiles para generación térmica que producirían más de ciento
cincuenta mil toneladas de CO2 al año.

CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN ……………………………………………………………………………. 1
1.1. Introducción 1
1.2. Metodología 2
1.3. Objetivos 3
1.3.1. General 3
1.3.2. Específicos 3
1.4. Justificación 4
PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS 8
2. ANÁLISIS DEL AMBIENTE EXTERNO ………………………………………………….. 8
2.1. Factores económicos 8
2.2. Factores Políticos 10
2.3. Factores sociales y culturales 11
2.4. Factores legales 12
2.5. Factores educativos 15
2.6. Factores tecnológicos 16
2.7. Factores ecológicos y ambientales 17
3. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ANALIZADA MEDIANTE LAS CINCO FUERZAS DE
PORTER
19
3.1. Poder de negociación de los proveedores 20
3.2. Poder de negociación de los clientes 21
3.3. Rivalidad entre los competidores 22
3.4. Amenazas de ingresos de productos sustitutos 23
3.5. Amenazas de entrada de competidores potenciales 24
4. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ECUATORIANA …………………………………………. 25
4.1. Estructura 25
4.2. Mecanismos de transacción en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM 27
4.2.1. Contratos a plazo 27
4.2.2. Mercado ocasional 27
4.2.3. Remuneración por potencia 28
4.3. Dimensionamiento de la industria 29

5. ESTUDIO DE MERCADO ………………………………………………………………….. 32
5.1. Análisis de la demanda de energía eléctrica en el Ecuador 32
5.1.1. Transacciones de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista 33
5.1.2. Proyección de la demanda de energía eléctrica del Ecuador
(consumidores y energía facturada)
35
5.1.3. Proyección de la demanda de potencia y energía al nivel de
barras de subestación de energía.
39
5.1.4 Proyección de la demanda de potencia y energía de la Empresa
Eléctrica Regional del Sur S.A.
42
5.2. Análisis de la oferta de energía eléctrica en el Ecuador 43
5.2.1. Costos variables de las unidades de generación 44
5.2.2. Centrales de generación existentes en el Sistema 45
5.2.3. Plan de expansión de la generación (oferta) 48
5.3. Producto 51
5.4. Estrategia de precio 52
5.5. Segmentación del mercado 53
5.6. Crecimiento del mercado 55
5.7. Plan de ventas 56
5.8. Estrategia de ventas 59
5.9. Demografía, vivienda y cobertura 59
5.10 Alcance Geográfico 60
5.11 Aspectos sociales 60
5.12. Competencia 61
5.13. Estrategias de marketing 62
5.13.1. Estrategia de capacitación 63
5.13.2. Estrategia de negociación 63
5.13.3. Estrategia de marketing directo 66
5.13.4. Estrategia para la certificación de la norma ISO 9000 67
5.13.5. Estrategia para programas de fidelización 68
5.13.6. Estrategia para la participación Accionaria en la Empresa de la
Central Chinchipe
70
5.14. Políticas de servicio al cliente 71
6. ANÁLISIS TÉCNICO ……………………………………………………………………….. 73
6.1. Balance de Potencia y Energía del Sector Eléctrico Ecuatoriano 73
6.2. Automatización de la central Chinchipe 74
6.3. Producción energética del proyecto Chinchipe 75
6.4. Antecedentes técnicos del proyecto Chinchipe 76

6.5. Ubicación y accesos 77
6.5.1. Ubicación 77
6.5.2. Accesos 77
6.6. Descripción del proyecto y potencia a instalarse 77
6.7. Estudios realizados. Información cartográfica, hidrológica y geográfica 79
6.7.1. Cartografía 79
6.7.2. Hidrología 79
6.7.3. Datos generales sobre el trasvase del río Palanda hacia el río
Numbala
80
6.7.4. Topografía 81
6.7.5. Ventajas de la alternativa seleccionada 83
6.8. Descripción de las principales obras de la central Chinchipe 84
6.8.1. Obras de captación 85
6.8.2. Túnel de conducción 86
6.8.3. Canal de aproximación 87
6.8.4. Canal emergente de evacuación de excesos 87
6.8.5. Desarenador 88
6.8.6. Tanque de presión 89
6.8.7. Rápida de excesos 90
6.8.8. Tubería de presión 91
6.8.9. Casa de máquinas 92
6.8.10. Subestación y línea de subtransmisión a 69 kV 92
6.8.11. Caminos de construcción 93
6.8.12. Diseño estructural 93
6.8.13. Elementos hidromecánicos 94
6.8.13.1. Rejillas 94
6.8.13.2. Compuertas 95
6.8.13.3. Juntas de dilatación 95
6.9. Presupuesto referencial de las obras civiles y electromecánicas 96
6.10. Energía media producida por la central Chinchipe 97
6.11. Proceso de producción de la central Chinchipe 98
7. ANÁLSIS LEGAL Y SOCIAL ……………………………………………………………… 97
7.1. Componente socioeconómico 100
7.1.1. Situación económica del cantón Palanda 101
7.1.2. Tenencia de la tierra y empleo 102
7.2. Aspectos legales y de legislación 102
7.3. Clases de sociedades y compañías – Compañía Anónima 102

7.4. Costos aproximados para la construcción de una compañía anónima 105
7.4.1. Como sacar la patente municipal 106
7.4.2. Como sacar el Registro Único de Contribuyentes 106
7.5. Impuestos 107
7.6. Contribuciones 107
7.7. Estudios ambientales 108
7.8. Permisos para la operación de la central Chinchipe 110
7.9. Derechos y obligaciones de los concesionarios 113
7.10. Libre acceso a las redes de transmisión y distribución 114
7.11. Legislación del Mercado Eléctrico Mayorista 115
7.12. Principios generales para el intercambio de electricidad 116
7.13. Participación privada en proyectos hidroeléctricos 119
8. ANÁLISIS ADMINISTRATIVO …………………………………………………………….. 120
8.1. Grupo empresarial 120
8.2. Políticas de Administración de Personal 122
8.3. Organización 123
8.4. Dirección 123
8.4.1. Visión 124
8.4.2. Misión 124
8.4.3. Objetivos estratégicos 124
8.4.4. Estrategias 125
8.5. Control 125
8.6. Empleados 129
8.7. Organización 130
8.7.1. Niveles de dependencia 130
8.7.2. Nivel directivo 130
8.7.3. Nivel asesor 130
8.7.4. Nivel de apoyo 131
8.7.5. Nivel ejecutivo 131
8.7.6. Nivel operativo 131
8.7.7. Manual de funciones 132
8.7.8. Organigrama estructural, posicional y funcional 132
9. ANÁLISIS ECONÓMICO …………………………………………………………………... 136
9.1. Inversión en activos fijos 136
9.2. Activos diferidos 137
9.3. Inversión en capital de trabajo 138

9.4. Presupuesto de inversiones 139
9.5. Presupuesto de ingresos 140
9.6. Presupuesto de gastos de los recursos humanos 141
9.7. Depreciaciones y amortizaciones 142
9.8. Presupuesto de gastos de operación 143
9.9. Seguros 143
9.10. Gastos de administración y ventas 143
9.11. Análisis de costos de producción 144
9.12. Cronograma de construcción 146
10. ANÁLISIS FINANCIERO …………………………………………………………………... 147
10.1. Estado de resultados 148
10.2. Flujo de caja 152
10.3. Evaluación financiera del proyecto 156
10.4. Análisis de sensibilidad 156
10.5. Índices financieros 158
11. COMPROBACIÓN DE HIPÓTESIS ………………………………………………………. 162
12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ……………………………………………. 163
12.1. Conclusiones 163
12.2. Recomendaciones 169
RESUMEN 171
BIBLIOGRAFÍA 172
CONTENIDO 175
ANEXO A: FOTOGRAFÍAS Y PLANOS 180
ANEXO B: CUADROS DEL ANÁLISIS FINANCIERO 190
ANEXO C: MANUAL DE FUNCIONES 204
APÉNDICE: INVESTIGACIÓN DE MERCADOS 229

I. TEMA
DDIISSEEÑÑOO DDEELL PPRROOYYEECCTTOO HHIIDDRROOEELLÉÉCCTTRRIICCOO
““CCHHIINNCCHHIIPPEE”” –– PPLLAANN DDEE NNEEGGOOCCIIOOSS
II. PROBLEMA
II.1. Planteamiento del Problema
Desde 1996, se produce la implantación de un modelo de mercado impuesto por la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), además se produce la desverticalización del
sector eléctrico ecuatoriano, mediante la conformación de unidades de negocio, esto es en
empresas de generación, transmisión, distribución y comercialización. Esta Ley
establece que los inversionistas privados pueden ejecutar los proyectos de generación, los
cuales serán explotados por su propia cuenta asumiendo los riesgos comerciales, bajo los
principios de transparencia, libre competencia y eficiencia.
La demanda de potencia y energía eléctrica del sistema eléctrico ecuatoriano tiene una
tendencia creciente en el orden del 5% anual, habiéndose obtenido demandas máximas
de potencia de 2.087 MW durante el 2002, 2.174 MW en el 2003 y de 2.289 MW en el
Sistema Nacional Interconectado (SNI) en el 2004. El crecimiento medio anual de la
demanda de potencia se sitúa en aproximadamente 110 MW, siendo necesario
incrementar también la oferta en un valor de 110 MW por año como mínimo, situación
que no se cumple, por lo cual las reservas energéticas de la generación se han reducido al
5%, valor riesgoso para el normal abastecimiento, especialmente en hidrologías secas
(periodo entre octubre a marzo); además, la producción de energía eléctrica del parque de
generación térmico es demasiado caro por la obsolescencia de las máquinas que datan
de más de veinte años, consecuentemente es necesario la construcción de nuevas
centrales de generación eléctrica, especialmente utilizando el potencial hidráulico con lo
cual es posible bajar los precios del kWh. Por esta razón se plantea realizar el plan de

negocios como trabajo de graduación, plan que permitirá a futuro interesar a
inversionistas para efectuar la construcción y operación de la central hidroeléctrica
Chinchipe de 17 MW.
II.2. Formulación del Problema
¿ La producción energética de la central hidroeléctrica Chinchipe podrá segmentar y
posicionarse en el mercado eléctrico ecuatoriano como una oportunidad de negocio ?
¿ El precio de la energía eléctrica que producirá la central Chinchipe será competitivo y
capaz de desplazar a otras centrales eléctricas ?
¿ Qué recursos se requerirán para la central Chinchipe y qué estrategias se van a usar
para conseguirlos ?
¿ Cuál será el margen de utilidad de la central Chinchipe para que sea sustentable
financieramente en un periodo de 30 años de vida útil ?
III. HIPÓTESIS
La central hidroeléctrica Chinchipe producirá energía que se transmitirá por las líneas
de subtransmisión de la EERSSA, realizando transacciones comerciales en el Mercado
Eléctrico Mayorista, obteniendo un margen de utilidad adecuado que provocará el
retorno de la inversión, dicha energía cumplirá con los estándares de calidad (alta
confiabilidad, voltaje y frecuencia adecuados) siendo producida con respeto al medio
ambiente.

1. INTRODUCCIÓN
1.1. Introducción
El Ecuador ha enfrentado una de las crisis más profundas de su historia marcada
por la caída del Producto Interno Bruto (PIB) que en 1999 fue de -7%, la crisis
financiera a finales de los noventa provocada por la quiebra de entidades
bancarias y el salvataje bancario que le significó al gobierno un desembolso
cercano a los USD 2.000 millones; el aspecto social ha estado caracterizado por
la pobreza y la emigración, así como también por la incidencia de la dolarización;
no obstante, en los últimos cuatro años la economía se ha recuperado, notándose
esta situación por el crecimiento sostenido del PIB en el orden del 3% anual. A
pesar del crecimiento del PIB, aún deben superarse problemas de orden social y
económico como la falta de competitividad de los productos ecuatorianos,
elevadas tasas de interés que bordean el 15%, desempleo del orden del 12%,
déficit de la balanza comercial, baja oferta de capital para promover las PyMES,
entre otros.
El crecimiento económico del país (PIB) conlleva al crecimiento de la matriz
energética (demanda de energía) y en forma especial de la energía eléctrica, tal
es el caso del crecimiento del sector eléctrico ecuatoriano que en los últimos años
ha sido del orden del 5% anual (generación disponible total en el 2004 fue de
13.958 GWh). Para solventar este crecimiento energético, ante la falta de
inversión, se ha construido la interconexión Ecuador-Colombia, puesta en
operación a partir de marzo de 2003 con una capacidad de transporte de 240
MW, existiendo el proyecto de ampliación hasta alcanzar los 340 MW. De igual
manera se encuentra operable la interconexión Ecuador-Perú en la primera etapa
con una capacidad de 80 MW.
La región sur del Ecuador, además de los problemas como los señalados
anteriormente, tiene otros como la desertificación (especialmente los cantones
Zapotillo y Macará), la falta de infraestructura básica, deficiente sistema vial, altos

porcentajes de migración, etcétera, reflejándose todos ellos en el deterioro de la
calidad de vida de la población.
En el ámbito eléctrico regional, la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.
(EERSSA) es la concesionaria para la distribución y comercialización de la
energía eléctrica en las provincias de Loja y Zamora Chinchipe y el cantón
Gualaquiza de Morona Santiago, tiene un crecimiento de la demanda de energía
del orden del 5%. La EERSSA requiere del aprovisionamiento de energía
eléctrica, debiendo adquirirla de los generadores a través del Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM).
En este contexto, a priori se puede decir que el requerimiento de energía
hidroeléctrica es inminente, para lo cual la construcción del proyecto hidroeléctrico
Chinchipe ayudará a solventar la crisis energética. La central Chinchipe estará
ubicada geográficamente en el área de concesión de la EERSSA, sin embargo,
esto no implica ninguna relación comercial, salvo que las partes así lo decidan.
1.2. Metodología
Bajo la consideración que el método científico es el conjunto de etapas y reglas
que señalan el procedimiento para llevar a cabo una investigación cuyos
resultados sean aceptados como válidos para la comunidad científica, se ha
desarrollado el presente trabajo de investigación.
Para el desarrollo del presente trabajo se utilizó el método inductivo y el deductivo
procediendo a la recolección de la información de tipo general y específica para la
estructuración del trabajo de investigación de mercado realizado en primer lugar,
siendo utilizadas algunas técnicas como la observación directa, entrevistas,
encuestas (aplicación de 75 encuestas a los distribuidores y grandes
consumidores), recolección de información bibliográfica y de informes de
instituciones como el CONELEC y CENACE.

Una vez que se ha logrado la información se procedió al análisis y obtención de
resultados, preparando inmediatamente las conclusiones y planteando las
recomendaciones.
El esquema de la metodología es el siguiente:
 Concepción de la idea de investigación
 Definición del problema
 Planteamiento de la hipótesis
 Determinación de los objetivos
 Elaboración del estudio de mercado
 Obtención de información bibliográfica y de instituciones
 Análisis de resultados
 Análisis económico financiero
 Conclusiones y recomendaciones
 Presentación de resultados
1.3. Objetivos
1.3.1. General
Elaborar el plan de negocios para la producción y comercialización de energía de
la central hidroeléctrica Chinchipe de 17 MW, energía que será comercializada en
el Mercado Eléctrico Mayorista, procurando un margen de utilidad adecuado y
retorno de la inversión, capaz de provocar la sustentabilidad financiera de la
central durante el periodo de 30 años de vida útil.
1.3.2. Específicos
 Realizar un análisis del entorno y de la industria eléctrica (proveedores,
clientes, sustitutos, nuevos participantes).

 Analizar el mercado: determinar los clientes potenciales para la energía
eléctrica de la central Chinchipe, disposición de los clientes a pagar el
precio establecido, determinación de la cantidad demandada, formas de
pago.
 Elaborar el plan de marketing: estrategia de precio para contratos a plazo,
estrategia de venta, estrategia promocional, planes de contingencia.
 Realizar el análisis técnico: determinar la posibilidad de producir y entregar
la energía eléctrica con calidad, confiabilidad y al menor costo requerido.
 Efectuar el análisis administrativo: definir las características del personal
del negocio, la estructura y estilos de dirección, mecanismos de control,
gestión de recursos humanos.
 Analizar el marco legal y social: definir la posibilidad legal y social,
determinar las obligaciones tributarias, comerciales y laborales, determinar
las implicaciones sobre la comunidad.
 Realizar el análisis económico y financiero.
 Analizar los riesgos e intangibles.
1.4. Justificativos
El sector eléctrico ecuatoriano se encuentra sumido en una profunda crisis,
fundamentalmente de carácter económico, producto de factores endógenos y
exógenos, a la vez que se impone en peligro el suministro continuo y confiable de
la energía eléctrica en las cantidades suficientes, y al menor costo posible, para el
desarrollo de la sociedad ecuatoriana. La crisis económica que se abatió sobre el
país, durante los años 1999 y 2000, y que afectó directamente al sector eléctrico,
es uno de los ejemplos de factores exógenos, a los que nos referimos con

anticipación. El incumplimiento de la ecuación económica sobre aspectos
tarifarios, prevista en el artículo 53 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, la
falta de inversiones para la expansión del sistema eléctrico, fundamentalmente en
el campo de la generación, el elevado porcentaje de pérdidas de energía
eléctrica, los niveles altos de cartera vencida, la ineficiencia registrada en la
mayoría de las empresas eléctricas distribuidoras, la falta de decisión para
solventar el caso de la CATEG (exEMELEC) y de la concesión del servicio de
distribución en la ciudad de Guayaquil, constituyen los factores mas relevantes,
de carácter endógeno.
La falta de inversión para la construcción de nuevas centrales de generación
sigue siendo una de las causas para que el Ecuador sea vulnerable a los
racionamientos de energía, llegando a depender en gran medida de la bondad de
la hidrología, especialmente durante los periodos de estiaje que inicia en octubre
y termina en marzo de todos los años. Las mayores centrales de generación
hidroeléctrica del país pertenecientes a Hidropaute e Hidroagoyán, se encuentran
localizadas en la cuenca amazónica (zona oriental) en la que se acentúa el estiaje
en el mismo periodo.
En el sector eléctrico ecuatoriano, específicamente en la generación, no se han
realizado inversiones públicas durante las últimas dos décadas, y las inversiones
privadas han sido mínimas; lo que ha provocado que las tarifas sean de las más
altas de América Latina, debido a la elevada participación de la generación
termoeléctrica que utiliza combustibles caros con un parque obsoleto e ineficiente.
No obstante, las autoridades energéticas han realizado esfuerzos tendientes a
conseguir la inversión pública, para lo cual se ha puesto en marcha la
construcción de la central San Francisco de 230 MW y la construcción de la presa
Mazar que además de regular las aguas del río Paute aumentará la vida útil de la
central del mismo nombre, generando 194 MW adicionales. Este incremento en la
oferta de energía ayudará a solventar la creciente demanda que alcanza a valores
del orden del 5% anual, equivalente a 110 MW.

Ante este panorama, es necesario el incremento de la oferta de energía eléctrica
barata, en el orden de 110 MW por año, con bajos niveles de contaminación al
medio ambiente, pudiéndose obtener de la generación hidroeléctrica.
El Ecuador a partir de 1996, cambia el marco jurídico en el sector eléctrico a
través de la expedición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) e
implanta un modelo de mercado que pretende la desverticalización del sector,
mediante la conformación de unidades de negocio, esto es en generación,
transmisión, distribución y comercialización. Además, esta Ley establece que los
inversionistas privados pueden ejecutar los proyectos de generación, los cuales
serán explotados por su propia cuenta asumiendo los riesgos comerciales, bajo
los principios de transparencia, libre competencia y eficiencia.
De esta manera el Estado delega a la inversión privada la ejecución de proyectos
de generación para que puedan comercializar su producto en un libre mercado de
oferta y demanda denominado MEM, otorgando las señales adecuadas que sean
atractivas a los inversionistas, específicamente la señal precio de la energía que
en los actuales momentos es un atractivo dado las características deficitarias de
la oferta. En este ámbito se plantea la producción de energía de la central
hidroeléctrica “Chinchipe”, presentándose el estudio de factibilidad o mejor dicho
el plan de negocios, estudio que determina la oportunidad, dando respuestas
adecuadas, en un momento específico, a las cinco grandes preguntas que todo
empresario, todo inversionista, todo financista, etcétera, desea resolver:
¿ Qué es y en qué consiste el negocio ? ¿ Quién dirigirá el negocio ? ¿ Cuáles
son las causas y razones del éxito ? ¿ Cuáles son los mecanismos y las
estrategias que se van a utilizar para lograr las metas previstas ? ¿ Qué recursos
se requieren para llevar a cabo el negocio ?
La central hidroeléctrica Chinchipe de 17 MW puede producir 140 GWh al año,
energía que será vendida a través del MEM a las empresas eléctricas

distribuidores y grandes consumidores, logrando la sustentabilidad financiera y
ambiental. La central será construida y operada por la compañía anónima de
generación HIDROCHINCHIPE S.A. a conformarse. El costo variable de
producción de la central representa una ventaja competitiva lo que desplazará con
suma facilidad al parque de generación térmico del país. Se aplica un plan de
marketing basado en la investigación de mercado, lo que permitirá brindar una
adecuada atención al cliente y posicionar a la compañía dentro del sector eléctrico
ecuatoriano. La inversión requerida para la construcción de la central
hidroeléctrica de pasada es de USD 23.8 millones.

PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
2. ANÁLISIS DEL AMBIENTE EXTERNO (MACRO)
Las organizaciones son sistemas abiertos que interactúan dinámicamente con sus
ambientes. Un sistema abierto es aquel que mantiene intensa interacción
(entradas y salidas) con su medio, afectándolo y siendo afectado por éste. Por
otra parte, cuanto más grande sea el ambiente más presiona e influye en las
organizaciones y menos recibe presión o influencia de ellas. Se define como
ambiente a todo lo que rodea externamente a la organización o en otras palabras
es todo aquello que esta más allá de las fronteras o límites de la organización. El
ambiente se puede desdoblar en dos grandes segmentos: general (o
macroambiente) y específico (microambiente). La Fig. 2.1 muestra el ambiente
general.
Figura 2.1: El macroambiente de una organización
2.1. Factores Económicos
El gobierno ecuatoriano ha hecho esfuerzos por mantener una política fiscal
austera, con resultados ambiguos. Por un lado, se han mejorado las cuentas
1
Factores
Legales
Factores
Políticos
Factores
Sociales y
Culturales
Factores
Económicos
ORGANIZACIÓN
Ambiente Industrial
Estructura & Dinámica
Ambiente Nacional
Políticas & Estrategias
de gobierno
Ambiente Internacional
Relaciones
Bi & Multinacionales
Factores
Legales
Factores
Políticos
Factores
Sociales y
Culturales
Factores
Económicos
Factores
Políticos
Factores
Sociales y
Culturales
Factores
Económicos
ORGANIZACIÓN
Ambiente Industrial
Estructura & Dinámica
Ambiente Nacional
Políticas & Estrategias
de gobierno
Ambiente Internacional
Relaciones
Bi & Multinacionales
Factores
Educativos
Factores
Tecnológicos
Factores
Ecológicos

fiscales y se han aprobado e implementado algunas reformas necesarias, como la
unificación de los salarios públicos; por el otro lado, ha aumentado
sistemáticamente la participación de los salarios y demás gastos corrientes en el
presupuesto del Estado, mientras que las empresas públicas de las áreas
petrolera, eléctrica y telefónica continúan lejos de los estándares de eficiencia que
apoyen el desarrollo sostenido de la economía, además la deuda pública es alta y
se incrmenta continuamente. La pretendida privatización y la concesión de la
administración del sector eléctrico ha sido un verdadero fracaso.
El aumento de los depósitos en el sector financiero no se ha traducido en un
aumento comparable del crédito a las empresas nacionales y locales (sobre todo
a las PyMES), mientras que los bancos privados han aumentado
significativamente la proporción de activos que mantienen en el extranjero. Este
hecho, sumado el elevado riesgo país, ayudaría a explicar el alto costo del crédito
(tasas de interés).
La inflación siguió descendiendo en el 2003 y durante el 2004, bordeando el 2%
durante el último año (INEC, 2005). La tendencia a la baja de la inflación desde la
implantación de la dolarización, junto con la depreciación generalizada del dólar
en términos nominales respecto de otras monedas, contribuyó a producir una
pequeña depreciación del tipo de cambio real efectivo ecuatoriano durante el
período, aunque se mantiene en niveles relativamente bajos (apreciación) en
términos históricos.
El sector externo se ha fortalecido gracias al aumento de las exportaciones de
crudo y a los elevados precios internacionales de este producto especialmente
durante el 2004. Asimismo, el limitado aumento de las importaciones, en un
contexto de bajo crecimiento de la economía no petrolera y con el Oleoducto de
Crudos Pesados (OCP) en operación desde finales del 2003, también
favorecieron las cuentas externas. Se espera una mejora aún mayor del frente
externo durante el 2005 y 2006, acompañado el aumento de la producción

petrolera, aunque la creciente dependencia del petróleo constituye un factor de
riesgo hacia el futuro.
Las remesas de los migrantes bordearon los USD1.604 millones, la inversión
extranjera directa alcanzó un nivel de USD1.160 millones, contemplándose el
crédito externo al sector privado, siendo entradas importantes de flujos de capital
que fortalecieron fuertemente la balanza de pagos del país, durante el 2004 (BCE,
2005, página WEB, Balanza de Pagos Normalizada).
La competitividad de los productos ecuatorianos en el mercado internacional
sigue siendo deficitaria, sin embargo como paliativo a esta situación, existe la
predisposición a negociar y suscribir tratados de libre comercio (TLC),
especialmente con los Estados Unidos que es el mayor socio comercial, y la
Comunidad Económica Europea.
La Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) “Marco general para
la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario
de electricidad” es la norma en la que se basan las transacciones internacionales
de energía eléctrica y al cual Ecuador ha accedido para realizar importaciones de
Colombia, cuya balanza comercial del sector electricidad es desfavorable para
nuestro país en USD 134.2 millones para el periodo marzo 2003 a mayo de 2004.
2.2. Factores Políticos
Representan la parte del ambiente general que contiene los elementos
relacionados con asuntos gubernamentales. Se incluyen el estado general de la
filosofía y los objetivos políticos dominantes, los partidos políticos, las
representaciones de la sociedad, las actitudes de los gobiernos locales,
regionales y nacionales sobre industrias, grupos de interés, etc.
Carcomido por una creciente corrupción y una permanente inestabilidad política,
demostrando tener un vaivén democrático, Ecuador acumuló desde 1997 una

impresionante galería de cuatro ex presidentes detenidos, fugados o exilados, lo
que ha hecho perder la credibilidad en el contexto internacional por la falta de
líderes comprometidos con la patria, además no existe la participación ciudadana
en la toma de decisiones trascendentales de carácter político, esto ha sido el
resultado de la débil formación y educación política de la mayor parte de los
habitantes ecuatorianos.
El Ecuador requiere de una reforma política profunda que ayude a la
consolidación de las instituciones del Estado y sobre todo a establecer la
seguridad jurídica tan venida a menos en los últimos años, siendo esta la razón
fundamental para que se produzca el alejamiento de los inversionistas.
La función legislativa no expide las leyes que el país requiere, sobre todo aquellas
que promocionen nuevas empresas e inversiones.
2.3. Factores Sociales y Culturales
Los factores sociales representan la parte del ambiente general que describe las
características de la sociedad en que la organización opera. Los culturales
representan la parte del ambiente general que contienen los elementos
relacionados con los valores culturales que prevalecen en la sociedad.
La alta incidencia de la pobreza ha sido un problema siempre presente en el
Ecuador y al cual la democracia tampoco ha podido resolver, los niveles de
pobreza e indigencia alcanzan el 70% y el 50% respectivamente (HOY, 2004).
Existe una conexión directa entre la inflación y pobreza dada esta última por la
pérdida del poder adquisitivo. La pobreza y la falta de oportunidades ha
provocado la emigración de la población especialmente a países como Estados
Unidos, España e Italia.

La reducción de la pobreza está relacionada con la creación de empleo,
especialmente la mano de obra no calificada. El porcentaje de desempleo alcanza
a 11.4% y el subempleo a 43.2% (INEC, 2005, página WEB).
La emigración es alta existiendo cerca de 3 millones de ecuatorianos en el
exterior que producen remesas alrededor de USD 1.740 millones por año (2004)
(HOY, 2004) que dinamizan la economía, no obstante, se ha producido la
descomposición social como violencia, agresividad, etc. por la destrucción familiar
con un grado elevado de disfunción.
Analizando la población de la región sur del Ecuador, por grupos de edad, para el
rango de la población joven comprendida entre 0 a 19 años se produce un
decrecimiento, mientras que el grupo de la población de adultos aumenta de un
43% en 1990 a un 47% en el 2000 (INEC, 2005, página WEB), lo que significa
que hay una propensión al envejecimiento poblacional y por tanto se debe prever
medidas preventivas a la problemática de la salud, sumándose a esto la falta de
servicios de salud de la región sur y de todo el país.
El acceso de la población a la vivienda esta restringido, no todas las personas
pueden tener una vivienda digna para su familia así como tampoco pueden
acceder a los servicios básicos, ni a los servicios de educación, la educación
fiscal adolece de falencias y la educación particular se confina por sus elevados
precios.
2.4. Factores Legales
En el Ecuador existe un laberinto legal que obedece a la gran cantidad de normas
sin una secuencia lógica, acompañado de la falta de informatización del derecho y
de la legislación, por lo que es difícil saber cuantos códigos, leyes generales,
leyes especiales, decretos ejecutivos o supremos, acuerdos o resoluciones
ministeriales, estatutos, reglamentos y ordenanzas, están vigentes. Existe la

ficción legal (presunción) que todas las normas son conocidas por todos y que su
ignorancia no excusa a persona alguna.
A pesar de la gran cantidad de normas jurídicas, la principal función del Congreso
Nacional y de los legisladores, de expedir, modificar, reformar, derogar e
interpretar las leyes, es cumplido en forma no satisfactoria. Esta función del
Estado es la responsable principal de esta insatisfacción, además, de la
politización del Tribunal Constitucional y de la Función Jurisdiccional.
Para el colmo de la maraña legal, la Constitución Política ha creado siete
organismos de control: Contraloría General del Estado, Procuraduría General del
Estado, Ministerio Público, Superintendencia de Bancos, Superintendencia de
Compañías, Superintendecia de Telecomunicaciones y la Comisión de Control
Cívico de la Corrupción (VALAREZO, 2002).
Toda esta situación ha colaborado considerablemente para provocar la
inseguridad jurídica.
En lo relacionado a la industria eléctrica, el 10 de octubre de 1996, en el
Suplemento al Registro Oficial No. 43, se publica la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico (LRSE), como respuesta a la necesidad de reformular el grado de
participación estatal en este sector y, se plantea como objetivo, proporcionar al
país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad, para garantizar su
desarrollo económico y social, dentro de un marco de competitividad en el
mercado de producción de electricidad, para lo cual se promueven las inversiones
de riesgo por parte del sector privado. Lo que estará orientado a brindar un óptimo
servicio a los consumidores y a precautelar sus derechos, partiendo de un serio
compromiso de preservación del medio ambiente.
El Instituto Ecuatoriano de Electrificación, INECEL, concluyó su vida jurídica el 31
de marzo de 1999. Mediante Decreto Ejecutivo No. 773 del 14 de abril de 1999,
se encargó al Ministerio de Energía y Minas, llevar adelante el proceso de cierre

contable, presupuestario, financiero y técnico del INECEL, posterior a marzo de
1999, a través de la Unidad de Liquidación del INECEL.
El marco regulatorio del Sector Eléctrico en el Ecuador está dado por:
 La Ley de Régimen del Sector Eléctrico, LRSE
 Reglamentos emitidos por el Presidente de la República
 Regulaciones emitidas por el CONELEC
La base reglamentaria complementaria incluye:
 Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias
 Reglamento de Tarifas
 Reglamento de Suministro para el Servicio de Electricidad
 Reglamento para el Funcionamiento del MEM
 Reglamento de Despacho y Operación
 Reglamento para Importación y Exportación de Energía
 Reglamento de Libre Acceso a los Sistemas de Transmisión y Distribución
 Reglamento Ambiental para Actividades Eléctricas
 Reglamento Antimonopolio
Para evitar posiciones monopólicas, la nueva estructura del Sector Eléctrico
insertó los cambios necesarios para un entorno de competencia, considerando las
unidades de negocio: generación, transmisión y distribución.
En lo relacionado a los aspectos ambientales, la Constitución Política de la
República en el Art. 23 y en los Arts. 86 a 91, protege y preserva el medio
ambiente, lo que se ha materializado con la emisión de leyes y reglamentos de
aplicación. Habiéndose emitido la Ley de Gestión Ambiental, publicada en el R.O.
N° 245, el 30 de julio de 1999, que establece los principios y directrices de
política ambiental, determina las obligaciones, responsabilidades, participación
ambiental de los sectores público y privado en la gestión ambiental y señala

límites permisibles, controles y sanciones. Además, establece que las actividades
que impliquen riesgo ambiental, cuenten con la licencia respectiva, siendo
necesario como primer paso la aprobación de estudios ambientales por parte de
las instituciones competentes del Estado.
La Ley de Aguas se dicta mediante Decreto Supremo Nº 369, de 18 de marzo de
1972, es publicada en el Registro Oficial No. 69, de 30 de mayo del mismo año,
que regula la explotación y distribución del recurso agua. Esta ley establece que
las aguas son de dominio del Estado y que su uso y goce debe ser regulado por
éste en beneficio de la colectividad. Además esta Ley prohíbe toda contaminación
de las aguas y en el Reglamento de aplicación de la Ley de Aguas trata de la
contaminación.
Adicionalmente se cuenta con el Reglamento Ambiental para Actividades
Eléctricas, que en forma específica establece los procedimientos y medidas
aplicables al sector eléctrico en el Ecuador, para que las actividades de
generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, en todas sus etapas:
construcción, operación - mantenimiento y retiro, se realicen de manera que se
prevengan, controlen, mitiguen y/o compensen los impactos ambientales
negativos y se potencien aquellos positivos. El Reglamento fue emitido, mediante
Decreto Ejecutivo No. 1761 del 14 de agosto de 2001 (publicado en el Registro
Oficial No. 396). En la actualidad, el Consejo Nacional de Electricidad - CONELEC
es el responsable, por delegación, de la gestión ambiental del sector eléctrico
ecuatoriano.
2.5. Factores Educativos
La reducción y virtual extinción del analfabetismo es quizás uno de los mayores
logros de la etapa democrática. Para 2001, el analfabetismo se había reducido al
8.4% en el total de la población y al 9.5% en las mujeres y en el grupo de edad
entre 20 y 40 años el analfabetismo ha caído hasta el 4%. Por otro lado, si bien
las mujeres mayores de 50 años siguen siendo el grupo con menos educación, su

analfabetismo se ha reducido al 25%. Otro factor importante en la educación
representa el 42% de las personas mayores a 20 años superan la educación
primaria (HOY, 2004).
A continuación en forma puntual algunas características de la educación
ecuatoriana:
 La calidad de la educación es deficiente.
 Los recursos asignados son escasos y usados ineficientemente.
 Carencia de políticas en la educación a largo plazo.
 La cobertura de la educación es de cantidad y no de calidad.
 Falta de identidad y valores humanos.
 Poca asignación de recursos para investigación de ciencia y tecnología
(solamente el 0.0009% del PIB).
 Divorcio entre las universidades y los sectores productivos.
2.6. Factores Tecnológicos
La falta de investigación y desarrollo tecnológico que deberían liderar los centros
de educación superior, es consecuencia para que las industrias ecuatorianas
deban adquirir tecnología en el exterior con altos precios. Lo que también ha
provocado que la mayor parte de las exportaciones sean de productos primarios
con poco o ningún valor agregado.
La falta de formación de los recursos humanos por la deficiente educación es una
de las razones para que no se haya producido la investigación y desarrollo
tecnológico.

2.7. Factores Ecológicos y Ambientales
Los factores ecológicos representan el estado general de la naturaleza y las
condiciones del ambiente físico y natural, así como la preocupación de la
sociedad por el ambiente. Las principales características se enumeran a seguir
(MAGALHÃES, 1993):
 Daños y desequilibrios en el ecosistema.
 Desconocimiento de los recursos naturales existentes.
 Desconocimiento de los procesos de exploración.
 La pobreza genera contaminación.
 Depredación de los recursos naturales y del medio ambiente.
 Falta de cultura ambiental.
 Uso y venta sin control de químicos agrícolas prohibidos.
Al abordar la política medioambiental y aplicarla al sector de la energía es
necesario recoger una serie de problemas que respondan a las demandas
sociales. Los objetivos de la sociedad son incuestionables: satisfacer las
necesidades individuales y colectivas al menor costo, garantizar la seguridad del
suministro de energía y proteger el medio ambiente. Desde esta perspectiva, es
necesaria una legislación ambiental rigurosa y la búsqueda de soluciones
tecnológicas y energéticas adecuadas, teniendo presente que las medidas
preventivas son más eficaces y de menor costo. Debiendo tomar en cuenta que
los recursos energéticos son limitados y suponen costos ambientales cada vez
más notables.
La gran preocupación por la contaminación derivada de la utilización de la energía
que causa emisiones de CO2 (dióxido de carbono) que, al parecer, suponen más
del 50% de los gases de efecto invernadero en la contribución al cambio climático.
Para reducir el volumen de estas emisiones, caben las siguientes opciones:
disminuir el consumo de energía, favorecer la eficiencia y el ahorro energético, y
sobre todo un consumo menor de combustibles fósiles mediante el incremento de

energías renovables como el caso de hidráulica, eólica, fotovoltaica, geotérmica,
etc. En este sentido, la concienciación sobre los problemas ambientales comienza
por disminuir el consumo de energía y evitar los despilfarros.
Para paliar los efectos negativos que pueden producirse sobre el medio ambiente
se han elaborado una serie de políticas ambientales encaminadas a corregir estos
impactos. Estas políticas genéricamente responden a dos modelos:
1. Políticas que intentan servirse de los vínculos positivos entre desarrollo y
medio ambiente, con el fin de mejorar el aprovechamiento de los recursos y
la disponibilidad tecnológica. En este grupo de políticas las directrices
están basadas en fomentar la eficiencia de la energía desde el punto de
vista económico. Aplicar esta idea de eficiencia energética conlleva menos
volumen de desechos, un consumo menor de materias primas y un mayor
desarrollo tecnológico.
2. Políticas orientadas a tratar problemas ambientales específicos abordándo-
los mediante reglamentos y normativas que obligan a adoptar decisiones
concretas. Estas políticas afrontan los problemas con el fin de modificar el
comportamiento mediante incentivos, según el principio de que “quien
contamina paga”, o bien aplican restricciones y medidas de control.
En el ámbito de la generación hidroeléctrica, los impactos ambientales
provocados por las centrales son altos, por las modificaciones que producen en
su medio físico, biótico y socioeconómico. Los embalses acarrean pérdidas
significativas de biodiversidad y alteran los ecosistemas, desplazan personas con
sus consecuentes problemas sociales, ocasionan pérdida de yacimientos
arqueológicos o de interés cultural y acrecientan la incidencia de enfermedades
de origen hídrico.
Además de los impactos como los descritos para los embalses, hay que
considerar las emisiones de CH4 (metano) y CO2 (dióxido de carbono) proveniente

de los lagos represados. Se ha sostenido que la generación hidráulica es "limpia"
pues no genera dióxido de carbono derivado de la quema de combustibles fósiles.
Sin embargo, algunos estudios han señalado que la descomposición orgánica de
la biomasa sumergida en los lagos de las represas producen emisiones de CO2 y
CH4 en forma considerable.
Los impactos ambientales son menores para el caso de centrales de pasada, en
las que no existen embalses y el agua es tomada directamente de los ríos y
conducida mediante canales para provocar la caída. Posteriormente ese caudal
es devuelto al lecho del río. La energía de este tipo de centrales varía en función
del caudal de los ríos, según la temporada. Se necesita una importante cantidad
de agua para producir generación de energía útil. Las centrales de pasada
deberán considerar un caudal ecológico de tal manera que no sean secados los
ríos y que se mantenga un caudal mínimo para garantizar el ecosistema, la vida y
la cadena alimentaria.
Sin embargo, las principales medidas de mitigación de los impactos ambientales
de los proyectos hidroeléctricos son los siguientes: la gestión de las aguas,
gestión de residuos sólidos, reforestación, mantenimiento de un caudal ecológico
y creación de empleos para la comunidad residente comunal y regional.
3. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ANALIZADA MEDIANTE LAS CINCO
FUERZAS DE PORTER
El ambiente específico o microambiente es el ambiente más cercano e inmediato
a cada organización. En consecuencia, cada organización tiene su ambiente
particular de trabajo que constituye el nicho donde desarrolla sus operaciones y
donde obtienen sus insumos y coloca sus productos y servicios. Esto significa que
en el ambiente de trabajo se encuentran los mercados utilizados (mercado de
proveedores, mercado financiero, mercado laboral, etc.) y los mercados atendidos
(mercado de clientes). El ambiente específico o ambiente de trabajo está
constituido por los elementos implicados directamente en cada organización. En

la Figura 3.1 se muestran las cinco fuerzas de Porter para el análisis de la
industria eléctrica.
Figura 3.1: Las cinco fuerzas de Porter que guían la competencia industrial
Fuente: Elaborado por los autores
3.1. Poder de Negociación de los Proveedores
Un mercado o segmento del mercado no será atractivo cuando los proveedores
estén bien organizados gremialmente, tengan fuertes recursos y puedan imponer
sus condiciones de precio y volumen del pedido. La situación será aún más
complicada si los insumos que suministran son claves para nosotros, no tienen
sustitutos o son pocos y de alto costo. Los proveedores ofrecen recursos, como
capital, materias primas, máquinas y equipos, tecnología, conocimientos,
publicidad, servicios jurídicos, contables, etc.
El poder de negociación de los proveedores para la industria eléctrica ecuatoriana
corresponde a los siguientes:
 La mayor parte de los equipos y herramientas para las centrales
hidroeléctricas provienen de importaciones de países industrializados.
 Bajo número de proveedores e importadores de equipos electromecánicos,
materiales y herramientas.
Amenaza
Sustitutos
Amenaza
Competencia
Potencial
Poder Negociador
Proveedores
Poder Negociador
Compradores
Competidores en
la Industria y
rivalidad

 Oportunidad para la formación de asociaciones de proveedores de equipos
electromecánicos.
 Tercerización de servicios y recursos humanos que son usados cada vez
más por las organizaciones de la industria.
3.2. Poder de Negociación de los Clientes
Un mercado o segmento no será atractivo cuando los clientes están bien
organizados. La posibilidad de organización de los compradores permitirá que las
exigencias sean mayores en materia de reducción de precios, de mayor calidad y
servicios y por consiguiente la organización tendrá una disminución en los
márgenes de utilidad.
El poder de negociación de los clientes, usuarios, contribuyentes o consumidores
del sector eléctrico son los siguientes:
 Existen clientes regulados y no regulados, dependiendo de las
características del consumo de energía.
 Los clientes regulados tienen definida su tarifa por el CONELEC y son la
gran mayoría.
 Los clientes no regulados (grandes consumidores) tienen libertad de
escoger a su proveedor de energía.
 Las exigencias para calificación de los consumidores no regulados
disminuyen cíclicamente (a partir de enero/2005 será 650 kW de demanda
máxima y 4.5 GWh de consumo anual) (CONELEC, 2005, Página WEB,
Regulación CONELEC 006 – 03).
 Pueden conformarse asociaciones de consumidores o grandes
consumidores.
 Pueden conformarse grupos de interés a través de asociaciones para ser
declarados grandes consumidores y comprar energía libremente en el
MEM, presionando para bajar los requisitos de potencia y energía.

 La Ley de Defensa del Consumidor exige calidad en la dotación del servicio
y la Defensoría del Pueblo presiona permanentemente a las empresas
eléctricas especialmente distribuidoras que cumplan con los patrones de
calidad.
3.3. Rivalidad entre los Competidores
Elementos que disputan las mismas entradas (proveedores) y las mismas salidas
(clientes) de la organización. Los competidores desarrollan estrategias no siempre
esperadas ni conocidas, para ganar espacio y dominio, e intervienen en el
ambiente de trabajo, generando incertidumbre en cuanto a sus decisiones y
acciones. Para una organización será más difícil competir en un mercado o en
uno de sus segmentos donde los competidores estén muy bien posicionados,
sean muy numerosos y los costos fijos sean altos, pues constantemente estará
enfrentada a guerras de precios, campañas publicitarias agresivas, promociones y
entrada de nuevos productos.
Los competidores serán las organizaciones que producen energía eléctrica y que
son los siguientes (ver Tabla 3.1 en la que no se consideran los autoproductores
cuya potencia efectiva es de 169.1 MW):

POTENCIA
EFECTIVA
TERMICO
(MW)
POTENCIA
EFECTIVA
HIDRÁULICO
(MW)
POTENCIA
EFECTIVA
TOTAL
(MW)
TIPO
GENERACIÓN
E.E. AMBATO 2.8 7.9 10.7 H, MCI
E.E. BOLIVAR 1.5 2.0 3.6 H, MCI
E.E. COTOPAXI 12.0 11.9 H
E.E. ESMERALDAS 8.2 8.2 MCI
E.E. RIOS 9.8 9.8 MCI
E.E. PENINSULA STA. ELENA 8.4 8.4 MCI
E.E. QUITO 40.3 97.0 137.3 H, MCI
E.E. REGIONAL EL ORO 13.2 13.2 MCI
E.E. REGIONAL MANABI 24.0 24.0 MCI
E.E. REGIONAL NORTE 1.8 12.6 14.4 H, MCI
E.E. REGIONAL SUR 16.6 2.7 19.3 H, MCI
E.E. RIOBAMBA 2.0 13.3 15.3 H, MCI
E.E. SUCUMBIOS 19.3 0.2 19.5 H, MCI
EMAAP-Q 8.2 8.2 H
CATEG - GENERACIÓN 205.5 205.5 TG, TV
ECOLUZ 2.1 2.1 H
ELECAUSTRO 26.4 38.4 64.8 H, MCI
ELECTROGUAYAS 398.0 398.0 TG, N, TV
ELECTROQUIL 181.0 181.0 TG
HIDROAGOYÁN 224.0 224.0 H
HIDROPAUTE 1 075.0 1 075.0 H
HIDRONACIÓN 213.0 213.0 H
INTERVISA TRADE 102.0 102.0
MACHALA POWER 139.5 139.5 TGN
TERMOESMERALDAS 131.0 131.0 TV
TERMOPICHINCHA 82.2 82.2 MCI
ULYSSEAS INC. 27.5 27.5
TOTAL 1 441.0 1 708.4 3 149.4
TABLA 3.1: Potencia Efectiva de los agentes generadores interconectados al Sistema Nacional
Interconectado (H = hidráulica, MCI = motor combustión interna, TG = térmica a
gas, N = nafta, TV = térmica vapor, TGN = térmica gas natural)
Fuente: Estadísticas 2004 del CONELEC (www.conelec.gov.ec)
3.4. Amenaza de Ingresos de Productos Sustitutos
Un mercado o segmento no es atractivo si existen productos sustitutos reales o
potenciales. La situación se complica si los sustitutos están más avanzados
tecnológicamente o pueden entrar a precios más bajos reduciendo los márgenes
de utilidad de la organización y de la industria.
 El gas natural o gas licuado de petróleo (GLP) es un sustituto
especialmente para calentamiento de agua y líquidos.
 El aprovisionamiento de energía para las empresas distribuidoras puede
ser sustituido por fuentes alternativas de energía como el eólico,
fotovoltaico, etc.

3.5. Amenaza de Entrada de Competidores Potenciales
El mercado o el segmento será atractivo dependiendo de si las barreras de
entrada son fáciles o no de franquear por nuevos participantes que puedan llegar
con nuevos recursos y capacidades para apoderarse de una porción del mercado.
Para una corporación será más difícil competir en un mercado o en uno de sus
segmentos donde los competidores estén muy bien posicionados, sean muy
numerosos y los costos fijos sean altos, pues constantemente estará enfrentada a
guerras de precios, campañas publicitarias agresivas, promociones y entrada de
nuevos productos.
La entrada de potenciales competidores al mercado eléctrico ecuatoriano esta
dada por lo siguiente:
 La competencia dentro de la industria eléctrica puede presentarse en la
generación.
 La inversión requerida para generación es alta. En el caso de hidroeléctrica
esta en torno de USD 1.500 por kW.
 La generación de ciclo combinado que usa combustible gas natural es
competitiva con la hidroeléctrica, aunque en el Ecuador la explotación de
este combustible se encuentra restringido.
 La generación térmica tiene costos variables unitarios altos que es
desplazada por la generación hidroeléctrica.
 Se construyen dos grandes proyectos hidroeléctricos San Francisco de 212
MW (abr/2008) y Mazar de 190 MW (ago/2008) y un termoeléctrico
(Termoriente) de 270 MW (jun/2007).
 Se construyen proyectos menores como el caso de la central hidroeléctrica
Sibimbe de 15 MW (jul/2005).
 Machala Power pondrá en operación la segunda fase del proyecto de una
potencia de 94 MW y la tercera de 87 MW entrarán en operación comercial
en oct/2006 y abr/2011 respectivamente.

4. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA ECUATORIANA
4.1. Estructura
La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) creó El Consejo Nacional de
Electricidad, CONELEC, como persona jurídica de derecho público, con
patrimonio propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa.
Comenzó a organizarse a partir del 20 de noviembre de 1997, una vez
promulgado el Reglamento General Sustitutivo de la LRSE. El CONELEC se
constituye como un ente regulador, normativo y controlador, a través del cual el
Estado puede delegar las actividades de generación, transmisión, distribución y
comercialización de energía eléctrica, a empresas concesionarias. Además, el
CONELEC se encarga de elaborar el Plan de Electrificación del Ecuador que
actúa de carácter referencial.
El sector eléctrico esta estructurado por los agentes generadores, transmisor,
distribuidores y grandes consumidores, actuando bajo el control y regulación del
CONELEC. Las transacciones comerciales y las funciones de operación y
coordinación técnica del sistema eléctrico están a cargo del Centro Nacional de
Control de Energía (CENACE).
El CENACE, se constituye como corporación civil de derecho privado, contando
como sus miembros a todas las empresas de generación, transmisión,
distribución y grandes consumidores. Inició su funcionamiento, en la nueva
condición de la LRSE, a partir del 1 de febrero de 1999. Se encarga del manejo
técnico y económico de la energía en bloque, garantizando en todo momento una
operación adecuada que redunde en beneficio del usuario final.
Es responsable de la administración de las transacciones técnicas y financieras
del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), debiendo resguardar las condiciones de
seguridad de la operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI),
responsabilizándose por el abastecimiento de energía al mercado, al mínimo

costo posible, preservando la eficiencia global del sector y creando condiciones
de mercado para la comercialización de energía eléctrica por parte de las
empresas generadoras, sin ninguna discriminación entre ellas, y facilitando el
acceso al sistema de transmisión.
Las transacciones comerciales de compra venta de potencia y energía se realizan
a través del MEM, mismo que abarca la totalidad de las transacciones que se
celebran entre generadores y distribuidores y entre generadores y grandes
consumidores. Igualmente se incluirán las transacciones de exportación o
importación de energía, todo esto bajo la modalidad de contratos a plazo o
mercado ocasional (spot).
Figura 4.1: Organización de la Industria Eléctrica y Mercado Eléctrico Mayorista
El MEM lo conforman actualmente 14 empresas de generación, 13 empresas
distribuidoras que realizan generación, 19 empresas distribuidoras y 73 grandes
consumidores. En la Figura 4.1 se presenta en forma esquemática la estructura
del sector eléctrico ecuatoriano.

El Sistema Nacional de Transmisión (SNT) a cargo del agente transmisor, esta
conformado por la red troncal de transmisión en base a un anillo de transmisión
de 230 kV de doble circuito, e interconectado con Colombia.
4.2. Mecanismos de Transacción en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)
4.2.1. Contratos a Plazo
Los contratos a plazo son los que libremente se acuerdan entre generadores y
grandes consumidores o entre generadores y distribuidores, por un plazo mínimo
de un año.
Los contratos a plazo deberán ser cumplidos por los generadores
independientemente del hecho de que sus equipamientos de generación hayan
sido o no despachados por el CENACE. De no haber sido despachados, el
vendedor cumplirá con su contrato por medio del generador que haya resultado
despachado y percibirá el precio pactado contractualmente con sus clientes,
abonando a su vez al generador que haya resultado despachado el precio que
corresponda.
4.2.2. Mercado Ocasional
Los generadores podrán vender energía eléctrica en el mercado ocasional. Las
transacciones en dicho mercado se ajustan a las siguientes reglas:
a) Las ventas que realizan los generadores serán las que resulten de la
energía producida por las unidades que despache el CENACE.
b) Las compras que realizan los distribuidores y grandes consumidores en el
mercado ocasional se valorizan al precio que en forma horaria fija el
CENACE de acuerdo con la energía producida y que se indica en el literal
anterior.

El CENACE comunicará a todos los agentes del MEM los siguientes cargos de
energía y potencia:
a) el precio de venta de la energía para cada período horario, sobre la base
del costo económico marginal instantáneo de corto plazo, y
b) el cargo de potencia que corresponde a los costos fijos de la central de
generación marginal 1
; definición que se explicará en el punto siguiente.
La teoría de costos marginales de corto plazo, aplicada a sistemas eléctricos,
considera los costos de operación de un sistema eléctrico, y tiene por objetivo la
determinación de los precios spot óptimos.
Visto de otra manera, el costo marginal instantáneo de energía (en la Barra de
Mercado), estará dado por aquella unidad de generación que, en condiciones de
despacho económico, sea la que atienda un incremento de carga. Para este
efecto, el costo de generación estará determinado, en operación normal, por el
costo variable de producción de la unidad marginal, para el caso de las centrales
eléctricas térmicas e hidráulicas de pasada, o por el valor del agua para las
plantas hidráulicas con regulación mensual o superior.
4.2.3. Remuneración por Potencia
A más de los ingresos por energía como producto del costo variable horario, los
generadores reciben un pago denominado Potencia Remunerable Puesta a
Disposición (PRPD). Con esto se busca que los generadores que aportan con
potencia útil para cubrir la demanda máxima y la reserva técnica, tengan ingresos
estables por potencia independiente de su despacho. Esta Remuneración se
calcula en base a un Cargo de Potencia, que se define como el costo unitario
1
Costos fijos de una central a gas que resulta de la operación en tiempo real del Sistema Nacional Interconectado (SNI).
El precio así establecido por el CENACE es uniforme para todas las transacciones realizadas durante el período de que
se trate.

mensual de capital más costos fijos de operación y mantenimiento de la unidad
generadora más económica (central de gas de ciclo abierto), para proveer
potencia de punta o reserva de energía en año seco.
El CONELEC ha determinado que dicha unidad corresponde a una turbina de gas
de ciclo abierto y el Cargo por Potencia se ha calculado en USD 5.70 /kW-mes.
4.3. Dimensionamiento de la Industria
A continuación se presenta una visión de las principales características técnicas
de las empresas eléctricas Generadoras, Transmisora y Distribuidoras (2004)
(CONELEC, 2004):
 La facturación total por la producción de energía (13.221 Gigavatios hora –
GWh en transacciones en el MEM a través del SNI) fue de USD 825
millones, de lo cual el 71.8% correspondió a la energía vendida en el
mercado ocasional, y el 28.2% en transacciones de contratos a plazo.
 La cantidad de energía producida por los diferentes agentes y entregado al
SNT durante el 2004 fue de 12.826 GWh. De esta cantidad las empresas
eléctricas distribuidoras recibieron 12.199 GWh, Interagua 125 GWh,
exportación a Colombia 35 GWh y las perdidas de transmisión fueron de
467 GWh.
 A las empresas Generadoras les correspondió facturar la cantidad de USD
625 millones (77.1%), a las Distribuidoras con generación el valor de USD
46 millones (5.7%), a los Autoproductores USD 4.3 millones (0.5%) y el
saldo de USD 134 millones (16.5%) por la Importación de energía desde
Colombia.
 La energía comprada en el MEM en GWh por los agentes distribuidores y
grandes consumidores que acceden al SNI ascendió a 11.646 durante el

2004, de lo cual el 44.9% fue adquirido del mercado ocasional, el 54.4% en
contratos a plazo con los generadores, 0.3% por contratos con
autoproductores, y el 0.4% a transacciones entre empresas eléctricas.
 El precio medio total de la energía vendida en el MEM fue de 6.24
(centavos de Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica por kilovatio
hora) ¢USD/kWh. En el mercado ocasional de 9.90, y en los contratos a
plazo de 3.31.
 Potencia efectiva instalada en el país: 3.571 MW (agentes generadores,
distribuidoras con generación, autogeneradores e importación). El 96.1%
es incorporado al SNI y el 3.9% en sistemas no incorporados.
 De los 3.571 MW de potencia efectiva instalada, el 48.5% corresponde a
hidráulicas, 6.7% interconexión con Colombia, 16.1% térmicas a gas, 4.5%
térmicas de gas natural, 11.8% MCI - Motor de Combustión Interna, y
12.4% vapor.
 Interconexiones del SNT: desde 1 de mar/2003 con Colombia en 230 kV; y,
desde 25 de jun/2003, 1ra. Etapa, en 69 kV, con el sistema de la Empresa
Eléctrica Sucumbíos. A partir del 1 de enero de 2005 se encuentra lista la
interconexión con Perú.
 Número de Usuarios al 31 de dic/2004: Regulados 2’952.800 y 73 Grandes
Consumidores.
 Los grandes consumidores recibieron energía durante el 2004, mediante
contratos a plazo con los agentes generadores, en la cantidad de 604
GWh, a través de los diversos sistemas de distribución de las empresas
eléctricas a excepción de Interagua que recibió directamente del SNI. La
facturación a estos agentes fue de USD 37.5 millones con un precio medio
de 5.1 ¢USD/kWh.

 El balance de energía determina que la energía disponible en el 2004 en
los puntos de entrega del SNI a las empresas eléctricas distribuidoras
fueron de 11.595 GWh, de lo cual el 24.0% (2.805 GWh) correspondió al
total de pérdidas, siendo el 10.1% de pérdidas técnicas y el 13.9% a no
técnicas o comerciales.

5. ESTUDIO DE MERCADO
5.1. Análisis de la Demanda de Energía Eléctrica en el Ecuador
Las metodologías utilizadas en la planificación del sector eléctrico ecuatoriano, en
lo que a proyección de la demanda se refiere, el CONELEC ha incorporado al
análisis el uso de modelos econométricos definiendo las variables explicativas
macro económicas y sectoriales.
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 PIB. 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 siguiente gráfico (ver Fig. 5.1):
CRECIMIENTO ANUAL DEL PIB Y DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA .
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
%
PRODUCTO INTERNO BRUTO DEMANDA DEENERGIA ELECTRICA
FIGURA 5.1: Comparación del crecimiento del Producto Interno Bruto PIB vs.
demanda de energía eléctrica
Fuente: Plan de Electrificación del Ecuador 2004 - 2013

Según este gráfico, 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 sustancialmente mayores los crecimientos de energía eléctrica frente a
los del PIB, corresponden a aquellos en los cuales los precios de la electricidad
han sufrido disminución por efectos de la inflación. En el año 2001, la economía
del país había crecido más que la energía eléctrica. El menor crecimiento de esta
demanda se explica fundamentalmente porque se produjo un bajo crecimiento
residencial debido a los precios y al clima relativamente templado en la región
costa, esto demuestra la influencia de la variable precios.
5.1.1. Transacciones de Energía realizadas en el MEM durante el 2004
De los 12.826 GWh de energía entregada al SNT en el 2004 por parte de los
generadores, distribuidores con generación, autoproductores e importación, el
56% correspondió a generación hidráulica, 17% a generación térmica a vapor,
13% a importación de Colombia y el 13% a otras formas, ver Figura 5.2.
ENERGÍA ENTREGADA AL MEM EN EL 2004 (GWh)
T érmica Gas
5%
T érmica Gas
N atural
6%
T érmica M C I
3%
H idráulica
56%
T érmica Vapo r
17%
Impo rtació n
13%
Otro s
13%
FIGURA 5.2: Producción e Importación de energía tranzada
a través del MEM en el año 2004.
Fuente: Estadística del Sector Eléctrico
Ecuatoriano 2004
La energía total transada en el MEM (hay reventa) y fuera de él por parte de las
empresas generadoras, la generación no escindida de las empresas eléctricas,
autoproductores, exportación e importación de Colombia, ascendió a 13.221

GWh, con lo cual las ventas totales por este concepto alcanzaron a USD 824.7
millones, con un precio promedio de 6.24 ¢USD/kWh. En la Tabla 5.1 se indica el
detalle de las transacciones, incluyéndose en los ingresos los cargos
correspondientes de energía, PRPD, inflexibilidades, generación obligada,
transmisión y otros. Además, se debe resaltar que el porcentaje de recaudación
de las generadoras durante el 2004 alcanzó el 57%, es decir que el 43% se
mantiene impago.
Tipo de
Empresa
Empresa Productora
Energía
Vendida
(GWh)
Total (US$)
Precio Medio
venta
(cUS$/kWh)
Categ-G 333.49 45,124,278.35 13.53
Elecaustro 253.78 15,109,187.25 5.95
Electroguayas 1,146.89 105,420,839.80 9.19
Electroquil 394.13 54,740,431.35 13.89
EMAAP-Q 68.04 3,943,055.60 5.80
Hidroagoyán 1,225.29 37,255,795.41 3.04
Hidronación 594.49 37,069,011.20 6.24
Hidropaute 4,737.96 167,217,367.60 3.53
Intervisa 58.55 12,015,735.41 20.52
Machala Power 720.31 58,659,096.90 8.14
Termoesmeraldas 832.43 57,976,662.66 6.96
Termopichincha 225.17 28,889,549.53 12.83
Ulysseas 15.33 1,805,605.31 11.78
10,605.86 625,226,616.37 5.77
Ambato 66.10 5,323,332.89 8.05
Azogues 43.71 2,408,565.80 5.51
Bolívar 4.32 556,961.15 12.89
Centro Sur 57.80 2,633,447.79 4.56
Cotopaxi 92.58 5,611,759.18 6.06
El Oro 3.25 879,902.33 27.07
Manabí 0.32 38,955.80 12.17
Norte 41.75 3,398,232.12 8.14
Quito 405.74 33,123,470.60 8.16
Riobamba 101.27 3,529,219.58 3.48
Sta. Elena 4.64 824,727.22 17.77
Sur 26.06 2,064,056.19 7.92
847.54 60,392,630.65 7.13
Agua y Luz Sillunchi 0.58 17,542.50 3.02
Ecoluz 30.34 1,367,558.65 4.51
Electroandina 0.04 1,552.30 3.88
48.25 2,308,239.95 4.78
Famiproduct 0.28 13,345.99 4.77
Hidroimbabura 0.31 10,799.20 3.48
IMMejía 4.40 154,693.37 3.52
La Internacional 0.63 21,690.80 3.42
Molinos La Unión 3.14 125,632.31 4.00
Repsol YPF 3.06 237,137.31 7.75
San Carlos 0.65 15,833.64 2.43
91.69 4,274,026.02 4.66
Exportación Exportación Colombia 34.97 763,534.46 2.18
34.97 763,534.46 2.18
Importación Colombia 1,641.61 134,113,515.32 8.17
1,641.61 134,113,515.32 8.17
13,221.67 824,770,322.82 6.24
TRANSACCIONES TOTALES DE VENTA DE ENERGÍA POR EMPRESAS EN
EL 2004
Total Generadora
Distribuidora
Total Importación
Total general
Generadora
Autoproductora
Total Distribuidora
Total Autoproductora
Total Exportación
TABLA 5.1: Transacciones de venta de energía de los
generadores en el MEM (2004), y precios medios
de venta.
Fuente: Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano
2004 del CONELEC.

Las transacciones de venta de energía que se realizaron por parte de las
empresas generadoras, recibieron en el 2004 como remuneración el valor medio
de 6.24 ¢USD/kWh, observándose que Hidropaute S.A. la mayor generadora
vendió en 3.53 ¢USD/kWh con el 95% de la energía mediante contratos y
solamente el 5% en el mercado ocasional. Es destacable la generadora Machala
Power que vendió en 8.14 ¢USD/kWh con el 100% de su producción en el
mercado ocasional, es decir no mantiene contratos a plazo, esto como estrategia
de marketing.
5.1.2. Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica del Ecuador
(Consumidores y Energía Facturada)
La evolución de la composición del consumo en los diferentes sectores o tipos de
usuarios del servicio eléctrico (residencial, comercial, industrial, alumbrado público
y otros) ha sido diferente. En la figura siguiente (ver Fig. 5.3) se aprecia esta
circunstancia, debiendo aclarar que la figura del 2004 corresponde
exclusivamente a los clientes regulados.
FIGURA 5.3: Composición del consumo en los diferentes sectores o tipos de usuarios del
servicio eléctrico (consumidores regulados).
Fuente: Plan de Electrificación del Ecuador 2004 - 2013
Se puede advertir que el crecimiento del consumo de energía ha sido mayor en
los sectores: Residencial, Comercial, Alumbrado Público y Otros, pero menor en
el sector Industrial. El crecimiento medio anual del consumo de energía facturada
2004
Comercial
21%
Industrial
21%
Al. Púb. y
Otros
17% Residencial
41%
1991
Resi-
dencial
38%
Al. Púb. y
Otros
16%
Industrial
32% Comercial
14%

en el Ecuador ha estado en 5.0%, en el período 1993-2003. La composición de
incremento de los principales sectores de consumo, se indica en el cuadro
siguiente (ver Tabla 5.2):
CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)
Año Residencial Comercial Industrial
Al. Pub. y
Otros
Total
1993 2 200 801 1 593 942 5 536
2003 3 270 1 674 2 441 1 635 9 021
Crecimiento (*) 4,0 % 7,7 % 4,4 % 5,8 % 5,0 %
(*) Medio anual del período
TABLA 5.2: Demanda de energía eléctrica facturada a los diferentes
sectores de consumidores y tasas de crecimiento para 1993 y
2003 en el Ecuador.
Fuente: Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2004 del
CONELEC.
La proyección de la demanda realizada por el CONELEC se mantienen tres
escenarios de crecimiento: menor, medio y mayor, mismos que están 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 periodo 2004 al
2013, el escenario menor toma en cuenta un crecimiento económico pesimista del
país, en el orden del 3.3% del PIB como media anual; crecimiento medio de 4.2%
y para crecimiento mayor de 5.0%.
La cobertura que se define como el índice de viviendas con electrificación en
relación a la totalidad de viviendas, se considera para el año horizonte de 91.4%
para el escenario bajo, mientras que el 94.2% para el medio y de 95.1% para el
alto. Ver Tabla 5.3 siguiente:

PARÁMETROS PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMENDA DE
POTENCIA Y ENERGÍA ELÉCTRICA
(EN PORCENTAJE)
ESCENARIOS MENOR MEDIO MAYOR
Cobertura urbana año 2004 91.4 91.8 92.3
Cobertura rural año 2004 82.2 82.6 83.0
Cobertura nacional año 2004 87.7 88.1 88.6
PIB anual medio, año 2004 4.1 5.1 6.1
Cobertura urbana año 2013 95.1 97.0 97.8
Cobertura rural año 2013
85.3 88.8 89.7
Cobertura nacional año 2013
91.4 94.2 95.1
PIB anual medio, años 2004 - 2013
3.3 4.2 5.0
TABLA 5.3: Parámetros considerados en los escenarios para las
proyecciones de demanda de potencia y energía.
Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del
CONELEC (www.conelec.gov.ec)
El crecimiento anual del consumo facturado o ventas por tipos de consumidores y
los porcentajes medios anuales de crecimiento, en el período proyectado 2004 –
2013, considerando el escenario medio. En la Tabla 5.4 se indica la energía
facturada en el Ecuador, estimándose que crecerá en un promedio anual de 6.2%,
siendo el sector comercial con mayor crecimiento con el 7.2%, seguido del sector
industrial con el 7.0% y el residencial con 6.2%.
En la proyección de estos consumos ha sido considerado fundamentalmente las
tendencias estadísticas de la facturación y las políticas gubernamentales en el
orden macro económico que prevén un crecimiento medio del PIB en el orden del
4.2% para los siguientes años, en el escenario medio.

PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA FACTURADA
(GWh)
AÑO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL
AL. PUB Y
OTROS
TOTAL
CONSUMO
1992 2 128 791 1 644 898 5 461
1993 2 191 793 1 591 938 5 512
1994 2 415 931 1 776 922 6 044
1995 2 559 938 1 802 1 058 6 357
1996 2 876 1 068 1 874 1 206 7 025
1997 3 227 1 214 2 022 1 292 7 756
1998 3 377 1 362 2 068 1 334 8 141
1999 2 922 1 244 2 067 1 417 7 650
2000 2 774 1 344 2 192 1 527 7 837
2001 2 897 1 412 2 273 1 553 8.135
2002 3 098 1 570 2 025 1 404 8 097
2003 3 270 1 674 1 931 1 487 8 362
2004 3 533 1 818 1 835 1 506 8 692
2005 3 885 1 980 3 046 1 598 10 508
2006 4 207 2 158 3 310 1 652 11 327
2007 4 495 2 327 3 551 1 700 12 073
2008 4 768 2 494 3 779 1 749 12 790
2009 5 028 2 663 4 018 1 801 13 510
2010 5 286 2 836 4 265 1 853 14 240
2011 5 544 3 011 4 525 1 907 14 987
2012 5 806 3 188 4 794 1 959 15 748
2013 6 077 3 368 5 075 2 011 16 530
36,8 % 20.4 % 30,7 % 12.2 % 100 %
Crecim. 04-13
6.2 % 7.2 % 7.0 % 3.1 % 6,2 %
TABLA 5.4: Proyección de la demanda de energía facturada a los diferentes
consumidores y tasas de crecimiento para el periodo 2005 –
2013 en el Ecuador. Escenario Medio.
Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del CONELEC
(www.conelec.gov.ec)
El crecimiento del número de consumidores en el Ecuador se prevé que será de
un 3.2 % en el escenario de menor crecimiento; y, de 3.6 % y 4.4 % para los
escenarios medios y alto, respectivamente, en el período 2002 - 2013. Los
consumidores desagregados por sectores, para el escenario de crecimiento
medio, se indican en el cuadro siguiente (Tabla 5.5):

PROYECCIÓN DE LOS CONSUMIDORES DEL SERVICIO ELÉCTRICO
AÑO
TOTAL CONSUMIDORES
ENERGÍA ANUAL POR CONSUMIDOR
UNITARIO (kWh/cliente)
RESIDEN-
CIAL
COMER-
CIAL
INDUS-
TRIAL
ALUM.
PÚB. Y
OTROS
TOTAL RES. COM. IND.
AP Y
OTROS TOTAL
1992 1 364 234 185 279 20 574 20 044 1 590 132 1 566 4 309 79 967 44 900 3 446
1993 1 459 574 187 257 21 330 21 801 1 689 963 1 507 4 277 74 670 43 217 3 276
1994 1 556 555 191 995 22 321 23 120 1 793 992 1 559 4 893 79 658 40 070 3 384
1995 1 668 419 204 201 23 794 24 794 1 921 208 1 542 4 642 75 829 42 876 3 325
1996 1 770 599 217 118 25 111 26 644 2 039 472 1 634 4 971 74 755 45 462 3 463
1997 1 871 908 222 622 25 830 29 233 2 149 593 1 736 5 514 78 424 44 432 3 629
1998 1 953 312 226 233 27 022 31 223 2 237 789 1 742 6 088 76 685 43 021 3 662
1999 2 033 230 233 138 28 450 32 563 2 327 381 1 456 5 422 72 849 44 033 3 322
2000 2 101 967 239 991 29 454 33 541 2 404 952 1 332 5 677 74 590 45 958 3 285
2001 2 189 242 248 427 31 493 34 514 2 503 675 1 323 5 682 72 198 44 985 3 249
2002 2 287 571 261 496 33 218 35 171 2 617 456 1 354 6 005 60 967 48 382 3 093
2003 2 398 885 274 232 34 772 38 280 2 746 168 1 363 6 106 55 539 49 942 3 045
2004 2 582 912 293 137 36 778 39 973 2 952 800 1 455 6 437 83 477 51 880 3 602
2005 2 638 268 297 343 38 519 38 065 3 012 196 1 473 6 657 79 069 41 974 3 489
2006 2 767 010 312 237 40 838 38 384 3 158 469 1 520 6 912 81 050 43 047 3 586
2007 2 874 872 326 246 42 800 38 703 3 282 621 1 564 7 132 82 961 43 922 3 678
2008 2 972 164 339 330 44 568 39 022 3 395 083 1 604 7 349 84 795 44 817 3 767
2009 3 063 029 351 948 46 432 39 341 3 500 751 1 642 7 566 86 544 45 769 3 859
2010 3 153 918 364 085 48 355 39 660 3 606 018 1 676 7 789 88 202 46 729 3 949
2011 3 245 996 376 221 50 412 39 980 3 712 608 1 708 8 004 89 762 47 689 4 037
2012 3 336 962 388 357 52 559 40 300 3 818 178 1 740 8 209 91 217 48 611 4 124
2013 3 428 929 400 493 54 825 40 620 3 924 867 1 772 8 409 92 561 49 510 4 212
Crec.
04-13
3.6% 4.0% 4.8% 0.8% 3,6% 2.5% 3.1% 2.1% 2.2% 2.5%
TABLA 5.5: Proyección del número de consumidores de energía eléctrica en el Ecuador por
sectores de consumidores y tasas de crecimiento para el periodo 2005 – 2013.
Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del CONELEC (www.conelec.gov.ec)
5.1.3. Proyección de la Demanda de Potencia y Energía al Nivel de Barras de
Subestación de Entrega
La demanda de potencia y energía al nivel de barras de subestación es mayor
que la potencia y energía facturada, pues la diferencia entre ellas se debe a las
pérdidas técnicas que se producen por el transporte en las líneas, transformación
y medición, así como también por las pérdidas no técnicas o comerciales que
corresponden al hurto, equipos de medición defectuosos, errores de medición,
etc.
La información histórica así como también la proyección de la demanda de
potencia máxima (en MW) y de la energía (en GWh) a nivel nacional y en barras
de subestaciones para el caso del escenario de crecimiento medio que se estima
con mayor probabilidad de cumplimiento, son los siguientes:

PROYECCIÓN ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA AL NIVEL DE BARRAS DE SUBESTACIÓN
DE ENTREGA - ESCENARIO MEDIO
AÑO
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
ENERGÍA SNI (GWh) 6 804 6 987 7 646 7 886 8 723 9 721 10 219 9 716 10 027 10 274 10 574
POTENCIA SNI (MW) 1 252 1 353 1 480 1 542 1 684 1 848 1 858 1 851 1 863 1 911 2 067
AÑO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ENERGÍA SNI (GWh) 11 134 13 189 12 961 13 635 14 322 15 022 15 733 16 460 17 211 17 980 18 773
POTENCIA SNI (MW) 2 153 2 289 2 406 2 517 2 630 2 745 2 861 2 980 3 102 3 227 3 355
TABLA 5.6: Proyección de la demanda de potencia y energía disponible en el Ecuador para el
periodo 2005 – 2013. Escenario medio.
Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del CONELEC (www.conelec.gov.ec)
La representación gráfica de la información histórica y proyectada de la demanda
de energía y potencia expresada en la Tabla 5.6, se muestra en la Figura 5.4 y
5.5.
PROYECCIÓN DE LADEMANDADE ENERGÍA(GWh)
5,000
7,500
10,000
12,500
15,000
17,500
20,000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
FIGURA 5.4: Proyección de la demanda de energía disponible en barras de
subestación hasta el 2013. Escenario Medio.

PROYECCIÓN DE LADEMANDADE POTENCIA(MW)
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
FIGURA 5.5: Proyección de la demanda de potencia disponible en barras de
subestación hasta el 2013. Escenario Medio.
El crecimiento de la demanda de energía disponible (barras de subestación) para
el periodo 2005 – 2013 es del 4.8% anual, mientras que para la demanda de
potencia es del 4.5% anual, esto para el escenario de crecimiento medio. En la
Tabla 5.7 se presentan los porcentajes de crecimiento para los escenarios menor,
medio y mayor en cuanto tiene que ver a la demanda de potencia y la de energía.
CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
PERIODO 2005 - 2013
ESCENARIO MENOR MEDIO MAYOR
DEMANDA DE ENERGÍA 3.7% 4.8% 5.8%
DEMANDA DE POTENCIA 3.5% 4.5% 5.4%
TABLA 5.7: Crecimiento medio anual de la demanda eléctrica
para el periodo 2005 – 2013. Barras de subestación.
Fuente: Plan de Electrificación 2004 - 2013 del
CONELEC (www.conelec.gov.ec)
Realizando el cálculo entre energía disponible y facturada, se puede calcular las
pérdidas totales de energía (técnicas y no técnicas). Analizando las pérdidas en
los últimos años se determina que las mismas se han incrementado notablemente
bordeando el 25% en el 2004 (CONELEC, 2005).
Se estima continuará la reactivación económica del país durante el período 2004 -
2013 por lo que los crecimientos de las demandas de potencia y energía eléctrica,
igualmente, serán compatibles con ese crecimiento. Una de las políticas tarifarias

que se incorporará a futuro para promover el uso industrial de la energía eléctrica,
es la anexión de la 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 de la energía.
5.1.4. Proyección de la Demanda de Potencia y Energía de la Empresa
Eléctrica Regional del Sur S.A.
El crecimiento de la demanda de potencia de la Empresa Eléctrica Regional del
Sur S.A. para el periodo 2005 a 2014 se estima en el 4.4% anual, esperando que
al año horizonte alcance el valor de 64.7 MW. En tanto que la demanda de
energía estima un crecimiento medio anual del 5.7%, pasando de 186 GWh
durante el 2004 a 314.7 GWh en el 2014. Los valores señalados corresponden al
escenario de crecimiento medio o tendencial. La representación gráfica de las
proyecciones de demanda de potencia se observa en la Figura 5.6 y las
proyecciones de demanda de energía disponible se presenta en la Figura 5.7,
mismas que además contienen las proyecciones en los escenarios alto y reducido
(EERSSA, 2005).
PROYECCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
65,000
70,000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
kW
ALTO REDUCIDO TENDENCIAL
FIGURA 5.6: Proyección de la demanda de potencia de la EERSSA hasta
el 2014. Escenarios Alto, Tendencial y Reducido.
Fuente: Empresa Eléctrica Regional Sur S.A., Gerencia
de Planificación.

PROYECCION DE LA DEMANDA DE ENERGÍA.
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
G W h.
TENDENCIAL ALTO REDUCIDO
FIGURA 5.7: Proyección de la demanda de energía disponible (GWh) de
la EERSSA hasta el 2014. Escenarios Alto, Tendencial y
Reducido.
Fuente: Empresa Eléctrica Regional Sur S.A., Gerencia
de Planificación
5.2. Análisis de la Oferta de Energía Eléctrica en el Ecuador
Según los datos recopilados por el CONELEC, basados en la información
estadística de las empresas generadoras, distribuidoras y autoproductoras, la
potencia efectiva instalada en el Ecuador, incluyendo la capacidad de importación
y exportación de energía con Colombia que esta en operación a partir de abril de
2003, a diciembre de 2004, fue de 3.571 MW de capacidad, de los cuales el
48.5% correspondió a generación hidráulica, el 44.8% a generación térmica, y el
6.7% a importación de Colombia. La energía neta producida en el país en el año
2004 y entregada al MEM fue de 12.826 GWh, de los cuales el 56.8%
correspondió a generación hidroeléctrica, el 30.4% a generación térmica, y el
12.8% a importación de energía.
De los 3.571 MW, el 96% esta incorporado al SNI y el 4% en sistemas no
incorporados.

5.2.1. Costos Variables de las Unidades de Generación
Los costos variables que se presentan corresponden a los de las unidades de
generación de electricidad, la oferta acumulada (capacidad de producción
expresada en potencia) del sistema de producción de energía eléctrica en relación
a los costos variables unitarios de cada uno de los equipos de generación se
muestran en la Fig. 5.8. Las características técnicas y la norma jurídica indican
que el sistema eléctrico ecuatoriano debe ser planificado y operado de manera
óptima, bajo esta premisa deberá utilizarse los costos variables de cada una de
las máquinas para el despacho de las unidades en orden de mérito (de menor a
mayor). El despacho de las unidades (oferta) se realiza conforme la demanda,
manteniendo el equilibrio en cada instante. La demanda es variable a lo largo de
las 24 horas del día, presentándose un valor máximo entre las 19h00 y 20h00.
COSTOS VARIABLES DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN..
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
443
654
757
827
1,229
1,255
1,278
1,304
1,516
1,720
1,778
1,877
1,887
1,892
1,902
1,910
1,920
2,024
2,034
2,077
2,102
2,174
2,244
POTENCIA EFECTIVA EN UNIDADES PRODUCCIÓNDEL MEM (MW)..
COSTOVARIABLE(cUS$/kWh)
HIDRÁULIC
TÉRMICAS
BÚNKER
TÉRMICAS
DIESEL
FIGURA 5.8: Curva de la oferta de energía de las unidades de generación que
operan en el MEM (Costo Marginal)

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