LA EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO EN EL ECUADOR

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TEMA:
LA EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO EN EL ECUADOR
MATERIA:
MERCADO ELÉCTRICO 
INDICE
1. INTRODUCCIÓN	4
2. OBJETIVOS	5
2.1. OBJETIVO GENERAL	5
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS	5
3. MARCO TEÓRICO	6
3.1. ANTECEDENTES HISTÓRICOS DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO	6
3.1.1. INICIOS DEL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO	6
3.1.2. INGRESO DE LA INECEL AL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO	8
3.1.3. EVOLUCION DEL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO	9
3.2. MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO EN LA ACTUALIDAD	15
3.2.1.ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2009.	15
3.2.2. ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2012.	16
3.2.3. ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2015.	22
3.2.4. ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2017.	25
3.2.5. ACONTECIMIENTOS EN LO QUE VA DEL 2018	26
3.3. PROYECCIÓN A FUTURO DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO	27
3.3.1. ESTUDIO Y GESTIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA	27
3.3.2. EVOLUCIÓN HISTÓRICA Y PROYECCIÓN A FUTURO DEL CONSUMO ELECTRICO EN EL ECUADOR	28
3.3.3. EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN	31
3.3.4. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2013 - 2022	31
3.3.5 PRESUPUESTO DE LA EXPANSIÓN	32
3.3.6. PROGRAMACIÓN DE DESEMBOLSOS	33
3.3.7. CONSUMO DE COMBUSTIBLES	33
3.3.8 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN	35
3.3.9. PERÍODO 2019 - 2022	36
3.5.10. EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN	40
3.3.10.1. PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS	40
3.3.10.2. PLAN DE MEJORAMIENTO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN, PMD	41
3.3.10.3. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA EXPANSIÓN	42
3.3.11. ACTIVOS DE GENERACIÓN	43
3.3.11.1. COSTOS FIJOS DE GENERACIÓN	44
3.3.11.2. ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	44
3.3.11.3. COSTO MEDIO DE GENERACIÓN	46
3.3.12. ACTIVOS EN DISTRIBUCIÓN	47
3.3.13. EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO	48
3.3.13.1 REDUCCIÓN DE LA TARIFA DE KW/H PARA EL SECTOR INDUSTRIAL Y CAMARONERO EN LA PROVINCIA DE MANABÍ.	50
4. CONCLUSIONES	52
5. RECOMENDACIONES	53
6. BIBLIOGRAFÍA	54
1. INTRODUCCIÓN
El hombre asume necesidades energéticas para poder realizar tareas como moverse rápido, cocinar, construir casas, calentarse y vestirse, entre otras actividades. (Correa Álvarez, 2016)
Tras la segunda revolución industrial la electricidad se posicionó como uno de los servicios más importantes para el desarrollo económico mundial. No solo porque ser una energía limpia e inofensiva para la salud, sino por su facilidad de transportar y sobre todo porque permitió abrir todo un espectro de nuevos inventos y soluciones tecnológicas antes imaginadas, por ejemplo, la Internet y todas sus aplicaciones. (Flores, 2011)
En el presente trabajo se hará un análisis sobre el origen del mercado eléctrico ecuatoriano, y como ha ido evolucionando a lo largo de los años, se explicará también cómo está regularizado el mercado eléctrico en la actualidad, cuáles han sido los cambios, cuáles son las Instituciones encargadas de controlar este recurso energético que es uno de los principales fuentes económicas para el Ecuador.
Se mencionará también una hipótesis que hará referencia a la situación del Mercado Eléctrico Ecuatoriano en el futuro, claro está que seremos autosuficientes en el sector energético, de tal manera que estaremos en capacidad de exportar electricidad a nuestros países vecinos, aprovechando así la inversión de varios millones de dólares que se gastaron en la construcción de 8 grandes centrales de generación hidráulica, con una generación total de 2500 Mw, destacando la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, con una generación de 1500 Mw, cantidad suficiente para cubrir el 30% de la demanda eléctrica del Ecuador. (NATHANSON, 2017)
2. OBJETIVOS
2.1. OBJETIVO GENERAL
· Realizar una investigación para contrastar la evolución del mercado eléctrico en el Ecuador.
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Indagar sobre el pasado, presente y proyección a futuro del mercado eléctrico del Ecuador.
· Presentar una línea de tiempo denotando los años más significativos y donde hay el mayor contraste en el mercado eléctrico ecuatoriano.
· Realizar un artículo científico con toda la investigación indagada.
3. MARCO TEÓRICO
3.1. ANTECEDENTES HISTÓRICOS DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO
3.1.1. INICIOS DEL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO
El año de 1897 tiene una gran significación histórica en el desarrollo del sector eléctrico del Ecuador, por constituir el año de partida en el que el servicio de energía eléctrica se pone a disposición de las necesidades del público. (INECEL, 1978)
Corría el año de 1897 cuando Loja, la ciudad sureña limítrofe con el Perú, decidió dar vida a la primera planta de energía eléctrica que se construía en Ecuador: la Empresa Eléctrica Luz y Fuerza, hoy Regional del Sur. (Universo, 2007)
La planta, armada sobre el río Malacatos (Loja), nació con dos turbinas hidráulicas de 12 kW cada una, suficiente para aclarar la noche lojana. (Universo, 2007)
La primera distribuidora eléctrica surgió con un capital social de 16.000 sucres (lo que hoy no llegaría ni a un dólar). Esa inversión provino de un grupo de lojanos decididos a conformar la empresa. Lo hicieron el 23 de abril de 1897. (Universo, 2007)
Loja se convierta en la primera ciudad del país y la tercera en América Latina, después de Lima (Perú) y Buenos Aires (Argentina), en contar con servicio eléctrico por los siguientes 20 años. (Universo, 2007)
Una de las primeras ciudades en donde se reguló de alguna manera la energía eléctrica en el país fue Guayaquil, debido a la gran demanda que existía en dicha ciudad en aquel entonces, y al gran poder económico que conlleva eso.
“El 29 de octubre de 1925, firmó la Muy Ilustre Municipalidad de Guayaquil un contrato de concesión para distribuir y comercializar energía eléctrica en Guayaquil por 60 años., en su artículo octavo se le impone un mínimo compromiso: instalar una pequeña planta eléctrica en Bucay y motores diésel en Guayaquil. Compromiso que nunca se cumplió, A cambio de los derechos y exenciones tributarias que el contrato le garantiza, EMELEC debía pagar al Concejo -durante la vigencia del contrato- el 2% sobre la suma que reciba como producto bruto de los suministros de energía eléctrica". (Peralta, s.f.)
Posteriormente, en 1926, el Gobierno del Ecuador suscribió un contrato por 60 años con la AMERICAN FOREING POWER CO., para el suministro de energía eléctrica a la ciudad de Guayaquil. Similares contratos se realizaron para el servicio a otras ciudades del Ecuador como Quito y Riobamba. (INECEL, 1978)
Capitalizando tal Iniciativa, y frente al creciente interés de la ciudadanía de todo el país por disponer de energía eléctrica como un servicio público, la Ley de Régimen Municipal de 1,945, asigna a los diferentes Municipios la responsabilidad de atender las necesidades de servicios de energía eléctrica, así como el de agua potable, alcantarillado, teléfonos, etc, dentro de sus respectivas áreas jurídicas. (INECEL, 1978)
El resultado de esta gestión fue que a 1960 el total de la potencia instalada en el Ecuador alcanzo a loa 120.000 KW, distribuidos en 1200 centrales eléctricas con un promedio de 100 KW por planta y un índice medio de electrificación de 25 vatios por habitante, el más bajo entre los países de América del Sur en dicho año, limitándose a abastecer a lo mucho la demanda de su correspondiente centro urbano en condiciones técnicas más bien deficientes. Sin embargo, cabe anotar que la potencia instalada en el período 1932-1960 creció con una tasa media acumulativa anual del 11.3%, partiendo en 1952 con 51.141 KW instalados. (INECEL, 1978)
3.1.2. INGRESO DE LA INECEL AL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO
En esta retrospección ilustrativa, el año de 1961 marca precisamente un viraje con las decisiones gubernamentales adoptadas, iniciándola una amplia política de integración del sector eléctrico del país, que desembocará en la conformación de los diversos Sistemas Eléctricos Regionales, En dicho año, mediante Decreto Ley de Emergencia N° 24, del 23 de Mayo, se creó el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL), como Institución encargada de integrar el sector eléctrico del País, y de elaborar un Plan Nacional de Electrificación que satisfagalas necesidades de energía eléctrica que demanda el Plan de Desarrollo Económico y Social del Ecuador. (INECEL, 1978)
La gestión del INECEL (Instituto Ecuatoriano de Electrificación) cuenta con 3 etapas marcadas en su historia. La primera desde 1965 a 1970 en la que se da una primera recolección de información hidroeléctrica y un censo de las instalaciones eléctricas además el primer plan maestro de electrificación buscando la integración de los sistemas regionales, la creación de un Sistema Nacional Interconectado y el desarrollo de un programa de Electrificación Rural. En su siguiente periodo de 1970 a 1980 empieza ya a funcionar el Sistema Nacional de Interconectado ya con la entrada en operación de las centrales de generación y los sistemas de xvi transmisión, todo esto financiado con los recursos por la explotación petrolera y por endeudamiento externo. Durante los años 1996 al 2007 rige la Ley de Régimen del sector eléctrico que en términos generales menciona que la finalidad principal es de proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que garantice el desarrollo económico y social. El sector eléctrico contaba con autonomía económica y financiera. INECEL conservo su capacidad jurídica hasta el año 1999 donde se trasladan sus competencias al Ministerio de Energía y Minas (CIFUENTES, 2017)
 “El 10 de marzo de 1966 se autoriza a los señores ministros de Finanzas y de Industrias y Comercio, obligando al Gobierno de la República, con los personeros de la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. en la celebración de un contrato de conformidad con las siguientes cláusulas o estipulaciones: un rendimiento neto garantizado de no menos del 9.5% y no mayor al 10% anual sobre su capital neto invertido en Dólares". EMELEC entonces se convirtió así en el único negocio del país que por ley no podía perder. Además, según este documento EMELEC quedaba autorizado a llevar su contabilidad en Dólares. Estas entre otras disposiciones que hacían a EMELEC una empresa claramente privilegiada” (Peralta, s.f.)
 Claramente nos muestra hasta donde llegó la sumisión de ese nefasto gobierno a los intereses norteamericanos, provocaron grandes pérdidas económicas.
3.1.3. EVOLUCION DEL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO
Entre los años de 1980 a 1990 “el sector eléctrico en Ecuador perdió alrededor de USD 15 600 millones a causa de las ineficiencias técnicas y administrativas en sus centrales de generación, transmisión y distribución. Además, se calcula que unos USD 3 000 millones fueron eliminados debido a la condonación de deudas y USD 2 000 más fueron destinados a pagar el subsidio tarifario”. (Flores, 2011)
En Ecuador la mayor parte del problema lo tuvo que afrontar el Gobierno de León Febres Cordero quien asumió un país en dificultades, con un déficit que bordeaba el 7,5% del PIB, una inflación promedio del 40% y un Sucre que experimentó una devaluación de 40% anual. A ello se suma el bajo precio del barril de petróleo (USD 20 promedio). (Flores, 2011)
Esto provocó una gran crisis en el mercado eléctrico ecuatoriano lo cual se provocaron grandes pérdidas económicas tanto con los problemas de generación, transmisión y distribución como también grandes ineficiencias en el servicio de energía eléctrica lo cual generaba más perdidas, a esto se le sumo problemas de mal cálculos en las tarifas lo cual provoco un gran déficit monetario.
CIFRAS ELÉCTRICAS EN EL GOBIERNO DE LEÓN FEBRES CORDERO
Tabla 1.1 Fuente: (Flores F. , 2011) 
En 1988, Inecel presentó su último Plan Maestro de Electrificación el cual tuvo un alcance de diez años (1989-2000). En él se hacía evidente los problemas que derivaron de la falta de recursos, además por primera vez se ponía de relieve un serio problema que se había gestado durante la década de los 80: las pérdidas de eficiencia. (Flores, 2011)
En el plan de la Inecel se interesa en demostrar el crecimiento y explica los problemas de no actuar de inmediato para la erradicación. El monopolio estatal de la electricidad genera una gran preocupación al darse cuenta que no contaba con los recursos suficientes para minimizar el déficit.
Tabla 1.2. fuente: (Flores F. , El sector eléctrico ecuatoriano en los últimos 20 años, 2011)
En el plan maestro de la Inecel que comprende la etapa de 1989 – 2000 se interesa también en la política de las energías renovables, ahí es que la Inecel se encarga de los proyectos para recursos de energía hidráulica y geotérmica lo cual ayuda mucho a incrementar la capacidad generadora y tratar de cubrir el abastecimiento de energía para el sector rural.
Antes de la creación de Inecel la demanda energética era abastecida primordialmente a las grandes urbes, dejando así olvidado el sector rural. “Con la creación de Inecel se trató de cambiar este panorama, sin embargo, la enorme dependencia del país hacia los recursos petroleros impidió que se mantenga un programa específico para atender todas sus limitaciones”. (Flores, 2011)
Este plan maestro señala que el estado debe proveer de energía eléctrica al sector rural, pero también para ello debían comprometer recursos para el funcionamiento de las entidades, tales como el dinero para los distintos mantenimientos de plantas generadoras como las redes de transmisión y distribución y también los gastos de operativo lo cual era referente al sueldo del personal de trabajo.
Con respecto a las obras de infraestructura, Inecel fue el principal gestor de las tres centrales hidroeléctricas más importantes con las que cuenta Ecuador: Paute (1 100 Mw), Agoyán (226 Mw) e Hidronación (213 Mw). Además fue la gestora de los proyectos termoeléctricos: Electroguayas (395 Mw), Termoesmeraldas (131 Mw), Termopichincha (85,6 Mw) y Elecaustro (35,66 Mw). Sin embargo, la falta de recursos provocó que el resto de proyectos tales como Mazar, Sopladora, Toachi Pilatón, Chespi o Coca Codo Sinclaire sean archivados. (Flores, 2011)
Tabla 1.3. Fuente: (Flores F. , El sector electrico ecuatoriano en los ultimos 20 años, 2011)
En el paso de los años, la creciente demanda de energía eléctrica en el país volvió insostenible el abastecimiento energético lo cual provoco en un periodo de tres largas temporadas de apagones que comprendieron en los años (1992, 1993 y 1996) lo cual le costó al país un alrededor de USD 1800 millones, además el disgusto que causo entre los ciudadanos y los trabajadores los cuales tuvieron que aumentar una hora su jornada laboral. Los años de escasez de lluvia que tuvo el Ecuador se tuvo que recurrir a estados de emergencia en el sector eléctrico lo cual comprendió en el incremento de la generación termoeléctrica en vez de continuar con el plan propuesto por Inecel que priorizaba las fuentes de energías renovables primordialmente las de energía hidráulica.
La única central de energía renovable que se llegó a construir fue Hidronación, la cual fue el último de los aciertos de Inecel, ya que ubicó esta central en la vertiente del Pacífico. (Flores, 2011)
Figura 1.4 Fuente: (Flores F. , El sector electrico ecuatoriano en los ultimos años, 2011)
Tal como se revisó en la sección de ineficiencia en generación, desde los 90 la generación termoeléctrica se desarrolló ampliamente en el país, una energía mucho más costos a que la hidroeléctrica, ya que su principal insumo -el combustible- pese a ser subsidiado era más costoso que el agua, por lo tanto los precios a los que ofrecía la electricidad eran muchos más altos. (Flores, 2011)
Figura 1.5 fuente: (Flores F. , El sector electrico ecuatoriano en los ultimos 20 años, 2011)
Esto provocó que las tarifas de electricidad se incrementaran debido a los grandes costos de generación, para no crear un gran impacto en los consumidores se optó por subsidiar la energía eléctrica lo cual comenzó como una ayuda social, pero esto termino demostrándose que no cumplía con una equidad afectando más a los consumidores de clase baja por lo cual los costos de las tarifas de electricidad resultaron ser influenciados por el sector político beneficiando a las provincias de mayor clase económica.
Apartir de 1996 el sector eléctrico ecuatoriano cambió su esquema estatista por un modelo mucho más liberal, en el cual buscaba un desarrollo mediante la competitividad de agentes y la multiplicación de ofertas. En este modelo, los precios eran la clave para generar incentivos adecuados de abundancia o saturación de un mercado.
3.2. MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO EN LA ACTUALIDAD
3.2.1.ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2009.
Para el 2009 se mantenían constituidos varios organismos para la regulación, generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica, como ministerio surge el Ministerio de Electricidad y Energías Renovables, en el cual se plantean objetivos para asegurar del servicio eléctrico, un servicio que sea de utilidad y calidad para quienes hagan de su utilización. Así como se les hace mención a los entes que estarán encargados de forma precisa de que los proyectos y mandatos que se efectúen desde el Ministerio de Electricidad y Energías Renovables, se lleven a cabalidad o cumplan con las regulaciones mínimas impuestas por dicho ministerio.
Con la evolución del mercado eléctrico ecuatoriano, y la aparición de nuevos entes reguladores, así mismo con la constitución del MEER (Ministerio de Electricidad y Energías Renovables) en el 2007 con objetivo para proyecciones hacia el año 2012 asegurar la calidad, confiabilidad del suministro eléctrico, en otras palabras, buscar la autosuficiencia. (DIAZ CASTRO, 2009)
“El ministerio de electricidad y energía renovable (MEER). Cuya misión, es servir a la sociedad ecuatoriana, mediante la formulación de la política nacional desde el sector eléctrico y la gestión de proyectos. Promover la adecuada y exitosa gestión sectorial, sobre la base del conocimiento que aporta con la sostenibilidad energética del Estado.El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE): El CENACE es una organización sin fines de lucro, cuyos miembros incluyen a todas las empresas de generación, transmisión, distribución y los grandes consumidores. Sus funciones se relacionan con la coordinación de la operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI) y la administración de las transacciones técnicas y financieras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del Ecuador, conforme a la normativa promulgada para el Sector Eléctrico (ley, reglamentos y procedimientos).El Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC): El CONELEC tiene como función regular el sector eléctrico y velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y demás normas técnicas de electrificación del país de acuerdo con la política energética nacional. La energía, es un sector estratégico para el gobierno ecuatoriano, y así lo demuestran los diferentes planes y programas que el gobierno ecuatoriano ha puesto en marcha.” (PANCHANA & IRMA, 2015)
3.2.2. ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2012.
Para esta fecha el estado ecuatoriano tenía varios entes reguladores, los cuales eran aquellos que se responsabilizaban, de la comercialización de la energía eléctrica en el país. Si partimos desde el año 2012 sería conveniente revisar las estadísticas ya que sería un dato primordial, con el cuál se puede denotar el contraste de los años en cuanto a la demanda de energía eléctrica donde: 
 “El sector eléctrico ecuatoriano en el 2012 utilizó 18,7 Mbep (Mega barriles de petróleo) en combustibles para la generación de electricidad. La electricidad producida en el país (equivalente a 26,6 Mbep) representa el 26,4% de la demanda interna (100,7 Mbep). La generación eléctrica a través de fuentes renovables de energía (hidroeléctrica y no convencional) representó el 54,3% de la generación eléctrica total (pública y no pública).” (MUÑOZ VIZHÑAY, 2015)
Así en el 2012, la mayor parte de la generación eléctrica que cubría la demanda del país la tenía la generación en hidroeléctricas y energías no convencionales, enfatizando la generación en hidroeléctricas con los proyectos que ya el país mantenía en vigencia.
“El PIB del Ecuador en la última década tuvo un crecimiento medio del 4,7% anual (BCE), en tanto que el crecimiento energético fue del 4,8% anual (BANCO CENTRAL DEL ECUADOR, 2015), y el crecimiento del sector eléctrico del 7,5% (CONELEC, 2015). El PIB del Ecuador en el 2012 creció en el 5,0% respecto al 2011”. (MUÑOZ VIZHÑAY, 2015)
Junto al crecimiento del producto interno bruto el país también se vio afectado en el sector eléctrico, lo que indica que hay que aumentar la demanda para satisfacer ese aumento en el PIB, para el 2012 dentro del contexto energético ecuatoriano, así como las demandas de oferta económica se puede connotar mediante una tabla cómo el petróleo es el que más aporta en la oferta económica, sin embargo, no se pudo superar al año 2006 donde se obtiene un record registrado de esas décadas presentes. 
Para mejor apreciación en una tabla se puede connotar los valores del balance del petróleo y sus derivados.
“Como se mencionó anteriormente, el petróleo es el que más aporta en la oferta, en el 2012 la producción ecuatoriana alcanzó a 184,3 Mbep lo que significa una producción media de 505 mil barriles diarios, valor inferior al récord registrado en la última década de 536 mil barriles diarios, registrado en el 2006.” (MUÑOZ VIZHÑAY, 2015)
TABLA DE BALANCE PETROLERO Y SUS DERIVADOS EN EL ECUADOR (2000-2012)(Miles de Bep)
Tabla 2.1 Balance de petróleo y sus derivados en el ecuador, Fuente BCE
En cuanto a la importación de derivados de petróleo se tuvo una tasa de incremento del 12,5% según es considerado como muy excesivo el valor en cuanto al producto interno bruto.
“Según la Agencia Pública de Noticias del Ecuador y Suramérica ANDES, en el 2012 el subsidio de combustibles costó al Ecuador USD 3.405,66 millones, siendo el diésel el derivado de petróleo de mayor importación con el 39,44% (16,95 millones de barriles), utilizado especialmente por el transporte público, camiones y para generación termoeléctrica (3,3 Mbep). El costo de la importación fue USD 2.317,5 millones y se vendió en el mercado local en USD 717,16 millones, la diferencia corresponde al subsidio. El subsidio a las naftas de alto octano, utilizadas para producir gasolinas extra y súper, especialmente de uso en vehículos particulares, costó USD 1.282,14 millones y representó el 32,97% de las importaciones (14,23 millones de barriles). El GLP representó el 20,88% de las importaciones, tuvo subsidios de USD 522,36 millones; importando 9 Mbep a un costo de USD 643,75 millones, que se vendieron en el mercado interno a USD 121,40 millones” (MUÑOZ VIZHÑAY, 2015)
En cuanto a la demanda de energéticos en el Ecuador se considera a el país con una baja participación en la demanda de energéticos, no requiere de muchos energéticos hablando de forma general en la producción de energía eléctrica. Lo cual se puede representar con una tabla donde se puede observar según cada generación los aspectos recurrentes y los consumos respectivos.
“La demanda de los energéticos en el Ecuador durante el 2012 alcanzó a 100,7 Mbep. Analizando esta demanda, el diésel es el más usado con 29,3 Mbep (29,0%); gasolina extra con 17,2 Mbep (17,1%); GLP con 11,8 Mbep (11,8%); electricidad con otras fuentes 5,4 Mbep (5,4%); fuel oil 8,9 Mbep (8,9%); hidroelectricidad 6,4 Mbep (6,4%); gasolina super 5,3 Mbep (5,3%); gas natural 2,6 Mbep (2,6%); leña, carbón, residuos vegetales 0,9 Mbep (0,9%); energía renovable 0,2 Mbep (0,2%); otros 12,7 Mbep (12,6%). El 7,21% de la demanda total de energía en el Ecuador es abastecida por fuentes de energía renovable, entre estas se encuentra la hidroelectricidad, leña carbón vegetal, residuos vegetales, fotovoltaica y eólica. El sector eléctrico ecuatoriano tiene una baja participación dentro de la demanda de energéticos, representando el 12,6%. En la Figura 1 puede observarse la estructura general y los flujos del balance energético ecuatoriano en base a la información anteriormente presentada.” (MUÑOZ VIZHÑAY, 2015)
Tabla 2.2. Flujo de energia en el sistema ecuatoriano para el año 2012, MUÑOZ VIZHÑAY,J. P. (abril de 2015). INER. Obtenido de LA MATRIZ ENERGETICA ECUATORIANA: https://www.iner.gob.ec/wp-
En cuanto a pérdidas en el año 2012 se registraron uno de los valores más bajos de la historia del mercado eléctrico en el Ecuador. Donde se pudo cumplir con un 46,6% de la eficiencia energética. Según cada tipo de generación se muestra en la siguiente tabla un flujo de energía.
 “El flujo de energía usado previo a la transformación en electricidad es de 26,6 Mbep (ver Figura 2) de lo cual 18,7 Mbep corresponde a derivados, es decir, el 70,3% es usado para la generación en centrales termoeléctricas. Con este flujo energético se generó 23,0 TWh para uso en el servicio público y el no público. La cantidad de energía puesta a disposición para servicio público fue de 19,3 TWh. La cantidad de energía eléctrica generada neta se estima en 19,3 TWh, siendo 16,1 TWh facturada en el servicio público (CONELEC, 2013). Las pérdidas de energía (técnicas y no técnicas) en el 2012 en el sector eléctrico ecuatoriano representan el 13,6%, el valor más bajo en la historia. En base a la energía eléctrica generada 19,3 TWh el equivalente energético en Mbep es de 12,4. Las pérdidas por transformación y transporte de la energía eléctrica es de 14,6 Mbep, es decir que la eficiencia energética del sector eléctrico ecuatoriano es del 46,6% (12,4/26,6 Mbep). Analizando el consumo final por sectores (mediante la facturación de energía eléctrica al servicio público), el 34,8% corresponde al sector residencial; el 19,8% al sector comercial; 31,0% al sector industrial; 5,6% al alumbrado público; y, el 8,8% al resto de sectores.” (MUÑOZ VIZHÑAY, 2015)
Realizando la proyección de ese año para el año 2016, se estima un aumento en la demanda de energía eléctrica, esperando la incorporación de nuevas hidroeléctricas que ayuden a satisfacer dicha demanda, sin embargo, para el año 2017 se estima una ligera baja de la demanda, gracias a mejor utilización de los recursos y la reducción del uso de los derivados del petróleo. Sin embargo, son ligeras estimaciones las cuales pueden estar sujetas a diferentes cambios, ya sea la calidad de las nuevas centrales de generación de energía, catástrofes naturales u otros aspectos que puedan afectar a ciertas de las centrales de generación, así como las terminales de consumo. Se puede tomar como un ejemplo la catástrofe que sucedió en el 2016 el terremoto que destruyó varias ciudades y con esto las redes eléctricas, y los puntos de consumo, como casas, establecimientos, centros comerciales. Para lo cual puede verse afectada la estimación provista en años anteriores y es necesario ir revisando lo que en años posteriores se fue evaluando en cuanto al comportamiento del sector eléctrico ecuatoriano.
3.2.3. ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2015.
Para el año 2015 se pusieron unas cuantas centrales más entraron en operación, obteniendo una potencia nominal a fines de este año de 6004,98 MW y de potencia efectiva de 5556,99 MW. La siguiente tabla muestra con exactitud cuáles centrales entraron en operación y su potencia nominal y potencia efectiva.
Tabla 2.3 Centrales que entraron en operación en el 2015
Tabla 2.3 Centrales temporales que operaron en fechas de repotenciación de la línea de transmisión a 138 Kv Cuenca - Macas (ARCONEL, 2016)
En cuanto a la energía producida: “La producción de electricidad para el país se basa en el aporte proveniente de centrales hidroeléctricas, termoeléctricas, eólicas y fotovoltaicas. Dentro de esta clasificación participan las empresas generadoras, autogeneradoras, sistemas no incorporados e interconexiones internacionales. Según la información recopilada por ARCONEL estableciendo una tabla que la producción eléctrica del 2015 correspondió en un 49,49 % a las centrales hidráulicas, 46,52 % a las centrales termoeléctricas, 1,93 % a las interconexiones internacionales, 1,54 % a la generación con biomasa (bagazo de caña), 0,37 % a las centrales eólicas y 0,14 % a las centrales fotovoltaicas.” (ARCONEL, 2016) 
Tabla 2.4 Produccion mensual total de energia por tipo de empresa (GWh)(1/2) 
Tabla 2.5 Producción mensual total de energía por tipo de empresa (GWh)(2/2)
Tabla 2.4 y 2.5 tomadas de ARCONEL. (2016). ARCONEL
En la presente tabla se presenta el comportamiento mensual de la energía ofertada en el periodo del año del 2015 donde se puede destacar a nivel de empresas la hidroeléctrica en generación con 11824,66 GWh. Para las empresas autogeneradoras predominan las termoeléctricas con 3088,51 GWh.
“En bornes las empresas generadoras son las de mayor aporte al sistema eléctrico ecuatoriano,
para el 2015 se registraron 20.554,61 GWh. Por su parte, las empresas distribuidoras generaron 1.201,87 GWh y, finalmente, la contribución de autogeneradores fue de 4.193,70 GWh.” (ARCONEL, 2016)
3.2.4. ACONTECIMIENTOS IMPORTANTES EN EL 2017. 
En este año el gobierno nacional busco dar estímulos para la producción en el sector camaronero en el periodo de la demanda pico y fomentando el enfoque de la generación de empleo. “El sector industrial que tenga un turno en el horario de 22:00 a 06:00 se beneficiará de esta medida que apunta a la generación de empleo. Inicialmente, para el sector industrial se estudia la posibilidad de reducir $ 0,02 por cada kilovatio hora (kW/h) de 22:00 a 06:00.” (El telegrafo, 2017).
Además contribuyendo al enfoque de generación de empleo se destinó un fondo de $ 200 millones para electrificar las camaroneras, el cual esta en la actualidad esta vigente con una proyección de 4 años en cooperación del Einisterio de Electricidad, ahora denominado Ministerio de Hidrocarburos. 
 “Este proyecto mejorará  la productividad aproximadamente el 30% lo que se verá reflejado en mayor exportación, más ingresos y generación de fuentes de trabajo” (El telegrado, 2017).
En este mismo año debido al cambio de mando presidencial se desataron un sin numero de criticas con respecto a actos de corrupción existentes dentro del sector eléctrico ecuatoriano, en especial en los proyectos emblemáticos administrados por la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC. En un artículo publicado por (El comercio, 2017) se detalla la versión impartida por el ex gerente de CELEC. “Barredo detalló que en el proceso de adjudicación no participó el vicepresidente Jorge Glas, pero señala que si estuvo presente en las negociaciones para que el Banco de Brasil otorgue el financiamiento. De igual forma, el exgerente de la CELEC indicó que pese a que en la contratación no hubo anomalías, no descarta que entre las tres empresas, que participaron en el concurso, haya existido un acuerdo para definir las propuestas presentadas y dejar que Odebrecht sea la alternativa más adecuada. Por eso, afirmó que tampoco descarta actos de corrupción, pero aclaró que no le consta.”. En efecto estas declaraciones impartidas por el ex gerente de CELEC desataron controversia dentro del Sector Eléctrico Ecuatoriano, las cuales en la actualidad son investigadas por la Contraloría General del Estado. 
3.2.5. ACONTECIMIENTOS EN LO QUE VA DEL 2018
Debido a la crisis económica que vive el país, surge un cambio dentro de la estructura de Ministerios compuesta por el anterior gobierno, lo que desencadeno en la disolución de alguno de ellos, y la fusión de varios de estos entes Publicos Nacionales, como lo fue con el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, el cual paso de ser llamado como tal, par hoy en la actualidad ser el denominado Ministerio de Hidrocarburos, una fusión de lo que era el Ministerio de Electricidad y Renovables e Ministerios de minas y petróleos. Una vez posicionado su flamante ministro el Ing. Carlos Pérez García, los estudios de técnicos no se hicieron esperar por parte de tal ministerio fundamentándose en estudios realizados por el Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Pichincha, ente el cual afirmaba que en dichos proyectos emblemáticos del anterior gobierno se presentaban fallas técnicas por los actos de corrupción antes mencionados. De tal forma que según lo detalladopor (La hora, 2018). Se manifestó lo siguiente: “Las autoridades reconocieron fallas. Se pedirá auditoría de todos los proyectos hidroeléctricos a Contraloría. Carlos Pérez, ministro de Hidrocarburos, explicó que desde que inició su gestión, investigó varios proyectos hidroeléctricos en funcionamiento o pendientes. Uno de ellos es Coca Codo Sinclair, donde hay problemas.” Hay microfisuras que deben ser resueltas. Se está trabajando con la empresa Sinohydro, quien es la responsable de reparar y dejar las obras de acuerdo con las especificaciones originalmente contratadas”, dijo. Las preocupaciones vienen desde hace seis años, sobre todo en lo que tiene que ver con deficiencias mecánicas por la calidad de los equipos y el material con el que están hechos”.
En la actualidad existen procesos que se están llevando acabo por tales fallos en estos proyectos hidroeléctricos, ya que el tiempo que ha transcurrido desde su construcción es mínimo, aun no se han entregado las actas de recepción definitiva para las empresas y por ende dichos fallos están siendo corregidos en ciertas hidroeléctricas. 
3.3. PROYECCIÓN A FUTURO DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO
3.3.1. ESTUDIO Y GESTIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA 
El desarrollo del sector eléctrico es estratégico para el Ecuador por lo tanto, debe garantizar el abastecimiento energético, principalmente mediante el incremento de la participación de la generación hidroeléctrica que permitirá reducir progresivamente la generación termoeléctrica; así también, debe fortalecer la red de transmisión, sub-transmisión y distribución, adaptándolas a las actuales y futuras condiciones de oferta y demanda de la electricidad.
3.3.2. EVOLUCIÓN HISTÓRICA Y PROYECCIÓN A FUTURO DEL CONSUMO ELECTRICO EN EL ECUADOR
 Basados en los lineamientos y políticas establecidos por el MEER, dentro de los cuales se indica que: “la proyección de demanda, debe considerar, a más del crecimiento tendencial de la población y del consumo, la incorporación de importantes cargas en el sistema, como son los proyectos mineros, sistemas petroleros aislados, la Refinería del Pacífico, el cambio de la matriz energética productiva del país; y fundamentalmente, la migración del consumo de GLP y derivados de petróleo a electricidad, una vez que el país cuente con la producción de energía a su capacidad total, de los proyectos que hoy se ejecutan. También se debe considerar los efectos de las acciones que se desarrollan para mejorar la eficiencia energética de los sectores residencial y productivo (CONELEC, 2013)
Los resultados obtenidos de la proyección de la demanda actual de la energía eléctrica en el Ecuador, la sensibilidad en su comportamiento de la demanda se la realizó en función de la variación del PIB (Producto Interno Bruto), según lo indicado en el Estudio y Gestión de la Demanda Eléctrica.
Tabla 3.1 Proyección de la demanda anual de la energía eléctrica, en bornes de generación del S.N.I
 Figura 3.1 Evolución de la demanda de energía en bornes de generación del S.N.I (CONELEC, 2013)
Tabla 3.2 Proyección de la demanda anual de la potencia eléctrica, en bornes de generación del S.N.I
 Figura 3.2: Evolución de la demanda de potencia en bornes de generación (CONELEC, 2013)
3.3.3. EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 
En esta sección detalla las centrales de generación que son necesarias para abastecer la proyección de la demanda eléctrica, misma que ha considerado elementos de desarrollo como proyectos industriales y mineros, de refinación de combustibles, transporte, explotación petrolera y otros elementos relacionados con el cambio en la matriz energética del Ecuador y el uso eficiente de la energía. 
La generación es el corazón del PME, pues busca superar las restricciones de la oferta que caracterizaron los años noventa e incluso los años dos mil, debido a la falta de abastecimiento que determinaban año por año el racionamiento de la energía, con graves efectos para el sector productivo del país, (VELA, 2010)
Mediante este estudio se presenta el Plan de Expansión de Generación en el año 2013 proyectado al año 2022, la que está concebido para solucionar el problema estructural de abastecimiento de energía eléctrica que tiene el Sistema Nacional Interconectado, S.N.I., Se determina además la generación y las reservas para cubrir la demanda de cargas especiales así como mantener al Ecuador con generación suficiente para satisfacer las necesidades internas de demanda bajo independencia de interconexiones eléctricas internacionales. 
3.3.4. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2013 - 2022 
En los periodos de baja hidrología se deberá contar con varias centrales térmicas. En vista de la disponibilidad actual de gas del Golfo de Guayaquil y de las proyecciones de Petroecuador EP, el PME 2013 - 2022 plantea la construcción de 2 centrales térmicas a gas, una de ciclo simple de 250 MW, que se amplía con la incorporación de una central a vapor de 125 MW; las cuales permitirán cerrar el ciclo combinado de 375 MW. La instalación de este ciclo combinado dependerá de las reservas reales, probadas y existentes. (Petroecuador EP, 2015) 
Muchos de los proyectos emblemáticos que se encontraban en construcción, hoy en día nos brindan un ingreso la cual aportará efectivamente para cubrir la demanda eléctrica proyectada, garantizando la soberanía energética, con adecuados niveles de reservas.
3.3.5 PRESUPUESTO DE LA EXPANSIÓN 
Tabla 3.3 Montos de inversión del plan de expansión de generación 2013 – 2022
 Figura 3.3. Resultados de las inversiones públicas y privadas (CONELEC, 2013)
3.3.6. PROGRAMACIÓN DE DESEMBOLSOS 
En la figura 3.4. Se presenta el programa de desembolsos estimado para el periodo 2013 - 2022, necesario para la implementación del plan de expansión de generación propuesto.
Fig. n. 3.4.: Desembolso de capitales públicos y privados, periodo 2013 – 2022 (CONELEC, 2013)
3.3.7. CONSUMO DE COMBUSTIBLES
El Plan de Expansión de Generación propuesto da como resultado la utilización intensiva de combustibles líquidos y gas natural durante los primeros tres años, siendo el fuel oil y gas natural los recursos energéticos con mayores tasas de utilización durante este período, tal como se observa en la figura No. 3.5, que presenta el consumo estimado de combustibles fósiles en etapas anuales para un escenario hidrológico medio. (CONELEC, 2013)
Es de mucha importancia apreciar la variación del consumo del combustible diésel entre los años 2013 y el año 2015, llegando a niveles mínimos a partir del ingreso de las grandes centrales hidroeléctricas alrededor del 2016, para luego incrementarse gradualmente hasta el año 2021. 
Fig. no. 3.5: Consumo estimado de combustibles, escenario hidrológico medio, periodo 2013 – 2022 (CONELEC, 2013)
Tabla no. 3.4: Consumo promedio de combustible (CONELEC, 2013)
3.3.8 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 
El Plan Maestro de Electrificación 2013 - 2022, que consideraba una proyección de la demanda que adicionalmente al crecimiento tendencial del consumo incorporaba importantes cargas al sistema, contemplaba el cambio de la matriz energética del país, la conexión al S.N.I .de la Refinería del Pacífico autoabastecida, y la incorporación de proyectos del sector petrolero al SNT. Además este plan identifica las necesidades de financiamiento que demandarán los proyectos de transmisión propuestos.
Estos cambios consideran la sustitución del uso del gas licuado de petróleo GLP por electricidad para cocción de alimentos (incorporación de 3,5 millones de cocinas entre los años 2015 y 2017), la alimentación desde el S.N.I. a las instalaciones de la Refinería del Pacífico (370 MW) a partir del año 2016, y el incremento de demanda por la interconexión del sistema petrolero al S.N.I. (CONELEC, 2013)
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos en relación a la expansión del Sistema Nacional de Transmisión, SNT, del Ecuador.
Figura no. 3.6: Cronología de proyectos por zona operativa, año 2017, (CONELEC, 2013)
Figura no. 3.7: Cronología de proyectos por zona operativa,año 2018, (CONELEC, 2013)
3.3.9. PERÍODO 2019 - 2022 
Presupuesto de la Expansión del SNT El presupuesto requerido para la ejecución del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2012-2022 entre obras en marcha y obras nuevas, sin incluir el presupuesto del sistema de transmisión de 500 kV asociado al proyecto de generación Coca Codo Sinclair, es de USD 550,10 millones, de los cuales USD 30,51 millones serán financiados con recursos del Fondo de Solidaridad, conforme el Mandato Constituyente No. 9, mientras que los restantes USD 519,59 millones corresponden a recursos del Estado Ecuatoriano, conforme lo establecido en el Mandato Constituyente No. 15. (CONELEC, 2013)
En las siguientes tablas se presenta la inversión detallada, discriminada en proyectos en marcha y nuevos proyectos de expansión considerados en el Plan de Expansión de Transmisión.
PRESUPUESTO DE PROYECTOS EN MARCHA
Figura no. 3.8: Presupuesto de unidades en marcha, (CONELEC, 2013)
En la figura 3.9 se presenta un resumen de los requerimientos de equipamiento y montos de inversión adicionales que se deberían ejecutar en el sistema de transmisión.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN TOTAL
Figura 3.9. Requerimientos de inversión total, (CONELEC, 2013)
PRESUPUESTO TOTAL DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN 2013 – 2022
Tabla no.3.5: Presupuesto anual requerido para el periodo 2013 – 2022, (CONELEC, 2013)
Figura 3.10. Inversiones PET , (CONELEC, 2013)
Las cifras presentadas son una estimación del requerimiento presupuestario global de las inversiones que abarca cada uno de los años del período del Plan. La figura No. 3.11 muestra gráficamente los valores indicados.
Fig. no. 3.11: Inversiones requeridas en el periodo 2013 – 2022, (CONELEC, 2013)
3.5.10. EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 
Los planes de expansión consideran etapas funcionales importantes de la cadena de distribución de energía, así como un componente para la evolución y mejora en la eficiencia de las empresas de distribución en el ámbito de la gestión administrativa, comercial, información, socio ambiental y sobre todo del talento humano. (CONELEC, 2013)
Los planes de expansión permitirán a las distribuidoras cumplir con la normativa vigente en lo referente a los niveles de calidad de servicio hacia los consumidores, considerando los siguientes aspectos: 
• Aumento de la cobertura eléctrica; 
• Mejoramiento de la infraestructura eléctrica; 
• Reducción de pérdidas de energía eléctrica 
• Incremento de los niveles de calidad del servicio eléctrico.
3.3.10.1. PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS
PLANREP El PLANREP tiene como propósito reducir las pérdidas de energía en los sistemas de distribución a nivel de país, los proyectos a ejecutar se consideran de carácter estratégico y de alto impacto, ya que mediante los mismos se realizan acciones encaminadas a la reducción de las pérdidas comerciales y técnicas, para mejorar la eficiencia energética en el país. Considerando la reducción de las pérdidas de energía obtenida en los últimos años, se determinó que a diciembre de 2012 las pérdidas totales en los sistemas de distribución fueron del 13,63% a nivel nacional. 
 Para el periodo de planificación 2013 a 2022, las metas proyectadas toman en cuenta el comportamiento en la gestión de las empresas tomando como objetivo alcanzar un nivel de pérdidas de 7,6% al final el periodo en el 2022. (CONELEC, 2013)
Fig. no. 3.12 : Metas de pérdidas de energía, periodo 2013 – 2022, (CONELEC, 2013)
La meta del Plan Nacional de Control y Reducción de Pérdidas de Energía, es que las pérdidas no técnicas lleguen a 2%, porcentaje máximo aceptable que deberá mantenerse en el tiempo. 
3.3.10.2. PLAN DE MEJORAMIENTO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN, PMD
El PME reconoce que la fase de distribución y comercialización de la energía eléctrica parte de una crisis financiera que se origina en una deficiente administración del sistema, con un bajo control de cobros de facturación, con uso ilegal y arbitrario de la energía sin el pago correspondiente, con tarifas que no cubren los costos de generación, transmisión y distribución. Esa crisis en el campo de la distribución afecta a todo el sector eléctrico. (VELA, 2010)
 Los proyectos contemplados en el Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución, considerados en este Plan Maestro, tienen un enfoque directo a la mejora de los índices de calidad del servicio eléctrico, sin perjuicio de que los proyectos propuestos contribuyan también al incremento de la cobertura y la reducción de pérdidas, del mismo modo el plan se ha desagregado en actividades por etapa funcional. 
Tabla no. 3.6: Inversiones aprobadas. (CONELEC, 2013)
3.3.10.3. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA EXPANSIÓN
Para el desarrollo del Análisis Económico del PME (Plan Maestro de Electrificación) 2013 - 2022 se han tomado en cuenta los escenarios de demanda, plan de expansión de generación, transmisión y distribución a corto, mediano y largo plazo.
El Plan Maestro de Electrificación (PME) muestra la correlación entre el crecimiento del PIB y el crecimiento de la demanda de energía eléctrica que hace posible el crecimiento del valor agregado por ser el insumo básico para los hogares, la agricultura, la industria, el comercio, etc (VELA, 2010)
Mediante el grafico se puede observar los montos de inversión de acuerdo al año en que cada una de las centrales nuevas de generación empieza su operación.
Fig. no. 3.14: Requerimientos de capital en generación por tipo de tecnología, (CONELEC, 2013)
3.3.11. ACTIVOS DE GENERACIÓN
Para esta actividad, se considera la entrada en operación de más de 34 nuevas centrales de generación, que junto con las existentes, se estima que producirán los 43.672 GWh de generación eléctrica para el año 2022. En lo que respecta a los activos, durante los diez años de análisis muestran un crecimiento de 267,65% al compararlos con el año inicial; pasando de USD 3.715,8 millones a USD 13.661,1 millones de dólares. (CONELEC, 2013)
Fig. no. 3.15: Evolución de los activos de generación, (CONELEC, 2013)
3.3.11.1. COSTOS FIJOS DE GENERACIÓN 
Una vez determinado las centrales en operación acorde a la metodología para la asignación de los Costos de Administración, Operación y Mantenimiento se obtuvieron los siguientes resultados
Fig. no. 3.16: Evolución de los costos fijos de generación
3.3.11.2. ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 
En la figura No. 3.17 se aprecia los resultados de la producción de energía del parque generador, por tipo de tecnología. En este escenario, se observa que la incorporación de cargas eléctricas grandes, como el ingreso de sistemas de cocción a gran escala, se mantendrá la dependencia de la energía producida con recursos térmicos.
Fig. no. 3.17: Composición de la generación por tipo de tecnología
Tabla no. 3.7: Composición de la generación por tipo de tecnología
Figura no. 3.18: Resultados de la generación por tipo de tecnología. (CONELEC, 2013)
La figura No. 3.18, sirve como base para el análisis del comportamiento técnico la cual a la vez permite establecer las variaciones de los costos que se tendrán en el mercado de generación debido a la necesidad de incrementar ciertas tecnologías de generación.
Impacto en los Costos de Generación con aporte de las diferentes centrales de tecnologías, a continuación se obtienen los siguientes costos de generación:
Fig. no. 3.19: Composición de la generación vs costo de producción. (CONELEC, 2013)
3.3.11.3. COSTO MEDIO DE GENERACIÓN 
Debido a que los costos fijos son prácticamente constantes en los dos escenarios de análisis, el Costo Medio de Generación, varía directamente con el costo de producción, realzando la necesidad de prescindir en lo posible de la generación térmica, para mantener un costo de producción bajo. Obviamente, el comentario se realiza únicamente sobre aspectos energéticos y de costos, debido a que en el ejercicio real del S.N.I., siempre será necesaria la generación térmica, para aspectos técnicos de operación. (CONELEC, 2013).
 Los resultados del Costo Medio de Generación anualpara el escenario analizado, es el siguiente: 
Fig. no. 3.20: Evolución del costo de generación. (CONELEC, 2013)
3.3.12. ACTIVOS EN DISTRIBUCIÓN 
Para la distribución, los activos en servicio de cada una de las empresas, establece un importante crecimiento; si se los observa como un conjunto, los activos totales del sistema de distribución en el 2013 alcanzo los USD 3.157,6 millones, mientras que para el 2022 suman USD 7.401,1 millones. (CONELEC, 2013)
Fig. no. 3.21: evolución de los activos en distribución. (CONELEC, 2013)
Tabla 3.8. Evolución de los activos en distribución 
Fig. no. 3.22: evolución de los activos en distribución 
Los costos en distribución concorde a la metodología aplicada, como primer punto se definen los activos en operación que año a año tendrán cada una de las empresas de distribución. Sobre la base de los mismos, se obtienen los costos necesarios para la administración, operación y mantenimiento.
En cuanto a los costos de operación y mantenimiento de distribución muestran una tendencia incremental durante los diez años de análisis. Este comportamiento es concordante con la tendencia de las inversiones a realizarse en esta etapa.
Fig. no. 3.23: Evolución del costo de distribución. (CONELEC, 2013)
3.3.13. EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO 
En el período 2013 - 2015 el costo del servicio es mayor al resto de años de análisis, principalmente por el costo de generación. Situación que cambia a partir del 2016, año en el cual entran en operación las principales centrales de generación hidráulica, la cual desplaza la demanda de generación térmica. Se reitera la premisa general de este Plan Maestro de Electrificación, señalando que las tarifas eléctricas aplicadas a los consumidores finales mantendrán los valores aprobados para el 2012, lo que provoca un comportamiento del déficit tarifario. (CONELEC, 2013).
Fig. no. 3.24: costo total del servicio, precio medio y déficit tarifario. (CONELEC, 2013)
Finalmente, se estima un déficit tarifario que alcanzaría los USD 525 millones, del cual el 40,78% se concentra en los tres primeros años, debido a los altos costos del servicio presentados, principalmente por el costo de generación. Como se expuso anteriormente, con la entrada de las nuevas centrales de generación hidráulica en operación a partir del 2015, se desplaza la generación térmica y con ello el consumo de combustibles. En la figura No. 3.25, se observa la reducción del monto del subsidio al combustible que requerirá el sector eléctrico. (CONELEC, 2013)
Fig. no. 3.25: Evolución del subsidio de combustible. (CONELEC, 2013)
De tal forma, revisando el comportamiento histórico del déficit tarifario, se aprecia una importante reducción del mismo, comportamiento que se mantendrá durante todo el periodo de análisis, como se muestra en la figura No. 3.19.
Fig. no. 3.26: Evolución del déficit tarifario. (CONELEC, 2013)
3.3.13.1 REDUCCIÓN DE LA TARIFA DE KW/H PARA EL SECTOR INDUSTRIAL Y CAMARONERO EN LA PROVINCIA DE MANABÍ. 
Lo que concierne a este tema se relaciona con la proyección del Mercado Eléctrico Ecuatoriano, enfocado en temas de productividad y desarrollo para la Provincia de Manabí. Es una compilación de lo que se trató en un conversatorio que tuvo por objetivo “El costo del del kW/h en el Ecuador”. En donde diversas entidades del sector privado hicieron la entregada de propuestas para la reducción del kW/h en el sector industrial a los representantes del, Directorio de CNEL matriz y la Agencia de Regulación y control de la electricidad ARCONEL la cual está enfocada en reducir dichos costos en periodos de demanda base y pico para así de estar forma aumentar la producción y poder lograr una competitividad en el exterior que beneficie a los Manabitas con fuentes de empleo directas e indirectas. 
Además se trataron temas relacionados al fomento de proyectos la electrificación requerida para el sector camaronero en Manabí, ya que en la actualidad se encuentran vigente dichas extensiones, pero la realidad en la Provincia es que poco o nada se ha hecho por tomar la iniciativa y Potenciar el Desarrollo de este importante sector para los Manabitas. 
4. CONCLUSIONES 
· Al realizar la investigación se pudo constatar la evolución del mercado eléctrico en el Ecuador.
· Se conoció más sobre la situación del Mercado Eléctrico Ecuatoriano en el pasado, presente y proyección a futuro.
· Se pudo evidenciar que el sector eléctrico en el país y en todos los países, representa un sector estratégico económicamente, gran parte de la economía de nuestro país, ahora es respaldado por este sector.
5. RECOMENDACIONES
· Para llevar a cabo la realización de una investigación imparcial y de calidad, se recomienda, revisar la opinión de varios autores, ya que la temática del mercado eléctrico ecuatoriano ha sido connotada con roces políticos durante su evolución, y al tener esos “roces políticos”, ciertos autores tienden a dejar un comentario muy subjetivo acerca del tema.
· Se recomienda tomar las proyecciones no como algo certero, son valores referentes, pueden verse afectados por diversos factores, en todo caso con el paso del tiempo se puede constatar si las proyecciones se cumplen a cabalidad, mas no esperar a que se cumplan a pie de letra.
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