ene-mar09 info trimestral

_______________________________________________________________________________________________ Informe Trimestral: Enero - Marzo 2009 1

Alcance El presente documento contiene la información más relevante sobre la gestión cumplida por la Corporación Centro Nacional de Control de Energía – CENACE, durante el primer trimestre del 2009. Se encuentra conformado por cinco capítulos: − El primer capítulo se refiere a las características de la operación del Sistema

Nacional Interconectado – SNI. − El segundo, a las características de negocio del Mercado Eléctrico Mayorista. − El tercero, a los Estados Financieros del CENACE. − El cuarto, a las actividades relevantes de gestión del CENACE. − En el quinto, consta la información con respecto a los resultados del período

considerado.


1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO – SNI

1.1. DEMANDA

1.1.1. CONSUMO DE ENERGÍA Durante el primer trimestre, el consumo de energía medido a los Agentes Distribuidores y Grandes Consumidores, incluyendo las exportaciones, fue de 3 907,95 GWh, con una disminución de 0,40% con relación al trimestre anterior. La tendencia del consumo mensual de energía se puede observar en la figura N° 1.1.

Figura N° 1.1: Consumo mensual de energía (GWh).

La estructura del consumo de energía es la siguiente*: el 27,98% corresponde a la Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil de Distribución – CATEG-D, el 21,07% a la Empresa Eléctrica Quito – E. E. Quito, el restante 50,95% se reparte entre los otros 17 Agentes Distribuidores, las exportaciones, los 21 Grandes Consumidores y los 73 Autoproductores∗ (figura N° 1.2). Para mayor detalle ver las tablas N° 5.1, 5.2 y 5.3 y las figuras N° 5.1 y 5.2 del quinto capítulo.

Figura N° 1.2: Participación de los Agentes Distribuidores, Grandes Consumidores Autoproductores (Consumos Propios) y exportaciones en el consumo de energía.

* En el consumo de los Distribuidores se incluye la demanda de contrato con los Grandes Consumidores de su área de concesión ∗ Corresponde a la carga de los Consumos Propios.


Las pérdidas de energía en el Sistema Nacional de Transmisión - SNT durante el primer trimestre fueron, en promedio, 3,88% respecto a la generación neta total, presentando un aumento del 1,72% respecto al trimestre anterior. (figura N° 1.3).

Figura N° 1.3: Pérdidas de transmisión respecto a la generación neta total (%).

1.1.2. DEMANDA DE POTENCIA La demanda máxima de potencia del país en bornes de generación alcanzó los 2 742,90 MW, se registró el día martes 31 de marzo a las 19:30, con una disminución del 1,52% con relación a la demanda máxima presentada el trimestre anterior. La tendencia mensual de la demanda máxima de potencia en bornes de generación consta en la figura N° 1.4.

Figura N° 1.4: Demanda máxima de potencia en bornes de generación (MW). El factor de carga trimestral fue de 69,84%, estimado en base a una demanda máxima en bornes de generación de 2 742,90 MW y una producción de energía bruta de 4 137,65 GWh para el período de un trimestre (primer trimestre 2009, 2 160 horas). Como se observa en la tabla N° 1.1, el factor de carga mensual en el SNI estimado en base a la demanda máxima de potencia y producción bruta respectiva varió entre 69,38% y 71,27%; y la relación de la demanda mínima con respecto a la máxima mensual tuvo un promedio trimestral de 0,48.


Tabla N° 1.1: Factores de carga (%) y relación de demanda min./max. del SNI.

En la figura N° 1.5 se muestra el factor de carga para cada mes del primer trimestre y el anterior.

Figura N° 1.5: Factor de carga del SIN (%).

La estructura de generación en la hora de punta, para el día de demanda máxima del primer trimestre, martes 31 de marzo, se muestra en la figura N°1.6.

Figura N° 1.6: Estructura energética en la hora punta para el día de demanda máxima. Durante todo el día, el 50,05% corresponde a energía hidráulica, el 40,45% a energía térmica y el 9,50% a importación de energía desde Colombia (figura N° 1.7).


Figura N° 1.7: Estructura energética durante todo el día de demanda máxima. En la siguiente figura se observa el despacho de generación correspondiente a este día.

Figura N° 1.8: Generación para el día de demanda máxima (MW).

El día de demanda mínima del primer trimestre, a la hora de punta, el 62,83% de la demanda de potencia fue cubierta con centrales hidráulicas, el 37,13% con centrales térmicas y el 0,03% con la importación de energía desde Colombia. Durante todo el día se cubrió la demanda de potencia con la siguiente distribución: el 58,88% con energía hidráulica, el 41,11% con energía térmica y el 0,01% con la importación de energía desde Colombia (figura N° 1.9).

Figura N° 1.9: Estructura energética durante todo el día de demanda mínima del primer trimestre.


La figura N° 1.10 muestra la estructura energética para el día de mínima demanda del trimestre: jueves 1 de enero.

Figura N° 1.10: Generación para el día de demanda mínima del trimestre (MW).

1.1.3. EXPORTACIONES En el trimestre se exportaron 1,57 GWh a través de la interconexión con Colombia. El mes con mayor exportación de energía fue marzo, con 0,84 GWh; el mes con menor cantidad, febrero, con 0,14 GWh. Las exportaciones de energía representan el 0,04% respecto al total del consumo de energía en este trimestre. En la figura N° 1.11 se muestra la energía exportada para cada mes del trimestre.

Figura N° 1.11: Exportaciones de energía (GWh).


1.2. PRODUCCIÓN 1.2.1. PRODUCCIÓN BRUTA En el trimestre, la producción bruta total de energía fue de 4 143,06 GWh, distribuidos de la siguiente manera: 2 448,57 GWh de energía hidráulica, 1 342,06 GWh de energía térmica y 352,43 GWh de importación de energía desde Colombia medidos en la S/E Jamondino. El detalle consta en la tabla N° 1.2 y en la figura N° 1.12.

Tabla N° 1.2: Producción bruta total de energía en el SNI (GWh).

Figura N° 1.12: Producción bruta total de energía en el SNI (GWh).

En la figura N° 1.13 se observa la estructura de la generación bruta en el trimestre.

Figura N° 1.13: Estructura de la generación bruta.


1.2.2. PRODUCCIÓN NETA En el trimestre, la producción neta total de energía fue de 4 065,73 GWh, distribuidos de la siguiente manera: 2 435,17 GWh de energía hidráulica, 1 283,44 GWh de energía térmica y 347,12 GWh de importación de energía; esta última, medida en la S/E Pomasqui del SNI. El detalle consta en la tabla N° 1.3 y en la figura N° 1.14.

Tabla N° 1.3: Producción neta total de energía en el SNI (GWh).

Marzo fue el mes con mayor producción neta de energía: 1 427,59 GWh y febrero el mes con menor producción neta de energía: 1 262,19 GWh.

Figura N° 1.14: Producción neta total de energía en el SNI (GWh).

En la figura N° 1.15 se presenta el porcentaje de producción de energía hidráulica, térmica e importaciones, respecto a la producción total de energía neta para el trimestre. Se observa que el 59,90% de la producción corresponde a energía hidráulica, el 31,56% a energía térmica y el 8,54% a las importaciones de energía.

Figura N° 1.15: Composición de la producción total de energía neta.


La figura N° 1.16 muestra el porcentaje de producción para cada central hidráulica y térmica, con respecto a la producción total de energía hidráulica neta en el trimestre. El mayor porcentaje corresponde a la Central Hidráulica Paute, con 28,90% del total.

Figura N° 1.16: Composición de la producción total de energía neta.

Producción hidráulica neta La producción hidráulica neta fue de 2 436,42 GWh. En la tabla N° 1.4 y en la figura N° 1.17 se presentan los valores mensuales por central.

Tabla N° 1.4: Producción hidráulica neta (GWh)


Figura N° 1.17: Producción hidráulica neta (GWh). La central con mayor producción hidroeléctrica fue Paute con 1 175,05 GWh, que corresponde al 48,23% del total de energía hidroeléctrica. El Agente Generador con la menor producción hidroeléctrica fue Sibimbe que generó 27,04 GWh que corresponde al 1,11% del total de energía hidroeléctrica. En la figura N° 1.18 se presenta el porcentaje de participación de las centrales con relación a la producción hidráulica trimestral.

Figura N° 1.18: Participación de las centrales hidráulicas. Los caudales medios trimestrales afluentes a los embalses fueron los siguientes: 98,51 m3/s en Amaluza; 4,58 m3/s en Pisayambo; 110,69 m3/s en Agoyán y 359,51 m3/s en Daule – Peripa. Referirse a la tabla N° 1.5 y a la figura N° 1.19.


Tabla N° 1.5: Caudales medios mensuales afluentes a los embalses (m3/s)

Figura N° 1.19: Caudales medios mensuales afluentes a los embalses del SNI (m3/s).

Los vertimientos registrados en Amaluza totalizan 19,705 Hm3 (tabla N° 1.6), que equivalen a 0,45 veces el volumen útil del embalse (44,233 Hm3 con relación a la cota mínima de operación 1970 msnm declarada por HIDROPAUTE – Batimetría Nº 50 de noviembre de 2007-).

Tabla N° 1.6: Vertimientos del embalse Amaluza (Hm3).

En la tabla N° 1.7 se indican las cotas de los embalses al final de cada mes.

Tabla N° 1.7: Cotas al final de cada mes (msnm).

La indisponibilidad total promedio de las centrales hidráulicas fue de 187,53 MW, que equivale al 9,20% de la potencia hidráulica efectiva (tabla N° 1.12).


Producción térmica neta La producción térmica neta alcanzó 1 283,44 GWh. Ver la tabla N° 1.8 y la figura N° 1.20.

Tabla N° 1.8: Producción de energía térmica neta (GWh).

Figura N° 1.20: Producción térmica neta (GWh). La Empresa ELECTROGUAYAS contribuyó con la mayor parte de la producción térmica 281,28 GWh (21,92% del total de la producción térmica neta). La indisponibilidad total promedio del parque térmico fue 714,14 MW (32,47%) (Tabla N° 1.12).


Los aportes a la producción de cada Empresa Generadora Térmica en el trimestre se presentan en la figura N° 1.21 y en la tabla N° 1.8.

Figura N° 1.21: Participación de las empresas en la producción térmica. En la figura Nº 1.22 se observa el consumo de combustible líquidos en el trimestre (diesel, fuel oil y resíduo).

Figura N° 1.22: Consumo total de combustibles líquidos. El consumo de combustibles para el trimestre fue de: 56,35 millones de galones de fuel oil y residuo (figura N° 1.23); 15,69 millones de galones de diesel (figura N° 1.24); 2,79 millones de galones de nafta (figura N° 1.25) y 2 602,60 millones de pies3 de gas natural (figura N° 1.26). La tabla N° 5.4 del quinto capítulo, presenta con detalle un estimado del consumo total de combustibles durante el trimestre.

Figura N° 1.23: Consumo de fuel oil + resíduo.


Figura N° 1.24: Consumo de diesel.

Figura N° 1.25: Consumo de nafta.

Figura N° 1.26: Consumo de gas natural.

La tabla N° 1.9 presenta los rendimientos de las unidades térmicas declarados por los Agentes del MEM para el mes de marzo.


Tabla N° 1.9: Rendimiento de las unidades térmicas (KWh/galón).


Tabla N° 1.9: Rendimiento de las unidades térmicas (KWh/galón) (continuación).


1.2.3. IMPORTACIÓN En el trimestre, la energía de importación a través de la interconexión internacional con Colombia, medida en la S/E Pomasqui del SNI, fue de 347,12 GWh (8,54% con respecto al total de energía neta producida), como se observa en la figura N° 1.27.

Figura N° 1.27: Porcentaje de las importaciones respecto al total de producción de energía neta.

En la figura N° 1.28 se muestran las importaciones de energía para cada mes del trimestre. La mayor importación de energía fue en marzo, con 174,74 GWh, y la menor en febrero, con 74,45 GWh.

Figura N° 1.28: Importación de energía (GWh).

1.3. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA OPERACIÓN En la tabla N° 1.10 y en las figuras N° 1.29 y 1.30 se presentan los valores mensuales de la demanda de energía prevista y real del SNI en bornes de generación, así como, los valores para la demanda máxima de potencia prevista y real en bornes de generación para el trimestre, respectivamente.

Tabla N° 1.10: Demanda de energía (GWh) y demanda máxima de potencia en bornes de generación (MW).


Figura N° 1.29: Demanda de energía prevista y real en bornes de generación (GWh).

Figura N° 1.30: Demanda máxima de potencia prevista y real en bornes de generación (MW).

Se observa una desviación de -1,09% entre la demanda de energía del trimestre prevista y la real; y, una desviación de -1,75% entre la demanda máxima de potencia del trimestre prevista y la real. En el trimestre los mantenimientos programados tanto para las unidades hidráulicas como para las térmicas se cumplieron en un promedio de 97,67%. Ver la figura N° 1.31.

Figura N° 1.31: Cumplimiento de los mantenimientos programados (%).


La indisponibilidad total promedio del parque generador en este trimestre fue de 901,67 MW (21,28%). Ver tabla N° 1.11 y figura N° 1.32.

Tabla N° 1.11: Indisponibilidad térmica, hidráulica y total (%).

Figura N° 1.32: Indisponibilidad del parque generador (MW).

1.4. ÍNDICES DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE LA OPERACIÓN Energía no servida por causas no programadas El total de la energía no servida fue de 8,39 GWh y el número total de fallas en este trimestre fue de 148 (figura N° 1.33). La energía no servida total corresponde al 0,21% del consumo trimestral de energía. En el quinto capítulo constan el número de fallas, la energía no servida, la carga máxima desconectada del trimestre y el tiempo promedio de reposición del servicio para fallas que provocaron desconexiones de carga, clasificándolas por el origen de las mismas de la siguiente manera: generación (tabla N° 5.5), líneas de transmisión (tabla N° 5.6), transformadores (tabla 5.7), posiciones (tabla N° 5.8), barras (tabla N° 5.9), sistemas de distribución (tabla N° 5.10) y L/T Pomasqui – Jamondino 230 kV (tabla N° 1.11). En la figura Nº 1.34 se observa la distribución de las fallas ocurridas en el trimestre, que provocaron desconexión de carga.


Figura N° 1.33: Porcentaje de fallas ocurridas en el trimestre.

Figura N° 1.34: Número total de fallas y energía no servida en el SNI (MWh).

Carga máxima desconectada, energía no servida y tiempo promedio de reposición del servicio

En la figura N° 1.35 se presentan las fallas más importantes que afectaron de manera global al SNI durante este trimestre, con una carga máxima desconectada mayor a 100 MW. Se muestran también la energía no servida y el tiempo de reposición del servicio.


Figura N° 1.35: Carga máxima desconectada (MW), energía no servida y tiempo de reposición del servicio (min).

Carga real desconectada por el Esquema de Alivio de Carga – EAC vs. Carga prevista El EAC por baja frecuencia determinado por el CENACE, es implementado por los Distribuidores y Grandes Consumidores, con la finalidad de preservar la operación del SNI ante eventos que originan pérdida de generación y subsecuentes desbalances entre la carga y la generación, que afectan a la frecuencia. La aplicación del EAC por parte de las Empresas de Distribución es presentada en la tabla Nº 1.12. El criterio adoptado considera el evento que originó la mayor desconexión de carga en cada Empresa de Distribución.

Tabla Nº 1.12: Desvío del EAC por Empresa de Distribución.


La figura N° 1.36 muestra la carga máxima desconectada por el EAC y la carga prevista para seccionamiento por Empresa de Distribución, sin discriminar el número de pasos de desconexión de carga que actuaron.

Figura N° 1.36: Carga prevista (MW) y carga máxima desconectada (MW) por parte de las Empresas de Distribución durante el EAC.

La figura N° 1.37 presenta el desvío cuantificado de la carga prevista en el EAC con relación a la carga máxima desconectada realmente*.

Figura N° 1.37: Desvío del EAC por parte de las Empresas de Distribución.

En la figura N° 1.38 se muestra la correlación gráfica entre la carga prevista y la desconectada por la falla que provocó que actúe el EAC. Los valores muy cercanos a la bisectriz indican una eficacia o cumplimiento aproximado al 100%. La información sobre la falla se muestra en la tabla N° 1.13.

* El desvío se calcula con la fórmula: %100

argargarg

xEACelenprevistaaC

EACelenprevistaaCdadesconectaaC −

** Los valores positivos de desviación significan que las empresas desconectaron por sobre los valores previstos y los negativos que no desconectaron lo previsto.


Tabla N° 1.13: Carga prevista (MW) y carga real (MW) desconectada por el EAC.

Figura N° 1.38: Carga desconectada por el EAC (MW) vs. Carga prevista.

Desempeño del Control Automático de Generación – AGC Para evaluar el desempeño del funcionamiento del AGC se han utilizado los criterios Consejo Norteamericano de Confiabilidad Eléctrica – NERC, que son los siguientes: Criterio CPS1: Es una medición estadística de la variabilidad del Error de Control de Área – ACE y su relación con la desviación de frecuencia. De acuerdo a la NERC el índice tiene un cumplimiento adecuado cuando su valor es mayor o igual al 100%. Criterio CPS2: Es una medición estadística encaminada a garantizar que la magnitud del ACE no supere los límites establecidos. De acuerdo a la NERC el índice tiene un cumplimiento adecuado cuando su valor es mayor o igual al 90%. Criterio Durante Disturbios: Establece los límites para la recuperación del sistema ante una contingencia, el cumplimiento con este índice requiere que en 15 minutos luego de ocurrida la contingencia, el valor del ACE retorne a cero o por lo menos, al valor del ACE pre-contingencia. En la tabla N° 1.14 y en la figura N° 1.39 se muestra el cumplimiento de los criterios NERC para la evaluación del desempeño del AGC, respectivamente.


Tabla N° 1.14: Cumplimiento de los criterios NERC (%).

Figura N° 1.39: Cumplimiento de los criterios NERC (%).

Máxima variación de voltaje en 230 kV

La máxima variación de voltaje en 230 kV es el máximo de las diferencias entre el voltaje real y valor del rango establecido en la Normativa del Mercado (-5%, +7%). En 230 kV, el máximo desvío positivo mensual de 7,88% se registró en la subestación Totoras, en enero y el máximo desvío mensual negativo de -7,83%, en la subestación Pascuales, en marzo (figura N° 1.40).

Figura N° 1.40: Variación de voltaje a nivel de 230 kV (%).


1.5. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS Y CONDICIONES OPERATIVAS En la tabla N° 5.12 del quinto capítulo se presentan, en forma detallada, los mantenimientos y contingencias ocurridas en el trimestre, con resolución mensual para las centrales hidráulicas, térmicas e interconexión internacional. 1.6. RESUMEN DE LAS PRINCIPALES FALLAS PRESENTADAS EN EL

SNI Y EN LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES Las principales fallas presentadas en el SNI y en las interconexiones internacionales, se detallan a continuación. Enero 10, a las 23:21 Se registra una falla monofásica en la fase C de la línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, cuando el flujo por esta línea era de 34,5 MW + j 12,4 MVA; la falla fue despejada por las protecciones de distancia en las subestaciones Pascuales y Salitral. Como consecuencia del disparo de esta línea actúa el esquema de alivio de carga en esta zona ocasionando el disparo de los bloques 1, 2 y 3 de TERMOGUAYAS (83 MW) y el disparo de las posiciones Santa Elena de 138 kV y Daule de 69 kV en la S/E Pascuales, dando un total de carga desconectada en las empresas EMEPE (37 MW) y EMELGUR (26 MW) de 63 MW. La carga se normalizó a las 23:52, ocasionando una energía no suministrada igual a 28,22 MWh. 15, a las 16:11 Se registra el disparo de la posición Vergeles (CATEG) con un flujo de 56.2 MW + j 18 MVA, y de la posición La Toma con 15 MW de EMELGUR. Como consecuencia de esta falla se registran altos voltajes en la zona y el disparo de los circuitos 1, 3 y 4 de la Interconexión con Colombia por actuación del ESA en su función de potencia inversa. Luego de esto TRANSELECTRIC detecta un punto caliente en el ATR 138/69 kV, declarando indisponible el autotransformador para realizar trabajos de corrección de punto caliente. La carga se normalizó a las 20:48, ocasionando una energía no suministrada igual a 105 MWh. 15, a las 16:58 Se registró la apertura de los dos circuitos de la línea de transmisión Santa Rosa - Totoras, debido a descargas atmosféricas en la zona de San Felipe (Cotopaxi), siendo despejada la falla por actuación de las protecciones de distancia ordenando la apertura simultánea de los interruptores de los dos circuitos en las subestaciones Santa Rosa y Totoras. Como consecuencia de la apertura de los dos circuitos de la línea de transmisión Santa Rosa - Totoras, se registra la apertura de las líneas de transmisión: Totoras - Ambato 138 kV por sobrecarga, Milagro - Dos Cerritos 230 kV, Molino - Pascuales 230 kV circuitos 1 y 2, que se abrieron por actuación de la protección de distancia, Pomasqui - Jamondino 230 kV circuito 1, que se abrió por actuación del ESA en su función de bajo voltaje y la desconexión de 1625 MW de las empresas distribuidoras EMELNORTE, E. E. QUITO, ELEPCOSA, EMELESA, EMELSAD, EMELMANABI, EMELGUR, EMEPE y CATEG.


Dentro del proceso de normalización a las 19:50, se registra la apertura del interruptor 52-242 de la posición Santa Rosa 2 en la subestación Totoras 230 kV (el circuito 1 de la línea de transmisión Santa Rosa - Totoras 230 kV se encontraba abierto), por actuación de la protección de distancia en zona 3 en las tres fases, situación que ocasiona la apertura de las líneas de transmisión: Pucará - Mulaló 138 kV, Quevedo - Santo Domingo 230 kV circuitos 1 y 2, Quevedo - Pascuales 230 kV circuito 1 por actuación de la protección de distancia y de la Interconexión con Colombia a las 19:53 circuitos 1 y 3, por actuación del ESA en su función de bajo voltaje. A las 20:29 se registró nuevamente el disparo del circuito 2 de la línea de transmisión Santa Rosa - Totoras 230 kV, evento de la misma naturaleza del ocurrido a las 19:50, con el particular de que a esta hora la Interconexión Ecuador - Colombia 230 kV se encontraba abierta. La energía no suministrada debida a los tres eventos fue de 4 577 MWh y la carga en su totalidad se normalizó a las 22:55. Febrero 5, a las 13:23 Se registró el incendio del transformador 69/13,8 kV de 20 MVA de la subestación Portoviejo No. 1 de EMELMANABI, la falla fue despejada por el disparo de las posiciones Portoviejo No. 2 y 3 de la subestación Portoviejo 69 kV, ocasionando la desconexión de 90,6 MW de EMELMANABI. La carga se normalizó a las 05:10 del viernes 6 de febrero, sin embargo hasta el 13 de febrero que se instaló un nuevo transformador se programaban cortes, por lo que se estima una energía no suministrada igual a 1 500 MWh. 7, a las 12:02 Se produjo una falla sostenida en la línea de interconexión a nivel de 69 kV entre las centrales Álvaro Tinajero y Aníbal Santos de CATEG. Debido a la no actuación de las protecciones principales, la falla fue despejada por las protecciones de respaldo, ocasionando el disparo de 419,2 MW de generación de las empresas MACHALA POWER (128,5 MW), TERMOGUAYAS (92,7 MW), ELECTROQUIL (70,5 MW), ELECTROGUAYAS (70,1 MW), GENEROCA (26 MW), ENERMAX (17,4 MW) e HIDROSIBIMBE (14 MW); y la desconexión de 332,5 MW de las empresas CATEG (227 MW), EMELGUR (14,2 MW) y EMELMANABI (91,3 MW). La energía no suministrada debida al evento fue de 537 MWh y la carga en su totalidad se normalizó a las 14:15. Marzo 4, a las 15:55 Se produjo el disparo todas las posiciones de la subestación Milagro, por falla monofásica a tierra en el circuito 2 de la línea de transmisión Milagro – San Idelfonso de 138 kV, debido a la caída accidental de un poste sobre la fase C (estructura 192), mientras personal de mantenimiento de TRANSELECTRIC se encontraba laborando en cumplimiento de OT 27156. La falla en el circuito 2 de la línea Milagro – San Idelfonso es despejada por actuación de la protección de distancia; sin embargo, los demás interruptores de las posiciones de la subestación Milagro 138 kV abren por actuación de la protección de barra 50BF. Como consecuencias de este evento se registró la desenergización de las subestaciones Machala y Babahoyo con la pérdida total de carga (109 MW) de las empresas CNEL Regional El


Oro (68,4 MW) y CNEL Regional Los Ríos (40,6 MW) y la salida de la generación de la central MACHALA POWER (126,8 MW) e HIDROSIBIMBE (14,4 MW). La carga desconectada se normalizó en su totalidad a las 16:46, ocasionando una energía no suministrada igual a 147,9 MWh. 19, a las 14:25 Mientras TRANSELECTRIC realizaba trabajos de “Revisión de las protecciones de distancia en la posición Chone de la subestación Daule Peripa”, según consignación 10493 (061 – 2009), se registró la apertura de todas las posiciones conectadas a la barra 2 de la subestación Daule Peripa, esto es: • Posición Chone en la subestación Daule Peripa 138 kV de HIDRONACIÓN. • Posición Quevedo 2 en la subestación Daule Peripa 138 kV de HIDRONACIÓN. • Posición acoplador de barras en la subestación Daule Peripa 138 kV de HIDRONACIÓN. • Posición Portoviejo 2 en la subestación Daule Peripa 138 kV de HIDRONACIÓN. Por sobrecarga, se registra también la apertura de la posición Portoviejo 1 de la subestación Daule Peripa 138 kV que se encontraba conectada a la barra 1. Como consecuencia de este evento se registró la desconexión de 145 MW de EMELMANABI. La carga desconectada fue normalizada en su totalidad a las 15:15 ocasionando una energía no servida igual a 120,8 MWh. 22, a las 22:56 Se registra el disparo del circuito 1 de la línea de transmisión Daule Peripa – Portoviejo, por actuación de falla monofásica. El circuito 2 de la línea de transmisión Daule Peripa – Portoviejo dispara por sobrecarga. Como consecuencia de este evento se registró la desconexión de 111 MW de EMELMANABI. La carga desconectada fue normalizada en su totalidad a las 23:38 ocasionando una energía no servida igual a 77,7 MWh.


2. CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA – MEM

El Artículo 1 del Mandato Constituyente No. 15 dispuso al CONELEC la elaboración de los nuevos pliegos tarifarios para “establecer la tarifa única que deben aplicar las empresas eléctricas de distribución, para cada tipo de consumo de energía eléctrica, para lo cual queda facultado, sin limitación alguna, a establecer los nuevos parámetros regulatorios específicos que se requieran, incluyendo el ajuste automático de los contratos de compra venta de energía vigentes”. El Mandato Constituyente No. 15 dispuso además que “Estos parámetros eliminarán el concepto de costos marginales para el cálculo del componente de generación; y, no se considerarán los componentes de inversión para la expansión en los costos de distribución y transmisión” El CONELEC, con el propósito de cumplir lo dispuesto en el Artículo 1 del Mandato Constituyente No. 15 emitió las Regulaciones No. CONELEC 006/08 y 013/08, haciendo uso de las facultades “sin limitación alguna” para “establecer los parámetros regulatorios específicos que se requieran” con el propósito de sustentar los nuevos pliegos tarifarios basados en el concepto de una tarifa única. La Disposición Transitoria Cuarta de la Regulación No. CONELEC 013/08 señala que “(…) se faculta al CENACE a liquidar definitivamente las transacciones de los generadores en los que el Estado tiene participación accionaria, bajo los principios establecidos en la presente Regulación, a partir de la fecha de aprobación de la Regulación No. CONELEC – 006/08 (…)”. La Regulación No. CONELEC 013/08 fue aprobada el 27 de noviembre de 2008. La Disposición Transitoria Segunda de la Regulación No. CONELEC 013/08 señala que “(…) se faculta al CENACE, desde la fecha de aprobación de la presente Regulación, a calcular los ajustes a los valores que por concepto de RVT se liquidaron en el mercado eléctrico desde el mes de enero de 2008. (…) La Corporación dispondrá de un período de tiempo que no podrá exceder de ciento ochenta (180) días a partir de la emisión de la presente Regulación”. En el Oficio Circular No. DE-09-0501 fechado 10 de marzo de 2008, y recibido en CENACE el 13 de marzo del mismo año, se señala que “CONELEC solicitará al CENACE la liquidación definitiva de las transacciones en el mercado, a partir del 13 de agosto de 2008, considerando el principio de los contratos regulados definidos en la normativa”. Mediante Comunicación CENACE No. 1086 la Corporación remite al CONELEC el ajuste de las transacciones realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista durante el año 2008; señalando que quedan bajo responsabilidad de los Agentes el ajuste de la liquidación de los contratos a plazo liquidados y facturados por los Agentes suscriptores de tales acuerdos contractuales durante ese año y la emisión de notas de crédito y débito que se consideren apropiadas. Mediante Oficio CONELEC No. DE-09-0652 el CONELEC aprueba el procedimiento aplicado para la reliquidación de las transacciones en el Mercado en el año 2008 y solicita ajustes adicionales. La información presentada en este capítulo corresponde a la liquidación realizada en el MEM en el primer trimestre del año 2009, considerando la aplicación de la reliquidación descrita anteriormente.


2.1. DATOS GENERALES 2.1.1. MONTOS NEGOCIADOS El volumen total de transacciones en el MEM durante el trimestre fue de 236,14 millones de dólares, considerando la totalidad de conceptos por los cuales se paga en el mercado y no representan los valores netos a favor o en contra de cada tipo de Agente. Este volumen experimentó una disminución de 3,66% respecto al trimestre anterior. El promedio mensual de transacciones en el trimestre corresponde a 78,71 millones de dólares. El volumen máximo se obtuvo en enero, mes en el que se negociaron 88,33 millones de dólares y el mínimo, en marzo, en el que se negociaron 73,73 millones de dólares, como se muestra en la figura N° 2.1.

Figura N° 2.1: Montos mensuales negociados en el MEM (millones USD).

El total de transacciones económicas durante el trimestre correspondió a un 58,53% para el Mercado Ocasional – MO y un 41,47% para el Mercado a Plazo – MP. En la figura N° 2.2, se muestra la composición porcentual de las transacciones del MEM.

Figura N° 2.2: Composición porcentual de las transacciones en el MEM.

2.1.2. DEUDAS Las deudas y acreencias para el período julio 2008 – diciembre 2008, en el cual el CENACE es responsable de emitir la liquidación respectiva a los Agentes del MEM, se detallan en las tablas N° 2.1 y 2.2, respectivamente.


Tabla N° 2.1: Deudas de las Empresas Distribuidoras en el MEM (USD), período julio 2008 – diciembre 2008

Tabla N° 2.2: Acreencias del MEM (USD), período julio 2008 – diciembre 2008


2.2. MERCADO OCASIONAL - MO 2.2.1. MONTOS NEGOCIADOS El monto total de transacciones del MO en el trimestre fue de 138,22 millones de dólares. El promedio mensual corresponde a 46,07 millones de dólares; el valor máximo se obtuvo en el mes de enero, con 55,32 millones de dólares y el mínimo se presentó en marzo, con 37,22 millones de dólares. El máximo rubro negociado en el MO corresponde al valor liquidado a los Distribuidores por concepto de energía comprada. En las figuras N° 2.3 y 2.4 se presenta la composición porcentual de los rubros liquidados en el MO.

Figura N° 2.3: Composición porcentual de los rubros liquidados a los Agentes en el MO.

Figura N° 2.4: Composición porcentual de los rubros liquidados por los Agentes en el MO.


El Transmisor liquidó 14,45 millones de dólares: 12,31 millones correspondientes a la tarifa de transmisión (8,91% del total de transacciones en el MO) y 2,14 millones de remuneración variable (1,55% del total de transacciones en el MO).

2.3. MERCADO A PLAZO - MP 2.3.1. MONTOS NEGOCIADOS El volumen total negociado en el MP durante este trimestre fue de 97,92 millones de dólares. La liquidación económica en el MP es referencial, debido a que cada uno de los Agentes del MEM realiza su facturación correspondiente y los valores varían por descuentos como pre-pago, pronto pago, modificaciones en el precio de contrato por variación en el precio del combustible y otros escenarios propios de cada contrato. El promedio mensual de transacciones corresponde a 32,64 millones de dólares. El volumen máximo se realizó en marzo, por un valor de 36,51 millones de dólares; y el mínimo, en febrero, que alcanzó los 28,40 millones de dólares. En la figura N° 2.5 se presentan los valores mensuales negociados en el MP en GWh/día y en millones de dólares.

Figura N° 2.5: Montos mensuales negociados en el MP (millones USD).

2.3.2. ESTRUCTURA DE PRECIOS Y TIPOS DE CONTRATOS

Los contratos pactados libremente en el MEM han adoptado, básicamente, las siguientes formas:

Contratos pague lo contratado: En estos contratos se establece de antemano la energía mensual, diaria y horaria comprometida por los Generadores para entregar a las Empresas Distribuidoras y Grandes Consumidores y su cumplimiento es obligatorio. De acuerdo a la LRSE, los contratos a plazo deberán ser cumplidos 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 sido despachado y percibirá el precio pactado contractualmente con sus clientes.

Contratos pague lo demandado: En estos contratos la energía comprometida, tanto mensual como diaria, es aquella demandada y registrada por uno de los contratantes en


su sistema de medición comercial, y su cumplimiento es obligatorio.

El punto de entrega comercial de la energía comprometida puede ser el nodo de conexión del Generador con el SNT (Barra de Generación); en este caso, los cargos, remuneraciones y/o servicios que se establecieren debido a la aplicación de la reglamentación del MEM son de responsabilidad del comprador; se incluye el pago por cargos de transporte que le corresponda por la energía comprometida.

El punto de entrega comercial de la energía comprometida puede ser también el nodo de conexión de la Empresa Distribuidora en la frontera comercial con el SNT. Los cargos, remuneraciones y/o servicios que se establecieren debido a la aplicación de la reglamentación del MEM son de responsabilidad tanto del comprador como del vendedor; sin embargo, en este caso el comprador asume el pago de los cargos de transporte que le corresponda por la energía comprometida. Los cargos de transporte paga el vendedor. En la figura N° 2.6 se presenta la evolución mensual del precio medio en el MP.

Figura N° 2.6: Precio medio del kWh en el MP (ctvs.USD/kWh).

En el trimestre, el precio medio del kWh en el MP fue 3,53 centavos. El mayor precio medio del kWh se presentó en febrero y fue de 3,56 ctvs. USD y el menor en marzo y fue 3,50 ctvs. USD. 2.4. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD – TIE 2.4.1. MONTOS NEGOCIADOS El monto total de ingresos al MEM por exportación de energía para el trimestre fue de 102,79 miles de dólares. El mes con mayores ingresos fue marzo, en donde se recibieron 66,32 miles de dólares (figura N° 2.7).


Figura N° 2.7: Ingresos al MEM por exportación de energía (miles USD). El monto total de egresos del MEM por importación de energía para el trimestre fue de 27,67 millones de dólares. El mes con mayores egresos fue marzo, en que se pagaron 14,48 millones de dólares (figura N° 2.8).

Figura N° 2.8: Egresos del MEM por importación de energía (millones USD).

2.5. TARIFAS, PRECIOS Y COSTOS Precio unitario de potencia El CONELEC fijó el precio unitario de potencia en un valor constante de 5,7 dólares por kW-mes durante el trimestre. Tarifa fija de transmisión La tarifa fija de transmisión tuvo un valor constante, en el trimestre, de 1,56 dólares por kW-mes de demanda máxima. Precios promedios ponderados de combustibles Los precios promedio de los diferentes tipos de combustible para el trimestre, fueron: fuel oil 0,708288 USD/galón, diesel 0,918718 USD/galón, nafta 0,747929 USD/galón y gas natural 4,109879 USD/1000 pies3. La tabla N° 2.3 muestra los precios promedios mensuales ponderados de los combustibles.


Tabla N° 2.3: Precios promedios ponderados de combustibles.

Costo de arranque y parada Según la Regulación N° CONELEC 004/00, las unidades turbo vapor deben declarar los costos de arranque y parada. Los valores para el período noviembre 2007 - octubre 2008 constan en la tabla N° 2.4.

Tabla N° 2.4: Costo de arranque y parada de unidades turbo vapor (USD).

Costos variables y fijos de la producción de reactivos En la tabla N° 2.5 se presentan los costos variables y fijos de la producción de reactivos de los compensadores sincrónicos.

Tabla N° 2.5: Costos de la producción de reactivos en los compensadores sincrónicos.

Costos variables de producción Los costos variables declarados por las unidades de generación mensualmente se indican en la tabla N° 2.6. Los valores promedio para estos costos varían desde 2,96 centavos de dólar por kWh para la unidad de TERMOESMERALDAS, a 10,06 centavos de dólar por kWh, para la unidad Lligua 2. En la figura N° 2.9 constan estos costos promedios ordenados de mayor a menor.


Tabla N° 2.6: Costos promedio variables de producción (ctvs. USD/kWh)


Tabla N° 2.6: Costos promedio variables de producción (ctvs. USD/kWh) (continuación)


Figura N° 2.9: Monótona de costos variables de producción (ctvs. USD/kWh).


2.6. INDICADORES COMERCIALES DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

Energía en el MP vs. Energía en el MO

La energía en el MP en el trimestre fue de 2 772,00 GWh, lo que constituye un 70,93% de la energía total negociada en el MEM. En marzo se negoció el mayor valor en el MP, 75,70% del monto total de ese mes, con un volumen de energía transada en contratos de 1 042,37 GWh (figura N° 2.10).

Figura N° 2.10: Energía del MP vs. Energía en el MO (GWh).

Montos negociados en el MP vs. Montos negociados en el MO El monto en dólares negociado en el MP durante el trimestre fue de 97,92 millones, lo que constituye un 41,47% del monto total negociado en el MEM. El máximo volumen transado en el MP en relación al total negociado en el MEM fue en marzo, en donde se negoció un 49,52% del monto total de ese mes, con un volumen transado en contratos de 36,51 millones de dólares (figura N° 2.11).

Figura N° 2.11: Montos negociados en el MP vs. Montos negociados en el MO (millones USD).


Energía de los Grandes Consumidores vs. Energía MP Los Grandes Consumidores contrataron en el trimestre, 83,52 GWh, que representa el 3,01% de la energía negociada en el MP (figura N° 2.12).

Figura N° 2.12: Energía Grandes Consumidores vs. Energía MP (GWh).


3. ESTADOS FINANCIEROS DEL CENACE 3.1. BALANCE GENERAL A continuación, en la tabla N° 3.1 consta el Balance General, al 31 de marzo de 2009. La tabla N° 3.2 muestra el Estado de Ingresos, Gastos y Superávit y/o Déficit a la misma fecha.

Tabla N° 3.1: Balance General al 31 de marzo de 2009 (USD).


Tabla N° 3.2: Estado de ingresos y egresos al 31 de marzo de 2009 (USD).

3.2. FINANCIAMIENTO Los ingresos de alícuotas para el CENACE, hasta el 31 de marzo corresponden a USD 2 206 545 para el ejercicio del primer trimestre del 2009. 3.3. EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA El presupuesto de operación asciende a USD 7 442 000 y en el primer trimestre tuvo un egreso acumulado de USD 1 539 416. El presupuesto de inversión asciende a USD 735 900 y en el primer trimestre tuvo un egreso acumulado de USD 71 107. El presupuesto por pago de servicio de la deuda asciende a USD 1 246 000 y en el primer trimestre no tuvo ningún egreso por este concepto. El presupuesto total para el año 2009 asciende a USD 9 423 900 y en el primer trimestre tuvo un egreso acumulado de USD 1 610 523 que representa 17,09%.


CAPÍTULO 4 ACTIVIDADES RELEVANTES

Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC S.A. Las Juntas Generales de Accionistas de las compañías: TRANSELECTRIC, HIDROPAUTE, AGOYÁN, TERMOPICHINCHA, TERMOESMERALDAS Y ELECTROGUAYAS, celebradas el 13 de enero de 2009 establecieron su disolución anticipada a favor de la creación por fusión de la compañía Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC S.A. CNEL Corporación Nacional de Electricidad S.A. El 16 de enero de 2009 se inscribió en el Registro Mercantil de Guayaquil la escritura de constitución de la Corporación Nacional de Electricidad S.A. Con dicho acto se disolvieron por fusión las siguientes empresas eléctricas de distribución y se constituyeron en Gerencias Regionales e integraron a la CNEL:

1. Gerencia Regional CNEL - Esmeraldas. 2. Gerencia Regional CNEL - Manabí 3. Gerencia Regional CNEL - Santo Domingo 4. Gerencia Regional CNEL - Guayas-Los Ríos 5. Gerencia Regional CNEL - Los Ríos 6. Gerencia Regional CNEL - Milagro 7. Gerencia Regional CNEL - Santa Elena 8. Gerencia Regional CNEL - El Oro 9. Gerencia Regional CNEL - Bolívar 10. Gerencia Regional CNEL - Sucumbíos

Taller de Planificación Estratégica-2009 El 23 de enero se realizó el Taller de Planificación Estratégica del CENACE con la participación del Presidente del Directorio, el Director Ejecutivo, los Directores y un delegado de las Áreas; se utilizó la metodología de escenarios probables y críticos considerando las reformas institucionales que se están dando y su impacto en el accionar de CENACE. Sesión Solemne por aniversario El CENACE realizó la Sesión Solemne con motivo de celebrar el Décimo Aniversario en la Administración del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador y de las Transacciones Internacionales de Electricidad. La sesión en la que participaron los funcionarios de la institución tuvo lugar el 6 de febrero de 2009 en el Swissôtel. Plan de Contingencia Durante marzo se manifestó un sostenido deterioro de las condiciones energéticas del sistema eléctrico resultante del marcado estiaje en la cuenca del Paute; la situación se profundizó en los últimos días del mes ante la irregular operación de importantes centrales térmicas, derivada de problemas en la adquisición de combustibles. Ante la delicada situación, el CENACE de conformidad con lo dispuesto en la Regulación No. CONELEC 001/05, “Operación del SNI en condiciones de Déficit de Generación”, el CENACE preparó el “PLAN DE CONTINGENCIA PARA ADMINISTRAR LA CONDICIÓN DE DÉFICIT DE ENERGÍA EN EL MEM DEL ECUADOR”; y, solicitó a las empresas del sector eléctrico que observen el cumplimiento de las responsabilidades específicas de dicho plan, el cual sería activado por el CENACE según la evolución que


se presente de la situación. El 23 de marzo, la crisis fue superada, sin restricciones de servicio, información que fue remitida al público mediante el boletín de prensa. 4.1. CLIENTES Y COMUNIDAD Regulaciones y Decretos normativos Regulación No. CONELEC 001/09 El 12 de febrero de 2009 el CONELEC emitió la Resolución No. 023/09, con el título “Participación de los Autogeneradores a través de la Cogeneración”. La Regulación establece parámetros específicos para la participación del autoproductor o autogenerador con cogeneración, dentro del sector eléctrico. Licencia Ambiental No. 024/08 El 6 de febrero de 2008 el CONELEC otorgó la Licencia Ambiental Nº 024/08 publicado en el RO No. 523, para la construcción y operación del Proyecto de Nueva Generación de 4.08 MW de capacidad, a ser ubicado en el sitio denominado Plataforma Hormiguero D, Bloque 17, parroquia Dayuma, cantón y provincia Orellana. Acuerdo Ministerial 035 El 23 de septiembre de 2008 el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable emitió el Acuerdo Ministerial 035, con las Políticas de Estado a corto, mediano y largo plazo, que rigen el sector energético. El acuerdo fue comunicado al CENACE el 19 de marzo de 2009. 4.2. ACCESOS 4.2.1 Información y capacitación Revista Técnica “energía”, Quinta Edición El 29 de enero, el CENACE invitó a la 2009 Conferencia – Ecuador y a la presentación de la quinta edición de la Revista Técnica “energía”, a invitados de los Actores y autoridades del sector eléctrico y de universidades y colegios de profesionales, para la presentación realizada por los autores de los trabajos técnicos de la Revista “Energía”, No. 5. Asistieron 67 personas al evento. 4.2.2 Participación técnica Participación del CENACE en el sector eléctrico ⋅ Participación conjunta con el MEER y CONELEC en la elaboración del Plan de

Expansión de Generación del S.N.I. 2009-2020. ⋅ Según el CONELEC, el programa de equipamiento de nuevas centrales de

generación previstas para el período abril 2009 a diciembre de 2010 considera la participación de los proyectos termoeléctricos Barcaza “Power Barge II” y Barcaza “Dynami I”, los proyectos hidroeléctricos Mazar y Baba e incrementos de energía en las centrales Paute Molino y Marcel Laniado.

⋅ El Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos MICSE nominó la Comisión integrada por los representantes del CONELEC, Ministerio de Electricidad y


Energías Renovables, Ministerio de Finanzas, Fondo de Solidaridad, Petrocomercial y CENACE con el propósito de gestionar la aplicación del Mandato Constituyente 15; posteriormente convocó a la reunión donde el CENACE informó sobre aplicación y el estado de ejecución de los artículos Nos. 5,6 y 7

⋅ Participación en reuniones convocadas por la CEPSE donde se presentó informes

sobre el estado de aplicación del Mandato Constituyente 15, en la Comisión donde la Corporación es la coordinadora y en la presentación del informe respecto a la aplicación del déficit tarifario correspondiente al año 2008.

⋅ Participación en reunión convocada por UDELEG donde se entregó toda la información concerniente a las deudas de la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., y de ELECTROECUADOR con el Mercado Eléctrico Mayorista para el período abril 1999- agosto 2003.

⋅ Participación en reunión en SENPLADES para tratar sobre el Sistema Nacional de Información.

⋅ Participación en las reuniones realizadas en marzo del Comité Sectorial de Sectores

Estratégicos y del SENPLADES, para definir el Plan Nacional de Desarrollo, para el período 2009 – 2013.

⋅ Participación en la reunión realizada en marzo del Comité Sectorial de Sectores

Estratégicos, para analizar el estado del proyecto de almacenamiento de combustibles en las instalaciones de las centrales termoeléctricas del sistema, por parte de PETROCOMERCIAL.

⋅ Reunión de trabajo con el CONELEC para definir la estrategia a implantar en las

liquidaciones de las TIE Ecuador- Colombia en lo referente a las “Rentas de Congestión” del 50- 50% en reunión a realizarse de la GTOR Y CANREL.

⋅ ⋅ Reunión con autoridades del CONELEC para definir el marco de las reliquidaciones

del MEM correspondiente al año 2008 en función de lo dispuesto en el Mandato Constituyente 15 y la remuneración variable del transporte desde enero de 2008.

⋅ Participación reunión de la CEPSE realizada el 25 de marzo, para analizar la

situación energética del sistema eléctrico ecuatoriano y la propuesta de un nuevo esquema de prelaciones de los fideicomisos del mercado.

⋅ Participación en la reunión realizada en marzo, con funcionarios del Ministerio de

Electricidad y Energía Renovable y CONELEC para analizar el tema de las rentas de congestión en las transacciones de electricidad con Colombia, en el ámbito de la Decisión CAN 536.

⋅ Participación el 30 de marzo, en la Segunda Reunión de trabajo CELEC

TRANSELECTRIC, CELEC TERMOPICHINCHA CNEL Manabí, HIDRONACIÓN, CONELEC, y Fondo de Solidaridad para efectuar el seguimiento de las resoluciones adoptadas en la primera reunión, sobre la situación de emergencia del sistema eléctrico de la Provincia de Manabí.

⋅ Participación en la presentación del Plan de Expansión del Sistema Manabí y en la suscripción del contrato para la construcción de la línea de transmisión Quevedo San


Gregorio a 230 kV, evento realizado en la ciudad de Portoviejo con la presencia de altas Autoridades del Gobierno y del Sector Eléctrico.

⋅ Participación en reuniones del Comité del Fideicomiso de Inversión y Administración

del MEM, en que el Director ejerce la secretaría, para analizar la marcha del fideicomiso, los resultados operativos mensuales, los rendimientos financieros en el BBVA, el estado de la Auditoría a los estados financieros del fideicomiso y determinar las acciones financieras a seguir para el siguiente mes

⋅ Participación en reunión convocada por el CONELEC para definir políticas de

aplicación de las nuevas prelaciones de pago en los fideicomisos de las empresas de distribución. La comisión conformada debe realizar simulaciones para determinar varias alternativas y proponer en el seno de la CEPSE para definir la mejor alternativa.

Participación con los Actores del MEM ⋅ El 15 de enero de 2009, se produjo una falla en la línea de transmisión Santa Rosa –

Totoras a 230 Kv que motivó la sobrecarga y disparo de las líneas de transmisión Milagro – Dos Cerritos y Molino (Paute) – Pascuales (Guayaquil). Este evento provocó la desconexión de aproximadamente 1 400 MW.

⋅ El 22 de enero se reúne el CENACE con HIDROPASTAZA para coordinar las

actividades de reparaciones Fase II de la central hidroeléctrica San Francisco. ⋅ Análisis operativo para el Plan de Negocio del proyecto COCA - CODO SINCLAIR

en el período enero 2009–diciembre 2042 y reuniones de trabajo con grupo interinstitucional (Ministerio de Coordinador de Sectores Estratégicos – MICSE, Ministerio de Electricidad y Energía Renovable – MEER, TERMOPOCHINCHA, ENARSA, CENACE, COCA - CODO SINCLAIR).

⋅ Reunión de trabajo con la participación del CONELEC, TRANSELECTRIC, CNEL-

Manabí, HIDRONACIÓN, TERMOPICHINCHA y CENACE, realizada el 10 de febrero de 2009 con la finalidad de determinar las acciones a tomar a corto plazo para minimizar las bajas condiciones de calidad y continuidad de servicio de la demanda de Manabí abastecida desde la subestación Portoviejo, las cuales se agravarán hasta la entrada en operación de las obras de expansión de transmisión en esa Área.

⋅ Reuniones de trabajo, CENACE – TRANSELECTRIC para analizar la expansión del

S.N.I. incorporando la L/T Quevedo – Totoras 230 kV y la Central Hidroeléctrica Mazar; y, CENACE – HIDROPAUTE para analizar la operación de la central Mazar previo al llenado del embalse de esta central.

⋅ El 26 de febrero el CENACE con CNEL – Regional Sucumbíos trataron temas

pendientes con el suministro de información requerido para la operación de la nueva generación de la Central JIVINO, inaugurada el 13 de febrero del 2009.

⋅ El día 10 de febrero, el CENACE participa en reunión para tratar la situación del

abastecimiento de energía eléctrica a la Provincia de Manabí. En el Acta de la reunión se establecieron resoluciones y compromisos para el CENACE, TRANSELECTRIC y otros Organismos.


⋅ Participación en reunión convocada por la Empresa Eléctrica Quito, para tratar

aspectos técnico económicos que se deben incluir en propuesta de Contrato de compra venta de energía con las empresas de generación de capital privado, de conformidad con lo dispuesto en Regulaciones CONELEC 06/08 y 013/08.

Participación del CENACE en estudios e informes técnicos ⋅ Preparación del informe del estudio “Simulación Operativa de los Embalses Daule

Peripa, La Esperanza y Poza Honda en el Mercado Eléctrico Mayorista, Período enero 2009 – diciembre 2020” y remitido en enero al CONELEC.

⋅ Elaboración de estudio sobre comportamiento actual de la red del Sistema Eléctrico

de CATEG – Distribución, debido a la utilización de focos ahorradores.

⋅ Elaboración de estudio sobre los resultados de la simulación sobre los efectos que tendría sobre la demanda del Sistema Nacional Interconectado, el adelanto de 1 hora en el horario nacional

⋅ Entrega de informe conjunto MEER-CONELEC-CENACE para conocimiento del

Ministro de Electricidad y Energía Renovable, denominado “Estudio de Expansión de la Generación Período 2009 – 2020” con los resultados de los requerimientos de generación que deben incorporarse el SNI en el corto y mediano plazos, con el fin de garantizar el abastecimiento de la demanda de electricidad del país.

⋅ Participación en la elaboración del documento intitulado “Análisis Situacional del

Sector Eléctrico y Propuestas de Solución, Marzo 2009”.

⋅ Preparación y envío al CONELEC para su aprobación del “Procedimiento para la reliquidación del MEM para el año 2008”

Participación del CENACE con otras instituciones El 27 de febrero, personal de las direcciones técnicas del CENACE atiende la visita del Ing. Michael Mera asesor del Presidente de la República; se mantuvo una reunión para responder los requerimientos de interés del funcionario indicado. 4.3. PROCESOS Y APLICACIONES

4.3.1. Servicios y productos Plan de Operación del MEM Difusión del Plan Anual de Operación del Sistema Nacional Interconectado Enero–Diciembre 2009 a las principales autoridades del sector eléctrico del país. Presentación del Plan en la reunión del Directorio de la Corporación CENACE del 29 de enero del 2009, efectuada en la ciudad de Esmeraldas. Participación- coordinación del CENACE en estudios e informes técnicos Elaboración del documento intitulado “Rol de CENACE en el Sector Eléctrico y en las Transacciones Internacionales de Electricidad”, actividad prevista en la Planificación Estratégica CENACE 2009.


4.3.2. Procesos gerenciales

Responsabilidad Social El 21 de enero en el WTC participaron los directores de la Corporación en un taller de diagnóstico preparado por el Instituto de Responsabilidad Social Empresarial – IRSE, con el objeto de analizar y establecer la línea de base en el ámbito de la Responsabilidad Social Empresarial del CENACE y delinear un plan y su formalización en la institución. Encuesta de Liderazgo En 9 enero de 2009, la empresa GREAT PLACE TO WORK presentó a los Directores de Área el informe “Evaluación Estilo de Liderazgo y su relación con el Ambiento Laboral” resultante del proceso asociado al “Programa de Clima y Cultura Organizacional y Estilos de Liderazgo”, con el propósito determinar la cultura organizacional y los estilos de liderazgo dentro del CENACE, para lo cual se realizaron entrevistas y aplicación de encuestas al personal. “Diagnóstico a Profundidad en Responsabilidad Corporativa y Ciudadana” Con fecha 4 de febrero de 2009, se suscribió el contrato de prestación de servicios de “Diagnóstico a Profundidad en Responsabilidad Corporativa y Ciudadana”, entre el CENACE y la Fundación Horizonte representante del Instituto de Responsabilidad Social Empresarial – IRSE, con el objetivo de realizar el diagnóstico de la percepción de las partes interesadas claves del CENACE sobre aspectos RSE. El monto del contrato es de USD 4 480,00 y el plazo previsto es de ocho semanas para realizar la evaluación. Desarrollo de la Biblioteca Virtual Una de las actividades de implantación previstas para este mes consistió en la contratación de una asesoría profesional con el objeto de elaborar el informe técnico, que incluya los lineamientos generales de tipo conceptual, técnico y tecnológico de la biblioteca virtual y validar el modelo con el personal directivo del CENACE; la asesora realizó una encuesta personalizada a los Directores para determinar los requerimientos de las Áreas. Encuesta Satisfacción del Cliente de Análisis y Control El 12 de febrero, AC realizó la encuesta anual a sus clientes de las áreas del CENACE con el objeto de conocer su grado de satisfacción y buscar alternativas de mejora en los ámbitos que se requiera, para asegurar de que los usuarios reciban un alto nivel de servicio. Sistema de Gestión de la Calidad: Modelo de Excelencia Administrativa El CENACE ha solicitado la interpretación del Reporte de Evaluación de Consenso e invitó al Coordinador Técnico de la Corporación Ecuatoriana de Calidad Total para una sesión de trabajo que se realizó el 17 de febrero, el portavoz del grupo evaluador expuso la visión del grupo y las sugerencias para un mejoramiento continuo de la gestión. Planificación estratégica de las áreas Análisis y actualización del plan estratégico DSI 2009. Notificación del avance de las actividades de los Proyectos de la Planificación Estratégica de las Direcciones


DIRECCIÓN DE PLANEAMIENTO

MARZO 2009

No. ESTRATEGIA ACTIVIDAD PLAZO RESPONSABLE % 1.1 Protecciones sobre/baja frecuencia de Generadores - Finalización

Dic-08 APEL 100

1.2 Visita en campo para verificación de unidades que se realizarían pruebas RTD en central Termoguayas

Sep-08 APEO 100

1.3 Elaboración de propuesta y presentación de procedimientos para ejecución de pruebas RTD a Termoguayas

Oct-08 APEO 80

1.4 Ejecución de pruebas RTD en unidades Termoguayas

Nov-08 APEO

1.5 Presentación y Análisis del Informe Final Nov-08 APEO

1

Realizar Auditorías técnicas a los Agentes

1.6 Presentación de resultados a CONELEC Nov-08 APEO

2.1 Implantar en CENACE la sede del despacho coordinado

DSI

2.2 Definición del alcance del Proyecto Sep-08 DSI/DPL 10

2.3 Especificaciones funcionales Sep-08 DPL

2.4 Identificación de requerimientos de software y hardware

Sep-08 DSI

2.5 Desarrollo Oct-08 DSI

2.6 Implantación Nov-08 DSI

2.7 Pruebas de desempeño Dic-08 DSI/DPL

2.8 Coordinación con XM traslado servidor Dic-08 DSI/DPL

2

Implantar Despacho Coordinado. Servidor para actual modelación

2.9 Puesta en servicio Ene-09 DSI/DPL

3.1 Elaboración del estudio de expansión de generación Sep-08 DPL-APEO 100 3

Realizar estudios de expansión de generación y transmisión para el mediano y largo plazo 3.2 Aprobación del estudio

de expansión por DEJ Oct-08 DEJ 100


3.3 Difundir el estudio de expansión de generación en el Sector Eléctrico

Nov-08 DPL 100

3.4 Realizar estudios energéticos para la incorporación de nuevas instalaciones

Permanente DPL-APEO

No. ESTRATEGIA ACTIVIDAD PLAZO RESPONSABLE %

4.1 Definición de los aspectos a actualizar en el Acuerdo Operativo, considerando el ingreso de de la segunda interconexión 230 kV

DOP-DPL 100

4.2 Revisión y aprobación de los estudios conjuntos Sep-08 DPL 100

4.3 Unificación límites para definir calidad de la frecuencia

Sep-08 DOP-DSI N.A.

4.4 Propuesta para Reguladores de Ecuador y Colombia referente a Redespacho y Autorizaciones

Sep-08 DOP N.A.

4.5 Actualización del Anexo 6 Feb-08 DSI N.A.

4.6 Definición de protocolos de realización de maniobras para variación de las transferencias en la interconexión (*)

Sep-08 DOP N.A.

4

Actualización del acuerdo operativo con Colombia

4.7 Firma del Acuerdo Operativo Sep-08 DEJ 100

(*) El CENACE ha presentado una propuesta a XM sobre la variación de las transferencias en la interconexión pero no hay respuesta. Adicionalmente, hay que aclarar que esta propuesta fue previa al acuerdo que se concretó la semana antepasada. La propuesta se mantiene aunque la forma de aprobación difiere.

5.1 Asistir a reuniones del Grupo CIER 15 Dic-08 DOP/DPL 100

5.2 Preparar propuesta para indicadores de operadores Dic-08 DOP/DPL 60

5

Participación del CENACE en la CIER 15 en un modelo de Benchmark de administración y operación de mercados y sistemas

5.3 Preparar información para el grupo CIER 15 ( plan de expansión de generación, transmisión, etc.

Dic-08 DOP/DPL 100

6.1 Inventario de mecanismos de comunicación operativos y en desarrollo, en la DPL

Ago-08 DPL 100

6.2 Mediciones de efectividad de los mecanismos que se encuentran operativos

Oct-08 DPL 15

6.3 Definición de propuestas de mejoramiento de coordinación de los Agentes

Nov-08 DPL

6

Implementar mecanismos para mejoramiento de la coordinación e intercambio de información con los Agentes

6.4 Asignación de actividades propuestas Nov-08 DPL


6.5 Desarrollo de actividades Dic-08 DPL

7.1 Conformación de grupo de análisis DPL Jul-08 Director de DPL 100

7

Participación en grupos de Análisis y Desarrollo de nuevas propuestas para Modelo del Sector Eléctrico

7.2 Análisis y desarrollo de nuevas propuestas Permanente Grupo de análisis 100

No. ESTRATEGIA ACTIVIDAD PLAZO RESPONSABLE %

8.1 Conformación grupo de trabajo Mar-08 AC-Direcciones 100

8.2 Definición delegados de la Dirección Mar-08 Director de DPL 100

8.3 Participación en elaboración reporte de gestión

Jul-08 Delegados 100

8

Participación en el Premio Nacional de la Calidad - PNC

8.4 Presentación del reporte a la CEC Ago-08 AC-DEJ 100


DIRECCIÓN DE OPERACIONES

MARZO - 2009

No

NOMBRE DEL PROYECTO PLAZO Corresponsabl

e ACTIVIDADES CUMPLIDAS O

EN PROCESO % Real/ Programad

o

1

Implantación de la Regulación 003/08

en los procesos de la DOP

DIC-09

Recurso Humano: El 12 de enero de 2009, se incorporó el nuevo funcionario del AADO, se cumplió con el entrenamiento y es responsable del proceso de Análisis de Eventos.

Infraestructura – STATA: Se realizó gestiones con Software Shop, proveedor en América Latina del programa STATA quien nos hizo llegar una cotización de actualización de licencia a la V10 y entregó una versión de prueba temporal para familiarización.

Infraestructura - SAM: Se definió como estrategia el integrar SAM al sistema BOSNI – SAF, se realizó acercamientos con la empresa KRUGER y se dispone de una oferta en macro. Conjuntamente con funcionarios de ACDO se ha preparado un documento de requerimientos.

Infraestructura – BOSNI – SAF: Se ha definido la actualización de plataforma a la versión 2005 de SQL Server y está pendiente la ratificación de cambios puntuales en cuanto a la regulación CONELEC 003/08.

Infraestructura – SIVO: Se ha puesto en funcionamiento el aplicativo de recuperación automática de información.

10 % 10%

2

Desarrollar la Capacitación del

Personal de Operadores del ACDO como un

Proceso de la DOP

SEP-09

Se realizó el esquema organizativo del CEO como parte de la DOP

El Director aprobó el esquema

5 % 5%


DIRECCIÓN DE SISTEMAS DE INFORMACIÓN

MARZO – 2009 No. META PLAZO RESPONSABL

E ACTIVIDADES CUMPLIDAS %

4

Estrategia No.19 Actualizar el Plan estratégico Informático

Diciembre 2008 DSI

5

Estrategia No.22 Integrar y validar información no supervisada

Septiembre 2008 DSI, DOP

− Creación de identidades de prueba para incluir en el HIS las instalaciones de los Agentes del MEM no supervisados

− Se realizaron pruebas con HIS para reemplazo de proyecto SADYR.

− Se crearon set de identidades en HIS para ingreso manual por parte de los operadores.

− Se cerraron los puertos de las consolas del EMS y oficializó el procedimiento de transferencia de información del EMS al SIG para habilitar el enlace EMS-SIG en forma segura para el sistema EMS.

El tema esta a cargo de la DOP. DSI colabora únicamente con el soporte.

95

11

Estrategia No.9 Ejecutar Proyecto Evergreen Centro de Control

Febrero 2009 DSI, ABB

− Conversión de base de datos y diagramas. − Actualización de bases de datos. − Cumplimiento primera fase del entrenamiento. − Coordinación con el especialista de AGC para la

implementación de los nuevos estándares de la NERC en el sistema NMR3.

− Generación de nueva base de datos en el sistema DTS, NM2003.

− Preparación de facturas de segundo pago SMA (ABB Inc).

− Edición de 1200 despliegues de base line de NMR3.

− Ejecución del System Audit del sistema EMS. − Preparación del eLAN spare para pruebas FAT. − Ejecución de pruebas FAT y no estructuradas. − Avance en la atención de eventos pendientes. − Atención de temas DTS. − Presentación del informe de actividades de

personal en fábrica a la DEJ. − Envió de equipos desde Houston para pruebas

SAT. − En trámite de ABB Quito, su retiro de la aduana. − Configuración de dos consolas de PDS, de

upgrade en servidor DTS y de conexión de servidor ICCP 1 a servidor CENPDS2 con NMR3 (con el soporte de especialistas de ABB).

− Instalación del hardware de servidores ICCP y de servidor Thin Client con especialistas de ABB.

− Atención a WorKshop de IDCS dictado por especialistas de ABB.

− Recepción de HW de ICCP enviado por ABB al CENACE.

− Realización de Pruebas SAT en las funcionalidades: ICCP, Alarm and Event

95


Notification, Logging, Meter Error Measurement, Supervisory Control.

− Adquisición de datos de eLANs en servidor PDS2 con NMR3.

− Ejecución de pruebas generales con el sistema NMR3.

− Resolución de problemas de generación de base de datos.

− Configuración de un enlace ICCP entre el ECS (versión NM2003) y el PDS2 (versión NMR3).

− Sincronización de la dase de datos SCADA del PDS2.

− Sintonización de las funciones de aplicación para las pruebas SAT.

− Configuración de las consolas PDS 2 y PDS 3 que trabajarán en NMR3.

− Pruebas SAT de Aplicaciones con personal de DOP (Procesador de Estado de Equipos y Estimador de Estado, Factores de Nodo y Flujo de Potencia del Operador, Análisis de Contingencias y Programador de Salida de Equipos), de la interfaz EMS-BMS, ESA y SEA, AGC, Real-Time Calculations y Cálculos en el RDAS.

− Verificación de soluciones a eventos de SAT de Estimador de Estado,

− Cálculo de Factores de Penalización y Procesamiento del Estado de los Equipos.

− Ejecución de Pruebas DTS. Sincronización de base de datos en PDS.

− Configuración de Thin Client en sistema NMR3. − Coordinación con XM, HIDROPAUTE y

TRANSELECTRIC para el traslado de los enlaces ICCP al sistema paralelo primario con versión NMR3.

− Finalización de Cutover del Sistema NM. El 17 de diciembre se realizó la puesta en servicio de la funcionalidad completa del sistema NMR3.

− Preparación del sistema paralelo primario. − Solución de la indisponibilidad del ESA y

LORUP en la nueva versión NMR3. − Creación, entrega y pruebas de conectividad de

usuarios para la funcionalidad de Thinclient. − Preparación para la ejecución de un failover de

servidores ORACLE. − Población de la Base de Datos Oracle a través

de la aplicación DBedit. Elaboración de procedimiento para ingreso al Thin Client, para entrega a los Agentes.

− Solución de los problemas relacionados con el SOE en la versión NMR3, generación de una nueva base de datos en el ECS, la aplicación que calcula los estándares NERC del AGC, generación de Base de Datos al crear las tags en servidor HIS, el SOE en la versión NMR3, respaldos del HIS.

− Implementación de despliegues de OPF. − Mantenimiento de SW de los servidores

WINDOWS del sistema NM. − Culminación del trámite facturación Gastos

Reembolsables última visita de técnicos de ABB.

− Sincronización de los servidores de Base de


Datos. − Solución al problema de actualización de la

forma de ORACLE “Historian Tag Catalog”. − Configuración de la consola remota del sistema

EMS para incluirla dentro de las consolas del sistema NMR3.

− Sincronización de las bases de datos Oracle en los servidores cenora1 y cenora2.

− Solución al tema mediciones erróneas entre valores simulados y valores SCADA de DTS.

− Atención a problemas en el SOE y ubicación definitiva de los ejecutables: DAP, DASD Y SAFMRC.

− Definición de la configuración para la conexión segura SSH del servidor CENICCP1.

13

Estrategia No. 24 Desarrollar e Implantar Proyecto para medición de Combustibles

Julio 2009 DSI, Consultora

− Elaboración de propuesta base para consideración de la Dirección, de los términos de referencia para la contratación de Asesoría técnica para elaboración de especificaciones del Proyecto.

− Preparación de los reportes quincenales de avance en el SIGOB (incluye información teórica e hitos principales).

− Invitación a empresas oferentes para el servicio de consultaría.

− Invitación a apertura de sobres, formación de comisiones de apertura de sobres y análisis de ofertas.

− Notificación a Empresa ganadora. − Preparación de propuesta de contrato y entrega

de Contrato a Asesoría Jurídica para su revisión.

− Firma del contrato con TECNIPRO. − Revisión de información técnica preliminar

enviada por Tecnipro. − Visita a Termopichincha para definir

requerimientos de información de los Agentes. − Planificación de las visitas a los agentes e

integración de los grupos de trabajo. − Se ha establecido el cronograma de

levantamiento de información preliminar, el cual se iniciará el 4 de septiembre.

− Se han realizado reuniones de trabajo con la consultora para definir las mejores estrategias de levantamiento de información.

− Se ha solicitado la información técnica preliminar a los agentes para su análisis previo al levantamiento de información en campo con plazo 25 de agosto y solamente se ha obtenido respuesta de un 40% de los Agentes.

− Contratación de personal de apoyo para el Proyecto.

− Participación en la presentación a los representantes del Ministerio de Minas, Petrocomercial y DNH sobre proyecto de Gestión de Combustibles.

− Levantamiento de información relacionado con el Proyecto de Gestión de Combustibles.

− Se visitaron las Centrales Machala Power, Machala, Lligua, Riobamba, Catamayo, El Cambio, La Propicia, Termoesmeraldas y Manabí.

− Reuniones de trabajo con Tecnipro para definir

52


lineamientos de medición de combustible. Reunión con personal de la empresa “Adquisición de Datos y Control” exponiendo el proyecto. Se analiza la posibilidad de contratar a esta empresa en la etapa de fiscalización.

− Presentación de la solución de medición local de combustibles de todas las centrales térmicas.

− Reconocimiento del sistema de recolección de datos a través de las UTRs.

− Análisis de Alternativas de envío de información al CENACE.

− Elaboración para pruebas de un sistema para comunicación mediante DDE con puerto RS232 de un PC, y manejo de tablas con Excel.

− Análisis del ION como medio de recolección de datos y software ION ENTERPRISE. Revisión de oferta presentada por ABB para el SCADA local.

− Preparación del resumen de alternativas de envío de información desde los Agentes a CENACE.

− Definición de criterios técnicos para la solución final de medición de combustible.

− Preparación de propuesta de solución de instalación de equipos locales.

− Revisión con TECNIPRO de observaciones del informe final.

− Preparación de reporte de avance anual de proyecto de Gestión de Combustibles para PRESIDENCIA.

− Observaciones generales para los informes finales de especificaciones técnicas.

− Se tramitaron los oficios correspondientes con los informes de Sta. Rosa, Guangopolo, La Propicia y Gonzalo Cevallos.

− Elaboración del resumen de tanques y volúmenes por Central.

− Desarrollo de solución para una planta tipo. − Preparación de resumen ejecutivo de proyecto

de gestión de combustibles para DEJ Y PRESIDENCIA.

− Revisión y envió los informes de especificaciones de TRIN, ESME, Pascuales, Alvaro Tinajero, Electroquil y Aníbal Santos.

− Obtención desde el Internet las Normas IEC 61508 e IEC 61511.

− Entrega de las especificaciones técnicas de medición de combustible de las centrales GUALBERTO HERNÁNDEZ, LULUNCOTO, SAN FRANCISCO Y EL DESCANSO.

− Reunión con PETROCOMERCIAL para tratar resolución de administración de tanques de combustible por parte de PETROCOMERCIAL.

− Elaboración de resumen ejecutivo de proyecto de gestión de combustibles para DEJ.

− Entrega a los Agentes los informes de las siguientes centrales: GENEROCA, RIOBAMBA, EL CAMBIO Y VICTORIA II.

− Elaboración de informes para Ministerios de Electricidad, MICSE y Directorio de CENACE.

− Levantamiento de información de consumo de combustible del 2008.

− Elaboración de Informe sobre el cumplimiento


de Resolución de Administración de Tanques. − Información a los Agentes sobre la nueva

Resolución.


DIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS DESARROLLO HUMANO

MARZO – 2009

No. META PLAZO CORRESPONSABL

E ACTIVIDADES CUMPLIDAS %

1 Plan de Cesantía y Jubilación 2009/ DEJ

Se esta preparando respaldos de la Contraloría sobre empresas públicas para entregar a la Superintendencia de Bancos.

75%

2 Plan de Mejoramiento de Clima y Cultura Organizacional

2009/12 DEJ

Se presentó plan para aprobación del Director Ejecutivo

10%

3 Valoración de Cargos 2009/07 DEJ Se realizó la actualización de los descriptivos de cargos.

55%


ÁREA DE ANÁLISIS Y CONTROL

MARZO – 2009 No. META PLAZO CORRESPONSA

BLE ACTIVIDADES CUMPLIDAS %

12 Ejecutar Proyecto de Biblioteca Digital May-09 AC-EPN

La consultoría entrego el informe final el cual fue aprobado y se pidió a la EPN se presente una propuesta económica para la continuación de la instalación de software

75

8 Desarrollar Proyecto Rediseño Organizacional Dic-09 AC- Direcciones

Se selecciona a la empresa NOVATECH como consultora para el proyecto y esta realizo una presentación al Comité Ejecutivo del proyecto

20

9 Implementación del proyecto de Administración de Riesgos

Dic-09 AC- Direcciones Se programa la reunión con DPL para iniciar la capacitación en esta Dirección

5


4.4. DESARROLLO HUMANO Reclutamiento y Selección Se ha realizado el proceso de selección del siguiente personal:

• Mónica Ramos Auxiliar Contable Gabriela Corrales (reubicación) Administrador de Bienes y

Adquisiciones • Srta. Carla Buitrón (reubicación) Asistente de Tesorería

David Villalba Operador del Sistema Integrado de Seguridad y Control

• Paola Parra Secretaria de reemplazo. • Patricia Arboleda (reubicación) Secretaria de DAF

Liliana Orquera Secretaria de la Asesoría de la Presidencia del Directorio

Se ha notificado la salida del CENACE del siguiente personal

• Ing. Marcelo Báez • Sra. Ethel Peñaherrera • Dra. Sonia Barba • Ing. Silvana Granizo • Ing. Régulo Viscarra • Srta. Dayana Ávila

Nómina Se incorporaron a la nómina de la Corporación, los cambios de remuneraciones aprobadas por la Dirección Ejecutiva, también se incluyó el retroactivo correspondiente al mes de enero de 2009. Fondo privado de cesantía y jubilación En febrero el CENACE recibió la notificación por parte de la Superintendencia de Bancos, solicitando la siguiente información:

1. Balance General 2007 auditado. 2. Estado de pérdidas y ganancias 2007 auditado. 3. Inversiones en instituciones financieras 2007.

Esta información ha sido entregada a Asesoría Jurídica, quien preparará una comunicación legal para la entrega oficial de la documentación antes mencionada. Valoración de cargos En enero de 2009 se adjudicó a la empresa DeLima Mercer Consultoría de Recursos Humanos Ltda.” para entregar los “Servicios de Consultoría para la Actualización de la Descripción, Análisis - Valoración de Cargos y, Diseño de la Estructura Salarial del CENACE”. La DEJ notificó a las Direcciones / Jefatura sobre el inicio del proceso de valoración de cargos por parte de consultoras de la firma DeLima Mercer, en la primera fase contempla la “Actualización de las Descripciones y Análisis de Cargos”, para lo cual se programaron las entrevistas del 17 al19 de febrero de 2009.


Planificación de Recursos de la Empresa - ERP Se elaboró la Nómina de la Corporación correspondiente a Marzo de 2009 en el Sistema Data Life del sistema informático ERP. Las incidencias se las resolverá en el mes de abril de 2009. Capacitación interna a las partes interesadas ⋅ En enero la Dirección de Administración y Finanzas organizó la capacitación en el

Sistema ERP, al personal de Directores, Coordinadores y Secretarias de la Corporación, sobre el acceso a las Suites de Finanzas, Abastecimiento, Recursos Humanos y Nómina. La entrada en operación del sistema está prevista para el 2 de febrero.

⋅ El 28 de enero, Directores y Coordinadores participaron del Seminario Perspectivas Económicas 2009, dictada por el Eco. Pablo Lucio Paredes, en el Hotel Hilton Colón.

⋅ Preparación del plan y cronograma para la instalación del Sistema SPIDER en la

ESPOL. ⋅ El 10 de febrero, se realizó la presentación ante los Directores de los resultados del

diagnóstico de la evaluación realizada por parte de Instituto de Responsabilidad Social Empresarial – IRSE.

⋅ Se capacitó al Asesor de la Presidencia de la República como cliente del SIMAE y se le proporcionó la clave de acceso remoto.

⋅ El 3 de marzo de 2009, la empresa ICONTEC realizó la presentación de la versión 2008 de la norma ISO 9001 que reemplazará a la versión 2000 a partir del 2010. Participaron en la exposición 16 funcionarios del CENACE.

⋅ El CENACE invitó a un grupo de periodistas a un seminario para presentar los

aspectos de interés de los procesos técnicos de planeamiento, operación y financieros; el evento se realizó el 21 de marzo de 2009.

Actividades Corporativas Respecto al transporte de personal del CENACE para trabajos fuera de las horas laborables, se dispusieron medidas conducentes a optimizar el servicio, vigentes a partir del 11 de febrero de 2009.

Seguro de Vida El 26 de febrero de 2009, el Seguro de Vida de Pablo Enrique Oñate Yumbla fue entregado a sus padres una vez que la empresa Seguros del Pichincha realizó el correspondiente pago de USD 20.000 por el Seguro de Vida y USD 500 por las Exequias. Capacitación interna a las partes interesadas


ÁREA CURSO ASISTENTES INSTITUCIÓN FECHA HORAS EJECUTADAS POR FUNCIONARIO

HORAS TOTALES EJECUTADAS

AC Manejo del ERP Michelle Nieto, Galo Nina ORACLE 20/01/2009 8 16

AC Evaluación de Responsabilidad Social CENACE Galo Nina, Rogelio Maza IRSE 10/02/2009 2 4

AC ISO 9001 versión 2008 Galo Nina, Rogelio Maza, Michelle Nieto, José Barragán ICONTEC 03/03/2009 3 12

DAF Coaching para Manejo de Cambio Francisco Machado Centro Estudios Cámara de Comercio 2009-02-01 4 4

DAF Evaluación de Responsabilidad Social CENACE

Francisco Machado, Diego Betancourt IRSE 10/02/2009 2 4

DAF Manejo del ERP Francisco Machado, Carla Buitrón ORACLE 20/01/2009 8 16

DEJ Evaluación de Responsabilidad Social CENACE Gabriel Argüello, Karina Escobar IRSE 10/02/2009 2 4

DEJ Manejo del ERP Gabriel Argüello, Diana Galarraga ORACLE 20/01/2009 8 16

DOP Programación Neurolingüística Roberto Barba, Wilson Mejía Ecuacier 01/03/2009 16 32

DOP Maestría en Estadística Aplicada 1er. Semestre Raúl Cubillo EPN Sep. - Feb. 2008 60 60

DOP II Semestre Maestría en Administración Empresas Dana Quirola PUCE 2008-02-09 16 16

DOP II Semestre Maestría en Administración Empresas Javier Iza PUCE 2008-02-09 16 16

DOP Derechos de Grado Adriana Pacheco EPN 2009-03-01 0 0

DOP Hoja Electrónica Nivel Avanzado Jorge Román Fundación del Paz 13 y 14/feb./09 18 18

DOP Evaluación de Responsabilidad Social CENACE Jose Medina IRSE 10/02/2009 2 2

DOP Manejo del ERPJosé Medina, Carolina

Villacrés, Roberto Barba, Wilson Mejía

ORACLE 20/01/2009 8 32

DPL MBA Max Molina ESPE 2do semestre 160 160

DPL Evaluación de Responsabilidad Social CENACE Max Molina IRSE 10/02/2009 2 2

DPL Manejo del ERPMax Molina, Patricia

Arboleda, Julio Gómez, Roberto Aguirre

ORACLE 20/01/2009 8 32

DSI MBA Gonzalo Uquillas IDE 11/02/2009 416 416

DSI Oracle Open World Latín American Fernanda Galarza ORACLE 2009/02/29 24 24

DSI Manejo del ERP

Gonzalo Uquillas, Germán Pancho, Francisco Naranjo, Edison Andrade, Gioconda

Rodríguez, Luz Marina Franco ,

Structured Intelligence 20/01/2009 8 56

DSI Conferencia sobre el uso de SW libre: ONUVAConf2 Marco Chanatasig, Jorge Aguilar ONUVA 01/03/2009 6 12

DSI Conferencia de Líneas de Súper alto voltaje

Edison Andrade, Andrés Narváez, Lourdes Farinango TRANSELECTRIC 01/03/2009 2 6

DSI Open Office Marco Chanatasig Subsecretaria de Informática 2009-03-01 8 8

DSI Evaluación de Responsabilidad Social CENACE Gonzalo Uquillas IRSE 10/02/2009 2 2

DTC Maestría en Estadística Aplicada 1er. Semestre Maira Villareal EPN 2008-03-19 168 168

DTC Auspicio Maestría Mónica Vaca

DTC Evaluación de Responsabilidad Social CENACE Fabián Novoa IRSE 10/02/2009 2 2

DTC Manejo del ERPFabián Novoa, Ethel

Peñaherrera, Juan Carlos Herrera

ORACLE 20/01/2009 8 24

ID Seminario " Eficiencia Energética Eléctrica" Andrés Rosales Electrosaving Cía. Ltda. 05/03/2009 6 6

INFORME TRIMESTRAL DE AVANCES DEL PLAN DE FORMACIÓN

Enero - Marzo 2009


ÁREA FUNCIONARIO INSTITUCIÓN FECHA INICIO FECHA FINAL Estado HORAS MENSUALES

DAF Eduardo ColmachiESPE- American Junior

College2004-02-02 2005-02-03 P T -

DOP Wilson Mejía. PUCE 2004-03-26 2006-02-28 E.T -

DAF Raúl Cevallos UCE 2005-02-02 2007-02-01 E.T -

DPL Julio GómezInstituto de Altos

Estudios Nacionales2005-02-02 2006-04-01 E.T -

DPL Paúl Salazar EPN 2005-04-01 2007-04-01 E.T -DOP Jorge Román EPN 2005-04-01 2007-04-01 E.T -DOP Kléver Villacrés EPN 2005-04-01 2007-04-01 E.T -DOP Fernando Chamorro EPN 2005-04-01 2007-04-01 E.T -DSI Lourdes Farinango EPN 2005-04-01 2007-04-01 E.T -DSI Andrés Narváez EPN 2005-04-01 2007-04-01 E.T -DSI Gabriel Rivera EPN 2005-04-01 2007-04-01 E.T -

DSI Marco ChanatasigTecnológico de

Monterrey2007-05-18 2008-02 E.T -

DSI Fernanda GalarzaTecnológico de

Monterrey2007-05-18 2008-02 E.T -

DOP Raúl Cubillo EPN 2007-09-02 2009-09-02 Estudia 64DOP Dana Quirola PUCE 2007-09-02 2009-09-02 Estudia 65DOP Javier Iza PUCE 2007-09-02 2009-09-02 Estudia 65

DTC Mónica Vaca (Auspicio Elab. Tesis

Universidad de Loja -- -- Tesis (2009) -

DSI Gonzalo Uquillas IDE 2007-09 2009-09 Estudia 138,67DTC Maira Villareal EPN 2007-09 2009-09 Estudia 60DPL Max Molina ESPE 2008-01 2010-01 Estudia 96

DTC Edwin Gordón (Ausp. Parcial)

EPN 2008-05 -- Estudia 48

MAESTRÍAS CON AUSPICIO CENACE

4.5. RECURSOS 4.5.1. Proyectos corporativos SIMAE Sistema de Manejo de Energía ⋅ Proyecto EVERGREEN: Creación, entrega y pruebas de conectividad de usuarios

para la funcionalidad de Thin client. Preparación para la ejecución de un failover de servidores ORACLE. Población de la Base de Datos Oracle a través de la aplicación DBedit. Elaboración de procedimiento para ingreso al Thin Client, para entrega a los Agentes. Solución de los problemas relacionados con el SOE en la versión NMR3, generación de una nueva base de datos en el ECS, la aplicación que calcula los estándares NERC del AGC, generación de Base de Datos al crear las tags en servidor HIS, el SOE en la versión NMR3, respaldos del HIS. Implementación de despliegues de OPF.

⋅ Pruebas de configuración del canal ICCP de respaldo con el Centro de Control de Generación de Paute (redundancia habilitada vía la F.O. existente de TRANSELECTRIC.


⋅ Implementación de las señales SCADA de la S/E Puyo vía ICCP con el centro de control de TRANSELECTRIC.

⋅ En el proyecto EVERGREEN se realizó el mantenimiento de SW de los servidores WINDOWS del SIMAE. Culminación del trámite facturación gastos reembolsables última visita de técnicos de ABB. Sincronización de los servidores de Base de Datos.. Configuración de la consola remota del sistema EMS para incluirla dentro de las consolas del sistema NMR3.

⋅ Coordinación de reunión con HIDROPAUTE sobre la modernización de los sistemas de control y protección de las unidades de generación.

Aplicación de la Regulación No. CONELEC-005/08 Comunicaciones a HIDROABANICO, HIDRONACION y EEQ relativo a incumplimiento con la Regulación No. CONELEC-005/08 “Requerimientos para la Supervisión y Control en Tiempo Real del Sistema Nacional Interconectado por parte del CENACE”. Proyecto EVERGREEN Sincronización de las bases de datos Oracle en los servidores CENORA1 y CENORA2. Solución al tema mediciones erróneas entre valores simulados y valores SCADA de DTS. Atención a problemas en el SOE y ubicación definitiva de los ejecutables: DAP, DASD y SAFMRC. Mantenimiento ⋅ Implementación exitosa de las señales de la S/E Machala en el protocolo IEC, en el

SCADA del EMS. ⋅ Corrección exitosa de los problemas de sincronización entre las bases de datos en

los dos servidores ORACLE del SIMAE. SIMEC Sistema de Medición Comercial En febrero se instaló un enlace de comunicaciones mediante fibra óptica desde las instalaciones de la EEQ en la subestación Santa Rosa al CENACE para entrega de información al SIMEC. SIMEM Sistema de Información del MEM ⋅ Reunión de trabajo con grupo de usuarios, se realizó la evaluación técnica y

funcional de SIMEM. ⋅ El CENACE mantiene reuniones de Grupos del SIMEM en los temas relativos a los

servicios WEB, funcionalidad y reportes de valor agregado

4.5.2. Otros proyectos y contratos: Sistemas Informáticos Sistema de Gestión y Control de Uso de Combustibles en el Sector Eléctrico (Meta Presidencial) ⋅ Entrega del resumen ejecutivo para DEJ y Presidencia del CENACE. ⋅ Revisión y envío de las especificaciones de la Central TRINITARIA, Central

ESMERALDAS, Central PASCUALES, Central TINAJERO, Central ELECTROQUIL y Central SANTOS.

⋅ Obtención de las Normas IEC 61508 e IEC 61511. ⋅ Proyecto medición de niveles de combustibles: Entrega de las especificaciones

técnicas de medición de combustible de las centrales Gualberto Hernández, Luluncoto, San Francisco y El Descanso. Reunión con Petrocomercial para tratar


resolución de administración de tanques de combustible. Entrega a los Agentes los informes de las siguientes centrales: Generoca, Riobamba, El Cambio y Victoria II.

⋅ Elaboración de informes para Ministerios de Electricidad, MICSE y Directorio de CENACE y levantamiento de información de consumo de combustible del 2008.

⋅ Elaborar Informe sobre el cumplimiento de “Resolución de administración de tanques de almacenamiento de combustibles” emitida por el Consejo Sectorial del Sector Energético e informar a los Agentes sobre la indicada resolución.

Centro de Contacto Realización de los trabajos de mantenimiento en el Contac Center la con la empresa SERTELVAG y el Ing. Cristian López.

Sistema Empresarial de Planificación de Recursos – ERP Una vez que han concluido las distintas fases de implantación del sistema ERP en el CENACE que soportará los procesos Administrativos, Financieros y de Recursos Humanos, se dispone su ingreso a operación comercial a partir del 2 de febrero de 2009. En febrero se puso en operación comercial la versión 8.12 del sistema ERP – J.D. Edwards Enterprise One; se firmó el acta final de cierre del proyecto ERP y se inició el trámite de pago final. Sistemas auxiliares Ejecución del mantenimiento programado del grupo generador- motor a diesel. Se culminó exitosamente la reparación de contactor (alarma de asociada al sistema de refrigeración). Ampliación del edificio sede del CENACE Liquidación económica del contrato de ampliación de las oficinas del CENACE, con la empresa SEDEMI.


5. RESULTADOS PRIMER TRIMESTRE 2009 CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO – SNI

DEMANDA

Tabla N° 5.1: Consumo de energía (GWh) de los Agentes Distribuidores*, Grandes Consumidores, Autoproductores y Exportaciones.

* Incluye la energía demanda por Grandes Consumidores de su área de concesión que tienen contrato con el Agente Distribuidor.


Tabla N° 5.2: Consumo de energía (GWh) de los Grandes Consumidores.


Figura N° 5.1: Participación de los Grandes Consumidores en el consumo de energía (GWh).


Tabla N° 5.3: Consumo de energía (GWh) de los Autoproductores


Figura N° 5.2: Participación de los Consumos Propios en el consumo de energía (GWh).


Tabla N° 5.4: Estimación del consumo de combustibles.


ÍNDICES DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE LA OPERACIÓN

Tabla N° 5.5: Fallas generación.

Tabla N° 5.6: Fallas líneas de transmisión.

Tabla N° 5.7: Fallas transformadores.

Tabla N° 5.8: Fallas Barras.


Tabla N° 5.9: Fallas posiciones.

Tabla N° 5.10: Fallas sistemas de distribución.

Tabla N° 5.11: Fallas L/T Pomasqui – Jamondino.


PRINCIPALES MANTENIMIENTOS Y CONDICIONES OPERATIVAS

Tabla N° 5.12: Mantenimientos y condiciones operativas. Enero


Febrero


Marzo

ene-mar09 info trimestral

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