Informe Anual 2019 - CENACE

DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO MISIÓN El Operador Nacional de Electricidad - CENACE es una entidad estratégica del sector eléctrico ecuatoriano, opera y administra el funcionamiento técnico y comercial del Sistema Nacional Interconectado - SNI y de las interconexiones internacionales, con criterios de seguridad, calidad y al mínimo costo posible. VISIÓN Ser un referente de entidad pública, que impulse al desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano, siendo protagonista de la transformación de la matriz energética y de la integración eléctrica regional. VALORES INSTITUCIONALES Calidad Transparencia Responsabilidad Informe Anual 2019 Página 1 de 196

PRESENTACIÓN La energía en todas sus formas se considera parte de un sector estratégico que es administrado por el Estado, de conformidad con los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia. En este sentido, la actividad energética se ordena por la Constitución, el Plan Nacional de Desarrollo, la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica; que es articulada a través del Plan Maestro de Electricidad y de los demás planes sectoriales, reglamentos y regulaciones que fueren aplicables. La Ley de Régimen del Sector Eléctrico publicada en el Suplemento del Registro Oficial No. 43 de 10 de octubre de 1996, en su Art. 11 disponía que el sector eléctrico nacional estuviera estructurado entre otros, por el Centro Nacional de Control de la Energía – CENACE, una Corporación Civil de derecho privado, de carácter eminentemente técnico, sin fines de lucro. La citada Ley fue derogada mediante la aprobación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica - LOSPEE, publicada en Registro Oficial No. 418 de 16 de enero de 2015, y que en su Capítulo IV constituye a la Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE como el Operador Nacional de Electricidad, CENACE; asignándole una nueva naturaleza jurídica, atribuciones y deberes. Con este antecedente, el Operador Nacional de Electricidad se instituye como un órgano técnico estratégico adscrito al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, hoy Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, que actúa como operador técnico del Sistema Nacional Interconectado, SNI y administra comercialmente las transacciones de bloques energéticos, es responsable del abastecimiento continuo de energía eléctrica al mínimo costo posible, preservando la eficiencia global del sector. En el cumplimiento de sus funciones deberá resguardar las condiciones de seguridad y calidad de la operación del SNI, sujetándose a las regulaciones que expida la Agencia de Regulación y Control de Electricidad, ARCONEL. La gestión operativa y administrativa que el Operador Nacional de Electricidad, CENACE realizó durante el periodo 2019, se resume en el presente informe, en el cual se muestran los resultados estadísticos y logros alcanzados en la actividad eléctrica. En el 2019, el país alcanzó una producción neta total de energía de 27.532,24 GWh distribuida de la siguiente mane: 24.458,10 GWh generación hidroeléctrica; 2.665,69 GWh generación termoeléctrica; 402,62 GWh generación no convencional y 5,83 GWh importación desde Colombia, no se presentó importación desde Perú. En comparación al 2018, año en la que la producción neta fue 24.774,32 GWh distribuida de la siguiente manera: 20.520,75 GWh generación hidroeléctrica; 3.773,58 GWh generación termoeléctrica; 373,92 GWh generación no convencional y 106,07 GWh importación desde Colombia, sin presentarse importación desde Perú. Se ha realizado la planificación y administración operativa para explotar al máximo los recursos de generación y transporte de energía eléctrica, a fin de suministrar el servicio eléctrico en forma permanente al país. Para el efecto, el CENACE administró la producción y transporte de energía eléctrica, atendiendo sin inconvenientes la creciente demanda energética de la población ecuatoriana que presentó un incremento del 11,20% en relación al 2018, conservando una garantía de suministro en reservas estratégicas para enfrentar imprevistos. Adicionalmente, en 2019 se exportaron 1.825,49 GWh a través de las interconexiones con Colombia – Perú, en el mercado ocasional en Colombia y con contratos con Perú, un valor de más de seis veces mayor al registrado en el 2018 que fue de 254,56 GWh, y Informe Anual 2019 Página 2 de 196

superior a las cifras de exportación totales registradas desde 2011; registrándose un crecimiento del 617,22%. El mes con mayor exportación fue marzo con 214,36 GWh. Como parte fundamental del proceso de gestión de abastecimiento energético, el CENACE coordinó la realización de 4.695 mantenimientos registrados con consignación, de generación, transmisión y distribución; minimizando la afectación al usuario y sin comprometer los márgenes de seguridad de servicio. La institución ha cumplido importantes actividades en el sector eléctrico, entre las que se destacan:  Estudios eléctricos y energéticos para la incorporación de nuevas unidades de generación y transmisión, e instalaciones de cargas especiales en el SNI, incorporación de estas instalaciones en el Sistema SCADA/EMS, para la supervisión y control en tiempo real, así como en los aspectos comerciales.  Estudio para la implementación de un código de red en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano.  Actualización del Sistema de Protección Sistémica (SPS), con el objetivo de dotar mayor confiabilidad a la operación del sistema eléctrico ecuatoriano.  Implementación del nuevo esquema de separación de áreas en la separación de áreas en la Subestación Jamondino, a fin de incrementar los límites de transferencia entre Ecuador y Colombia, y viceversa.  Cooperación con E.E. Provincial de Galápagos en la revisión de estudios de prefactibilidad del proyecto Gran Solar, caracterizado por 14,8 MW de generación fotovoltaica y 40,9 MWh en bancos de baterías, en el archipiélago del Ecuador.  Incorporación de la central Minas San Francisco en el Control Automático de Generación o AGC (por sus siglas en inglés) del /EMS en el CENACE.  Sintonización de los estabilizadores de sistemas de potencia de las Unidades de la Central Coca Codo Sinclair y Sopladora, y sobre la base de los resultados, la sintonización y calibración de los parámetros de PSS de las centrales Molino AB, Molino C, Mazar, Delsitanisagua, Minas San Francisco y Marcel Laniado de Wind.  Estudio e implementación de una herramienta de evaluación de seguridad dinámica del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.  Automatización del proceso de publicación de los registros de energía cumpliendo con las regulaciones internacionales y disposiciones gubernamentales.  Mejoras en la operación del sistema en tiempo real, enfocadas en el desarrollo tecnológico, la reingeniería de procesos, análisis del ambiente de trabajo y el personal.  Análisis regulatorio aplicado a la gestión de las transacciones de energía en bloque.  Seguimiento del factor de potencia en puntos de entrega del Sistema Nacional de Transmisión. En el ámbito de la mejora continua, se implementaron y modernizaron sistemas tecnológicos, con lo que se busca mantener y mejorar los procesos internos, la satisfacción de sus clientes y las expectativas de las partes interesadas, entre estos se encuentran:  Implementación del Sistema Integrado de Registro de Información Operativa (SIRIO), que dispone de un ambiente de BIG DATA que integra datos operativos provistos por los actuales sistemas tecnológicos del CENACE. Informe Anual 2019 Página 3 de 196

 Contratación de infraestructura tecnológica paras asegurar la implementación y puesta en producción del sistema SCADA de respaldo.  Contratación de actualización, soporte y mantenimiento del Sistema de Protección Sistémica SPS, BOSNI, SAF, SAM WEB, SIVO Y EMS – BOSNI.  Contratación del servicio de mantenimiento preventivo del subsistema histórico del SCADA/EMS.  Mantenimiento y soporte del sistema de Medición Comercial (SIMEC) y del Sistema de Información para el Mercado Eléctrico Mayorista (SIMEM), y de la Plataforma de Gestión de los KPI.  Modernización de la infraestructura del sistema de adquisición de datos para centrales menores a 5 MW.  Actualización de librerías y módulos del Laboratorio de Simulación en Tiempo Real, alcanzando una mejora en las funcionalidades y operación de los equipos.  Actualización del sistema WAProtector, mismo que incorpora mejoras que permitirán la integración y comunicación a través de protocolos con otros sistemas.  Implementación de un videowall para la nueva sala de crisis del CENACE, mismo que permitirá mostrar información en tiempo real de manera simultánea con la Sala de Control y el Centro de Entrenamiento de Operadores cuando se requiera.  Modernización de la infraestructura de CENACE, en lo referente al sistema de suministro eléctrico, centro de enteramiento de operadores y sala de control de respaldo. Automatización de la gestión editorial de la Revista Técnica “energía” mediante la plataforma Open Journal Systems (OJS); mismo que permite difundir los trabajos de investigación y desarrollo, así como los diversos estudios especializados en sistemas eléctricos y energéticos. La Contraloría General del Estado realizó un examen especial a la “Planificación operativa del abastecimiento y órdenes de despacho de energía en bloques y su liquidación comercial; supervisión y coordinación del abastecimiento y uso de combustibles para la generación del sector eléctrico; declaratorias de operación experimental y comercial de las centrales hidroeléctricas, en el Operador Nacional de Electricidad CENACE y entidades relacionadas, por el período comprendido entre el 16 de enero de 2015 al 31 de diciembre de 2018”; para cual, dicha entidad emite un informe indicando que, CENACE ha cumplido satisfactoriamente con las atribuciones y responsabilidades establecidas en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica –LOSPEE, sin existir ninguna observación o recomendación al respecto. En lo relacionado al Modelo de Gestión, la institución dispone un Sistema de Gestión de Calidad certificado en la Norma ISO 9001, desde 2003. Durante el 2019 se realizó la auditoría externa al Sistema de Gestión de la Calidad del CENACE con fines de renovación del certificado bajo los lineamientos de la Norma ISO 9001, versión 2015; dando excelentes resultados, mismo que permitió alcanzar la recertificación de calidad otorgada por la empresa AENOR Ecuador. El Operador CENACE se compromete a seguir trabajando con excelencia para coordinar la operación integrada del sector eléctrico ecuatoriano y contribuir al desarrollo del país. GABRIEL ARGÜELLO RÍOS Director Ejecutivo Informe Anual 2019 Página 4 de 196

ALCANCE El presente documento contiene la información relevante sobre la gestión realizada por el Operador Nacional de Electricidad – CENACE durante el 2019. El informe anual se conforma de tres capítulos: El primer capítulo contiene las características de la operación del Sistema Nacional Interconectado. El segundo capítulo describe lo relacionado a las transacciones comerciales. El tercer capítulo puntualiza las actividades respecto a la gestión institucional. Informe Anual 2019 Página 5 de 196

EQUIPO DIRECTIVO ING. GABRIEL ARGÜELLO RÍOS Director Ejecutivo ING. MAX MOLINA BUSTAMANTE Gerente Nacional de Planeamiento Operativo ING. ROBERTO BARBA BARBA Gerente Nacional de Operaciones ING. JUAN CARLOS HERRERA Gerente Nacional de Transacciones Comerciales ING. JAIME CEPEDA CAMPANA Gerente Nacional de Desarrollo Técnico AB. DIANA VARGAS CAMPANA Gerente Administrativa Financiera ING. ANITA ÁLVAREZ ÁLVAREZ Subgerente de Tecnologías de la Información y Comunicación AB. LENIN ROMERO LANDETA Subgerente de Asesoría Jurídica ING. MERCY PÉREZ VILLACÍS Subgerente de Planificación y Gestión Estratégica Informe Anual 2019 Página 6 de 196

SIGLAS GLOSARIO AFD AGC DEFINICIÓN ARCONEL Agence Française de Développement AVR Automatic Generation Control, Control Automático de Generación BOSNI NET Agencia de Regulación y Control de Electricidad CAN Automatic Voltage Regulator / Control Automático de Voltaje CENACE Bitácora Operativa CNEL EP Comunidad Andina CNT EP Operador Nacional de Electricidad - CENACE CO2 Corporación Nacional de Electricidad COES Corporación Nacional de Telecomunicaciones DSA Dióxido de Carbono EAC-BF Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional ECUACIER Análisis de Seguridad Dinámica EEQ Esquema de Alivio de Carga por Baja Frecuencia EMELNORTE Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional EPN Empresa Eléctrica Quito ePSR Empresa Eléctrica Regional Norte ESA Escuela Politécnica Nacional GPR Sistema Corporativo para la Gestión de Estudios Energéticos GWh Esquema de Separación de Áreas IED Gobierno Por Resultados IIGE Gigavatio – hora kV Intelligent Electronic Device / Dispositivo Electrónico Inteligente kVA Instituto de Investigación Geológico y Energético kVARh Kilovoltio L/T Kilo Voltio – Amperio LOSPEE Kilo Voltio – Amperio Reactivo Hora LOTAIP Línea de transmisión MAERCP Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica MDT Ley Orgánica de Transparencia y Acceso a la Información Pública MEF Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo Ministerio de Trabajo Ministerio de Economía y Finanzas Informe Anual 2019 Página 7 de 196

SIGLAS DEFINICIÓN MERNNR Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables MVAr Megavoltamperio-reactivo MVMO Mean-Variance Mapping Optimization / Optimización de mapeo media-varianza MW Megavatios MWh Megavatio – hora NAS Network Atached Storage NCP Módulo de planeamiento de corto plazo NOC Networking Operation Center OJS Open Journal Systems Modelo de planificación de la expansión de generación y de interconexiones OPTGEN regionales Plan Anual de Contratación PAC Plan Anual Comprometido – Gobierno por Resultados PAC GPR Programación Anual de la Política Pública PAPP Plan Estratégico de Mejora PEM Unidad de Medición Fasorial PMU Plan Operativo Anual POA Power System Stabilizers / Estabilizador de Sistemas de Potencia PSS Potencia y Tecnologias Incorporadas S.A PTI Real-Time Automation Controller / Controlador de Automatización en Tiempo Real RTAC Subestación S/E Sistema de Administración de Fallas SAF Sistema de Administración de Mantenimientos SAM WEB Supervisory Control And Data Adquisition / Energy Management System Supervisión, Control y Adquisición de Datos / Sistema de Gestión Energética SCADA/EMS Despacho Hidrotérmico Estocástico con Restricciones de Red Sistema de Gestión de la Calidad SDDP Sistema de Gestión Documental SGC Sistema de Gestión de Combustibles SGD Sistema de Medición Comercial SICOMB Sistema de Información del Mercado Eléctrico Mayorista SIMEC Sistema Integrado de Registro de Información Operativa SIMEM Sistema de Información y Validación Operativa SIRIO Sistema Nacional Interconectado SIVO Sistema Oficial de Contratación Pública SNI SOCE Página 8 de 196 Informe Anual 2019

SIGLAS DEFINICIÓN SPS Sistema de Protección Sistémica SVC Static Var Compensator SVM Sistema de Validación de Medidas TIE Transacciones Internacionales de Electricidad UPS Uninterruptible Power Supply / Sistema de alimentación ininterrumpida UTR Unidad Terminal Remota WAMPAC Wide, Area, Monitoring, Protection and Control WAMS Wide Area Monitoring System / Sistema de Monitoreo de Área Extendida XM Compañía Expertos en Mercados S.A Informe Anual 2019 Página 9 de 196

ÍNDICE GENERAL DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO .......................................................................................... 1 PRESENTACIÓN ............................................................................................................................ 2 ALCANCE...................................................................................................................................... 5 EQUIPO DIRECTIVO ...................................................................................................................... 6 GLOSARIO .................................................................................................................................... 7 ÍNDICE GENERAL ........................................................................................................................ 10 ÍNDICE DE TABLAS...................................................................................................................... 13 ÍNDICE DE FIGURAS.................................................................................................................... 15 INFORMACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO.................................................. 19 1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO. 20 1.1. OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD EN EL SECTOR ELÉCTRICO.................................20 1.1.1. PARTICIPANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO ...................................................................................20 1.2. PRODUCCIÓN................................................................................................................................25 1.2.1. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ........................................................................................................25 1.2.2. PRODUCCIÓN POR CENTRALES..................................................................................................27 1.2.3. HISTÓRICO PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ...................................................................................29 1.2.4. FACTORES DE PLANTA ..................................................................................................................31 1.2.5. DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA MENSUALES...................................................................32 1.3. CONSUMO......................................................................................................................................35 1.3.1. CONSUMO ENERGÉTICO .............................................................................................................35 1.3.2. DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA ............................................................................................36 1.4. IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES .........................................................................................39 1.4.1. IMPORTACIONES ...........................................................................................................................39 1.4.2. EXPORTACIONES ...........................................................................................................................40 1.5. RESERVAS E INDISPONIBILIDADES ................................................................................................41 1.5.1. RESERVAS DE GENERACIÓN ........................................................................................................41 1.5.2. INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN..........................................................................................42 Informe Anual 2019 Página 10 de 196

1.6. HIDROLOGÍA ..................................................................................................................................43 1.7. GESTIÓN DE MANTENIMIENTOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - SNI. .......46 1.7.1. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS EN EL SNI.................................................................................46 1.7.2. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR UNIDAD DE NEGOCIO DE GENERACIÓN ..........48 1.7.3. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE GENERACIÓN .................................49 1.7.4. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA Y ELEMENTOS DE TRANSMISIÓN .........51 1.7.5. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN..................................52 1.8. GESTIÓN DE EVENTOS Y FALLAS REGISTRADOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - SNI .............................................................................................................................53 1.8.1. FALLAS REGISTRADOS EN EL SNI ..................................................................................................53 1.8.2. FRECUENCIA DE FALLAS DE GENERACIÓN ...............................................................................55 1.8.3. FRECUENCIA DE FALLAS TRANSMISIÓN......................................................................................57 1.9. ENERGÍA NO SUMINISTRADA .......................................................................................................58 1.9.1. HISTÓRICO DE LAS HORAS EQUIVALENTES DE DESCONEXIÓN ..............................................59 2. TRANSACCIONES COMERCIALES ..................................................................................... 60 2.1. ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DE LAS TRANSACCIONES DE BLOQUES ENERGÉTICOS ...............................................................................................................................................60 2.1.1. PARTICIPANTES EN LA ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL.......................................61 2.1.2. ASPECTOS COMERCIALES DEL FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO ......................63 2.1.3. INGRESO DE NUEVOS PARTICIPANTES AL MERCADO ELÉCTRICO.........................................64 2.2. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO..................65 2.2.1. CONDICIONES HIDROLÓGICAS Y ENERGÉTICAS .....................................................................65 2.2.2. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA...............................................................................................66 2.2.3. DEMANDA DE ENERGÍA................................................................................................................73 2.2.4. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD ........................................................78 2.3. TRANSACCIONES EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO.........................................82 2.3.1. TRANSACCIONES COMERCIALES ...............................................................................................82 2.3.2. COSTOS Y PRECIOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO ........................................................................92 2.4. TRANSACCIONES FINANCIERAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO ...................................................96 2.4.1. ESQUEMA DE PRELACIONES ........................................................................................................96 Informe Anual 2019 Página 11 de 196

2.4.2. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD ........................................................98 2.4.3. DESEMPEÑO FINANCIERO DEL SECTOR ELÉCTRICO A NIVEL MAYORISTA .........................101 3. GESTIÓN INSTITUCIONAL ................................................................................................. 107 3.1. INCREMENTAR LA OFERTA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ELÉCTRICA.........................107 3.2. INCREMENTAR LA CAPACIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN .....................107 3.3. INCREMENTAR LA CALIDAD Y SEGURIDAD DEL SERVICIO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ...108 3.4. INCREMENTAR LA EFICIENCIA ADMINISTRATIVA DE LAS TRANSACCIONES ENERGÉTICAS EN BLOQUE .......................................................................................................................................................119 3.5. TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y ECONÓMICAS EN CONTRATOS ......................................121 3.6. ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA DEL CENACE .....................................................................122 3.7. INCREMENTAR LA EFICIENCIA OPERACIONAL .......................................................................137 3.8. INCREMENTAR EL DESARROLLO DEL TALENTO HUMANO .....................................................146 3.9. INCREMENTAR EL USO EFICIENTE DEL PRESUPUESTO..............................................................149 ANEXOS .................................................................................................................................... 154 Informe Anual 2019 Página 12 de 196

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Generadores/ Autogeneradores 2019 ......................................................................................21 Tabla 1.2 Centrales de generación operativas.........................................................................................21 Tabla 1.3 Empresas eléctricas de distribución y comercialización ........................................................23 Tabla 1.4 Interconexiones internacionales de electricidad ....................................................................24 Tabla 1.5 Factor de planta por central de generación...........................................................................31 Tabla 1.6 Comparación de demanda de energía y en bornes de generación, 2018 - 2019..........32 Tabla 1.7 Factores de carga del SNI............................................................................................................34 Tabla 1.8 Demandas máximas de potencia (MW), 2019 ........................................................................37 Tabla 1.9 Detalle por cuenca hidrológica..................................................................................................44 Tabla 1.10 Cotas al final de cada mes (msnm).........................................................................................45 Tabla 1.11 Eventos que provocaron la actuación del EAC-BF...............................................................55 Tabla 2.1 Potencia efectiva en las grandes centrales hidroeléctricas del SNI ....................................65 Tabla 2.2 Potencia efectiva por tipo de generación (MW), 2019 ........................................................66 Tabla 2.3 Generación por tipo de producción (GWh), 2019..................................................................67 Tabla 2.4 Consumos propios (MWh), 2019 ..................................................................................................75 Tabla 2.5 Demanda comercial afectada al distribuidor (MWh), 2019 .................................................77 Tabla 2.6 Variación de las TIE con Colombia.............................................................................................80 Tabla 2.7 Rentas de congestión por importación – rentas a favor de Ecuador .................................85 Tabla 2.8 Rentas de congestión por exportación – rentas a favor de Colombia ..............................86 Tabla 2.9 Singularización de rubros en millones de dólares, 2019..........................................................90 Tabla 2.10 Precios medios por naturaleza jurídica (cUSD/kWh), 2019...................................................93 Tabla 2.11 Precios medios por productores ...............................................................................................94 Tabla 2.12 Pago mercado ocasional, conciliación de saldos TIE y fondo de contingencia ...........99 Tabla 2.13 Conciliación de saldos TIE con las empresas de distribución............................................101 Tabla 2.14 Estado de cuenta por prelaciones enero - noviembre 2019.............................................103 Tabla 2.15 Estado de cuenta por empresa enero - noviembre 2019..................................................104 Tabla 2.16 Estado de cuenta por prelación 2019 ...................................................................................106 Tabla 3.1 Entrada en operación de nuevas centrales hidroeléctricas en 2019................................107 Informe Anual 2019 Página 13 de 196

Tabla 3.2 Entrada de nuevas puntos de carga (proyectos mineros)en 2019 ...................................107 Tabla 3.3 Incorporación de las nuevas obras al SNI: líneas de transmisión........................................108 Tabla 3.4 Incorporación de las nuevas obras al SNI: subestaciones ...................................................108 Tabla 3.5 Estudios especializados usuales.................................................................................................109 Tabla 3.6 Estudios especializados eventuales..........................................................................................109 Tabla 3.7 Número de medidores de energía...........................................................................................113 Tabla 3.8 Publicaciones científicas ............................................................................................................118 Tabla 3.9 Actualización del software PSR .................................................................................................127 Tabla 3.10 Bienes y servicios adquiridos para la modernización del sistema eléctrico del CENACE ..........................................................................................................................................................................134 Tabla 3.11 Esquema de semaforización del CMI ....................................................................................139 Tabla 3.12 Libreta institucional – CMI.........................................................................................................139 Tabla 3.13 Nivel de satisfacción del usuario externo por servicio ........................................................141 Tabla 3.14 Normativa publicada................................................................................................................144 Tabla 3.15 Resoluciones emitidas ...............................................................................................................144 Tabla 3.16 Convenios de cooperación institucional ..............................................................................145 Tabla 3.17 Ejecución del plan de capacitación.....................................................................................146 Tabla 3.18 Actividades para la mejora del clima y cultura ..................................................................147 Tabla 3.19 Presupuesto de ingresos codificado y recaudado, enero – diciembre 2019 ................149 Tabla 3.20 Presupuesto por grupo de gasto ............................................................................................150 Tabla 3.21 Gasto corriente por programa presupuestario ....................................................................151 Tabla 3.22 Principales modificaciones al presupuesto institucional ....................................................152 Tabla 3.23 Procesos de contratación y compras públicas de bienes y servicios .............................152 Informe Anual 2019 Página 14 de 196

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Relacionamiento del Operador Nacional de Electricidad - CENACE ...............................20 Figura 1.2 Producción energética anual porcentual, 2019 ....................................................................25 Figura 1.3 Producción energética por tipo de generación (GWh), 2019 ............................................26 Figura 1.4 Producción hidráulica anual (GWh), 2019...............................................................................26 Figura 1.5 Producción hidráulica por central (GWh), 2019 .....................................................................27 Figura 1.6 Producción térmica por central (GWh), 2019 .........................................................................28 Figura 1.7 Producción térmica por tipo de combustible (GWh), 2019 .................................................29 Figura 1.8 Producción bruta de energía (GWh), 1999 – 2019 .................................................................30 Figura 1.9 Evolución de demanda (GWh) y potencia (MW)de energía, 2019 ...................................33 Figura 1.10 Crecimiento de demanda de potencia de energía (%), 2019 .........................................34 Figura 1.11 Crecimiento de demanda de energía (GWh), 2019 ...........................................................34 Figura 1.12 Factores de carga del SNI mensual, 2019..............................................................................35 Figura 1.13 Consumo energético 2019 .......................................................................................................36 Figura 1.14 Demanda máxima de potencia (MW), 2018 -2019 .............................................................38 Figura 1.15 Demandas máximas sistémicas (MW), 2019..........................................................................39 Figura 1.16 Importaciones de energía mensual (GWh), 2019 ................................................................40 Figura 1.17 Exportaciones de energía mensual (GWh), 2019 .................................................................41 Figura 1.18 Reserva energética a finales de 2019 (GWh) .......................................................................41 Figura 1.19 Reserva energética mensual (GWh), 2019 ............................................................................42 Figura 1.20 Reserva energética mensual por embalse (m3/s), 2019 .....................................................42 Figura 1.21 Potencia promedio indisponible mensual (MW), 2019 ........................................................43 Figura 1.22 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s).................................................44 Figura 1.23 Comportamiento de los vertimientos en los embalses Amaluza y Daule Peripa ...........45 Figura 1.24 Mantenimientos en elementos del SNI, 2019.........................................................................46 Figura 1.25 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación, 2019 .......................47 Figura 1.26 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión, 2019.........................47 Figura 1.27 Mantenimientos de distribuidoras con desconexión de carga (horas), 2019.................48 Figura 1.28 Frecuencia de mantenimiento por unidad de negocio de generación, 2019..............49 Informe Anual 2019 Página 15 de 196

Figura 1.29 Frecuencia de mantenimientos por Unidad de Negocio de CELEC EP, 2019................50 Figura 1.30 CELEC EP con mayor número de mantenimientos, 2019....................................................50 Figura 1.31 Frecuencia de mantenimientos por elementos de transmisión, 2019 ..............................51 Figura 1.32 Mantenimientos en el SNT, 2019...............................................................................................52 Figura 1.33 Frecuencia de mantenimientos por empresa de distribución, 2019 ................................52 Figura 1.34 Frecuencia de mantenimientos por unidad de negocio de CNEL EP .............................53 Figura 1.35 Salidas forzadas por elementos del SNI, 2019 .......................................................................54 Figura 1.36 Salida forzada por elementos de generación, transmisión y distribución, 2019.............54 Figura 1.37 Frecuencia de fallas por empresa de generación, 2019....................................................55 Figura 1.38 Frecuencia de fallas por unidad de negocio de CELEC EP, 2019 ....................................56 Figura 1.39 Frecuencia de fallas de CELEC EP por unidad de negocio, 2019 ....................................57 Figura 1.40 Frecuencia de fallas en el sistema de transmisión, 2019.....................................................57 Figura 1.41 Fallas por elemento en el Sistema Nacional de Transmisión, 2019....................................58 Figura 1.42 Energía no suministrada durante el 2019 ...............................................................................59 Figura 1.43 Horas equivalentes de desconexión, 2011 - 2019.................................................................60 Figura 2.1 Circuito Transaccional Técnico-Económico............................................................................61 Figura 2.2 Esquema de participación transaccional en el ámbito mayorista ....................................64 Figura 2.3 Condiciones hidrológicas y energéticas, 2019 .......................................................................66 Figura 2.4 Generación porcentual por tipo de producción, 2019 ........................................................68 Figura 2.5 Producción de energía termoeléctrica (GWh), 2019 ............................................................68 Figura 2.6 Producción de energía con fuentes renovables (GWh), 2019 ............................................69 Figura 2.7 Producción de energía de CELEC EP (GWh), 2019 ................................................................69 Figura 2.8 Producción de energía por naturaleza jurídica (GWh), 2019 ..............................................70 Figura 2.9 Generación de energía por tipo de transacción comercial (GWh), 2019........................70 Figura 2.10 Generación de energía por tipo de producción (GWh), 2019 .........................................71 Figura 2.11 Generación de energía por tipo de transacción (GWh), 1999 - 2019 .............................72 Figura 2.12 Generación por tipo de transacción comercial (GWh),1999 - 2019 ................................73 Figura 2.13 Demanda Comercial, 2019 ......................................................................................................74 Figura 2.14 Comportamiento histórico de demanda total (GWh), 1999 – 2019 .................................78 Informe Anual 2019 Página 16 de 196

Figura 2.15 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia (GWh), 2019 .................79 Figura 2.16 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú (GWh), 2019 ...........................80 Figura 2.17 Histórico TIE Colombia (GWh), 2003 – 2019 ............................................................................81 Figura 2.18 Histórico TIE Perú (GWh), 2005 – 2019 ......................................................................................82 Figura 2.19 Transacciones comerciales de los productores en millones de dólares, 2019 ...............82 Figura 2.20 Transacciones comerciales de la demanda en millones de dólares, 2019 ....................83 Figura 2.21 Liquidación por transporte de energía en millones de dólares, 2019. .............................84 Figura 2.22 TIE Colombia en millones de dólares, 2019 ............................................................................85 Figura 2.23 TIE Perú en millones de dólares, 2019 ......................................................................................87 Figura 2.24 TIE Colombia en millones de dólares, 2003 - 2019 ................................................................88 Figura 2.25 TIE Perú en millones de dólares, 2003 - 2019 ..........................................................................89 Figura 2.26 Balance Comercial en millones de dólares, 2019 ................................................................90 Figura 2.27 Acreencias por rubro en millones de dólares, 2019 .............................................................92 Figura 2.28 Costo horario de energía promedio mensual (cUSD/kWh), 2019 .....................................93 Figura 2.29 Precios medios TIE Colombia (cUSD/kWh), 2019) .................................................................94 Figura 2.30 Precios medios de exportación Perú (cUSD/kWh), 2019)....................................................95 Figura 2.31 Histórico precios medios de compra de energía en el ámbito mayorista, 1999 - 2019 95 Figura 2.32 Precios medios TIE Colombia 2003 - 2019...............................................................................96 Figura 2.33 Precios medios TIE Perú 2003 - 2019.........................................................................................96 Figura 2.34 Valor total facturado por prelaciones en millones de dólares, 2019................................97 Figura 2.35 Aspectos acuerdo comercial con Colombia .......................................................................98 Figura 2.36 Esquema de garantías de las TIE .............................................................................................99 Figura 2.37 Movimientos recursos TIE .........................................................................................................100 Figura 2.38 Esquema de liquidación y facturación del mercado eléctrico ......................................101 Figura 2.39 Facturación y pago mensual prelaciones, enero a noviembre 2019 ............................102 Figura 2.40 Porcentaje de pago mensual distribuidoras, 2019 .............................................................102 Figura 2.41 Saldos mensual prelaciones 2019 ..........................................................................................103 Figura 2.42 Saldos mensuales a favor........................................................................................................103 Figura 2.43 Facturación y pago mensual prelaciones 2019. ................................................................105 Informe Anual 2019 Página 17 de 196

Figura 2.44 Porcentaje de pagos mensual año 2019 .............................................................................105 Figura 2.45 Demanda mensual, 2019 ........................................................................................................106 Figura 3.1 Sintonización de PSS ...................................................................................................................114 Figura 3.2 Validación de Modelo Gen-AVR de la central Delsitanisagua .........................................115 Figura 3.3 Plataforma de capacitación virtual .......................................................................................117 Figura 3.4 Conferencia RTE 2019 ................................................................................................................119 Figura 3.5 Tiempo de atención de requerimientos.................................................................................121 Figura 3.6 Incorporación comercial de nuevas centrales de generación en 2019 .........................121 Figura 3.7 Esquema general del proyecto SIRIO .....................................................................................123 Figura 3.8 Plataformas de visualización del SIRIO ...................................................................................123 Figura 3.9 Mantenimiento del sistema de equipos UPS y el sistema de climatización.....................125 Figura 3.10 Módulo de administración de parámetros técnicos de las unidades de generación, BOSNI NET........................................................................................................................................................126 Figura 3.11 Módulo de situación operativa, BOSNI NET .........................................................................126 Figura 3.12 Plataforma de gestión de KPI’s ..............................................................................................129 Figura 3.13 Modernización del sistema eléctrico del CENACE ............................................................134 Figura 3.14 Información general del PAC GPR 2019 ..............................................................................137 Figura 3.15 Evolución del índice de Gestión Estratégica en 2019 .......................................................137 Figura 3.16 Nivel de satisfacción del usuario externo por trimestre .....................................................141 Figura 3.17 Visitas técnicas ..........................................................................................................................142 Figura 3.18 Evento de rendición de cuentas ...........................................................................................143 Figura 3.19 Resultados de medición de clima laboral ...........................................................................148 Figura 3.20 Resultados de medición de cultura laboral ........................................................................149 Figura 3.21 Valores institucionales ..............................................................................................................149 Figura 3.22 Porcentaje de ejecución presupuestaria por grupo de gasto ........................................151 Figura 3.23 Porcentaje de ejecución de gasto corriente por programa presupuestario ...............151 Figura 3.24 Modificaciones de presupuesto ............................................................................................152 Informe Anual 2019 Página 18 de 196

INFORMACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ECUATORIANO INFORMACIÓN GENERAL UNIDAD / MEDIDA TOTAL 2019 PRODUCCIÓN BRUTA TOTAL DE ENERGÍA GWh 27.733,96 PRODUCCIÓN BRUTA DE ENERGÍA HIDRÁULICA GWh 24.513,99 PRODUCCIÓN BRUTA DE ENERGÍA TÉRMICA GWh 2.811,52 PRODUCCIÓN BRUTA DE ENERGÍA NO CONVENCIONAL GWh PRODUCCIÓN NETA TOTAL DE ENERGÍA GWh 402,62 PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA HIDRÁULICA GWh 27.532,24 PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA TÉRMICA GWh 24.458,10 EXPORTACIONES GWh 2.665,69 DEMANDA DE ENERGÍA (INCLUYE EXPORTACIONES) GWh 1.825,49 DEMANDA DE ENERGÍA NACIONAL GWh 26.578,72 DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA EN BORNES DE GENERACIÓN MW 24.753,23 TOTAL DE TRANSACCIONES ENERGÉTICAS GWh 3.953.33 TRANSACCIONES ENERGÉTICAS EN CONTRATOS REGULADOS GWh 27.532,24 OTRAS TRANSACCIONES ENERGÉTICAS GWh 24.029,31 TOTAL DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS Millones USD 3.502,93 TRANSACCIONES ECONÓMICAS EN CONTRATOS REGULADOS Millones USD OTRAS TRANSACCIONES ECONÓMICAS Millones USD 691,09 EMPRESAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN Y UNIDADES DE Unidades 507,45 NEGOCIO Unidades 183,67 EMPRESAS DE GENERACIÓN Unidades EMPRESA DE TRANSMISIÓN Número 20 CONSUMOS PROPIOS 58 1 273 Informe Anual 2019 Página 19 de 196

1. CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 1.1. OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD EN EL SECTOR ELÉCTRICO El Operador Nacional de Electricidad - CENACE, constituye un órgano técnico estratégico adscrito al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables. Actuará como operador técnico del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) y administrador comercial de las transacciones de bloques energéticos, responsable del abastecimiento continuo de energía eléctrica al mínimo costo posible, preservando la eficiencia global del sector. El Operador Nacional de Electricidad, CENACE en el cumplimiento de sus funciones deberá resguardar las condiciones de seguridad y calidad de operación del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I), sujetándose a las regulaciones que expida la Agencia de Regulación y Control de Electricidad ARCONEL. CENACE supervisa y coordina la operación integrada del sector eléctrico ecuatoriano, el mismo que cuenta, a diciembre de 2019, con una capacidad de generación instalada de 7.274 MW, con un total de kilómetros de transmisión de 6.016 km, distribuidos de la siguiente manera: 610,17 km de líneas de transmisión de 500 kV, 3.1990 km de líneas de transmisión de 230 kV y 2.207 km de líneas de transmisión de 138 kV; y por último con una capacidad de transmisión instalada de 16.294,54 MVA (incluye reserva). La Figura 1.1 muestra el relacionamiento estratégico de CENACE con los demás entes del sector eléctrico. Presidencia de la República CENACE EMPRESAS VICEMINISTERIO DE ELECTRICIDAD Operador y CELEC EP Y ENERGÍA RENOVABLE Administrador CNEL EP EMPRESAS S.E. ARCONEL CIUDADANÍA Regulación y Control IIGE Instituto Especializado Figura 1.1 Relacionamiento del Operador Nacional de Electricidad - CENACE 1.1.1. PARTICIPANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO Conforme lo señala el artículo 39 de la Ley Orgánica del Servicio Público Estratégico de Energía Eléctrica, el sector eléctrico está constituido por personas jurídicas dedicadas a las actividades de generación, autogeneración, transmisión, distribución y Informe Anual 2019 Página 20 de 196

comercialización, alumbrado público general, importación y exportación de energía eléctrica, así como también las personas naturales o jurídicas que sean considerados consumidores o usuarios finales. En el presente capítulo, se refiere específicamente a las características de la operación del Sistema Nacional Interconectado; razón por la cual, los consumidores o usuarios finales no forman parte de la información que aquí se presenta.  EMPRESAS DE GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN Actualmente la actividad de generación es realizada por empresas públicas y privadas, debidamente habilitadas por la autoridad concedente para ejercer esta actividad. Por otro lado, la autogeneración es efectuada por empresas privadas habilitadas para este fin. Tabla 1.1 Generadores/ Autogeneradores 2019 EMPRESAS PRIVADAS No. EMPRESAS No. CENTRALES DE No. UNIDADES DE GENERACIÓN GENERACIÓN BIOGAS 2 2 2 BIOMASA 3 3 3 FOTOVOLTAICA 22 24 24 HIDROELÉCTRICA 16 19 40 TÉRMOELÉCTRICA 4 4 14 EMPRESAS PÚBLICAS No. EMPRESAS No. CENTRALES DE No. UNIDADES DE GENERACIÓN GENERACIÓN EÓLICA 1 1 1 HIDROELÉCTRICA 12 39 110 TÉRMOELÉCTRICA 6 37 109 Cabe mencionar, que la generación aislada como de las Islas Galápagos, sistemas aislados del oriente e Isla Puná, están a cargo de CELEC EP Unidad de Negocio TERMOPICHINCHA, conforme las disposiciones emitidas por el Regulador, mismas que son parte de la liquidación del mercado eléctrico conformado por los contratos regulados que mantiene TERMOPICHINCHA. En el 2019 se registraron 129 centrales de generación; de las cuales, 77 pertenecen a empresas de generación públicas, y 52 a empresas de generación privadas. La generación más representativa es la que concentra en la Empresa Pública Corporación Eléctrica del Ecuador – CELEC EP, la cual tiene 12 unidades de negocio. Tabla 1.2 Centrales de generación operativas CENTRALES DE GENERACIÓN PÚBLICAS CENTRALES DE GENERACIÓN PRIVADAS C.E. VILLONACO C.H. SOPLADORA C.F. GENRENOTEC C.H. CORAZON C.H. AGOYÁN C.T. ÁLVARO C.F. SANSAU C.H. DUE TINAJERO Informe Anual 2019 Página 21 de 196

CENTRALES DE GENERACIÓN PÚBLICAS CENTRALES DE GENERACIÓN PRIVADAS C.H. ALAO C.T. ANÍBAL C.F. WILDTECSA C.H. HIDROCAROLINA SANTOS DIESEL C.H. ALAZÁN C.T. ANÍBAL C.F. ALTGENOTEC C.H. LORETO SANTOS FOIL C.H. NORMANDIA C.H. AMBI C.F. C.H. PALMIRA C.T. CATAMAYO BRINEFORCORP C.H. PAPALLACTA C.H. BABA C.H. PUSUNO 1 C.H. CARLOS MORA C.T. CELSO C.F. ELECTRISOL CARRIÓN CASTELLANOS C H. COCA CODO C.F. SINCLAIR C.T. DAYUMA GONZAENERGY C.H. CUMBAYÁ C. T. EL DESCANSO C.F. LOJAENERGY C.H. DELSITANISAGUA C. T. ENRIQUE C.F. PARAGACHI C.H. SAN BARTOLO GARCÍA C.H. SAN JOSÉ DE TAMBO C. T. ESMERALDAS C.F. PREDIO 1 C.H. SIBIMBE C. F. C.H. SIGCHOS C.H. EL CARMEN C. T. ESMERALDAS 2 RENOVALOJA C.H. GUALACEO C. T. GONZALO C.F. SABIANGO ZEVALLOS C.H. GUANGOPOLO C. T. GUALBERTO C.F. SALINAS C.H. TOPO HERNÁNDEZ C.H. ILLUCHI I C. T. C.F. SAN PEDRO C.H. URAVÍA GUANGOPOLO C.H. ILLUCHI II C. T. C.F. SANERSOL C.T. VICTORIA II DIESEL C.H. ISIMANCHI GUANGOPOLO 2 C.H. LA CALERA C. T. ISLA PUNÁ C.F. SARACAYSOL C.T. ECOELECTRIC C.H. LA MERCED DE C.F. SOLCHACRAS C.T. ECUDOS BUENOS AIRES C. T. JARAMIJÓ C.H. LA PLAYA C.F. SOLHUAQUI C.T. EL INGA C.H. LOS CHILLOS C. T. JIVINO 1 C.F. SOLSANTONIO C.T. GENEROCA C. T. JIVINO 2 C.F. SOLSANTROS C.T. LAFARGE C. T. JIVINO 3 C.T. PICHACAY C.F. SUNCO C.T. SAN CARLOS C.H. MANDURIACU C. T. LA PROPICIA MULALÓ C.T. TERMOGUAYAS C.H. MARCEL C.F. SUNCO LANIADO DE WIND C. T. LLIGUA PASTOCALLE C.H. MAZAR C.H. MINAS SAN C. T. LORETO C.F. SURENERGY FRANCISCO C.H. NAYÓN C. T. LULUNCOTO C.F. TREN SALINAS C.H. HIDROVICTORIA C. T. MACHALA C.H. OCAÑA GAS C.H. ABANICO C.H. RIO VERDE CHICO C. T. MACHALA C.H. CALOPE C.H. PASOCHOA GAS 2 MICROCENTRAL TANQUE C.H. PAUTE C. T. MANTA 2 ALTO CARCELÉN C.H. PENÍNSULA C. T. MÉNDEZ C.H. PUCARÁ C. T. MIRAFLORES UNIDADES DE NEGOCIO CELEC EP C.H. RECUPERADORA C. T. PAYAMINO C. T. QUEVEDO 2 C.H. RÍO BLANCO C. T. SANTA ELENA 2 Informe Anual 2019 Página 22 de 196

CENTRALES DE GENERACIÓN PÚBLICAS CENTRALES DE GENERACIÓN PRIVADAS C.H. RÍO CHIMBO C. T. SANTA ELENA U.N. ENERJUBONES U.N. HIDRO AGOYÁN C.H. SAN FRANCISCO 3 C.H. SAN MIGUEL DE U.N. COCA CODO U.N. HIDRO PAUTE CAR C. T. SANTA ROSA SINCLAIR C.H. SAUCAY C. T. SISTEMAS U.N. GENSUR U.N. HIDRONACIÓN C.H. SAYMIRÍN AISLADOS C. T. SISTEMAS U.N. U.N. TERMOESMERALDAS C.H. SAYMIRÍN 5 INSULARES HIDROAZOGUES U.N. TERMOGAS MACHALA U.N. U.N. TERMOPICHINCHA C.H. SERMAA C. T. TRINITARIA TERMOMANABI U.N. C.T. MACAS ELECTROGUAYAS PROVISIONAL En el Anexo 1.1 se encuentra el detalle de las centrales de generación operativas durante el año 2019.  EMPRESA TRANSMISIÓN Conforme señala el artículo 42 de la LOSPEE, la actividad de transmisión de electricidad es una competencia del Estado y actualmente se realiza a través de la Corporación Eléctrica del Ecuador – CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC, empresa encargada de la transmisión y expansión del Sistema Nacional de Transmisión, sobre la base de los planes elaborados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables.  DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN La actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica, es realizada por el Estado, a través de personas jurídicas debidamente habilitadas. En la actualidad se cuenta con 9 empresas de distribución; entre ellas, la Corporación Nacional de Electricidad – CNEL EP, que agrupa a 11 unidades de negocio, siendo así una de las empresas con mayor demanda de energía. Tabla 1.3 Empresas eléctricas de distribución y comercialización EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN Y NATURALEZA JURÍDICA COMERCIALIZACIÓN PÚBLICA CNEL EP PÚBLICA CNEL EP UN EL ORO PÚBLICA CNEL EP UN MANABÍ PÚBLICA CNEL EP UN GUAYAS LOS RÍOS PÚBLICA CNEL EP UN SANTO DOMINGO PÚBLICA CNEL EP UN SANTA ELENA PÚBLICA CNEL EP UN LOS RÍOS Informe Anual 2019 Página 23 de 196

EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN Y NATURALEZA JURÍDICA COMERCIALIZACIÓN PÚBLICA CNEL EP UN MILAGRO PÚBLICA CNEL EP UN ESMERALDAS PÚBLICA CNEL EP UN GUAYAQUIL PÚBLICA CNEL EP UN SUCUMBÍOS PÚBLICA CNEL EP UN BOLÍVAR SOCIEDAD ANÓNIMA E. E. REGIONAL CENTRO SUR SOCIEDAD ANÓNIMA E. E. REGIONAL NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA E. E. REGIONAL SUR SOCIEDAD ANÓNIMA E. E. AMBATO SOCIEDAD ANÓNIMA E. E. AZOGUES SOCIEDAD ANÓNIMA E. E. COTOPAXI SOCIEDAD ANÓNIMA E. E. QUITO SOCIEDAD ANÓNIMA E.E. RIOBAMBA A excepción de CNEL EP, las empresas de distribución son Sociedades Anónimas mismas que actúan conforme lo señala la transitoria segunda “Régimen transitorio de las sociedades anónimas a empresas públicas” de la Ley Orgánica de Empresas Públicas - LOEP.  GRANDES CONSUMIDORES Los grandes consumidores son aquellas personas jurídicas, debidamente calificadas por la ARCONEL, cuyas características de consumo consumo (mayor o igual a 1 MW y un consumo de energía anual de 7 GWh) le facultan para actuar a través de contratos bilaterales suscritos con un generador o autogenerador. Las características de consumo serán definidas a través de la respectiva regulación.  INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD El sistema eléctrico ecuatoriano opera interconectado con el sistema eléctrico colombiano a través de un enlace de 230 kV desde el 01 de marzo de 2003, mientras que las transacciones de energía eléctrica con el sistema eléctrico peruano se realizan mediante transferencias de bloques de carga de Ecuador a Perú, o viceversa, desde el año 2005, en el marco de la integración regional de la Comunidad Andina de Naciones CAN. Tabla 1.4 Interconexiones internacionales de electricidad INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE NATURALEZA JURÍDICA ELECTRICIDAD PRIVADA COLOMBIA PRIVADA PERÚ Informe Anual 2019 Página 24 de 196

1.2. PRODUCCIÓN 1.2.1. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA Considerando el aporte del parque generador nacional y las importaciones por los enlaces internacionales, la energía bruta producida en el 2019 alcanzó los 27.733,96 GWh; valor que presenta un incremento del 10,77% respecto al año anterior y cuyo componente mayoritario en función de las condiciones favorables hidrológicas presentadas, fue el aporte de las centrales hidroeléctricas con el 88,39% del total producido, de acuerdo a la Figura 1.1. Generación No Convencional Interconexión Generación 1,45% 0,02% Termoeléctrica 10,14% Generación Hidroeléctrica 88,39% Figura 1.2 Producción energética anual porcentual, 2019 En la Figura 1.2 se muestra el aporte energético por tipo de generación respecto al 2018, existiendo un crecimiento en la producción hidráulica en un 19,17%, y en la producción no convencional con un 7,68%; observándose una tendencia a la baja significativa en la producción termoeléctrica con un 29,49%, lo cual representa un ahorro en el uso de combustibles fósiles causando efectos positivos en la reducción de los impactos ambientales. Informe Anual 2019 Página 25 de 196

GENERACIÓN 24.513,99 HIDROELÉCTRICA 2.811,52 Fotovoltaica Eólica Hidroeléctrica GENERACIÓN 402,62 32,81 78,65 Eólica TERMOELÉCTRICA 8% 20% Biomasa Biogas GENERACIÓN NO Biogas Fotovoltaica CONVENCIONAL 41,05 Diesel 10% Fuel Oil INTERCONEXIÓN Gas Natural Biomasa Nafta y Residuo 250,11 Interconexión 138 Interconexión 230 5,83 62% Figura 1.3 Producción energética por tipo de generación (GWh), 2019 Las centrales hidráulicas con mayor producción fueron: Coca Codo Sinclair, Paute y Sopladora, que en total aportaron con alrededor de un 58,72% de la producción energética; sus porcentajes de producción fueron del 26,12%, 22,88% y 9,73%, respectivamente. La energía producida por las centrales mencionadas se desglosa en la Figura 1.3. 6.401,91 5.608,80 2.384,94 2.785,34 1.291,85 774,31 616,62 C.H. San Bartolo 423,72 C. H. Manduriacu 328,66 C.H. Abanico 270,53 C. H. Pucará 247,43 C.H. Cumbayá 122,45 C. H. Calope 94,95 1.166,79 1.007,46 988,22 C. H. Coca Codo C. H. Sopladora C. H. San Francisco C. H. Mazar C. H. Delsitanisagua Otras C. Hidroeléctricas Sinclair C. H. Marcel Laniado C. H. Paute de Win C.H. Minas San Francisco C. H. Agoyán Figura 1.4 Producción hidráulica anual (GWh), 2019 Informe Anual 2019 Página 26 de 196

1.2.2. PRODUCCIÓN POR CENTRALES En las Figuras 1.4 y 1.5 se desglosa la producción hidráulica y térmica de cada central. La producción del complejo Mazar-Paute-Sopladora alcanzó los 8.768,05 GWh que representa el 35,77% de la producción total. Por su parte, la cadena Agoyán-San Francisco generó 2.280,08 GWh que representa el 9,30% de la producción total. Entre los dos complejos mencionados y conjuntamente con la Central Coca Codo Sinclair, se cubrió el 71,18% de la energía total producida. C. H. Calope 94,95 C.H. Cumbayá 122,45 C. H. Pucará 247,43 TOTAL, GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA C.H. Abanico 270,53 24.513,99 C. H. Manduriacu 328,66 C.H. San Bartolo 423,72 C. H. Delsitanisagua 616,62 OTRAS C. H. Mazar 774,31 3.522,09 14% C. H. Agoyán 988,22 C.H. Minas San Francisco 1.007,46 CELEC C. H. Marcel Laniado de Win 1.166,79 20.991,90 86% C. H. San Francisco 1.291,85 C. H. Sopladora 2.384,94 Otras C. Hidroeléctricas 2.785,34 C. H. Paute 5.608,80 C. H. Coca Codo Sinclair 6.401,91 Figura 1.5 Producción hidráulica por central (GWh), 2019 En relación a la producción térmica, CELEC EP – Gonzalo Zevallos registra la mayor energía producida con un total de 650,55 GWh, valor que constituye el 23,14% de un total térmico de 2.811,52 GWh. Aproximadamente, el 91,43% de la producción térmica total del 2019, se concentró en las centrales: Gonzalo Zevallos (23,14%), Machala Gas (17,77%), Machala Gas 2 (11,40%), Trinitaria (12,33), Santa Elena 2 (10,34%), Esmeraldas (8,44%) y Jaramijó (8,02%). Informe Anual 2019 Página 27 de 196

En cuanto a la generación no convencional con 402,62 GWh, se registra un ligero ascenso de 28,7 GWh en la producción, respecto al año anterior, debido a que las centrales eólica y biomasa produjeron en mayor cantidad. El aporte de las centrales no convencionales fue del 1,45% de la producción total. C.T. Gonzalo Zevallos Foil 650,55 C.T. Machala Gas 499,70 C.T. Trinitaria 346,58 C.T. Machala Gas 2 320,40 C.T. Santa Elena 2 290,83 237,17 C.T. Esmeraldas 225,44 OTRAS 91,06 C.T. Jaramijó 3% Otras C. Térmicas 88,24 C.T. Manta 2 45,91 C.T. Álvaro Tinajero 44,41 C.T. Generoca 15,69 CELEC 2.720,46 C.T. Esmeraldas 2 13,63 97% C.T. Jivino 3 10,28 TOTAL, GENERACIÓN C.T. Gualberto Hernández 5,83 TÉRMICA C.T. Miraflores 5,58 2.811,52 GWh C.T. El Descanso 3,70 C.T. Guangopolo 2 3,36 C.T. Enrique García 2,88 C.T. Quevedo 2 1,33 Figura 1.6 Producción térmica por central (GWh), 2019 En el ámbito de empresas, la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador - CELEC EP, es la que más energía produjo tanto con generación hidráulica, como con generación térmica, alcanzando un porcentaje de 85,63% y 96,76% respectivamente. Analizando con una periodicidad mensual durante el 2019, la máxima producción por tipo de generación se registró en diciembre para la generación hidráulica (2.001,72 GWh), en enero para la generación térmica (279,28 GWh) y julio para la generación no convencional (261,72 GWh). En lo referente a la generación térmica y tomando en consideración el tipo de combustible con el que generan las centrales, en la Figura 1.6 se muestra la producción Informe Anual 2019 Página 28 de 196

mensual. La energía total generada fue la siguiente: 136,27 GWh con diésel; 1.855,15 GWh con fuel oil más residuo; y 820,10 GWh con gas natural; valores que representan el 4,85%, 65,98%, y 29,17% del total de producción térmica anual, respectivamente. GWh Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Gas Natural 63,10 68,73 76,91 72,68 74,46 71,17 70,54 65,59 61,20 64,69 61,41 69,61 Fuel Oil + Residuo 210,05 155,63 176,26 136,79 143,03 142,54 187,42 185,96 188,65 183,78 74,73 70,32 Diesel 6,13 8,27 12,76 18,73 14,64 16,41 11,60 11,46 13,53 11,03 5,12 6,59 Figura 1.7 Producción térmica por tipo de combustible (GWh), 2019 1.2.3. HISTÓRICO PRODUCCIÓN ENERGÉTICA El crecimiento anual en producción fue del 10,77% en 2019, lo cual denota una recuperación considerable en relación a los años anteriores. En la Figura 1.7 se muestra un histórico de la producción energética. Informe Anual 2019 Página 29 de 196

30.000,00 25.000,00 20.000,00 15.000,00 10.000,00 5.000,00 0,00 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 IMPORTACIÓN PERÚ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 IMPORTACIÓN COLOMBIA 10,21 0,00 22,20 56,30 1.120,11 1.641,61 1.731,99 1.572,8 GENERACIÓN NO CONVENCIONAL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,65 36,21 52,30 GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA 2.099,45 2.925,31 3.913,08 4.073,82 4.010,58 4.091,02 5.284,19 6.090,2 GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA 5.533,96 7.594,18 6.940,36 7.416,45 7.064,15 7.300,10 6.777,60 7.025,8 TOTAL 7.643,62 10.519,4810.875,6411.546,5812.194,8413.033,3813.829,9914.741, Figura 1.8 Producción bruta de en Informe Anual 2019

6 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 0,00 0,00 62,55 111,89 0,00 2,18 0,00 12,74 54,72 37,88 0,00 0,00 0,00 89 876,59 509,78 1.076,72 797,47 1.294,59 236,01 662,34 824,16 457,24 43,92 18,52 106,07 5,83 0 73,18 99,81 103,57 115,29 147,27 155,65 208,58 670,50 947,46 1.057,73 387,84 373,92 402,62 24 5.684,89 4.622,64 6.395,29 8.001,06 6.288,27 7.147,83 8.666,17 9.307,69 9.067,75 7.143,20 3.577,99 3.987,23 2.811,52 88 8.943,46 11.131,33 9.037,54 8.482,57 11.002,2012.112,6810.926,7711.105,3012.493,4915.015,3419.959,6420.571,3124.513,99 ,3015.578,1216.363,5616.675,6617.508,2718.732,3319.654,3620.463,8721.920,3823.020,6723.298,0723.943,9925.038,5327.733,96 nergía (GWh), 1999 – 2019 Página 30 de 196

1.2.4. FACTORES DE PLANTA El factor de planta de una central eléctrica es el cociente entre la energía real generada durante un período y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante todo ese mismo período. En la Tabla 1.5 se detallan los factores de planta de las centrales hidráulicas y térmicas más representativas, considerando un periodo de 8.760 horas para las que operaron todo el año y su proporcional en horas para las nuevas centrales. Se observa que las centrales que más aportan a la producción energética registran factores de planta superiores al 48%. En el caso específico de la central Coca Codo Sinclair que es la más grande del país, el factor de planta fue de 48% considerando una capacidad efectiva de 1 500 MW; sin embargo, si se toma en cuenta su capacidad operativa de 1 200 MW, se eleva a 60%. Paute por su parte, registra un factor de 56.3% superior al 49,05% registrado en el 2018. Estos factores de planta están relacionados con la hidrología asociada a cada central hidráulica. Si se analiza por tipo de generación, los mayores factores de planta se presentan en: la central Saymirín 5 para las hidroeléctricas, la central El Inga para las no convencionales y la central de vapor Gonzalo Zevallos para las térmicas. Tabla 1.5 Factor de planta por central de generación CENTRAL FACTOR DE PLANTA CENTRAL FACTOR DE PLANTA (%) (%) C.H. Saymirín 5 94,42 C.H. San Bartolo 93,60 C.H. Minas San Francisco 41,90 C.H. Carlos Mora 89,10 C.H. Ocaña 88,18 C.T. Ingenio San Carlos 40,70 C.H. Normandía 87,67 C.H. Due 87,61 C.H. Baba 40,16 C.H. Topo 84,93 C.T. El Inga 82,24 C.H. Pucará 39,63 C.H. Hidroabanico 80,30 C.H. Loreto 77,51 C.H. Recuperadora 39,37 C.H. Alao 77,31 C.H. Palmira 72,64 C.H. Delsitanisagua 38,53 C.H. La Playa 71,57 C.H. Agoyán 71,49 C.H. La Calera 36,78 C.H. Río Verde 70,11 C.H. Chillos 69,41 C.H. Cumbayá 35,79 C.H. El Carmen 67,96 C.H. Illuchi 1 65,21 C.T. ECOELECTRIC 35,52 C.H. San Francisco 64,92 C.H. Hidrosibimbe 64,42 C.H. El Ambi 33,52 C.H. Illuchi 2 63,74 C.H. San José de C.H. Guangopolo - H 32,75 Tambo C.H. La Península 30,99 C.T. Machala Gas 2 30,18 C.T. Trinitaria 29,50 C.T. Manta 2 28,17 C.H. Saymirin 25,50 C.T. Salinas 21,98 C.T. Esmeraldas 20,69 C.T. Jaramijó 19,04 C.T. ECUDOS 12,64 C.T. Dayuma 11,27 63,24 C.H. Isimanchi 10,30 Informe Anual 2019 Página 31 de 196

CENTRAL FACTOR DE PLANTA CENTRAL FACTOR DE PLANTA (%) (%) C.H. Pusuno 2 62,76 C.T. Álvaro Tinajero 7,12 C.H. Pusuno 1 62,36 C.T. Rocafuerte 5,07 C.T. Cemento Selva C.H. Pasochoa 62,04 Alegre 3,02 C.H. Marcel Laniado de Win 61,97 C.T. Jivino 3 2,53 C.H. Río Calope 59,91 C.T. El Descanso 2,30 C.H. Sigchos C.T. Gualberto 58,19 Hernández 2,06 C.H. San Miguel de Car C.T. Aníbal Santos 57,73 C.T. Gas Gonzalo 1,99 C.H. Manduriacu Zevallos 56,80 C.T. Esmeraldas II 1,73 C.H. Central Paute C.T. Miraflores C.H. Sopladora 56,28 C.H. Río Blanco 1,56 C.E. Villonaco 55,08 C.T. Jivino 2 1,31 C.T. Gonzalo Zevallos 53,97 C.T. Guangopolo II 0,95 C.H. Saucay 52,43 C.T. Payamino 0,80 C.H. Mazar 51,49 C.T. Quevedo 2 0,78 C.H. Victoria 51,15 C.T. Enrique García 0,57 C.T. Pichacay 50,06 0,37 C.H. Coca Codo 49,63 C.T. La Propicia 0,34 Sinclair C.H. Papallacta 48,05 C.T. Guangopolo 0,26 C.T. Santa Elena II C.T. Celso Castellanos C.H. Nayón 47,05 C.T. Catamayo 0,16 C.T. Machala Gas 45,13 C.T. La Propicia 0,11 44,44 0,11 42,44 0,11 1.2.5. DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA MENSUALES El crecimiento de demanda de energía en el 2019 alcanzó el 8,12% frente al 2018, mientras que el crecimiento de demanda de potencia en bornes de generación llegó al 0.51%. En la Tabla 1.6 se incluye un cuadro comparativo de las demandas de energía, potencias mensuales, y los crecimientos respectivos en relación al año anterior. Tabla 1.6 Comparación de demanda de energía y en bornes de generación, 2018 - 2019 DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN POTENCIA (MW) MES 2018 2019 % DE CAMBIO 2018 2019 % DE CAMBIO Ene. 2.064,02 2.096,56 1,58% Feb. 1.764,59 1.946,52 10,31% 3.815,28 3.903,44 2,31% Mar. 1.970,88 2.150,00 9,09% Abr. 1.970,93 2.117,26 7,42% 3.748,54 3.906,90 4,22% 3.905,45 3.886,47 -0,49% 3.933,41 3.941,81 0,21% Informe Anual 2019 Página 32 de 196

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN POTENCIA (MW) MES 2018 2019 % DE CAMBIO 2018 2019 % DE CAMBIO May. Jun. 1.999,55 2.162,90 8,17% 3.816,81 3.949,94 3,49% Jul. Ago. 1.838,77 2.000,16 8,78% 3.673,05 3.794,42 3,30% Sep. Oct. 1.862,94 2.042,18 9,62% 3.578,29 3.701,49 3,44% Nov. Dic. 1.867,16 2.034,04 8,94% 3.585,30 3.668,14 2,31% TOTAL 1.845,81 1.974,23 6,96% 3.799,52 3.697,72 -2,68% 1.891,27 2.040,53 7,89% 3.657,19 3.790,12 3,63% 1.870,50 2.059,80 10,12% 3.773,64 3.953,33 4,76% 1.947,52 2.129,05 9,32% 3.856,97 3.951,68 2,46% 22.893,94 24.753,23 8,12% 3.933,41 3.953,33 0,51% La máxima demanda de potencia se registró el miércoles 27 de noviembre de 2019 a las 19:00 horas y la máxima demanda acumulada de energía fue en el mes de marzo (Figura 1.9). 2200 3.903,44 4.000,00 3.906,90 2100 3.900,00 2000 3.886,47 3.800,00 1900 3.941,81 3.700,00 3.949,94 3.600,00 3.794,42 3.701,49 3.668,14 3.697,72 3.790,12 3.953,33 3.951,68 2.096,56 1.946,52 2.150,00 2.117,26 2.162,90 2.000,16 2.042,18 2.034,04 1.974,23 2.040,53 2.059,80 2.129,05 1800 3.500,00 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 1.9 Evolución de demanda (GWh) y potencia (MW)de energía, 2019 Informe Anual 2019 Página 33 de 196

4,22% 3,49% 3,44% 4,76% 3,63% 3,30% 2,46% 2,31% 2,31% -0,49% 0,21% Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. -2,68% Figura 1.10 Crecimiento de demanda de potencia de energía (%), 2019 10,31% 8,17% 8,78% 9,62% 8,94% 10,12% 9,32% 9,09% 7,89% 7,42% 6,96% 1,58% Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 1.11 Crecimiento de demanda de energía (GWh), 2019 El factor de carga sistémico fue ligeramente registrado en el 2019, de acuerdo al detalle que muestra en la Figura 1.11. Tabla 1.7 Factores de carga del SNI MES DEMANDA DE ENERGÍA DEMANDA EN BORNES DE FACTOR DE CARGA (GWh) GENERACIÓN Ene. 72,19% Feb. 2.096,56 POTENCIA (MW) 74,14% Mar. 1.946,52 3.903,44 74,35% Abr. 2.150,00 3.906,90 74,60% May. 2.117,26 3.886,47 73,60% Jun. 2.162,90 3.941,81 73,21% Jul. 2.000,16 3.949,94 74,16% Ago. 2.042,18 3.794,42 74,53% Sep. 2.034,04 3.701,49 74,15% Oct. 1.974,23 3.668,14 72,36% Nov. 2.040,53 3.697,72 72,37% Dic. 2.059,80 3.790,12 72,42% TOTAL 2.129,05 3.953,33 71,48% 24.753,23 3.951,68 3.953,33 Informe Anual 2019 Página 34 de 196

En la Figura 1.11 se indica la variación del factor de carga mensual durante el 2019. 75,00% 72,19% 74,00% 74,14% 74,35% 73,00% 74,60% 73,60% 73,21% 74,16% 74,53% 74,15% 72,36% 72,37% 72,42% 72,00% 71,00% 70,00% Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Figura 1.12 Factores de carga del SNI mensual, 2019 1.3. CONSUMO 1.3.1. CONSUMO ENERGÉTICO El consumo energético total registrado en el 2019 alcanzó un total de 26.578,72 GWh, con un crecimiento positivo de 11,20% respecto al 2018, de los cuales el 93,13% corresponde a la demanda de energía de las empresas distribuidoras y el 6,87% a las exportaciones por enlaces internacionales. Como se observa en la Figura 1.12, aproximadamente el 61,19% de consumo nacional se concentró en las unidades de negocio: CNEL EP – Guayaquil con 20,14%, E.E. Quito con 15,59%; CNEL EP – Guayas Los Ríos con 8,73%, CNEL EP – Manabí con 7,36, CNEL EP – El Oro con 5,01% y E.E. Centro Sur con 4,37%. En tanto que, si se analiza por empresas, se evidencia que el 57,31% del consumo total, se concentró en CNEL EP y la E.E. Quito el 15,59%. A continuación, se detalla el consumo registrado durante el 2019. Informe Anual 2019 Página 35 de 196

CNEL EP - Guayaquil 20,14% E.E. Quito 15,59% CNEL EP - Guayas Los Ríos 8,73% CNEL EP - Manabí 7,36% Exportación Colombia + Perú 6,87% Consumos Propios 5,15% CNEL EP - El Oro 5,01% EXPORTACIÓN 6,87% E.E. Centro Sur 4,37% OTRAS CNEL EP - Milagro 3,35% EMPRESAS DE CNEL EP CNEL EP - Sucumbíos 2,91% DISTRIBUCIÓN 57,31% 20,23% CNEL EP - Santa Elena 2,83% E.E. Ambato 2,67% E.E. QUITO CNEL EP - Santo Domingo 2,53% 15,59% E.E. Regional Norte 2,40% CNEL EP - Esmeraldas 2,31% E.E. Cotopaxi 1,97% CNEL EP - Los Ríos 1,80% E.E. Regional Sur 1,79% E.E. Riobamba 1,38% CNEL EP - Bolívar 0,36% E.E. Azogues 0,33% Grandes Consumidores 0,17% Figura 1.13 Consumo energético 2019 1.3.2. DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA Durante el 2019, las demandas máximas de potencia que se registraron en las empresas distribuidoras se muestran en la Tabla 1.8 y Figura 1.14. Informe Anual 2019 Página 36 de 196

Tabla 1.8 Demandas máximas de potencia (MW), 2019 EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN POTENCIA POTENCIA % MÁXIMA ANUAL MÁXIMA ANUAL CRECIMIENTO CNEL EP GUAYAQUIL E.E. QUITO (2018) (2019) 5,01% 940,01 987,09 -6,19% CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 783,74 735,24 7,23% CNEL EP MANABÍ 375,13 402,26 4,92% CNEL EP EL ORO 322,36 338,21 6,40% E.E. CENTRO SUR 198,07 210,74 4,51% CNEL EP MILAGRO 195,39 204,21 0,88% 180,48 182,06 -2,97% CNEL EP SANTA ELENA 143,23 138,97 1,30% E.E. AMBATO 124,59 126,21 8,54% 108,69 117,97 59,06% CNEL EP SUCUMBÍOS 69,03 109,80 -1,32% E.E. REGIONAL SUR 110,64 109,18 0,07% CNEL EP SANTO DOMINGO 108,52 108,60 -3,40% E.E REGIONAL NORTE 110,38 106,63 3,42% 100,26 103,69 3,54% E.E. COTOPAXI 81,57 84,46 4,45% CNEL EP ESMERALDAS 72,64 75,87 -1,74% 20,14 19,79 -4,46% CNEL EP LOS RÍOS 16,14 15,42 E.E. RIOBAMBA CNEL EP BOLÍVAR E.E. AZOGUES El máximo valor de crecimiento de la demanda registrado corresponde a la empresa E.E. Regional Sur, debido al ingreso de las cargas de Mirador y Fruta del Norte abastecidas desde la subestación Bomboiza (aproximadamente 50 MW), desde enero y octubre de 2019, respectivamente. En casi el 70% de las empresas distribuidoras, el crecimiento de demanda de potencia fue positivo. Sectorizando por regiones, las empresas que registraron los mayores crecimientos fueron: CNEL EP – Guayas Los Ríos en la costa; CNEL EP – Sucumbíos en el oriente y la Empresa Eléctrica Regional Sur en la Sierra. Por otro lado, CNEL EP – Santa Elena presentó el máximo crecimiento negativo en la Costa y la Empresa Eléctrica Quito en la Sierra. Informe Anual 2019 Página 37 de 196

Informe Anual 2019 A nivel sistémico, las máximas demandas diarias de potencia se muestran en la Figura 1200,00 1.15. 1000,00 800,00 600,00 400,00 200,00 0,00 5,01% CNEL EP GUAYAQUIL -6,19% 7,23% E.E. QUITO POTENCIA MÁXIMA ANUAL (2018) Figura 1.14 Demanda máxima de potencia (MW), 2018 -2019 CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS CNEL EP MANABÍ 4,92% CNEL EP EL ORO 6,40% E.E. CENTRO SUR 4,51% CNEL EP MILAGRO 0,88% CNEL EP SANTA ELENA -2,97% E.E. AMBATO 1,30% POTENCIA MÁXIMA ANUAL (2019) CNEL EP SUCUMBÍOS 8,54% 59,06% E.E. REGIONAL SUR -1,32% CNEL EP SANTO DOMINGO 0,07% E.E. REGIONAL NORTE E.E. COTOPAXI -3,40% CNEL EP ESMERALDAS 3,42% Página 38 de 196 CNEL EP LOS RÍOS 3,54% % CRECIMIENTO E.E. RIOBAMBA 4,45% CNEL EP BOLÍVAR -1,74% E.E. AZOGUES -4,46% 65,00% 55,00% 45,00% 35,00% 25,00% 15,00% 5,00% -5,00% -15,00%

Demanda Demanda en Nacional + Bornes Exportaciones (08 mayo) Generación (27 noviembre) 4.301,39 3.953,33 4.500,00 4.000,00 3.500,00 3.000,00 2.500,00 2.000,00 1.500,00 1.000,00 500,00 0,00 1/1/2019 16/1/2019 31/1/2019 15/2/2019 2/3/2019 17/3/2019 1/4/2019 16/4/2019 1/5/2019 16/5/2019 31/5/2019 15/6/2019 30/6/2019 15/7/2019 30/7/2019 14/8/2019 29/8/2019 13/9/2019 28/9/2019 13/10/2019 28/10/2019 12/11/2019 27/11/2019 12/12/2019 27/12/2019 DEMANDA NACIONAL + EXPORTACIÓN (MW) DEMANDA BORNES DE GENERACIÓN (MW) Figura 1.15 Demandas máximas sistémicas (MW), 2019 1.4. IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES 1.4.1. IMPORTACIONES Durante el 2019, existió una importante reducción en la importación de energía, mismos que corresponden a intercambios mínimos no previstos debido a la operación de la interconexión cerrada en modo sincrónico bajo el comando del control automático de generación. La importación para el 2019 fue de un total de 5,83 GWh lo que representa un 0,02%. El mes con mayor importación fue julio con 4,38 GWh. En el 2016, con el ingreso de las centrales hidroeléctricas de Coca Codo Sinclair (1.500 MW), Sopladora (487 MW), Manduriacu (60 MW), entre otras, se evidencia un cambio en la característica de Ecuador frente a las importaciones de electricidad; lo que quiere decir, que el país ya no es netamente importador. En la Figura 1.16 se muestra la información mensual correspondiente al 2019. Informe Anual 2019 Página 39 de 196

4,38 0,61 0,15 0,09 0,26 0,11 0,05 0,08 - 0,01 0,03 0,06 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 1.16 Importaciones de energía mensual (GWh), 2019 1.4.2. EXPORTACIONES En 2019 las exportaciones de energía eléctrica de Ecuador a Colombia y Perú alcanzaron los 1.825,49 GWh, un valor de más de seis veces mayor al registrado en 2018, que fue de 254,56 GWh, y superior a las cifras de exportación totales registradas desde 2011; registrándose un crecimiento del 617,22%. El mes con mayor exportación fue marzo con 214,36 GWh. Las exportaciones de electricidad registraron su máximo histórico, apalancadas en las condiciones hidrológicas favorables registradas desde finales del año pasado. La hidroelectricidad ha aportado con el 88% de la producción eléctrica total del año y los excedentes registrados durante este período permitieron que los precios de exportación fueran competitivos y de interés para los países vecinos. De esta manera se ha logrado exportar 1.764,82 GWh de energía eléctrica a Colombia y 60,67 GWh a Perú. La venta de electricidad a Colombia y Perú se realiza con el excedente de generación eléctrica que dispone el país, tras cubrir su demanda interna, misma que alcanzó su máximo histórico el pasado 27 de noviembre, llegando a los 3.953,33 MW. La evolución mensual de las exportaciones se muestra en la Figura 1.16. Informe Anual 2019 Página 40 de 196

214,91 200,71 180,31 173,66 163,87 161,97 138,26 138,92 145,78 113,52 122,30 71,29 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 1.17 Exportaciones de energía mensual (GWh), 2019 1.5. RESERVAS E INDISPONIBILIDADES 1.5.1. RESERVAS DE GENERACIÓN Al 31 de diciembre de 2019, la reserva energética en los embalses llegó a 1.035,14 GWh, con una diferencia de 198 GWh superior a la del 2018 y un crecimiento del 23,7%. Esta reserva se calculó en función de los niveles de embalse alcanzados hasta finales de año, mismos que registraron las siguientes cotas: Mazar (2.153,5 msnm); Amaluza (1.987,02 msnm); Daule Peripa (71,85 msnm); Pisayambo (3.562,12 msnm) y Coca Codo Sinclair (1.222,0 msnm). Las reservas individuales de cada embalse, en función del nivel alcanzado aportaron con los valores indicados en la Figura 1.18: Pisayambo Coca Codo Amaluza 80,20 Daule Peripa 83,48 0,55 7,75% 37,70 3,64% 8,06% 0,05% Mazar 833,20 80,49% Figura 1.18 Reserva energética a finales de 2019 (GWh) Informe Anual 2019 Página 41 de 196

La evolución mensual total y por embalse se esquematiza en las Figuras 1.19 y 1.20, en las que se evidencia que, la máxima reserva de energía se registró en junio, alcanzando un valor de 1.519,9 GWh con un aporte mayoritario del embalse Mazar (836,21 GWh); y, la mínima reserva se presentó en enero, llegando a los 875,2 GWh, con una participación mayoritaria del embalse Mazar (694,9 GWh). 1.491,29 1.519,90 1.495,02 1.426,24 1.326,56 1.275,62 1.250,81 1.212,03 1.130,92 1.055,90 1.035,14 875,23 2019-01-31 2019-02-28 2019-03-31 2019-04-30 2019-05-31 2019-06-30 2019-07-31 2019-08-31 2019-09-30 2019-10-31 2019-11-30 2019-12-31 Figura 1.19 Reserva energética mensual (GWh), 2019 1600,00 1200,00 800,00 400,00 0,00 2019-01-31 2019-02-28 2019-03-31 2019-04-30 2019-05-31 2019-06-30 2019-07-31 2019-08-31 2019-09-30 2019-10-31 2019-11-30 2019-12-31 Amaluza Mazar Daule Peripa Pisayambo Coca Codo Figura 1.20 Reserva energética mensual por embalse (m3/s), 2019 1.5.2. INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN Durante el 2019 se suscitaron varios causales que disminuyeron la disponibilidad técnica de las unidades generadoras, entre éstos se tienen: fallas, mantenimientos Informe Anual 2019 Página 42 de 196

(programados, emergentes y no programados), falta de combustible, terceros y casos fortuitos. Como producto de los eventos mencionados, la potencia indisponible promedio total alcanzó los 1433.4 MW, compuesta por 711.9 MW de indisponibilidad hidráulica y 721.4 MW de indisponibilidad térmica. El comportamiento mensual se presenta en la Figura 1.21. 2.100,00 1.871,97 1.800,00 1.500,00 1.492,38 1.578,59 1.200,00 1.412,74 1.722,62 1.490,58 900,00 1.354,70 1.265,61 1.249,00 1.247,23 1.343,98 1.157,61 600,00 300,00 0,00 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. HIDRAÚLICA 507,38 627,33 555,73 694,98 557,24 813,27 1.150,8 977,62 786,13 685,71 564,53 614,51 TÉRMICA 650,23 638,29 693,27 717,76 690,00 679,11 721,09 745,00 792,45 804,87 779,45 740,19 TOTAL 1.157,6 1.265,6 1.249,0 1.412,7 1.247,2 1.492,3 1.871,9 1.722,6 1.578,5 1.490,5 1.343,9 1.354,7 Figura 1.21 Potencia promedio indisponible mensual (MW), 2019 La máxima potencia indisponible promedio hidráulica se registró en julio con 1.150,90 MW, producto de la indisponibilidad de centrales importantes tales como: Coca Codo Sinclair (1.500 MW) y Delsitanisagua (180 MW). En el ámbito térmico, el máximo valor se presentó en octubre con 804,9 MW, debido a la indisponibilidad de centrales como: Trinitaria (134 MW), Enrique García (95,7 MW) y Keppel (116 MW) entre otras. Considerando el periodo de máxima demanda de potencia del sistema, la máxima indisponibilidad de potencia se registró en septiembre con 2.711,9 MW y la mínima en mayo con 856,9 MW. 1.6. HIDROLOGÍA Durante el 2019, los caudales promedio afluentes a los embalses presentaron la siguiente evolución: Informe Anual 2019 Página 43 de 196

300,00 1000,00 250,00Lateral Amaluza, Mazar, Pisayambo (m3/s) 800,00 200,00 Ingreso Amaluza, Daule – Peripa, Agoyán , Coca Codo600,00 150,00 400,00 100,00 (m 3/s) 200,00 50,00 0,00 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Ju n. Ju l. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 0,00 33,1 41,2 33,3 33,0 48,5 86,3 66,4 57,1 31,7 38,4 34,1 37,9 LATERAL AMALUZA 59,8 106,4 75,6 88,9 116,7 208,1 136,0 154,5 67,3 96,9 68,5 89,6 MAZAR 5,1 6,5 2,6 4,0 12,2 16,0 13,9 11,3 5,3 5,4 3,8 6,4 PISAYAMBO 88,0 130,1 112,0 124,5 156,6 281,0 206,8 208,6 113,2 121,8 112,1 116,2 INGRESO AMALUZA 409,7 839,2 839,1 569,8 595,9 237,5 91,1 53,6 44,9 43,9 48,2 62,9 DAULE – PERIPA 109,3 131,1 96,4 106,4 201,8 295,7 216,3 196,3 104,8 106,4 93,7 113,1 AGOYÁN 209,3 252,8 202,7 226,7 357,9 449,2 551,4 382,6 273,4 274,0 284,6 308,0 COCA CODO Figura 1.22 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) En el primer trimestre se puede apreciar claramente, la cuasi-complementariedad existente entre las vertientes oriental y occidental que se identifican en el sistema. El embalse Daule Peripa (occidental) registra su máximo valor en el mes de febrero (839.2 m3/s), mientras que, la cadena Mazar-Amaluza (oriental) lo hace en el mes de junio (293.3 m3/s). Su relación respecto a su valor histórico se detalla en la siguiente Tabla: Tabla 1.9 Detalle por cuenca hidrológica CENTRAL CAUDAL CAUDAL RELACIÓN PROMEDIO 2019 PROMEDIO COCA CODO SINCLAIR HISTÓRICO Qprom/Qhist AMALUZA MINAS SAN FRANCISCO (m3/s) (m3/s) 0,991 DELSITANISAGUA 1,239 MAZAR CUENCA HIDROGRÁFICA ORIENTAL 1,309 AGOYÁN 1,318 PISAYAMBO 314,4 317,2 1,225 1,204 DAULE PERIPA 147,6 119,1 1,066 52,8 40,3 1,751 61,2 46,4 105,7 86,3 147,6 122,6 7,7 7,2 CUENCA HIDROGRÁFICA OCCIDENTAL 319,6 182,5 Informe Anual 2019 Página 44 de 196

Se evidencia que, a excepción del caudal promedio anual de la central Coca Codo Sinclair, los restantes presentan valores superiores a sus promedios históricos, en especial el registrado en el embalse Daule Peripa que se aproxima al doble de su histórico. Por su parte, en la cuenca oriental, los caudales promedio en los principales embalses Amaluza y Mazar registraron incrementos superiores al 20%. En todas las centrales los caudales promedio superaron los registrados en el 2018 con los siguientes porcentajes: Coca Codo Sinclair (31%), Amaluza (20%), Delsitanisagua (79%), Mazar (30%), Agoyán (14%), Pisayambo (17%) y Daule Peripa (43%). Por su parte, el complejo Mazar-Amaluza presentó un caudal promedio anual de 150.8 m3/s, con un crecimiento del 21.2% respecto al año anterior (124.4 m3/s) y del 19% respecto a su histórico (127.2 m3/s). Las cotas alcanzadas al final de cada mes en los principales embalses, se muestra en la siguiente tabla: Tabla 1.10 Cotas al final de cada mes (msnm) MES MAZAR AMALUZA PISAYAMBO DAULE – PERIPA COCA CODO Ene. 2 147,28 1 985,30 3 556,79 72,74 1 226,00 Feb. 2 152,29 1 982,62 3 554,01 78,52 1 226,00 Mar. 2 151,53 1 985,12 3 545,17 82,33 1 226,80 Abr. 2 150,92 1 981,34 3 543,12 84,92 1 224,30 May. 2 153,41 1 990,69 3 551,39 85,21 1 226,30 Jun. 2 153,91 1 990,63 3 559,55 84,78 1 227,80 Jul. 2 152,90 1 990,88 3 563,94 83,81 1 226,70 Ago. 2 153,67 1 990,87 3 564,25 82,50 1 225,20 Sep. 2 149,16 1 985,46 3 563,18 80,86 1 221,20 Oct. 2 152,90 1 990,08 3 563,76 79,07 1 226,50 Nov. 2 149,72 1 985,77 3 562,45 75,70 1 217,90 Dic. 2 153,50 1 987,02 3 562,12 71,85 1 222,00 Los vertimientos en los embalses Amaluza y Daule Peripa tuvieron el siguiente comportamiento: 494,7 435,2 205,8 231,7 247,1 123,6 62,9 0,0 23,9 8,4 9,2 30,1 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. AMALUZA DAULE PERIPA TOTAL Figura 1.23 Comportamiento de los vertimientos en los embalses Amaluza y Daule Peripa Informe Anual 2019 Página 45 de 196

En total se vertieron 1872.6 Hm3 de los cuales el 62% pertenece a Daule Peripa y el 38% a Amaluza. Analizando en función de la capacidad de sus embalses en Amaluza se registraron vertimientos equivalentes a 16.6 veces su embalse y en Daule Peripa, equivalentes a 0.12 veces su embalse. 1.7. GESTIÓN DE MANTENIMIENTOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - SNI. 1.7.1. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS EN EL SNI. En 2019 se registraron 4.695 mantenimientos en elementos del SNI, de las cuales: el 62 % (2.918) corresponde a mantenimientos programados, el 26% (1.207) corresponde a mantenimientos emergentes y el 12% (570) a mantenimientos sin número de registro. En relación al 2018, se ha producido un incremento del 4.6 % (215) de mantenimientos consignados en el año 2019. TOTAL, MANTENIMIENTOS 1.559 4.695 415 633 685 Transmisión 456 223 38 89 3 24 CENACE Distribución Generación Interconexión Programado Emergente TOTAL, MANTENIMIENTOS 12% Programado Transmisión 26% Emergente Distribución Generación 62% Sin Número Interconexión Registro CENACE Transmisión Distribución Generación Interconexión CENACE 2018 2019 Programado Emergente Sin Número Registro Figura 1.24 Mantenimientos en elementos del SNI, 2019 Informe Anual 2019 Página 46 de 196

En 2019 se registró un total de 89,89% de cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación; para lo cual, se muestra a continuación el cumplimiento del mismo. 50 120% 69% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 40 82% 69% CUMPLIMIENTO 63% 80%88,89% 30 ANUAL 20 40% 10 33 45 38 39 30 38 43 32 31 34 21 39 0 0% Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 1.25 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación, 2019 En 2019, se registró un total del 85.40% de cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión; para lo cual, a continuación, se muestra el cumplimiento del mismo. 70 120,00% 90,32% 100,00% 60 100,00% 94,44% 50 75,00% 91,67% 100,00% 83,33% 76,74% CUMPLIMIENTO 80,00% 40 71,79% 85,40% 50,00% 30 20 A40N,U00A%L 25,00% 10 8 16 4 14 18 18 39 18 62 43 24 19 0 0,00% Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 1.26 Cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión, 2019 Informe Anual 2019 Página 47 de 196

En la Figura 1.27 se puede observar el indicador de horas de ejecución de mantenimientos que presentaron desconexión de carga. A continuación, se presentan los principales mantenimientos: 338 155 140 118 73 55 50 49 28 19 15 14 10 10 8 5 4 4 Figura 1.27 Mantenimientos de distribuidoras con desconexión de carga (horas), 2019 1.7.2. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR UNIDAD DE NEGOCIO DE GENERACIÓN De los 1.706 mantenimientos ejecutados en generación, el 55,39% (945) corresponden a CELEC EP y del 44,61% restante, la Empresa Eléctrica Ambato presenta el mayor número de mantenimientos (159). El total de mantenimientos, corresponde a mantenimientos programados, emergentes y sin número de registro. CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS CNEL EP SANTA ELENA CNEL EP MANABÍ CNEL EP GUAYAQUIL CNEL EP MILAGRO CNEL EP SUCUMBÍOS CNEL EP ESMERALDAS CNEL EP LOS RÍOS CNEL EP EL ORO E.E. AZOGUES E.E. REGIONAL NORTE E.E. AMBATO E.E. CENTRO SUR CNEL EP SANTO DOMINGO E.E. COTOPAXI CNEL EP BOLÍVAR E.E. REGIONAL SUR E.E. QUITO Informe Anual 2019 Página 48 de 196