Informe Anual 2019 - CENACE

CELEC EP 945 E.E. AMBATO 159 E.E. QUITO E.E. REGIONAL NORTE 63 58 ELITENERGY S.A. 50 ELECAUSTRO 42 36 E.E. REGIONAL SUR 31 C.H. NORMANDIA 30 28 E.E. RIOBAMBA 25 C.H. SAN JOSÉ DE TAMBO 25 25 EPMAPS 22 C.H. SIGCHOS 19 18 CNEL EP 17 C.H. ABANICO 15 13 ENERMAX 13 C.T. GENEROCA 12 11 EPAA 11 C.H. HIDROALTO 11 10 ECOLUZ 6 ECUAGESA 3 HIDROSIERRA 3 EMAC-BGP ENERGY CEM 3 C.H. SAN BARTOLO 2 C.H. SIBIMBE C.E.M. IPNEGAL GASGREEN S.A. C.T. COAZUCAR C.T. ECOELECTRIC E.E. COTOPAXI C.H. HIDROVICTORIA Figura 1.28 Frecuencia de mantenimiento por unidad de negocio de generación, 2019 1.7.3. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE GENERACIÓN CELEC EP registra 945 mantenimientos ejecutados; de los cuales, el 26,77% corresponden a la Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair, el 13,02% a la Unidad de Negocio Termomanabí, el 10,16% a la Unidad de Negocio Electroguayas y el 9,63% a la Unidad de Negocio Hidropaute. Informe Anual 2019 Página 49 de 196

U.N. HIDROAZOGUES 3 45 U.N. ENERJUBONES 47 U.N. GENSUR 48 48 U.N. TERMOPICHINCHA U.N. TERMOESMERALDAS 53 59 U.N. HIDRONACIÓN 79 U.N. TERMO GAS MACHALA 91 96 U.N. HIDROAGOYÁN 123 U.N. HIDROPAUTE 253 U.N. ELECTROGUAYAS U.N. TERMOMANABÍ U.N. COCA CODO SINCLAIR Figura 1.29 Frecuencia de mantenimientos por Unidad de Negocio de CELEC EP, 2019 La central que registra mayor número de mantenimientos de CELEC EP es la Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair con 242 mantenimientos ejecutados. La central Jaramijó perteneciente a CELEC EP Unidad de Negocio Termomanabí, registra 50 mantenimientos ejecutados. En la Figura 1.30 se presenta un resumen de las empresas con mayor número de mantenimientos. 242 50 41 32 11 Coca Codo Sinclair Manduriacu Jaramijó Miraflores Manta 2 U.N. COCA CODO SINCLAIR U.N. TERMOMANABÍ Figura 1.30 CELEC EP con mayor número de mantenimientos, 2019 Informe Anual 2019 Página 50 de 196

1.7.4. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA Y ELEMENTOS DE TRANSMISIÓN De los 2.001 mantenimientos ejecutados, el 54,07 % (1.082) corresponden a campos de conexión, el 21,64% (433) a líneas de transmisión, el 9,70% (194) a subestaciones, el 8,85% (177) a transformadores, el 3,80% (76) a barras, el 1,20% (24) a equipos y sistemas de transmisión, y el 0,75% (15) a elementos de compensación. Barras Equipos y Capacitores 3,80% Sistemas 0,75% Transformadores 1,20% 8,85% Subestaciones Campos de 9,70% conexión 54,07% LÍneas de transmisión 21,64% Figura 1.31 Frecuencia de mantenimientos por elementos de transmisión, 2019 El 93,90% (1.879) de los mantenimientos en el Sistema Nacional de Transmisión fueron realizados por CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y el 6,10% (122) por otros participantes del sector eléctrico. Informe Anual 2019 Página 51 de 196

CELEC EP - COCA HIDROSANBARTOLO CODO SINCLAIR S.A. 0,70% CELEC EP - 0,20% CELEC EP - GENSUR ENERJUBONES 0,70% 0,65% SISTEMA PERUANO 0,15% ELECTROQUIL 0,10% CELEC EP - Otros CELEC EP - CELEC EP - TRANSELECTRIC 6,10% HIDRONACION ELECTROGUAY 93,90% 0,95% AS 0,05% SISTEMA E.E. QUITO COLOMBIANO 1,25% HIDROABANICO 0,05% 1,20% SIGDE 0,05% HIDRONORMANDIA 0,05% Figura 1.32 Mantenimientos en el SNT, 2019 1.7.5. FRECUENCIA DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN En las empresas de distribución se ejecutaron un total de 861 mantenimientos, el 81,53% (702) corresponden a la unidad de negocio CNEL EP y el 18,47 % a otros participantes del sector eléctrico. E.E. QUITO E.E. CENTRO SUR 4,76% 4,30% E.E. REGIONAL SUR 3,14% E.E. AMBATO 3,02% E.E. REGIONAL NORTE 0,93% CNEL EP E.E. AZOGUES 81,53% 0,81% E.E. RIOBAMBA 0,81% E.E. COTOPAXI 0,70% Figura 1.33 Frecuencia de mantenimientos por empresa de distribución, 2019 Informe Anual 2019 Página 52 de 196

En la Unidad de Negocio Guayas los Ríos de CNEL EP, se registra el mayor número de mantenimientos: 34,6% (243). U.N. GUAYAS LOS RÍOS 243 U.N. GUAYAQUIL 189 U.N. SANTA ELENA 66 U.N. MANABÍ 59 33 U.N. MILAGRO 30 U.N. LOS RÍOS 25 U.N. SUCUMBÍOS 22 17 U.N. EL ORO 9 U.N. ESMERALDAS 9 U.N. BOLÍVAR U.N. SANTO DOMINGO Figura 1.34 Frecuencia de mantenimientos por unidad de negocio de CNEL EP 1.8. GESTIÓN DE EVENTOS Y FALLAS REGISTRADOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - SNI 1.8.1. FALLAS REGISTRADOS EN EL SNI En 2019, se registraron 3.232 salidas forzadas en elementos del SNI, de los cuales, el 65,32% (2.111) corresponde a generación, el 15,19% (491) a distribución y el 19,49% (630) a transmisión. A nivel de transmisión, el máximo valor de salidas forzadas se registra en líneas de transmisión con 293 disparos, que representan el 9,1%, seguido de campos de conexión con el 7% (226 disparos), transformadores con el 2.2% (71), elementos de compensación con el 0,7% (22) y, el 0.6% que corresponden a disparos de barras (18), valores calculados con respecto al total de salidas forzadas. Informe Anual 2019 Página 53 de 196

GENERACIÓN DISTRIBUCIÓN 2.111 491 L. TRANSMISIÓN 293 3.232 Otros PUNTOS FALLAS 630 CONEXIÓN BARRAS; 18 226 TRANSFORMADOR 71 E. COMPENSACIÓN 22 Figura 1.35 Salidas forzadas por elementos del SNI, 2019 En marzo, se registró la mayor parte de las salidas forzadas de elementos del SNI (451); de las cuales, el 65,32% se registraron en centrales de generación (incluida la salida de generación del sistema colombiano que provocaron una variación de frecuencia de +/- 0,2 Hz), el 19,49% en elementos del sistema nacional de transmisión (contabilizado de acuerdo a lo establecido en la Regulación CONELEC 003/08 “Calidad del transporte de electricidad y del servicio de transmisión y conexión en el sistema nacional interconectado”) y, el 15,19% corresponde a desconexiones de demanda en las empresas distribuidoras, mayores a 5 MW y que no provocaron el disparo de elementos de transmisión. En la Figura 1.36 se muestra la frecuencia de salidas forzadas por elementos de generación, transmisión y distribución. 451 291 287 275 276 253 263 241 249 224 251 171 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Generación Distribución Transmisión Número Total Fallas Figura 1.36 Salida forzada por elementos de generación, transmisión y distribución, 2019 Informe Anual 2019 Página 54 de 196

El esquema de alivio de carga por baja frecuencia (EAC-BF) es determinado por el CENACE, el que es implementado por las empresas de distribución de electricidad, con el objetivo 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 del sistema. En el 2019, se registró 1 evento que provocó la actuación del EAC-BF, debido al disparo de la barra 1 de 500 kV de la subestación San Rafael. En la tabla 1.11, se muestra el detalle del evento mencionado. Tabla 1.11 Eventos que provocaron la actuación del EAC-BF FECHA EVENTO FRECUENCIA PASOS (HZ) 2 7/8/2019 11:20 Disparo de los siguientes elementos: 59,06 Disyuntores asociados a la barra 1 de 500 kV de la subestación San Rafael. Circuitos de la interconexión Colombia - Ecuador de 230 kV. Línea de transmisión Due - San Rafael de 230 kV 1.8.2. FRECUENCIA DE FALLAS DE GENERACIÓN En las empresas de generación del sistema ecuatoriano, se registraron 2.111 fallas, de estos eventos; el 15,25% (322) corresponden a salidas forzadas (fallas) en CELEC EP, el 8,34% (176) a ELITENERGY y el 7,30% (154) a HIDROSIGCHOS C.A.; el resto de porcentajes se muestra en la Figura 1.37. C.H. SAN BARTOLO; 69 EMAC - BGP ENERGY; 71 SISTEMA COLOMBIANO; 67 HIDROTAMBO; 90 C.H. NORMANDÍA; 66 HIDROABANICO; 60 E.E. REGIONAL SUR; 58 C.H. GENEROCA; 58 E.E. QUITO; 96 CNEL EP GUAYAQUIL; 47 HIDROALTO; 25 ECUAGESA; 19 GASGREEN S.A.; 101 ELECAUSTRO; 46 ENERMAX; 19 E.E. REGIONAL NORTE; CEM… ECOLUZ; 27 E.E. 115 AMBATO; 11 Otros; 218 EPAA; 5 HIDROVICTORIA; 28 ECOELECTRIC; 3 E.E. COTOPAXI; 123 INGENIO SAN CARLOS; 1 HIDALGO E HIDALGO; 129 HIDROSIERRA; 32 EPMAPS; 37 HIDROSIGCHOS; 154 CELEC EP; 322 ELITENERGY; 176 Figura 1.37 Frecuencia de fallas por empresa de generación, 2019 Informe Anual 2019 Página 55 de 196

U.N.TERMOPICHINCHA U.N. 31,99% HIDROAZOGUES 5,59% U.N. COCA CODO SINCLAIR 11,18% U.N. ELECTROGUAYAS 3,42% U.N. ENERJUBONES 5,59% U.N. GENSUR 6,52% U.N. TERMOMANABÍ U.N. HIDROAGOYÁN 7,76% 6,21% U.N. TERMOESMERALDAS U.N. HIDRONACIÓN 1,55% 8,39% U.N. TERMO GAS U.N. HIDROPAUTE MACHALA 6,52% 5,28% Figura 1.38 Frecuencia de fallas por unidad de negocio de CELEC EP, 2019 Las siguientes figuras muestran la frecuencia de fallas en CELEC EP por Unidad de Negocio: U.N. TERMOMANABÍ Jaramijó; 6 Manta 2; 5 Miraflores ; 14 U.N. TERMOESMERALDAS Esmeraldas; 2 La Propicia; 3 U.N. TERMO GAS MACHALAM. Gas I; 1 M. Gas II; 16 U.N. HIDROPAUTE Mazar; 3 Paute; 8 Sopladora; 10 U.N. HIDRONACIÓN Baba; 6 Marcel Laniado; 21 U.N. HIDROAGOYÁN Agoyán ; 3 Pucará; 6 San Francisco; 11 U.N. GENSUR Delsitanisagua; 17 Villonaco; 4 U.N. ENERJUBONES Minas San Francisco; 18 U.N. ELECTROGUAYAS Gonzalo Zevallos; 7 Santa Elena II; 2 Trinitaria; 2 U.N. COCA CODO SINCLAIR Coca Codo Sinclair; 23 Manduriacu; 13 U.N. HIDROAZOGUES Alazán; 18 Informe Anual 2019 Página 56 de 196

Jivino 2 Payamino 10 5 Guangopolo 3 Jivino 3 9 Guangopolo II Otros; 6 Santa Rosa 32 3 Dayuma Celso 38 Castellanos 2 Jivino 1 1 Figura 1.39 Frecuencia de fallas de CELEC EP por unidad de negocio, 2019 1.8.3. FRECUENCIA DE FALLAS TRANSMISIÓN El análisis de las fallas contempla las instalaciones del sistema de transmisión y puntos de conexión en el Sistema Nacional de Transmisión SNT, mismas que se clasifican por elemento y origen de la falla. El procesamiento estadístico de la información y cálculo de índices está basado en la metodología establecida tanto en la Regulación CONELEC No. 003/08, como en su procedimiento de aplicación. De los 630 registros, el 86,51% (545) corresponde a disparos de elementos de CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y la diferencia a otras empresas, como se muestran en la Figura 1.40. CELEC EP - TRANSELECTRIC E.E. QUITO ELITENERGY CELEC EP - GENSUR EPMAPS C.H. SAN BARTOLO HIDROALTO ELECTROQUIL C.H. NORMANDÍA CELEC EP - TERMO GAS MACHALA ENERMAX Figura 1.40 Frecuencia de fallas en el sistema de transmisión, 2019 Informe Anual 2019 Página 57 de 196

En el Sistema Nacional de Transmisión durante el 2019, se registraron 630 fallas, clasificadas por elemento, de acuerdo a la Figura 1.41. Barras 138 kV 117 25 1 Barras 230 kV Barras 500 kV 71 3 Barras 69 kV Campos de conexión 138 kV 150 22 6 Campos de conexión 230 kV 3 Campos de conexión 500 kV Campos de conexión 69 kV 6 Compensadores 22 Líneas de transmisión 138 kV 187 15 Líneas de transmisión 230 kV 2 Líneas de transmisión 500 kV Líneas de transmisión 69 kV Transformadores Figura 1.41 Fallas por elemento en el Sistema Nacional de Transmisión, 2019 Del total de fallas registradas el 46,51% (293) corresponde a líneas de transmisión; el 11,27% (71) a transformadores; el 35,87% (226) a campos de conexión; el 3,49% (22) a disparos de elementos de compensación; y el 2,86% (18) a barras. 1.9. ENERGÍA NO SUMINISTRADA Durante el 2019 se registró una Energía No Suministrada – ENS, de 14.909 MWh; de los cuales: el 50,7% corresponde a fallas y el 49,3% a mantenimientos. Informe Anual 2019 Página 58 de 196

Figura 1.42 Energía no suministrada durante el 2019 La energía no suministrada corresponde a 5,36 horas de desconexión de la energía eléctrica total demandada del sistema (energía suministrada más energía no suministrada); con respecto al 2018, esta energía no suministrada se incrementó en 0,04 horas. En cuanto a la ENS provocada por fallas, corresponde a 2,72 horas de la energía eléctrica total demanda en el sistema; esta energía no suministrada se redujo en 0,17 horas, con respecto al 2018. 1.9.1. HISTÓRICO DE LAS HORAS EQUIVALENTES DE DESCONEXIÓN En la Figura 1.41 se muestra la evolución de los últimos 9 años de las horas equivalentes de desconexión de demanda por fallas y mantenimientos. Informe Anual 2019 Página 59 de 196

12,00 8,84 8,89 9,00 6,00 7,51 6,72 6,91 5,57 5,40 5,32 5,36 3,00 0,00 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Figura 1.43 Horas equivalentes de desconexión, 2011 - 2019 2. TRANSACCIONES COMERCIALES 2.1. ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DE LAS TRANSACCIONES DE BLOQUES ENERGÉTICOS Conforme lo establece el artículo 20 de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica – LOSPEE, el Operador Nacional de Electricidad, CENACE, actúa como administrador comercial de las transacciones de bloques energéticos. Así también, con base en las atribuciones y deberes definidos en la Ley, CENACE se encarga de administrar técnica y comercialmente las transacciones internacionales de electricidad en representación de los partícipes del sector eléctrico. En este sentido, CENACE es el encargado de registrar, liquidar, administrar técnica y financieramente las transacciones comerciales entre los participantes del sector eléctrico e interconexiones internacionales de electricidad; además de controlar los movimientos financieros del sector, procurando el desarrollo permanente del mercado eléctrico. CENACE, como representante de los partícipes del sector eléctrico frente a las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE es el “Administrador del Mercado Ecuatoriano” quien, desde al año 2003 mantiene suscrito un acuerdo comercial con XM de Colombia, para la liquidación de manera coordinada de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, así como para las actividades de administración, facturación, cobro y pago de las garantías y de las transacciones por parte de los Administradores de Mercado, todo ello enmarcado en la Ley aplicable. Informe Anual 2019 Página 60 de 196

Figura 2.1 Circuito Transaccional Técnico-Económico En el circuito transaccional técnico – económico, las transacciones comerciales son el último proceso, que luego de la operación en tiempo real determinan las remuneraciones y pagos que deben efectuarse entre las empresas participantes del mercado eléctrico por la prestación de los Servicios de Energía Eléctrica incluyendo las Transacciones Internacionales de Electricidad. 2.1.1. PARTICIPANTES EN LA ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL  TRANSACCIONES DE GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN La liquidación de la generación de energía, se realiza en función del contrato regulado que mantiene suscrito, contrato bilateral o en el caso de la generación no convencional, la liquidación se realiza conforme la tarifa establecida en la normativa aplicable. Para el caso de la autogeneración, las transacciones que realiza en el mercado corresponden a los excedentes de energía, mismos que son liquidados en función a la tarifa establecida en los contratos regulados que mantienen suscritos con las empresas de distribución.  TRANSACCIONES DE TRANSMISIÓN El transmisor debe permitir el libre acceso de terceros a su sistema, en los términos que se establezcan en la regulación correspondiente, y el reconocimiento económico para la actividad de transmisión se la realiza sobre la base de la tarifa fija de transmisión definida por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad – ARCONEL, en el análisis y determinación del costo del servicio público de energía eléctrica. En 2019 se registra un único transmisor que es Unidad de Negocio TRANSELECTRIC de CELEC EP. Informe Anual 2019 Página 61 de 196

 TRANSACCIONES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN La actividad de distribución y comercialización de electricidad, es realizada por el Estado, a través de personas jurídicas debidamente habilitadas. Es obligación de las empresas de distribución, expandir su sistema en función de los lineamientos para la planificación que emita el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, para satisfacer toda demanda de servicio de electricidad requerida dentro del área de concesión (área geográfica).  TRANSACCIONES CON GRANDES CONSUMIDORES En el mercado eléctrico ecuatoriano se registran dos grandes consumidores, Novopan y Empaqplast, los cuales iniciaron su operación como tales en febrero 2018 y abril 2019 respectivamente, al suscribir un contrato bilateral con la empresa Hidalgo & Hidalgo S.A. y Ecoluz.  TRANSACCIONES INTERNACIONALES Las Transacciones Internacionales de Electricidad - TIE, son transacciones horarias entre los mercados de corto plazo de los países interconectados por uno o más enlaces internacionales, transacciones que se encuentran en el marco de la normativa Supranacional de la Decisión CAN. En este contexto, en el mercado ecuatoriano se mantienen las TIE con el vecino país Colombia a través de 4 circuitos a 230 kV ubicados en la S/E Pomasqui en Ecuador hacia la S/E Jamondino en Colombia y 1 circuito a 138 kV que va desde la S/E Tulcán en Ecuador hasta la S/E Panamericana en Colombia. Las condiciones de operación, así como los aspectos comerciales de liquidación de las mismas, se encuentran establecidas en el Acuerdo Operativo y Acuerdo Comercial, respectivamente; siendo el CENACE, el Administrador del Mercado Ecuatoriano en representación de los participantes del sector eléctrico. En el caso de Colombia, el Administrador de Mercado es XM Compañía de Expertos en Mercados. Las TIE son producto del despacho económico coordinado efectuado por los operadores de los sistemas de los países interconectados, y se originan por la diferencia de precios entre los nodos terminales de los enlaces internacionales. La coordinación de los despachos económicos entre países interconectados a través de enlaces internacionales, considera la oferta disponible y la demanda internacional, en los extremos del enlace, para la programación de los recursos de generación y transmisión de cada país; es decir, si las condiciones de precio y demanda garantizan una importación a menor costo sin poner en riesgo las condiciones operativas del sistema, se procede con la importación y en el mismo sentido con las propuestas de exportación. Con el propósito de garantizar el pago de las TIE, se establece un esquema de garantías financieras que permite al CENACE, cumplir con las obligaciones económicas derivadas de estas transacciones. El esquema de garantías es un prepago semanal, a través del cual el Administrador del Mercado Exportador recibe, en la semana anterior al de la operación, el monto estimado de las transacciones de la semana de operación. Informe Anual 2019 Página 62 de 196

2.1.2. ASPECTOS COMERCIALES DEL FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO El artículo 49 de la LOSPEE, establece que la compra y venta de energía eléctrica que se realice entre los participantes del sector eléctrico a través de contratos, así como las transacciones de corto plazo, serán liquidadas por el Operador Nacional de Electricidad – CENACE conforme la normativa expedida para el efecto. Con base en esta competencia, el Operador Nacional de Electricidad, determina los valores que deben cobrar y pagar cada participante del sector eléctrico en el ámbito mayorista. En este sentido se realizan transacciones comerciales a través de bloques de energía considerados en: contratos regulados; contratos no regulados; generación no convencional; mercado de corto plazo para servicios complementarios y cierre de mercado; y, transacciones internacionales de electricidad. Se denominan contratos regulados, a los contratos para la compraventa de energía eléctrica suscritos por los generadores o autogeneradores con las empresas de distribución en forma proporcional a la demanda regulada (energía para usuarios finales) de cada una de ellas, esto significa que los contratos que finalmente suscriban las empresas eléctricas de distribución con empresas de generación y autogeneración públicas y privadas, se liquidarán bajo las condiciones de precios establecidos en los contratos regulados. En este esquema comercial de participación de contratación regulada, se considera también a la generación de propiedad de la distribuidora, denominada “generación no escindida”. En cuanto a los contratos no regulados, denominados también contratos bilaterales, son aquellos contratos para la compraventa de energía eléctrica, suscritos entre los generadores o autogeneradores privados con demanda no regulada; es decir. con los grandes consumidores y los consumos propios de autogeneradores. El esquema transaccional en el ámbito mayorista, distingue también la participación de generadores no convencionales que poseen tarifa preferente, y la liquidación comercial es cubierta por todas las empresas de distribución en forma proporcional a la demanda regulada de cada una de ellas. Para la valoración económica de la producción de los generadores que poseen contratos regulados y generadores no escindidos se determina un cargo fijo y un cargo variable o costo variable de producción, considerando los siguientes criterios: a. El cargo fijo es liquidado independientemente si el generador es o no despachado por el CENACE, siempre y cuando se mantenga disponible, cuyo valor es determinado por el ARCONEL en los estudios tarifarios. b. Los cargos variables o costos variables de producción, son liquidados de acuerdo con la producción de energía eléctrica medida. Todas las transacciones comerciales que se establecen para cada uno de los participantes del sector eléctrico en el ámbito mayorista, están basadas en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, y las regulaciones vigentes relacionadas con los aspectos comerciales expedidas por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad - ARCONEL. El esquema de participación transaccional se lo puede visualizar en la siguiente figura. Informe Anual 2019 Página 63 de 196

Generador Contratos TIE Contratos Generador Público Regulados Regulados Privado Distribuidor Estatal Contratos No Regulados Liquidación Gran Contratos No como Contratos Consumidor Regulados Regulados (excedentes) Generación Consumos Abastecimiento Autogen. No Propios de interno Privado Autogen. Escindida Contratos Regulados (excedentes) Figura 2.2 Esquema de participación transaccional en el ámbito mayorista 2.1.3. INGRESO DE NUEVOS PARTICIPANTES AL MERCADO ELÉCTRICO El ingreso de nuevos participantes en el mercado eléctrico está sujeto al cumplimiento de la normativa vigente para cada uno de los participantes del mercado, cuya verificación del cumplimiento normativo es de competencia del Regulador. En este contexto, una vez que el Regulador emite su pronunciamiento de habilitación del nuevo participante; CENACE, conforme sus competencias procede a la inclusión de los mismos, en los procesos operativos y comerciales. El Operador Nacional de Electricidad, es quien, luego de cumplir con el proceso de ingreso para nuevas centrales de generación en apego a la normativa vigente y una vez recibida la habilitación por parte del Regulador, declara el inicio de la operación comercial de las nuevas centrales. Durante el 2019, se registró el ingreso en operación comercial de una nueva central de generación hidroeléctrica, como es Hidrosierra - C.H. Río Verde Chico, que está calificada como central de generación no convencional, por tanto, se acoge a la REGULACIÓN No. CONELEC – 001/13. (Anexo 2.1). En relación a la demanda, en este 2019 también iniciaron su participación en el esquema transaccional del sector eléctrico, el Gran Consumidor EMPAQPLAST y 35 nuevos puntos de Consumo Propio de autogeneradores, siendo los autogeneradores HIDROALTO y ECOELECTRIC quienes han incluido el 41% del total de los nuevos puntos de consumo propio. (Anexo 2.2). Informe Anual 2019 Página 64 de 196

2.2. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 2.2.1. CONDICIONES HIDROLÓGICAS Y ENERGÉTICAS En Ecuador continental se identifican dos vertientes, el Pacífico (Occidental) y el río Amazonas (Oriental). Las centrales hidroeléctricas más grandes en el SNI se encuentran ubicadas en la vertiente oriental, donde la época lluviosa ocurre generalmente de abril a septiembre, mientras que la época de sequía se presenta de octubre a marzo. El 78,9% de la capacidad total existente en centrales hidroeléctricas está constituida principalmente por 10 grandes centrales: Coca Codo Sinclair, Paute Molino, Minas San Francisco, San Francisco, Marcel Laniado de Wind, Delsitanisagua, Mazar, Agoyán, Pucará y Manduriacu, pertenecientes a CELEC EP de naturaleza pública. De estas centrales, únicamente las centrales Manduriacu y Marcel Laniado de Wind se encuentran ubicadas en la vertiente del Pacífico. Esta última, conjuntamente con Mazar, son las centrales que poseen los embalses más representativos del sistema eléctrico nacional. Tabla 2.1 Potencia efectiva en las grandes centrales hidroeléctricas del SNI CENTRAL POTENCIA (MW) CUENCA HIDROGRÁFICA ORIENTAL C.H. COCA CODO SINCLAIR 1.500,0 C.H. PAUTE MOLINO 1.100,0 C.H. MINAS SAN FRANCISCO 270,0 C.H. SAN FRANCISCO 224,0 C.H. DELSITANISAGUA 180,0 C.H. MAZAR 170,0 C.H. AGOYÁN 154,0 C.H. PUCARÁ 70,6 CUENCA HIDROGRÁFICA OCCIDENTAL C.H. MARCEL LANIADO DE WIND 213,0 C.H. MANDURIACU 65,0 3.946,6 TOTAL Estas grandes centrales representan el 84,6% de la generación hidroeléctrica convencional y el 54,9% del total de generación del SNI. El embalse de Mazar perteneciente a la vertiente del río Amazonas permite una mejor operación de la cadena Mazar – Molino incrementando las reservas energéticas durante los meses de estiaje. Por otro lado, el embalse de la Central Marcel Laniado de Wind, es el de mayor volumen en el país y gracias a que está ubicada en la vertiente del Pacífico, presenta un régimen hidrológico cuasi – complementario con las otras centrales situadas en la vertiente oriental. Informe Anual 2019 Página 65 de 196

6.230 6.208 6.036 5.497 5.752 5.330 4.963 4.896 3.944 4.352 3.561 3.201 581 1.113 805 1.870 900 1.850 1.005 1.505 1.142 1.840 1.212 1.855 1.195 1.543 1.160 1.264 1.056 799 971 835 889 815 744 945 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Volumen Agregado Almacenado (Hm3) Reserva Energética Agregada (GWh) Caudal Agregado Promedio (m3/seg) Figura 2.3 Condiciones hidrológicas y energéticas, 2019 Durante el 2019, las mejores condiciones hidrológicas en el área de influencia de las centrales de generación con mayor capacidad instalada, se presentaron en el periodo de febrero a agosto; mientras que, el periodo de estiaje lo marcaron principalmente los meses de septiembre, octubre y noviembre. 2.2.2. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA Al 2019 la potencia efectiva con la que cuenta el Sistema Nacional Interconectado es de 7.190 MW compuestos por centrales de generación con fuentes renovables y no renovables. Tabla 2.2 Potencia efectiva por tipo de generación (MW), 2019 POTENCIA EFECTIVA (MW) TIPO DE GENERACIÓN CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL TOTAL 4.663 HIDRO 338 5.001 EÓLICO 4.663 17 17 BIOGAS 571 6 6 BIOMASA 426 105 105 FOTVOLTÁICO 256 24 24 SUBTOTAL RENOVABLE 489 DIESEL 5.152 FUEL OIL - 571 GAS NATURAL - 426 - 256 Informe Anual 2019 Página 66 de 196

POTENCIA EFECTIVA (MW) TIPO DE GENERACIÓN CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL TOTAL NAFTA 100 - 100 RESIDUO 685 - 685 SUBTOTAL NO RENOVABLE 2.038 0 2.038 TOTAL (MW) 6.701 489 7.190  PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DE GENERACIÓN La energía neta total producida por las centrales consideradas en las transacciones en bloque en el 2019, fue de 27.532,24 GWh, con una participación del 88.83% de la producción hidroeléctrica, seguido de fuente termoeléctrica con el 9.68%, una participación del 1.46% de energía proveniente de generación no convencional y el 0.02% de importaciones internacionales de electricidad. Tabla 2.3 Generación por tipo de producción (GWh), 2019 TIPO DE CONVENCIONAL NO TIE TOTAL (GWh) PRODUCCIÓN CONVENCIONAL GWh % GWh % GWh % GWh % HIDROELÉCTRICA 22.089,16 80,23% 2.368,94 8,60% - - 24.458,10 88,83% EÓLICO - - 78,65 0,29% - - 78,65 0,29% BIOGAS - - 41,05 0,15% - - 41,05 0,15% BIOMASA - - 250,11 0,91% - - 250,11 0,91% FOTVOLTÁICO - - 32,81 0,12% - - 32,81 0,12% SUBTOTAL - 22.089,16 80,23% 2.771,57 10,07% - - 24.860,72 90,30% RENOVABLE 135,57 0,49% - - - 135,57 0,49% DIESEL FUEL OIL 1.241,76 4,51% - - - - 1.241,76 4,51% GAS NATURAL 798,78 2,90% - - - - 798,78 2,90% NAFTA - - - - - - - 0,00% RESIDUO 489,58 1,78% - - - - 489,58 1,78% 2.665,69 9,68% - SUBTOTAL NO - - - - 2.665,69 9,68% RENOVABLE - - - 5,83 0,02% - - TIES SUBTOTAL TIE - - - - 5,83 0,02% 5,83 0,02% TOTAL 24.754,84 89,91% 2.771,57 10,07% 5,83 0,02% 27.532,24 100,00% Como se evidencia, la demanda del 2019 ha sido abastecida principalmente por el parque hidroeléctrico, gracias a las favorables condiciones hidrológicas que se han presentado. En el Anexo 2.3 se muestra a detalle la generación individual de cada una de las centrales. Informe Anual 2019 Página 67 de 196

18,37% Termoeléctrica Fuentes 10,20% 29,97% 9.68% Renovables 8,15% 46,58% 1,46% 62,12% 5,09% Diésel F.Oil Gas Nat. Residuo Interconexiones Internacionales 0,02% Hidroeléctrica 88,83% 19,54% Eólica Biomasa Fotovolt. Biogas Figura 2.4 Generación porcentual por tipo de producción, 2019 En diciembre de 2019, se produjo la mayor cantidad de generación hidroeléctrica, mientras que en los meses de septiembre y octubre de 2019 fueron los de menor producción hidroeléctrica, situación prevista debido a las condiciones hidrológicas presentadas en dichos meses. En relación a la producción termoeléctrica, el 46.58% de la generación se produjo con combustible fuel oil, uno de los combustibles menos costosos dentro del parque generador termoeléctrico, y apenas el 5.09% se produjo con diésel. 5,09% 18,37% 46,58% Diésel Fuell Oil Gas Natural Residuo 29,97% Figura 2.5 Producción de energía termoeléctrica (GWh), 2019 En tanto, que la mayor generación dentro del grupo de producción con fuentes renovables, fue el generado por biomasa con el 62,12%. Informe Anual 2019 Página 68 de 196

10,20% 19,54% 8,15% Eólica Biomasa Fotovolt. Biogas 62,12% Figura 2.6 Producción de energía con fuentes renovables (GWh), 2019 La generación más representativa. es la que abarca la Corporación Eléctrica del Ecuador - CELEC EP, que en el 2019 representó el 85,84% de toda la producción del Sistema Nacional Interconectado, este valor comprende el 76,20% de generación hidroeléctrica, 9,36% de generación termoeléctrica y el 0,29% de generación eólica. HIDRO 20.974.83 76,20% RESTO SNI TOTAL CELEC EP 3.896.56 27.526,41 23.629.85 14,16% GWh 85,84% TERMO 2.576,37 9,36% EÓLICA 78,65 0,29% Figura 2.7 Producción de energía de CELEC EP (GWh), 2019 En el Anexo 2.4 se muestra el detalle de la producción neta mensual por tipo de generación. Informe Anual 2019 Página 69 de 196

 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE NATURALEZA JURÍDICA El 90% de la electricidad producida en el país a nivel del Sistema Nacional Interconectado, es generada por centrales eléctricas que pertenecen a empresas públicas. PRIVADA 10% TOTTOATLAL 272.572.562,461,41 GWGhWh PÚBLICA 90% Figura 2.8 Producción de energía por naturaleza jurídica (GWh), 2019  PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN COMERCIAL La energía comercializada en contratos regulados representa el 87,28% (24.029,31 GWh) de la energía tranzada, el 12,72% (3.502,93 GWh) restante de energía ha sido liquidada en contratos no regulados y otras transacciones. Es preciso mencionar, que la energía importada desde Colombia y Perú apenas representa el 0,02% de toda la energía, y solamente hay valor considerable en el mes de julio. Es importante recalcar que en abril de 2019 entró en vigencia el contrato bilateral de compra y venta de energía entre ECOLUZ y EMPAQPLAST, figura comercial que no se presentaba desde el 2011. 87,28% 10,07% 0,36% 2,27% 0,02% CONTRATOS NO GENERACIÓN NO GENERACIÓN NO TRANSACCIONES REGULADOS ESCINDIDA CONVENCIONAL INTERNACIONALES CONTRATOS OTRAS TRANSACCIONES REGULADOS Figura 2.9 Generación de energía por tipo de transacción comercial (GWh), 2019 Informe Anual 2019 Página 70 de 196

 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA NETA POR FUENTE DE GENERACIÓN El registro histórico de la producción de energía del período 1999 - 2019, se observa la tendencia creciente en concordancia con el crecimiento de la demanda, observándose una tendencia decreciente en la generación de energía con recursos térmicos desde el 2016. Esto representa un ahorro en el uso de combustibles fósiles causando efectos positivos en la balanza comercial del país y en la reducción de los impactos ambientales. Se evidencia además que desde el 2012, se presentan valores importantes de generación catalogada como No Convencional, notándose también la considerable disminución de las importaciones de energía eléctrica a partir del 2016. 7.495 10.289 10.626 11.295 11.989 12.843 13.577 14.460 15.233 16.096 16.375 17.144 18.454 19.306 20.059 21.469 22.600 22.964 23.686 24.774 27.532 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Hidroeléctrica Térmoeléctrica Importación No Convencional Total Figura 2.10 Generación de energía por tipo de producción (GWh), 2019  HISTÓRICO DE ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN COMERCIAL Con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), de 10 de octubre de 1996, se establece el Mercado Eléctrico Mayorista con la participación de generadores, distribuidores y grandes consumidores que forman parte del SNI, así como las Transacciones Internacionales de Electricidad. En este mercado se establecen dos tipos de transacciones comerciales: las transacciones en el mercado ocasional o mercado spot y el mercado de contratos a plazo. El Mandato Constituyente Nro. 15 de 23 de julio de 2008, publicado en el Registro Oficial Nro. 393 de 31 de julio de 2008, se expide con el objetivo de cumplir con la Informe Anual 2019 Página 71 de 196

responsabilidad del Estado sobre la prestación del servicio público de energía eléctrico, bajo principios de eficiencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, continuidad y calidad, a través del establecimiento de normas que permitan una reforma de la estructura operativa del mercado eléctrico ecuatoriano. Una de las principales reformas fue la eliminación del modelo marginalista y una mayor participación de un mercado de largo plazo, a través de contratos: contratos regulados a plazo que, como resultado de concursos públicos se suscriban entre generadores privados y distribuidores; contratos regulados a plazo que se suscriban entre generadores en los que el Estado tenga participación, sin excepción alguna, y los distribuidores; y, contratos a plazo libremente pactados entre aquellos generadores privados y grandes consumidores que se encuentren debidamente facultados. En este contexto, en la Figura 2.11 se evidencia el cambio de estructura en el funcionamiento comercial del mercado eléctrico, apareciendo las transacciones a través de contratos regulados que hasta enero del 2018 eran los únicos contratos que existían entre empresas participantes. Así también es evidente la eliminación de los contratos no regulados desde el año 2009; sin embargo, como ya se ha mencionado con anterioridad, a partir de febrero de 2018 vuelve a aparecer esta figura con el contrato suscrito entre HIDALGO &HIDALGO y NOVOPAN S.A. y en abril de 2019 con el contrato entre ECOLUZ y EMPAQPLAST. 7.495 10.289 10.626 11.295 11.989 12.843 13.570 14.460 15.233 16.096 16.375 17.144 18.454 19.306 20.061 21.471 22.600 22.964 23.686 24.774 27.532 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Contratos Regulados Contratos No Regulados Mercado Ocasional Gen. No Escindida Total Figura 2.11 Generación de energía por tipo de transacción (GWh), 1999 - 2019 Informe Anual 2019 Página 72 de 196

88% 12% 9% 79% 11% 37% 51% 12% 14% 76% 11% 36% 7% 42% 7% 31% 8% 28% 7% 16% 7% 4%14% 8% 0,2% 7% 8% 09,%1% 7% 7% 6% 9% 6% 8% 5% 6% 4% 9% 3% 0,16% 11,39% 2,29% 14% 79% 8% 4% 6% 0,11%10,12% 57% 51% 60% 64% 26% 50% 74% 84% 84% 88% 86% 87% 90% 89% 86,16% 90% 86,98% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Contratos Regulados Contratos No Regulados Mercado Ocasional Gen. No Escindida Figura 2.12 Generación por tipo de transacción comercial (GWh),1999 – 2019 2.2.3. DEMANDA DE ENERGÍA  DEMANDA COMERCIAL Para efectos de liquidación de transacciones comerciales, conforme lo establece la normativa vigente, la liquidación mensual de las transacciones registradas en el mercado se la realiza haciendo uso de la demanda comercial de las empresas de distribución. En este contexto, la demanda comercial se refiere a la demanda de los puntos de consumo de cada una de las empresas de generación, sin considerar la generación inmersa ni los consumos propios que se encuentran en su área de concesión. Informe Anual 2019 Página 73 de 196

Figura 2.13 Demanda Comercial, 2019 La Corporación Nacional de Electricidad - CNEL EP, abarca el mayor porcentaje de la demanda con el 61,5% de la demanda total, al tener concentradas 11 Unidades de Negocio que abastecen la energía a toda la región Costa, Oriente y una parte de la Sierra. El detalle de la demanda mensual de 2019, se encuentra en el Anexo 2.5.  CONSUMOS PROPIOS Hasta diciembre de 2019 se contabiliza un total de 273 puntos de consumos propios asociados a diversos autogeneradores y en diferentes áreas de concesión de las empresas eléctricas de distribución. Estos consumos propios deben ser abastecidos por sus autogeneradores; no obstante, existe ocasiones en las cuales su generación no alcanza a abastecer la demanda de los mismos, debiendo los referidos autogeneradores comprar energía en el mercado de corto plazo para abastecerlos. Actualmente, la demanda de los consumos propios representa el 5,5% de la demanda total del sistema sin considerar las exportaciones. En la Tabla 2.4 se muestra un resumen de los consumos propios del 2019. Informe Anual 2019 Página 74 de 196

Tabla 2.4 Consumos propios (MWh), 2019 NÚMERO DE DEMANDA % CONSUMOS AUTO- AUTO ÁREA DE CONSUMOS DEMANDA GENERADOR GENERADOR PROPIOS CONCESIÓN COAZUCAR PROPIOS CONSUMOS ECOELECTRIC (MWh) PROPIOS ECOLUZ EMAAP-Q AZOGUES 23.259 32,3% ENERMAX COAZA CENTRO SUR 2.254 3,1% ECOEA 3 46.506 64,6% HIDROABANICO ELUZG EMAPG RIOBAMBA EMAXA TOTAL 72.018 100% 40,2% HABAA CNEL EP 30.106 GUAYAS LOS 27.735 37,0% RÍOS 16.057 22,9% CNEL EP 0,0% 10 GUAYAQUIL CNEL EP MILAGRO E.E. RIOBAMBA - TOTAL 73.899 100% 6.338 20,6% CNEL EP 24.359 79,4% GUAYAQUIL 6 E.E. QUITO TOTAL 30.697 100% E.E. QUITO 21.273 100,0% 63 21.273 100% TOTAL E.E. AMBATO 1.798 1,5% E.E. CENTRO SUR 2.104 1,7% CNEL EP 3.352 2,7% GUAYAS LOS 40.760 33,1% RÍOS CNEL EP GUAYAQUIL 62 CNEL EP MANABÍ 2.950 2,4% E.E. REGIONAL 0,8% NORTE 941 E.E. QUITO 65.348 53,0% CNEL EP SANTO 5.183 4,2% DOMINGO 864 0,7% CNEL EP SANTA ELENA TOTAL 123.300 100% E.E. COTOPAXI 71.427 25,5% CNEL EP - 0,0% ESMERALDAS 10.852 3,9% CNEL EP 34.065 12,2% 23 GUAYAS LOS RÍOS CNEL EP GUAYAQUIL E.E. QUITO 148.109 52,9% Informe Anual 2019 Página 75 de 196

NÚMERO DE DEMANDA % CONSUMOS AUTO- AUTO ÁREA DE CONSUMOS DEMANDA GENERADOR GENERADOR PROPIOS CONCESIÓN PROPIOS CONSUMOS HIDROALTO HALTG HNORG (MWh) PROPIOS HIDRO- NORMANDÍA HSBAA CNEL EP LOS 8.490 3,0% RÍOS 7.108 2,5% HIDRO- CNEL EP SANTO 280.051 100% SANBARTOLO DOMINGO TOTAL E.E. CENTRO SUR 753 0,3% CNEL EP 172.075 59,4% GUAYAS LOS 3.571 1,2% RÍOS CNEL EP GUAYAQUIL CNEL EP MANABÍ 62.861 21,7% 28 E.E. QUITO 10.310 3,6% CNEL EP 1.285 0,4% REGIONAL SUR 1.190 0,4% CNEL EP SANTO 37.837 13,1% DOMINGO CNEL EP SANTA ELENA TOTAL 289.883 100% CNEL EP 135.986 67,3% GUAYAQUIL 14 CNEL EP MANABÍ 28.734 14,2% 18,4% E.E. QUITO 37.229 TOTAL 201.949 100% E.E. AMBATO 822 0,3% E.E. COTOPAXI 578 0,2% E.E. CENTRO SUR 714 0,3% CNEL EP 2.739 1,0% ESMERALDAS 36.737 13,8% CNEL EP 147.146 55,1% GUAYAS LOS RÍOS CNEL EP GUAYAQUIL 62 CNEL EP MANABÍ 5.840 2,2% 7,7% CNEL EP 20.699 0,3% MILAGRO E.E. REGIONAL 830 NORTE CNEL EP EL ORO 1.266 0,5% E.E. QUITO 46.908 17,6% E.E. RIOBAMBA 802 0,3% 743 0,3% CNEL EP LOS 647 0,2% RÍOS CNEL EP SANTA ELENA Informe Anual 2019 Página 76 de 196

NÚMERO DE DEMANDA % CONSUMOS AUTO- AUTO ÁREA DE CONSUMOS DEMANDA GENERADOR GENERADOR PROPIOS CONCESIÓN PROPIOS CONSUMOS SAN CARLOS TOTAL (MWh) PROPIOS SASCA CNEL EP 624 0,2% SUCUMBÍOS 100% 267.095 100,0% TOTAL 100% 8.810 CNEL EP 8.810 2 MILAGRO 1.368,97 TOTAL 273 TOTAL La demanda de los consumos propios ha llegado a valores importantes respecto a la demanda comercial de las distribuidoras, como en el caso de la Empresa Eléctrica Azogues, que en 2019 representó el 21,20%. A continuación, se presenta el porcentaje de la demanda comercial afectada al distribuidor. Tabla 2.5 Demanda comercial afectada al distribuidor (MWh), 2019 DISTRIBUIDOR NÚMERO DE DEMANDA TOTAL DEMANDA % DEMANDA E.E. AMBATO CP POR COMERCIAL DEMANDA TOTAL DE CP EN DISTRIBUIDOR (MWh) DISTRIBUIDOR CP POR RELACIÓN AL (MWh) DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR 6 710,64 (MWh) 2,62 713,26 0,37% E.E. COTOPAXI 4 524,41 72,01 596,41 12,07% E.E. CENTRO SUR 8 1.160,50 5,82 1.166,32 0,50% 4 612,98 2,74 615,72 0,44% CNEL EP 24 2.319,70 253,12 2.572,82 9,84% ESMERALDAS 43 5.352,78 395,60 5.748,38 6,88% CNEL EP GUAYAS 15 1.955,15 100,39 2.055,53 4,88% LOS RÍOS 7 890,52 45,57 936,09 4,87% CNEL EP 3 637,33 1,77 639,10 0,28% GUAYAQUIL 2 1.330,98 1,27 1.332,24 0,10% CNEL EP MANABÍ CNEL EP MILAGRO E.E. REGIONAL NORTE CNEL EP EL ORO E.E. QUITO 140 4.144,47 353,53 4.498,00 7,86% E.E. RIOBAMBA 4 366,17 47,31 413,48 11,44% CNEL EP LOS RÍOS 2 478,26 9,23 487,50 1,89% 2 475,78 1,28 477,07 0,27% E.E. REGIONAL 4 672,34 13,48 685,82 1,97% SUR 3 752,12 39,35 791,47 4,97% CNEL EP SANTO 1 772,15 0,62 772,78 0,08% DOMINGO CNEL EP SANTA ELENA CNEL EP SUCUMBÍOS Informe Anual 2019 Página 77 de 196

DISTRIBUIDOR NÚMERO DE DEMANDA TOTAL DEMANDA % DEMANDA CP POR COMERCIAL DEMANDA TOTAL DE CP EN E.E. AZOGUES DISTRIBUIDOR (MWh) TOTAL DISTRIBUIDOR CP POR RELACIÓN AL (MWh) DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR 1 86,47 (MWh) 23,26 109,73 21,20% 273 23.242,74 1.368,97 24.611,71  HISTÓRICO DE LA DEMANDA TOTAL La información histórica de la demanda de energía, permite apreciar una tendencia creciente, concordante con la información antes presentada en el histórico de la generación de energía. Es necesario indicar que la demanda presentada en la Figura 2.14 considera la demanda comercial las exportaciones de energía eléctrica. 30.000,00 7.201,40 0,2 25.000,00 9.881,85 20.000,00 10.256,97 0,18 15.000,00 10.906,29 10.000,00 11.565,35 0,16 12.360,22 5.000,00 13.111,23 0,14 0,00 13.973,89 11,2%0,12 14.662,13 15.441,157,1%7,2% 0,1 15.791,47 0,08 16.574,72 0,06 17.743,98 0,04 18.601,17 0,02 19.458,96 0 20.856,07 21.939,92 22.331,03 22.903,10 23.900,70 26.578,72 6,0% 6,1% 4,4% 4,9% 4,6% 6,9% 6,6% 3,8%6,3% 5,3% 2,3%5,0% 4,8% 5,2% 1,8% 2,6% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Demanda (GWh) % Crecimiento Figura 2.14 Comportamiento histórico de demanda total (GWh), 1999 – 2019 2.2.4. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Para el 2019, aproximadamente el 99,98% de la producción ha sido generada con las centrales de generación del país (27.532,24 GWh), mientras que únicamente el 0,02% (5,83 GWh) restante, ha sido cubierto por importaciones de electricidad. Por otro lado, aproximadamente el 93,13% de la demanda comercial del sistema (26.568,66 GWh), ha sido para consumo del país, mientras que el 6,87% restante corresponde a las exportaciones de electricidad.  TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA Informe Anual 2019 Página 78 de 196

Durante el 2019, los valores de importación 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. 214,35 Exportación Total: 1.764,82 GWh 200,71 Importación Total: 5,83 GWh 169,54 153,83 161,73 162,14 145,78 136,34 113,52 121,69 113,90 71,29 0,08 - 0,01 0,03 0,06 0,61 4,38 0,15 0,09 0,26 0,11 0,05 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.15 Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia (GWh), 2019 Respecto a las exportaciones de energía en los meses de febrero y marzo de 2019, se presentaron los valores más altos debido a que el parque generador tenía condiciones hidrológicas que permitieron ofertar excedentes de energía a Colombia. Es necesario mencionar que Ecuador y Colombia operan con los cuatro circuitos a 230 kV cerrados; es decir, los países están siempre interconectados; por lo tanto, permanentemente existen intercambios de energía, los cuales son denominados intercambios no previstos y son liquidados como una importación o exportación según corresponda.  TRANSACCIONES INTERNACIONES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ Tanto las importaciones como las exportaciones de electricidad con Perú se efectúan de manera puntual en función de las necesidades de ambos países, dichas transacciones se realizan mediante la transferencia de carga de Ecuador a Perú para el caso de la importación; es decir, la carga transferida pasa a formar parte de la demanda de Perú. Para el caso de la exportación de energía, se transfiere carga desde Perú hacia Ecuador convirtiéndose así en una demanda adicional para nuestro país. Informe Anual 2019 Página 79 de 196

Exportación Total: 60,67 GWh Importación Total: 0,00 GWh 19,83 17,24 10,76 8,39 - - 1,74 - - 1,91 Ene. Feb. 0,56 Jul. Ago. Sep. Oct. 0,24 EXPORTACIÓN Mar. Abr. May. Jun. Nov. Dic. IMPORTACIÓN Figura 2.16 Transacciones Internacionales de Electricidad con Perú (GWh), 2019 Para el 2019 no existieron importaciones de electricidad, gracias a las condiciones hidrológicas del país presentadas en la mayor parte del año; únicamente se dieron exportaciones debido a contingencias puntuales presentadas en el sistema eléctrico peruano, lo cual permitió que se viabilicen las transacciones con el vecino país.  HISTÓRICO DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA En de marzo del 2003 se inician las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE con Colombia sobre la base del Acuerdo Comercial y Operativo suscritos entre Administradores de Mercado. Tabla 2.6 Variación de las TIE con Colombia TIE COLOMBIA (GWh) 2003 - 2015 2016 - 2019 VARIACIÓN % Importación 12.910,05 174,33 -99% Exportación 361,20 2.570,48 612% Históricamente, las Transacciones Internacionales de Electricidad de Ecuador con el vecino país Colombia muestran una tendencia característica netamente importadora de energía eléctrica, presentándose exportaciones de electricidad eventuales. En el Informe Anual 2019 Página 80 de 196

2016, con el ingreso de importantes centrales hidroeléctricas tales como: Coca Codo1.680,941.757,831.608,58 1.764,82 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, iniciando así una etapa que hasta el 2019, muestra que el país ya no es netamente importador, sino que la balanza comercial se equilibra, empezando así una interacción más dinámica de importaciones y exportaciones de electricidad, al punto que en los últimos cuatro años se observa que las importaciones han disminuido en un 99% comparado con las importaciones en el período 2003-2015. Por otro lado, las exportaciones se han incrementado en un 612% para el mismo periodo de análisis. Importación Total 2003-2019: 13.084,39 GWh Exportación Total 2003-2019: 2.931,68 GWh 1.128,72 1.076,73 1.294,56 876,59 797,69 662,34 824,02 509,78 456,24 378,27 67,20 236,03 18,52 233,16 6,51 194,23 34,97 16,03 1,07 38,39 37,53 20,76 9,74 8,42 28,50 46,86 45,19 43,92 5,83 106,07 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.17 Histórico TIE Colombia (GWh), 2003 – 2019  HISTÓRICO DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ En los últimos 3 años, Ecuador ha exportado a Perú el 74% del total histórico de exportaciones para el periodo comprendido entre los años 2005 a 2019. Informe Anual 2019 Página 81 de 196

111,89 Importación Total 2005-2019: 289.10 GWh Exportación Total 2005-2019: 132.82 GWh 62,55 54,57 60,67 12,72 37,74 16,76 21,41 22,67 7,47 - 2,17 0,46 - 5,84 5,01 - - - - - - - - - - - - - - 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.18 Histórico TIE Perú (GWh), 2005 – 2019 2.3. TRANSACCIONES EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 2.3.1. TRANSACCIONES COMERCIALES  TRANSACCIONES COMERCIALES DE LOS PRODUCTORES Desde el lado de la producción, durante el 2019 se han liquidado un total de 771,31 millones de dólares, siendo en efecto la liquidación en contratos regulados la que presenta el mayor porcentaje con el 65.79%. Ver detalle en Anexo 2.6. 69,27 70,78 65,16 64,74 64,16 63,64 63,54 64,94 62,64 63,94 60,21 58,57 MILLONES USD Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Contratos Regulados Contratos No Regulados Gen. No Escindida Servicios Complemen. Mercado Corto Plazo Total Figura 2.19 Transacciones comerciales de los productores en millones de dólares, 2019 Informe Anual 2019 Página 82 de 196

 TRANSACCIONES COMERCIALES DE LA DEMANDA Visto desde la demanda, consistentemente con la producción, la liquidación por contratos regulados representa el 57,04% de los valores totales, seguido de servicios complementarios, tarifa fija de transmisión y generación no escindida. Ver detalle en Anexo 2.7. 90 5,0 80 3,70 3,43 70 3,39 3,29 3,17 3,38 3,30 3,50 3,42 3,24 3,26 4,0 3,11 60 3,0 50 Millones de Dólares ¢$ / kWh 40 2,0 30 20 1,0 10 0 0,0 ene. feb. mar. abr. may. jun. jul. ago. sep. oct. nov. dic. Contratos Regulados Importación Colombia Gen. No Escindida Tarifa de Transmisión Servicios Complemen. Exportación Perú (millones USD) Figura 2.20 Transacciones comerciales de la demanda en millones de dólares, 2019  SERVICIOS COMPLEMENTARIOS La liquidación de servicios complementarios comprende la energía vendida en el mercado ocasional (déficit de excedentes, consumo de auxiliares), generación no convencional, IVA de combustibles, regulación primaria de frecuencia (RPF) y cierre de mercado. Durante el 2019, se liquidaron 225,26 millones de dólares por este concepto.  TRANSMISIÓN DE ENERGÍA El transporte de la energía eléctrica a través del Sistema Nacional Interconectado se reconoce a CELEC EP, mediante el pago de una tarifa de transmisión por la demanda máxima no coincidente del sistema, cuyo valor en el 2019 asciende a 118,05 millones de dólares. Informe Anual 2019 Página 83 de 196

11 10,5 10,44 10 10,25 10,21 10,22 9,85 10,06 9,79 9,41 9,33 9,5 9,42 9,45 9,61 9 8,5 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 2.21 Liquidación por transporte de energía en millones de dólares, 2019.  TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA Conforme el desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia, al cierre del 2019 los ingresos por exportación fueron de 67,72 millones de dólares, mismos que fueron entregados a los participantes del sector eléctrico de conformidad con la normativa vigente. Las transacciones por importación ascienden a 0,28 millones de dólares que se pagaron a Colombia por la compra de energía requerida para abastecer la demanda nacional, de acuerdo a la Figura 2.22. Producto del mecanismo de liquidación de las TIE con Colombia, establecidos en la REGULACION No. CONELEC - 004/10 “Desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad en el período de vigencia de la Decisión 720 de la Comunidad Andina” y sus modificaciones y resoluciones, se originan las denominadas Rentas de Congestión, que son valores que se originan por la diferencia en precios entre el precio de oferta de la energía del mercado exportador (precio de oferta) y el precio que está dispuesto a pagar por la energía el mercado importador (precio de corto plazo). Informe Anual 2019 Página 84 de 196

Dic. 0.003 4,82 9,05 Nov. 0.006 3,46 0,28 Oct. 0.023 0% Sep. 0.008 5,68 Ago. 0.004 2,96 67,72 0.201 1,55 100% Jul. 0.025 1,70 Jun. 0.001 11,25 May. 0.001 4,48 Abr. 4,98 Mar. 0 Feb. Ene. 11,98 0.007 5,81 MILLONES USD IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.22 TIE Colombia en millones de dólares, 2019 En este contexto, por efecto de la importación de energía eléctrica, únicamente se registran rentas de congestión a favor de Ecuador en los meses de julio y agosto de 2019 con un valor de 10.372,51 dólares, mismos que resultan de la valoración del precio de corto plazo versus el precio de oferta. Tabla 2.7 Rentas de congestión por importación – rentas a favor de Ecuador 2019 ENERGÍA DE VALORACIÓN USD USD RENTAS A USD PAGO PRECIO NETO DE IMPORTACIÓN (CON RENTAS ) FAVOR DE NETO IMPORTACIÓN ECUADOR (MWH) CUSD/KWH Ene. 83,85 6.766,75 - 6.766,75 8,07 Feb. - - -- - Mar. 11,90 352,82 - 352,82 2,97 Abr. 28,40 1.048,64 - 1.048,64 3,69 Informe Anual 2019 Página 85 de 196

2019 ENERGÍA DE VALORACIÓN USD USD RENTAS A USD PAGO PRECIO NETO DE IMPORTACIÓN (CON RENTAS ) FAVOR DE NETO IMPORTACIÓN ECUADOR (MWH) CUSD/KWH May. 60,89 1.386,52 - 1.386,52 2,28 Jun. 606,23 25.339,60 - 25.339,60 4,18 Jul. 4.378,81 210.980,19 10.281,58 200.698,61 4,58 Ago. 146,84 3.731,48 90,93 3.640,55 2,48 Sep. 89,07 8.336,45 - 8.336,45 9,36 Oct. 262,98 22.773,35 - 22.773,35 8,66 Nov. 1.12,17 6.311,57 - 6.311,57 5,63 Dic. 48,08 3.419,49 - 3.419,49 7,11 5.829,21 290.446,86 10.372,51 280.074,35 4,80 TOTAL 2019 Producto de la exportación de energía, las rentas que se generaron a favor de Colombia suman un total de 22,5 millones de dólares, transacciones que resultaron debido a que el precio ofertado por Ecuador fue menor al que Colombia estaba dispuesto a pagar. Tabla 2.8 Rentas de congestión por exportación – rentas a favor de Colombia 2019 ENERGÍA DE VALORACIÓN USD RENTAS A USD INGRESO PRECIO NETO EXPORTACIÓN USD COLOMBIA NETO A DE Ene. Feb. (MWH) (CON RENTAS) ECUADOR EXPORTACIÓN Mar. CUSD/KWH Abr. 113.516,57 7.725.704,50 1.915.496,02 5.810.208,48 5,12 May. 200.707,85 15.427.534,84 3.446.093,53 11.981.441,31 Jun. 214.346,86 13.918.151,78 2.667.944,73 11.250.207,06 5,97 Jul. 162.135,34 6.517.311,51 1.534.733,80 4.982.577,70 Ago. 169.541,43 6.101.041,15 1.616.832,76 4.484.208,39 5,25 Sep. 121.688,32 2.259.390,32 558.644,30 1.700.746,01 Oct. 113.903,51 2.036.583,40 487.043,38 1.549.540,02 3,07 Nov. 153.834,85 4.167.424,67 1.209.085,38 2.958.339,29 145.781,14 8.352.623,59 2.669.894,08 5.682.729,51 2,64 71.290,69 4.513.793,31 1.055.763,26 3.458.030,05 136.341,94 6.617.285,92 1.801.744,36 4.815.541,55 1,40 1,36 1,92 3,90 4,85 3,53 Informe Anual 2019 Página 86 de 196

2019 ENERGÍA DE VALORACIÓN USD RENTAS A USD INGRESO PRECIO NETO EXPORTACIÓN USD COLOMBIA NETO A DE Dic. TOTAL (MWH) (CON RENTAS) 3.486.370,39 ECUADOR EXPORTACIÓN 2019 22.449.646,00 CUSD/KWH 161.732,62 12.532.002,83 9.045.632,44 1.764.821,13 90.168.847,81 5,59 67.719.201,81 3,84  TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ Los valores recibidos por concepto de exportación de energía eléctrica a Perú, en el 2019 ascienden a 0,34 millones de dólares. En este año, no se han presentado importaciones desde ese país. 0,12 0,09 0,07 0,04 0,01 0,01 0,01 0,00 - - Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. - - Nov. Dic. Ene. Feb. IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Sep. Oct. Figura 2.23 TIE Perú en millones de dólares, 2019  HISTÓRICO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA Tal como se había mencionado, históricamente Ecuador ha sido un país importador de energía eléctrica, lo cual ha dado como resultado que desde el inicio de las transacciones internacionales de electricidad con Colombia en el 2003 hasta el 2019 se haya pagado al vecino país un total de 1.109,44 millones de dólares, mismos que representan el 90% de los montos totales transados en el mercado. Informe Anual 2019 Página 87 de 196

2019 0.3 67,72 2018 4.63 2017 0.88 5,82 2016 6.07 2015 47.96 3,09 2014 95.86 2013 78.07 37,34 128,54 2012 23.99 2,64 10% 2011 87.84 2010 69.79 1,94 2009 106.74 2008 34.07 1,11 2007 65.65 2006 124.79 0,17 2005 148.55 2004 133.66 0,18 2003 80.61 0,54 1.109,44 1,07 90% 1,82 1,29 0,05 0,50 0,76 2,49 IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.24 TIE Colombia en millones de dólares, 2003 - 2019 Producto de las exportaciones, Ecuador ha recibido en el mismo período, un valor total de 128,54 millones de dólares de los cuales el 88,7% corresponden a las exportaciones realizadas en los últimos cuatro años.  HISTÓRICO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ Por efecto de las transacciones internacionales con Perú se han liquidado un total de 53,27 millones de dólares por importación y 7,23 millones de dólares por exportación. Informe Anual 2019 Página 88 de 196

0,34 2019 EXPORTACIÓN 2.33 0,21 2018 7,23 0.24 - 2017 0.55 0,04 2016 IMPORTACIÓN - 2015 53,27 0.88 0,06 2014 2013 15.36 0,06 2012 2011 - 2010 32.06 2009 - 2008 - 2007 2006 2,33 2005 4,20 - - - - - - - - - 1.84 - IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.25 TIE Perú en millones de dólares, 2003 - 2019  BALANCE COMERCIAL DEL MERCADO ELÉCTRICO Como se evidencia en la Figura 2.26 el cierre del balance comercial del 2019 asciende a 889,64 millones de dólares, correspondiendo el mayor valor a la liquidación de contratos regulados. Informe Anual 2019 Página 89 de 196

1000,00 Generadores Privados 900,00 TOTAL 889.64 TOTAL 889.64 Contratos No 800,00 48.56 48,56 Regulados 118,05 38,27 38,27 118,05 Transmisor Tarifa Fija 145,09 177,04 31,95 700,00 4,45 507,45 Asignación Exportación Generadores No 600,00 503,00 Demanda Contratos Escindidos Estatales No Regulados (CF+CV) 0,28 INGRESOS Demanda Generación Generadores Privados 500,00 No Escindida Mercado Ocasional Demanda por Tarifa de Generadores Estatales 400,00 Transmisión Mercado Ocasional Demanda Mercado 300,00 Ocasional Generadores Privados Demanda Contratos Contratos Regulados Regulados Demanda por TIES 200,00 Generadores Estatales Contratos Regulados 100,00 TIEs 0,28 0,00 EGRESOS Figura 2.26 Balance Comercial en millones de dólares, 2019  SINGULARIZACIÓN DE RUBROS Como resultado de la liquidación económica de las transacciones comerciales efectuadas en el sector eléctrico en el ámbito mayorista, se establecen los valores a cobrar y pagar por parte de los participantes del sector. Para el 2019, la liquidación económica fue de 889,64 millones de dólares, siendo los generadores en su mayoría los acreedores y los distribuidores los mayores deudores. Tabla 2.9 Singularización de rubros en millones de dólares, 2019 DEUDORES ACREEDORES / AUTO- EXPORTACIÓN EXPORTACIÓN GRANDES GENERA- TOTAL (USD) DEUDORES GENERADORES COLOMBIA PERÚ CONSUMI- DORES 42.791.931,40 DISTRIBUIDORES DORES AUTO- 236.205,32 - 42.554.374,23 - - 1.351,85 GENERADORES IMPORTACIÓN - - 280.074,36 - - 280.074,36 COLOMBIA DISTRIBUIDORES 6.667.440,93 12.046.137,25 229.789,64 549.173,41 26.597,48 19.519.138,71 GENERADORES 653.600,35 49.209.205,75 658.998.767,44 16.048,81 8.337,91 117.406,96 709.003.367,23 TRANSMISOR 6.964.372,06 6.463.858,60 104.277.008,81 97.365,54 242.808,04 118.045.413,04 Informe Anual 2019 Página 90 de 196

TOTAL 14.521.618,65 67.719.201,60 806.110.224,85 343.203,99 800.319,36 145.356,30 889.639.924,75 La singularización de rubros (acreedor – deudor) de las transacciones económicas corresponden a:  Generadores/Autogeneradores – Generadores/Autogeneradores: Por déficit de generación de los autoproductores para abastecer la demanda de sus consumos propios, regulación primaria de frecuencia y consumo de auxiliares.  Generadores/Autogeneradores – Distribuidores: Por venta de energía para abastecer la demanda de los distribuidores, así como el pago de servicios complementarios.  Distribuidores - Generadores/Autogeneradores: Por rubros del mercado de corto plazo para cierre del mercado.  Generadores/Autogeneradores – Exportación Colombia/Perú: Por exportación de energía eléctrica.  Autogeneradores/Generadores – Grandes Consumidores: Por los acuerdos bilaterales suscritos y/o desvío de reactivos.  Importación Colombia/Perú – Distribuidores: corresponde a las acreencias por importación de energía desde Colombia que deben cancelar los distribuidores para cubrir la demanda regulada.  Distribuidores/Generadores – Exportaciones: Por distribución de valores correspondientes a las exportaciones  Distribuidores – Grandes Consumidores: Por transacciones en el mercado de corto plazo debido al déficit de generación del generador/autogenerador que abastece al gran consumidor.  Transmisor – Deudores: Corresponde al valor que debe cobrar el transmisor por concepto de peaje de transmisión de energía. El total de valores correspondientes a los acreedores ascienden a 691,09 millones de dólares; de los cuales, el 73,4% corresponden a contratos regulados. Cabe mencionar, que la liquidación de los contratos no regulados (contrato bilateral HIDALGO &HIDALGO-NOVOPAN S.A. y ECOLUZ -EMPAQPLAST) no son liquidados por CENACE. Los rubros liquidados en el mercado eléctrico corresponden a:  Asignación exportación. - Resultado de las rentas de congestión debido a la exportación de electricidad.  Costo Fijo, Costo por Potencia, Costo Variable Adicional y Costo variable de Contratos Regulados: Corresponde a los valores establecidos en los contratos regulados.  Costo Fijo y Costo Variable de Generación No Escindida: Corresponde a los valores liquidados para la generación no escindida de forma similar a un contrato regulado.  Generación No Convencional: Corresponde a la liquidación de la generación no convencional eólica, solar e hidroeléctricas calificadas como tal.  IVA de Combustible: Corresponde a los valores económicos de impuestos y tasas de los volúmenes de combustibles (bunker, diésel y nafta).  Mercado Ocasional: Corresponde a la liquidación de las transacciones de potencia y energía, no incorporadas en contratos regulados.  Regulación Primaria de Frecuencia: Corresponde a la liquidación debido al incumplimiento de las centrales para cumplir con la regulación primaria de frecuencia.  Tarifa Fija de Transmisión: Corresponde a la liquidación del cargo fijo que se debe pagar al Transmisor por uso de redes de transmisión. Informe Anual 2019 Página 91 de 196

 Transacciones Internacionales de Electricidad: Corresponde a la liquidación de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo TIE. Las acreencias por tipo de transacción comercial y por rubro corresponden a lo especificado en los Anexos 2.8 y 2.9.  HISTÓRICO TRANSACCIONES COMERCIALES Al igual que se había mencionado respecto a las transacciones de energía eléctrica, los valores monetarios tienen la misma tendencia; es decir, se evidencia el cambio en las transacciones del mercado eléctrico a partir del 2008 con la emisión del Mandato Constituyente No.15, de acuerdo al Figura 27. 1.106 1.151 1.076 1.013 980 957 1.011 993 867 890 883 895 866 889 890 MILLONES USD 782 630 534 467 415 133 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Contratos Regulados Contratos No Regulados Importación Exportación Perú (miles USD) Gen. No Escindida Tarifa de Transmisión Servicios Complemen. Mercado Ocasional Total Figura 2.27 Acreencias por rubro en millones de dólares, 2019 2.3.2. COSTOS Y PRECIOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO  COSTO HORARIO DE ENERGÍA El costo horario promedio del 2019 es de 0,38 cUSD/kWh. En octubre se registró el máximo valor del costo horario promedio de energía con 1,29 cUSD/kWh; mientras que, durante 8 meses el costo horario fue igual a 0,20 cUSD/kWh, debido a las condiciones hidrológicas donde se encuentran ubicadas las centrales hidroeléctricas. Informe Anual 2019 Página 92 de 196

1,29 cUSD/kWh 0,71 0,55 0,32 0,25 0,20 0,20 0,20 0,22 0,20 0,20 0,20 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 2.28 Costo horario de energía promedio mensual (cUSD/kWh), 2019  PRECIOS MEDIOS o Por Tipo de Transacción Comercial El precio medio total por tipo de transacción para 2019 fue de 2,51 cUSD/kWh, conforme se indicaba con anterioridad, por consecuencia del gran porcentaje de generación hidroeléctrica, de acuerdo al Anexo 2.10. o Por Naturaleza Jurídica En 2019, el precio medio de la producción de energía de empresas públicas fue menor al de las empresas privadas con un valor de 2,37 cUSD/kWh. Tabla 2.10 Precios medios por naturaleza jurídica (cUSD/kWh), 2019 TIPO ENERGÍA NETA LIQUIDACIÓN PRECIO EMPRESA GWh MILLONES USD cUSD/kWh PÚBLICAS 24.747,64 586,51 2,37 PRIVADAS 2.778,77 116,73 4,20 El pecio medio de CELEC EP es de 2,20 cUSD/kWh. El detalle de los precios medios de cada una de los productores los encuentra en el Anexo 2.11. Informe Anual 2019 Página 93 de 196

Tabla 2.11 Precios medios por productores GENERADOR ENERGÍA NETA LIQUIDACIÓN PRECIO GWh MILLONES USD cUSD/kWh CELEC EP 23.629,85 520,35 2,20 OTRA GENERACIÓN PÚBLICA 1.117,78 66,16 5,92 2.778,77 116,73 4,20 GENERACIÓN PRIVADA o Por transacciones internacionales de electricidad con Colombia El precio medio de importación en el 2019 fue de 4,80 cUSD/kWh, mientras que el precio medio de la exportación fue de 3,84 cUSD/kWh. 9,36 8,66 8,07 cUSD/KWh 5,25 4,85 5,63 7,11 2,97 Oct. 5,59 5,12 5,97 Mar. 4,18 4,58 Ene. 3,69 0,00 2,48 Feb. 3,07 2,28 3,90 3,53 2,64 Nov. Dic. 1,92 1,40 1,36 Jul. Ago. Sep. Abr. May. Jun. EXPORTACIÓN IMPORTACIÓN Figura 2.29 Precios medios TIE Colombia (cUSD/kWh), 2019) o Por transacciones internacionales de electricidad con Perú El valor más alto de precios medios por exportación a Perú, se registró en marzo 2019, mes en el cual, el precio medio de exportación corresponde a 1,23 cUSD/kWh. Informe Anual 2019 Página 94 de 196

1,23 cUSD/KWh 0,70 0,62 0,53 0,58 0,49 0,48 -- -- - Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. EXPORTACIÓN Figura 2.30 Precios medios de exportación Perú (cUSD/kWh), 2019)  HISTÓRICO DE PRECIOS MEDIOS o De compra de energía en el ámbito mayorista El precio medio de compra de energía incluyendo los costos de generación y transmisión para el 2019 fue de 3,35 cUSD/kWh, siendo el valor más bajo registrado en los últimos diez años. 1.400 10,00 1.200 7,74 5,30 5,24 4,82 8,00 1.000 7,02 7,01 5,20 4,34 6,00 800 6,14 6,53 5,64 5,33 5,04 4,65 3,63 3,35 600 4,20 5,06 4,62 4,28 4,00 400 2,00 200 1,85 133 415 630 467 534 867 1.013 980 957 782 890 883 895 866 1.011 1.106 1.151 1.076 993 889 890 0 0,00 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Liquidación Total (Millones USD) Precio medio cUS/kWh Figura 2.31 Histórico precios medios de compra de energía en el ámbito mayorista, 1999 - 2019 o De las transacciones Internacionales de Electricidad En 2016 se registraron los precios medios más altos de la historia de las importaciones y exportaciones de electricidad con Colombia; no obstante, en este mismo año las importaciones disminuyeron en un 90% y las exportaciones se incrementaron en un 737% en relación al 2015. Es importante señalar que, en el 2019 las exportaciones se incrementaron en un 657% con respecto al 2018. Informe Anual 2019 Página 95 de 196

Precio Medio Importación 2003-2019: 8.48 cUSD/kWh 13,82 Precio Medio Exportación 2003-2019: 4.38 cUSD/kWh 11,79 11,63 9,91 9,87 10,51 8,45 8,75 7,14 7,76 7,49 6,68 10,16 6,79 7,95 4,64 4,84 5,55 4,74 4,80 3,71 4,37 4,14 5,13 2,66 5,85 0 3,10 3,37 3,90 3,84 2,18 2,12 2,50 1,59 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 cUSD/kWh - IMPORTACIÓN cUSD/kWh - EXPORTACIÓN Figura 2.32 Precios medios TIE Colombia 2003 - 2019 En la Figura 2.33, se registran transacciones realizadas en los últimos cinco años con Perú, principalmente de exportaciones de electricidad. 71,87 46,39 24,62 28,66 40,70 -- 24,55 12,25 4,32 6,19 0,45 0,25 0,23 1,00 0,-57 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 cUSD/kWh - IMPORTACIÓN cUSD/kWh - EXPORTACIÓN Figura 2.33 Precios medios TIE Perú 2003 - 2019 2.4. TRANSACCIONES FINANCIERAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO 2.4.1. ESQUEMA DE PRELACIONES Entre las atribuciones y responsabilidades del CENACE, está el informar a las autoridades competentes los montos económicos resultantes de la aplicación del esquema de prelaciones o asignaciones para el pago de las acreencias resultantes de la liquidación comercial del sector eléctrico a nivel mayorista. Informe Anual 2019 Página 96 de 196

El esquema de prelaciones de pago de recursos del sector eléctrico se ha aplicado en las empresas eléctricas desde el 2009, con el propósito de asegurar un flujo de recursos que permita financiar la operación de las empresas eléctricas y del sistema eléctrico en su conjunto. El 16 de diciembre del 2013, a través de Oficio Nro. MEER-DM-2013-0517-OF, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, informa sobre el nuevo orden de prelación de pagos para el sector eléctrico, mismo que se aplica desde la facturación de noviembre 2013. Es así que una vez concluido el proceso de liquidación mensual, CENACE comunica a las empresas de distribución el orden de prelaciones de pago de los recursos económicos recaudados por éstas. En el Anexo 2.12 se muestra el esquema de prelaciones vigente con una breve descripción y la metodología de cálculo. 72,67 72,55 71,75 71,64 71,52 70,58 70,02 70,00 69,08 69,67 MILLONES USD 66,73 64,73 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 2.34 Valor total facturado por prelaciones en millones de dólares, 2019 En la Figura 2.34 se puede visualizar una reducción en la liquidación de los meses de octubre y noviembre 2019 y por consiguiente los valores por prelaciones. El esquema de prelaciones contempla únicamente las obligaciones que deben cancelar las empresas de distribución por compra de energía por lo tanto si se hace una comparación con la singularización de rubros, existe diferencia, ya que no se considera la regulación primaria de frecuencia ni la asignación de las exportaciones. El valor económico mensual correspondiente a los prestadores del servicio, evoluciona conforme el costo de la energía producida para cubrir la demanda del país. En el 2019, el valor liquidado por orden de prelación asciende a 840,95 millones de dólares, siendo la de mayor valor, la prelación 2D relacionada con los costos de administración, operación y mantenimiento de generación estatal con un valor de 375,34 millones de dólares que corresponden al 44,6% de participación. Informe Anual 2019 Página 97 de 196

2.4.2. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Como se ha mencionado, el Acuerdo Comercial suscrito entre Administradores de Mercado de Ecuador y Colombia (CENACE y XM) fija los términos y condiciones para la liquidación coordinada de las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) de corto plazo, mismo que abarca entre otros aspectos como liquidación, garantías de pago, intercambios de información y auditorías. Garantías Liquidación TIE • Administración • Facturación • Facturación • Cobros y plazos • Moneda (Dólar USA) • Esquema de ajustes Auditorías Intercambio de Información • Realizadas • Publicación soporte de liquidación • Estándares anualmente por • Solicitudes • Medición y reportes de medida cada mercado Figura 2.35 Aspectos acuerdo comercial con Colombia Uno de los aspectos fundamentales desde el punto de vista financiero, son las garantías de pago semanal fijadas como parte del Acuerdo Comercial. El pago y recaudación de estos valores son realizados por CENACE como administrador del mercado ecuatoriano. Sobre la base del marco legal y regulatorio, el esquema de garantías TIE establece que semanalmente el CENACE estima los valores que por garantías se deben cubrir para la importación de energía de la semana siguiente de operación. Este valor es determinado de común acuerdo entre los Administradores del Mercado. El valor así determinado es depositado por las empresas de distribución en la cuenta bancaria que el CENACE mantiene para la gestión de los recursos de las TIE, posteriormente los recursos son transferidos a XM, a fin de garantizar la importación de la energía estimada. Informe Anual 2019 Página 98 de 196