Informe Anual CENACE 2020

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 2.34 Aspect os 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 semanasiguiente 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. Recaudo de Agentes Prepagos garantías colombianos/ecuat ori entre mercados. anos (importación) Semana de entrega de Energía Estimación de las garantías Se verifica garantía (Importación –Exportación ) disponible para autorizar export ación. Figura 2.35 Esquema de garant ías de las TIE Informe Anual 2020 Página 100 de 209

En apego a lo establecido en el Acuerdo Comercial, el CENACE mantiene una cuenta en el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria de Nueva York destinada a la g estión de los recursos para las Transacciones Internacionales de Electricidad TIE con Colombia; así también, mantiene una cuenta en el Banco del Pacífico para efecto de recaudación de los recursos TIE proveniente de las empresas de distribución. Las cuentas en cuestión son de uso específico de los recursos de la TIE con Colombia. Para el 2020, se ha registrado un flujo de efectivo de 383,16 millones de dólares, mismos que corresponden 182,23 millones de dólares a ingresos y 200,93 millones de dólares a egresos. El saldo mensual en cuentas TIE con corte al 31 de diciembre de 2020 ascendió a 5,91 millones de dólares. Tabla 2.7 Pago mercado ocasional, conciliación de saldos TIE y fondo de cont ingencia MES IN GR ESOS EGRESOS MOVIMIEN TOS SALDO (USDMM) (USDMM) (USDMM) (USDMM) Ene. 44,43 Feb. 24,51 19,92 19,42 29,20 M a r. 10,79 8,63 63,55 31,36 Abr. 25,58 18,77 18,98 M ay. 37,97 34,22 17,02 Jun. 8,41 10,36 52,40 27,04 Jul. 22,12 12,10 46,14 29,67 Ago. 27,52 24,89 16,11 10,29 Sep. 13,38 32,76 14,70 11,69 Oct. 9,78 Nov . 8,75 7,36 41,17 5,10 Dic. 4,06 10,65 22,47 7,23 TOTAL 5,95 383,16 4,16 19,05 3,82 5,91 12,11 22,13 182,23 10,36 200,93 Informe Anual 2020 Página 101 de 209

MILLONES USD Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 10,79 25,58 8,41 22,12 27,52 13,38 8,75 4,06 5,95 19,05 12,11 INGRESOS 24,51 8,63 37,97 10,36 12,10 24,89 32,76 7,36 10,65 3,82 22,13 10,36 19,42 63,55 18,77 34,22 52,40 46,14 16,11 14,70 9,78 41,17 22,47 EGRESOS 19,92 31,36 18,98 17,02 27,04 29,67 10,29 11,69 5,10 7,23 4,16 5,91 MOVIMIENTOS 44,43 SALDO 29,20 Figura 2.36 Movimient os recursos TIE Como resultado de la liquidación mensual de las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE, los valores depositados por las empresas participantes por concepto de garantías semanales difieren de los valores finalmente liquidados por los Administradores de Mercado de Ecuador y Colombia, puesto que las garantías se determinan en base a estimaciones tanto de energía como de precio. Esta particularidad deriva en saldos por cobrar y/o pagar entre el CENACE y las empresas que depositan las garantías de pago de las TIE, los cuales deben ser determinados y conciliados con las Empresas de Distribución. Informe Anual 2020 Página 102 de 209

3. GESTIÓN INSTITUCIONAL 3.1. INCREMENTAR LA OFERTA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ELÉCTRICA ANÁLISIS Y COORDINACIÓN PARA LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS CENTRALES Y CARGAS ESPECIALES AL S.N.I. Antecedentes: Durante 2020, el CENACE coordinó con los actores del sector eléctrico el cumplimiento de requisitos previo al ingreso de nuevas unidades de generación al Sistema Nacional Interconectado. Beneficios: En la fase de incorporación de las nuevas instalaciones al S.N.I., se desarrollaron análisis eléctricos y energéticos con el fin de asegurar la continuidad en el abastecimiento de energía eléctrica al usuario final, de manera segura y confiable. Finalmente, esta información fue integrada a los procesos operativos del CENACE. Resultados: La creciente oferta de energía competitiva y ambientalmente sust entable mediante la entrada de recursos de generación con fuentes renovables (Tabla 3.1), ha permitido reducir la producción térmica, de forma consecuente las emisiones de CO2; así como, mejorar las condiciones de calidad y disminuir los costos de producci ón en beneficio del consumidor. Tabla 3.1 Ent rada en operación de nuevas cent rales hidroeléct ricas en 2020 N OMB R E CAPACIDAD (MW) FECHA C. H. Perlabí 2,78 07 de febrero C. H. San José de Minas 5,95 C. H. Due - U3 14,59 27 de junio 26 de octubre REVISIÓN DE LA ACTUALIZACIÓN DE LOS ESTUDIOS Y DISEÑOS DEFINITIVOS DEL PROYECTO HIDROELECTRICO SANTIAGO Antecedentes: CENACE conjuntamente con las delegaciones de la Consultora LOMBARDI, CELEC EP y MERNNR, participó en la revisión de la actualización de los estudios y diseños definitivos del Proyecto Hidroeléctrico Santiago para su construcción por etapas, manteniendo la calidad y el detalle de los diseños definitivos existentes realizados por la Comisión Federal de Electricidad de México CFE, de tal forma que permita al gobierno ecuatoriano licitar la construcción de las obras civiles, y los equipamientos hidromecánicos y electromecánicos del proyecto hidroeléctrico Santiago por etapas. Beneficios: Dicha revisión se planteó realizarla en dos fases, donde en el año 2020 se abordó la fase 1 “Estudio de prefactibilidad para la construcción en etapas y la optimización del tamaño de unidades” mediante reuniones quincenales o mensuales desarrolladas a través de teleconferencia. Resultados: Los avances efectuados en la revisión de la primera fase, contemplan lo siguiente: análisis del Plan Maestro de Electrificación y políticas del sector eléctrico ecuatoriano, potencia de las unidades, avance del estudio hidroenergético, avance del análisis de costo del proyecto y propuestas de esquema general de las obras de generación, entre otras. Informe Anual 2020 Página 103 de 209

3.2. INCREMENTAR LA CAPACIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ANÁLISIS Y COORDINACIÓN PARA LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN AL S.N.I. Antecedentes: CENACE efectuó el análisis de seguridad y confiabilidad para la incorporación de las nuevas obras de transmisión al Sistema Nacional Interconectado y a sus procesos mediante la coordinación con los actores del sector eléctrico. A continuación, se detallan las instalaciones incorporadas más relevantes: Tabla 3.2 Incorporación de las nuevas obras al S.N.I.: líneas de t ransmisión LIN EA NIVEL DE VOLTAJE (kV) OB SER VACION ES 138 kV L/T La Concordia - Pedernales 230 kV - L/T San Gregorio - San Juan de En v acío por la demora en la Manta toma de carga de CNEL EP M a na b í. Tabla 3.3 Incorporación de las nuevas obras al S.N.I.: subest aciones SUBESTACIÓN NIVEL DE VOLTAJE (kV) OB SER VACION ES S/E La Concordia 138 kV S/E Nuev a Prosperina Seccionamiento de L/Quinindé - Santo 230/69 kV Domingo 138 kV S/E Pedernales 138/69 KV S/E Nuev a Babahoyo 138/69 KV Normalización de topología de S/E San Juan De Manta 230/69 kV transmisión en zona de Guayaquil 230/69 kV Toma de carga de CNEL EP Santo S/E Durán Domingo por posición Pedernales 138/69 kV Toma de carga de CNELEP Los Ríos por S/E Cuenca posición CNEL 3 En v acío por demora en la toma de carga de CNEL Manabí Toma de carga de posiciones CNEL 4 y CNEL 5 Puesta en serv icio del autotransformador ATR con la capacidad restringida a 100 MVA, y salida de serv icio del autotransformador ATQ por mantenimiento mayor, en la S/E Cuenca Beneficios: La energización y puesta en servicio de los nuevos proyectos se efectúa conforme el plan de expansión de transmisión. El control normativo y técnico realizado en este proceso, se orienta en determinar las mejores condiciones para el suministro de energía eléctrica; y de este modo, minimizar eventuales efectos negativos en el sistema eléctrico ecuatoriano mediante la implementación de acciones de mitigación. Informe Anual 2020 Página 104 de 209

3.3. INCREMENTAR LA CALIDAD Y SEGURIDAD DEL SERVICIO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA CÓDIGO DE RED PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO Antecedentes: Con lafinalidadde asegurar laseguridad yconfiabilidadde la operación del sistema eléctrico ecuatoriano, se considera necesario contar con un código de red que responda de manera apropiada a los cambios suscitados por el ingreso de nuevas instalaciones de generación, especificando los protocolos operativos y requisitos, tanto administrativos como legales, que facultan la interconexión al S.N.I. Figura 3.1: Nueva generación que se int egra al sist ema eléct rico CENACE, mediante el auspicio de la Agencia Francesa de Desarrollo “AFD”, desde el 2018 se encuentra liderando la ejecución de una asesoría internacional, llevada a cabo por la empresa francesa RTE International, que tiene como ambicioso propósito estructurar las bases de un documento integral que contemple reglas claras, tanto para la conexión como para la operación de nuevas instalaciones en el Sistema Nacional Interconectado, al cual se le denomina Código de Red para Conexión y Operación. El propósito de este código de red es, por una parte, complementar la normativa técnica existente respecto de respuesta en estado estacionario y, por otra, definir, por primera vez en la historia del sector eléctrico ecuatoriano, requisitos necesarios para la conexión y operación de instalaciones bajo consideraciones dinámicas. Beneficios: El trabajo realizado permitirá mejorar la planificación de la expansión y la operación técnica del Sistema Nacional Interconectado, lo que colateralmente permitirá mejorar la operación de las interconexiones internacionales y así viabilizar una integración regional ágil y técnica, con reglas claras y transparentes. Resultados: Desde noviembre del 2019 hasta la presente fecha, CENACE y RTE-I han trabajado intensamente en el desarrollo de los códigos de operación y conexión, a través de múltiples sesiones de trabajo e intercambio de información por medios digitales. Como parte del trabajo realizado, entre el 20 y el 30 de julio de 2020 se realizaron los talleres de socialización y discusión de los documentos en los que participaron, además de RTE-I y CENACE, las instituciones del sector eléctrico que forman parte medular de la implementación de esta normativa, entre ellas la Agencia Informe Anual 2020 Página 105 de 209

de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables y la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP. El trabajo mencionado está en su etapa de finalización, quedando pendiente la estructuración de las versiones finales de los códigos de conexión y operación y las gestiones administrativas correspondientes, que viabilicen la finalización de los acuerdos. ESTUDIOS ELÉCTRICOS ESPECIALIZADOS Antecedentes: Para asegurar la operación del Sistema Nacional Interconectado de forma segura, confiable y con calidad, se elaboran estudios eléctricos especializados permanentes, como parte de los procesos del CENACE (Tabla 3.4), o de manera eventual, por solicitud de las partes interesadas en función de las competencias institucionales (Tabla 3.5). Estos estudios permiten establecer los objetivos, lineamientos operativos y acciones de mitigación. Tabla 3.4 Est udios especializados usuales ESTUDIOS ESPECIALIZADOS PERMANENTES  Análisis energéticos y eléctricos para el Plan Bianual de Operación del S.N.I.  Determinación de las bandas de variación de voltaje en los nodos del sistema y factor de potencia en puntos de entrega a empresas distribuidoras.  Determinación del esquema de alivio de carga por baja frecuencia (EAC-BF) en los sistemas de distribución.  Actualización del Sistema de Protección Sistémica (SPS) ante contingencias N-1 y N-2 en la red de alta tensión.  Diseño y actualización de los esquemas de protección locales.  Determinación de reservas de generación para regulación primaria y secundaria de frecuencia en el sistema eléctrico.  Estabilidad de pequeña señal del Sistema Nacional Interconectado.  Estabilidad de voltaje de corredores de transmisión del S.N.I.  Niveles de cortocircuito e impedancias equivalentes en las barras del S.N.I.  Determinación de los límites de estabilidad estática de ángulo en las barras de 230 kV y 500 kV S.N.I.  Generación de seguridad y límites de transferencia de potencia entre los sistemas eléctricos de Ecuador y Colombia y Ecuador y Perú.  Definición de la ubicación de unidades de medición sincrofasorial para el monitoreo de la operación del S.N.I. Informe Anual 2020 Página 106 de 209

Tabla 3.5 Est udios especializados event uales ESTUDIOS ESPECIALIZADOS EVENTUALES  Evaluación de las restricciones eléctricas en las áreas operativas del S.N.I. y recomendaciones para minimizar el riesgo de desabastecimiento de la demanda.  Análisis del impacto en la operación del S.N.I. con la entrada en operación de los proyectos de expansión, con un horizonte de dos años, con la finalidad de identificar los beneficios y restricciones eléctricas, generando las políticas operativas que permitan abastecer la demanda bajo las nuevas condiciones topológicas.  Análisis de la operación de S.N.I. en condiciones de indisponibilidad de elementos de transmisión y generación con la finalidad de identificar las medidas de mitigación. Por ejemplo, grandes centrales como Paute y Coca Codo Sinclair.  Diseño y coordinación para la implementación de esquemas de sobrevoltaje y sobrefrecuencia para el S.N.I.  Evaluación y actualización de los esquemas de protección local en el punto de conexión del Sistema Eléctrico Interconectado Petrolero y de Refinería de Esmeraldas.  Análisis eléctricos para determinar los requerimientos de compensación reactiva inductiva en la zona norte del Sistema Nacional Interconectado. ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN SISTÉMICA Antecedentes: Para la planificación del mediano plazo, el Operador Nacional de Electricidad - CENACE analiza las condiciones de operación del sistema eléctrico ecuatoriano, tomando en cuenta el plan de expansión del Sistema Nacional de Transmisión y de Generación en diferentes escenarios y horizontes de tiempo, bajo condiciones normales y ante la ocurrencia de contingencias N-1 y N-2. De esta manera, se identifican las necesidades de inclusión, modificación o eliminación de estrategias en el Sistema de Protección Sistémica (SPS). Beneficios: El Sistema de Protección Sistémica para el S.N.I. inició su operación en marzo de 2015, con el objetivo de dotar mayor confiabilidad a la operación del sistema eléctrico ecuatoriano, y en noviembre de 2019 inició la operación de la Fase II, destacándose que en esta fase se incluye equipamiento parala supervisión ymitigación de contingencias críticas asociadas al sistema de 500 kV. Este sistema evalúa permanente veintiséis condiciones de operación de un grupo de elementos del sistema de transmisión a nivel de 500 kV, 230 kV, y 138 kV, y de las unidades de generación de las centrales hidroeléctricas Coca Codo Sinclair, Paute, Minas San Francisco y San Francisco. En caso de ocurrencia de contingencias supervisadas por el SPS, ejecuta las acciones de mitigación previamente implantadas para cada condición. Resultados: Con base al Plan de Expansión del Sistema Nacional de Transmisión y Generación para el período enero 2021 – diciembre 2022, CENACE ha identificado las contingencias críticas para el S.N.I. para este período, con la finalidad de identificar oportunamente los requerimientos de expansión del Sistema de Protección Sistémica. Informe Anual 2020 Página 107 de 209

NUEVO ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE ÁREAS EN LA SUBESTACIÓN JAMONDINO El 15 de mayo de 2020, CENACE en coordinación con XM Compañía Expertos en Mercados S.A., operador del sistema eléctrico colombiano puso en operación el nuevo Esquema de Separación de Áreas en la subestación Jamondino, Este esquema se caracteriza por ser más selectivo y flexible al momento de decidir la separación de los sistemas eléctricos ecuatoriano y colombiano ante la ocurrencia de eventos de falla en uno de los sistemas, que permitió incrementar el intercambio de potencia entre Colombia y Ecuador de una forma segura y confiable, con base a los estudios realizados por los dos países, reflejándose en un notable beneficio económico para el país por concepto de exportación de energía eléctrica. Para el 2021, se tiene como objetivo definir la filosofía de operación de un esquema de protección en la S/E Pimampiro, que permita incrementar la selectividad, seguridad y coordinación de protecciones con el esquema implementado en la S/E Jamondino, con prospectiva a una operación interconectada entre los sistemas eléctricos de Ecuador – Colombia y Perú. ACTUALIZACIÓN DE LOS ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE LA INTERCONEXIÓN ECUADOR – PERÚ 500 KV Antecedentes: La configuración actual de la Interconexión Ecuador - Perú presenta un nivel de voltaje de 230 kV (Ecuador) - 220 kV (Perú) y se compone de un solo enlace, línea de Transmisión entre las subestaciones Machala (Ecuador) y Zorritos (Perú), la cual se encuentra operando desde octubre del 2004. La operación de esta interconexión presenta las siguientes dificultades: No es factible una operaciónsíncronade la interconexión de los sistemas eléctricos de Ecuador yPerú, incluido el sistema de Colombia, debido a la presencia de oscilaciones de modos interárea pobremente amortiguados que provoca un problema de inestabilidad oscilatoria; únicamente permite el intercambio de energía de manera puntual y en situaciones de emergencia, atendiendo en forma radial el suministro eléctri co de pequeños sistemas aislados cercanos a la interconexión. Los montos de transferencia de energía son bajos, debido a problemas de control de tensión y altas cargabilidades en elementos de transmisión en la zona norte de Perú; por lo tanto, se ha visto la necesidad de la operación de un enlace más robusto, que sería a nivel de 500 kV, para lo cual, se requirió la ejecución de estudios que permitan definir los límites de intercambios entre los dos países ylas acciones de seguridad que se deben considerar para prever condiciones operativas aceptables. Beneficios: La Interconexión Ecuador - Perú 500 kV, permitirá intercambios energéticos entre Ecuador y Perú para aprovechar la complementariedad hidrológica y reducir el impacto de eventuales condiciones internas de déficit. Estos intercambios estarán basados en acuerdos comerciales y regulatorios de integración regional, proponiendo el beneficio mutuo a los países, mejorando las condiciones de calidad del servicio en los sistemas, y garantizando la integración de la producción de los futuros proyectos de generación que se desarrollan en Ecuador y Perú. Resultados: Como parte de las coordinaciones realizadas, se reunieron los especialistas de COES, CENACE y CELEC EP TRANSELECTRIC para realizar la actualización de los estudios eléctricos de transferencia de potencia entre Ecuador y Perú, considerando el ingreso del proyecto de interconexión de 500 kV para el 2022, con el fin de determinar las máximas transferencias de potencia, para importación y exportación de energía Informe Anual 2020 Página 108 de 209

eléctrica entre los dos países, en condiciones normales de operación y ante contingencias, mediante el análisis de estabilidadpermanente, transitoriayde pequeña señal. ANEXO DEL REGLAMENTO OPERATIVO DEL MERCADO ANDINO ELÉCTRICO REGIONAL DE CORTO PLAZO Antecedentes: Con la finalidad de reglamentar lo relacionado con la operación de los enlaces internacionales en sujeción a la Decisión CAN 816, actividad que en el Ecuador está liderada por la ARCERNNR, el CENACE ha participado activamente en el desarrollo de los Reglamentos que componen la normativa supranacional y, en particular, en los anexos del Reglamento Operativo del Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo (MAERCP). Beneficios: Conjuntamente con los delegados de los operadores de Colombia (XM) y Perú (COES), se consolidaron los Reglamentos y sus Anexos, en los cuales se definen los criterios, responsabilidades, medios de contacto y otros requisitos necesarios para la planificación, coordinación, supervisión y control de la operación de los enlaces internacionales de los países que conforman el MAERCP. Resultados: Basados en la experiencia en la planificación y la operación de la interconexión entre Ecuador y Colombia durante 17 años, incluyendo la operación con transferencias radiales de carga entre los sistemas eléctricos nacionales de Ecuador y Perú, las delegaciones técnicas de los tres países se integraron en grupos de trabajo con reuniones periódicas para el desarrollo del Anexo Operativo, que forma parte del Reglamento Operativo que, adicional a la difusión en el seno de la Comunidad Andina de Naciones, fue remitido por acuerdo de los Reguladores (CANREL) a los delegados de Bolivia y Chile, en el marco del desarrollo de la iniciativa del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina –SINEA. El documento agrupa en 8 secciones las definiciones y los criterios técnicos para mantener la calidad del servicio, para la realización de estudios conjuntos, para la coordinación de mantenimientos de las interconexiones, para el despacho económico en las etapas de Mercado del Día Anterior e Intradiarios, sobre el equipamiento de los enlaces internacionales, para la coordinación de la operación en tiempo real y el análisis post operativo. Se incluye como parte del Anexo Operativo el conjunto de los indicadores de desempeño para al Control Automático de Generación. Forma parte de este documento reglamentario, el Anexo del Modelo de Despacho Coordinado que demandó el aporte de delegados de losOperadores parael desarrollo del modelo matemático que permitirá implementar las reglas del Mercado Andino Eléctrico de Corto Plazo –MAERCP. El trabajo requirió de múltiples iteraciones, así como la preparación, revisión y prueba de un prototipo que permita identificar las implicaciones del despacho en funciónde las curvas de oferta, las curvas de demanda, los parámetros técnicos de la generación, entre otros elementos incluidos en las reglas. El rol de la delegación de Ecuador fue el de coordinador paraconsolidar el Reglamento Operativo de la Decisión 816 de la CAN. En este ámbito, CENACE aportó de manera notable. DETERMINACIÓN DEL VALOR UMBRAL PARA LA ACTIVACIÓN DE LA IMPORTACIÓN DE ENERGÍA DESDE COLOMBIA Antecedentes: Debido a la volatilidad entre los precios de oferta y liquidación, en el ámbito del despacho coordinado con Colombia, inicialmente, el valor del umbral se estableció en 8%. Sin embargo, la disposición transitoria primera de la Regulación No. Informe Anual 2020 Página 109 de 209

CONELEC 004/10, determinó que este porcentaje puede ser revisado, señalando lo siguiente: “…Los eventuales ajustes serán realizados con base a la experiencia de los meses de operación, reportada por el CENACE”. El “Precio de Umbral” es el valor que se determina como un porcentaje del precio de oferta formado en el nodo frontera del país importador y que sirve para dar un margen de seguridad a la decisión del sentido de la transacción a efectuarse (importación o exportación). Beneficios: Asegurar que las decisiones de importación sean económicamente adecuadas. Resultados: Bajo este contexto, para CENACE durante el año 2020, realizó mensualmente el cálculo del valor del umbral para la minimización de los errores de inclusión y exclusión de la activación de la importación de electricidad de Colombia, con resolución horaria, y para cada bloque de energía ofertado, conforme al procedimiento de aplicación y Resolución 017-18. En todos los meses de análisis el valor obtenido, de manera coordinada con XM de Colombia, fue el mínimo del intervalo, es decir, 2%. IDENTIFICACIÓN DE LA FECHA ÓPTIMA DEL MANTENIMIENTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA COCA CODO SINCLAIR Antecedentes: La central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, es una de las principales centrales hidroeléctricas del Sistema Nacional Interconectado, la cual, dentro de su cronograma de mantenimientos, requiere efectuar la reparación de la válvula esférica de la unidad 7, que implica la indisponibilidad de 4 unidades por un período de 99 días. Beneficios: Para tal efecto CENACE efectuó varias reuniones de coordinación con delegados de CELEC EP, con la finalidad de conocer a detalle los trabajos a realizarse, de tal manera de prever los posibles impactos al Sistema Nacional Interconectado para mitigar los efectos de la salida de la fase 2. Se realizaron las simulaciones operativas del S.N.I. con el modelo SDDP, considerando planes de mantenimiento variando la fecha de inicio de la intervención en Coca Codo Sinclair, para identificar el impacto en las principales variables de interés como el costo operativo y las reservas del energía y potencia. Resultados: Para dos escenarios distintos para la ejecución del mantenimiento, uno de ellos interrumpido a inicios del segundo semestre de 2020 por las restricciones de movilización de técnicos, asociada a la emergencia sanitaria a nivel mundial; y, otro escenario, en 2021, fueron considerados para comparar los resultados de la producción de la central, las reservas del sistema, costo marginal en demanda punta y costo operativo del sistema, potenciales exportaciones de excedentes, durante el horizonte de un año, la metodología de ev aluación permitió la identificación y definición de la fecha óptima para la ejecución de los trabajos en la fase 2 de la C.H. Coca Codo Sinclair, permitiendo priorizar la mayor seguridad y economía en el abastecimiento. IMPACTO DE LA SALIDA TOTAL DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA COCA CODO SINCLAIR EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO Antecedentes: Actualmente existe un proceso de erosión regresiva del cauce y márgenes del río Coca relativamente cercano a la infraestructura de la central, constituyéndose en un riesgo latente para su producción. Esta situaciónha ocasionado la preocupaciónde las diferentes entidades institucionales del sector eléctrico, impulsando la toma de acciones inmediatas para su contención, tales como: “Plan de contingencia frente al proceso erosivo del río Coca”, construcción Informe Anual 2020 Página 110 de 209

de estructuras transversales (diques) al cauce del río, monitoreo del proceso de erosión, entre otros. Beneficios: En virtud que la C.H. Coca Codo Sinclair es una de las centrales de generación con un aporte significativo en el abastecimiento de la demanda del país; de conformidad a los análisis de riesgos requeridos, CENACE realizó las simulaciones energéticas operativas, considerando como escenario la salida total de la central desde finales de la próxima estación lluviosa (agosto 2021) hasta el horizonte disponible en el Plan de Operación del S.N.I. (2020 - 2022), para identificar riesgos para el abastecimiento, valorar los requerimientos y logística de abastecimiento de combustibles, respaldos de garantías para transacciones de electricidad, entre otros aspectos relacionados con la seguridad operativa. Resultados: Para asegurar que la operación de Sistema Nacional Interconectado sea conforme con la normativa aplicable, se analizó, las reservas del sistema, intercambios, producción, déficit, entre otros aspectos, para los casos: autónomo e interconectado, con la finalidad de evidenciar oportunamente los impactos, para su respectiva gestión y medidas atenuantes de los efectos. Los principales efectos obtenidos fueron la reducción de las reservas de potencia y energía, con el agravamiento en la temporada de estiaje. Los costos de abastecimiento de la demanda también tienen variaciones significativas, por la necesidad del despacho de unidades termoeléctricas que se requeriría para asimilar una contingencia muy grave para el sistema. CÁLCULO DEL FACTOR DE EMISIÓN DE DIOXIDO DE CARBONO CO2 Antecedentes: El factor de emisión de dióxido de carbono CO2, es la masa estimada de toneladas de CO2 emitidas a la atmósfera, por cada unidad de MWh de energía eléctrica generada en base a la combustión de combustible fósil. En el 2010 se creó “La Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero”, de la cual forma parte el CENACE como ente técnico responsable del cálculo del factor de emisión de dióxido de carbono CO2 del Sistema Nacional Interconectado ecuatoriano. Beneficios: El cálculo del factor de emisión de CO2 permite determinar las toneladas de CO2 equivalente emitidas al ambiente por el abastecimiento de la demanda eléctrica. En el ámbito del manejo de cambio climático, permite la evaluación de las contribuciones determinadas a nivel nacional. Es también un valor requerido para el apalancamiento de inversiones en proyectos de energías renovables. Resultados: Bajo este contexto, CENACE efectuó el cálculo de factor de emisión de dióxido de carbono CO2 correspondiente en el 2020, con base a los datos de la operación del 2017 al 2019, siguiendo los lineamientos establecidos en la “Herramienta para el cálculo del factor de emisión de CO2 para un sistema eléctrico”, versión 7.0. (UNFCCC, CDM Methodologies, 2018). Los resultados del cálculo son difundidos públicamente en los portales de las instituciones de energía y ambiente del país. ESTUDIO E IMPLEMENTACIÓN DE UNA HERRAMIENTA DE EVALUACIÓN DE SEGURIDAD DINÁMICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO Antecedentes: Una de las principales líneas de investigación del CENACE, consiste en la evaluación y el control del sistema de potencia usando tecnología de medición sincrofasorial. Al respecto, se han desarrollado varias metodologías con el objetivo de parametrizar los aplicativos de estabilidad estática de ángulo, estabilidad de voltaje de corredores de transmisión y estabilidad oscilatoria, disponibles en el sistema de Informe Anual 2020 Página 111 de 209

monitoreo de área extendida WAMS (Wide Area Monitoring System) de CENACE. No obstante, se considera necesario complementar una estructura de análisis integral SCADA/EMS-WAMS-Simulador RT, que permita: el desarrollo de metodologías de evaluación de la seguridad dinámica; y la implementación de esquemas adaptivos de monitoreo, protección y control de área extendida, en tiempo real (WAMPAC). En este sentido se planteó definir y desarrollar una metodología que permita la evaluación de la seguridad dinámica del sistema eléctrico ecuatoriano. De forma general, el alcance de la herramienta consiste en el análisis fuera de línea (off-line) de cualquier tipo de contingencia y tipo de inestabilidad en diferentes estados operativos estáticos y dinámicos con la finalidad de obtener índices de riesgos por posibles pérdidas de estabilidad. Luego, estos índices de riesgo se adaptarán a un esquema inteligente que entregue información crítica en tiempo real, evalúe la vulnerabilidad del sistema rápidamente y permita en una etapa posterior, llevar a cabo acciones automáticas de reconfiguración capaces de remediar las condiciones de estrés del sistema. Esto permitirá obtener, como principal beneficio esperado, el incremento de la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico considerando los nuevos conceptos de monitoreo y control en tiempo real. Figura 3.2. Esquema de evaluación de seguridad dinámica Beneficio: El principal beneficio esperado, es el incremento de la seguridad y confiabilidad del S.N.I., considerando los nuevos conceptos de monitoreo y control en tiempo real. Resultados: Hasta el momento se analizaron y desarrollaron las siguientes aplicaciones de simulación que, forman parte de la herramienta de análisis de seguridad dinámica (DSA):  Interfaz entre PowerFactory de DIgSILENT y PyPower (herramienta de Python) con la finalidad de generar casos operativos mediante simulación de Montecarlo.  Evaluación probabilística de estabilidad transitoria.  Predicción de estabilidad transitoria.  Evaluación probabilística de estabilidad oscilatoria.  Metodología de rastreo (tracking) de los modos oscilación mediante Minería de Datos.  Cálculo de índices de estabilidad transitoria, oscilatoria y de voltaje. Como principal logro del desarrollo de estas herramientas se pueden destacar: Informe Anual 2020 Página 112 de 209

 La evaluación probabilística del modo inter-área considerando el incremento de exportaciones a Colombia  Verificación del impacto de la sintonización de los estabilizadores de sistemas de potencia (PSS, por sus siglas en inglés) en el sistema eléctrico ecuatoriano.  Desarrollo de aplicaciones utilizando la estructura de análisis integral SCADA/EMS-WAMS-Laboratorio para desarrollo de esquemas WAMPAC adaptivos. SINTONIZACIÓN DE LOS ESTABILIZADORES DE SISTEMAS DE POTENCIA Y SU IMPACTO EN EL S.N.I Antecedentes: En la actualidad, los estabilizadores de sistemas de potencia (PSS, por sus siglas en inglés) constituyen, desde el punto de vista técnico y económico, una de las mejores alternativas para mitigar el problema de inestabilidad oscilatoria en sistemas eléctricos de potencia. Estos controladores amortiguan las oscilaciones electromecánicas de los generadores, ocasionadas cuando éstos tratan de encontrar nuevos estados de operación estable, tras producirse variaciones de carga o generación en un sistema. Para la sintonización se utilizó la metodología ya estructurada en el CENACE; además, se definió como requisito indispensable el disponer de modelos validados que permitan representar de forma real el comportamiento dinámico de las unidades yde sus sistemas de control (AVR). En este sentido, sobre la base de reportes y pruebas efectuadas en campo se aplicó una metodología de identificación de parámetros, basada en el algoritmo heurístico de optimización MVMO. Sobre la base de los resultados satisfactorios obtenidos en los procesos de sintonización de los PSS de las centrales de generación Coca Codo Sinclair y Sopladora, durante el 2019 el personal del CENACE realizó la sintonización y calibración de los parámetros de los PSS de las unidades de las centrales Molino AB, Molino C, Mazar, Delsitanisagua, Minas San Francisco y Marcel Laniado de Wind, finalizando la sintonización exitosa de los estabilizadores de 8 centrales de generación del S.N.I. Beneficio: De forma general, los procesos ejecutados de sintonización de PSS han permitido mejorar de manera considerable la estabilidad oscilatoria del S.N.I., al incrementar el amortiguamiento de los modos de oscilación locales e inter -área presentes en el sistema y salvaguardar la vida útil de sus unidades, al minimizar las oscilaciones mecánicas que se presentaban durante los eventos oscilatorios. Además, estos procesos han viabilizado la exportación de una gran cantidad de energía hacia el sistema colombiano, alcanzándose así cuantiosísimos beneficios para la economía del país. A este respecto, ha sido posible observar el beneficio logrado por la sintonización de PSS, en lo relacionado al incremento de la exportación a Colombia. En julio de 2020 se realizó un análisis del beneficio del proceso de sintonización de PSS en referencia al incremento de las exportaciones a Colombia. Gracias a la sintonización de los PSS en la central Coca Codo Sinclair y en las demás centrales de generación, ha sido posible incrementar los niveles de exportación a Colombia, llegando a un valor de 450 MW. Esto le ha brindado al sector eléctrico ecuatoriano cuantiosos beneficios económicos. A este respecto, se ha realizado un estudio del beneficio logrado por el proceso de sintonización. Resultados: La Figura 3.3 presenta el beneficio logrado con la sintonización de los PSS (segunda fila), los puntos verdes representan la región en la que el amortiguamiento del modo inter-área supera el 2%, observándose cómo la exitosa sintonización de los PSS Informe Anual 2020 Página 113 de 209

permite llegar a valores de exportación de hasta los 450 MW, lo que hubiese sido improbable sin haberse realizado esta sintonización. Figura 3.3 Beneficio del proceso de sint onización de PSS en el amort iguamient o del modo int er - área ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DEL CAMBIO DE TECNOLOGÍA DE PSS CONSIDERANDO LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - S.N.I. Antecedentes: La tecnología utilizada en los sistemas de control de la Central Coca Codo Sinclair y del Complejo Paute limita mejorar los niveles alcanzados, por lo cual además del estudio del beneficio logrado por el proceso de sintonización se analiza el beneficio extra que se podría lograr al considerar la mejora tecnológica de los PSS, con PSS4B (multibanda). Beneficios: Dentro de los análisis del beneficio del proceso de sintonización de PSS en las principales centrales de generación del país, se puede evidenciar la contribución en el incremento de la capacidad de exportación a Colombi a, y el correspondiente beneficio económico. Resultados: Análisis técnico y económico del cambio de tecnología de PSS considerando la expansión del Sistema Nacional Interconectado - S.N.I. Hasta el momento se ha realizado:  El levantamiento de información de la expansión del S.N.I., el cual incluye crecimiento de la demanda y nuevos proyectos de generación.  Modificación de la base de datos de PowerFactory de DIgSILENT con la demanda y nuevos proyectos al año 2023. Este escenario incluye: S/E Pimampiro y sus conexiones, S/E San Juan de Manta y central de generación Toachi Pilatón.  Se realizó la evaluación probabilística técnica y económica de la Estabilidad Oscilatoria del sistema ecuatoriano con proyección de la expansión al año 2023. La Figura 3.4 presenta el beneficio económico determinístico logrado con la sintonización de los PSS y el potencial beneficio adicional si se realizase el proyecto de mejora tecnológica a PSS4B. Es posible observar que el beneficio logrado por la sintonización de PSS, en lo relacionado al incremento de la exportación a Colombia, es del orden de 1.6 millones de dólares mensuales. Informe Anual 2020 Página 114 de 209

Figura 3.4 Beneficio económico del proceso de sint onización de PSS por el amort iguamient o del modo int er-área En la Figura 3.5 se muestra el análisis probabilístico del beneficio económico considerando el reemplazo de tecnología de PSS en la central de generación Coca Codo Sinclair. El análisis probabilístico considera la incertidumbre de la demanda, la disponibilidad de las unidades de generación y los posibles cambios de la dinámica del sistema colombiano. Se observa que, tanto el beneficio económico anual como el mensual, presentan valores positivos, confirmando de esta manera que, el proyecto ante la incertidumbre produce importantes beneficios económicos. Además, se presentan valores de VAN positivos y TIR por arriba del valor de la tasa de descuento considerada. Figura 3.5 Beneficio económico del proceso de sint onización de PSS por el amort iguamient o del modo int er-área En la Figura 3.6 se muestran los resultados probabilísticos preliminares del beneficio técnico para el periodo de expansión 2023. Se observa como el histograma PSS 4B (nueva tecnología) se traslada hacia la derecha del histograma PSS 2B, incrementando sustancialmente el amortiguamiento del modo inter-área del sistema ecuatoriano. Informe Anual 2020 Página 115 de 209

Figura 3.6 Beneficio t écnico del reemplazo de PSS de la cent ral CCS ESTRUCTURA DE ANÁLISIS INTEGRAL SCADA/EMS-WAMS-LABORATORIO PARA DESARROLLO DE ESQUEMAS WAMPAC ADAPTIVOS Antecedentes: La infraestructura WAMS implementada en CENACE, en conjunto con la información proveniente del Esquema de ProtecciónSistémica (SPS)que está operando desde enero de 2015 en el S.N.I. y la informacióndisponible del nuevo SCADA/EMS serán conectadas con el Simulador en Tiempo Real con el propósito de robustecer los desarrollos matemáticos que ya se han realizado referentes a tecnolo gía WAMS y los que se continuarán realizando a partir de la información real del sistema eléctrico ecuatoriano tomada de los sistemas WAMS, SPS y SCADA/EMS. Beneficios: Uno de los propósitos más ambiciosos que tiene CENACE con la implementación del Laboratorio de Simulación en Tiempo Real, es el desarrollo de una estructura de análisis integral SCADA/EMS - WAMS - Laboratorio para el desarrollo de esquemas WAMPAC (Wide Area Monitoring, Protection and Control) adaptivos. Lo que viabilizará la incursión en desarrollos mucho más especializados de metodologías de protección del sistema eléctrico que permitan evitar colapsos. Todo esto con el objetivo de estructurar lo que se llama una “red auto-curable” (Self-Healing Grid). Resultados: Dentro de la incursión de los desarrollos descritos, las principales actividades ejecutadas han permitido disponer en el Simulador Digital en Tiempo Real (ePHASORsim) de CENACE del modelado de la red reducida del S.N.I. La modelación considera la implementación de los componentes dinámicos en la herramienta de software libre OpenModelica, y de los componentes estáticos en PowerFactory. Adicionalmente, se desarrolló y programó módulos de conexión entre el Simulador Digital en Tiempo Real con WAProtector (WAMS) de CENACE a través de la implementación de PMUs virtuales y uso de protocolos para la recepción de datos y envío de señales de disparo. Las herramientas de análisis en tiempo real del sistema WAMS, permiten disponer de información del estado dinámico del sistema en tiempo real. Como parte de los procesos de investigación aplicada, se ha utilizado la tecnología e integración de sistemas disponibles en CENACE, y dentro del proyecto de desarrollo de esta estructura de análisis integral se ha desarrollado. Informe Anual 2020 Página 116 de 209

 ESQUEMA ADAPTATIVO DE SECCIONAMIENTO DE CARGA A TRAVÉS DE WAProtector Y SIMULACIÓN DIGITAL EN TIEMPO REAL Antecedentes: La integración de los sistemas tecnológicos modernos parala simulación, monitoreo, control y protección de los sistemas eléctricos, permite el desarrollo de investigación aplicada y el desarrollo de aplicaciones avanzadas, es así que la simulación digital en tiempo real en conjunto con las mediciones sincrofasoriales y la utilización de algoritmos, metodologías, técnicas para la generación de datos o escenarios y su análisis, permite el estudio y desarrollo de esquemas de seccionamiento de carga consiguiendo la predicción y control de ciertos eventos que provocarían la desconexión de grandes cantidades de carga afectando el normal suministro de la energía eléctrica. En este sentido se ha desarrollado en un ambiente de laboratorio un esquema adaptativo de seccionamiento de carga, en función del monitoreo de señales de voltaje, frecuencia y la tasa de cambio de la frecuencia – ROCOF. Beneficios: La metodología desarrollada para la implementación de un esquema de seccionamiento de carga en función del voltaje y la frecuencia, permite mediante un indicador calculado en tiempo real a través de un regresor previamente entrenado, determinar la cantidad de carga que debe ser desconectada posterior a la ocurrencia de una contingencia por pérdida de generación. Este esquema desarrollado en ambiente de laboratorio permite la realización de pruebas, análisis del rendimiento del esquema, ajustes y mejoras como si se estuviera actuando en el sistema eléctrico real, permitiendo comprobar su efectividad antes de una posible implementación en el sistema eléctrico. Resultados: Se ha desarrollo unaplataforma integral de simulacióndigital en tiempo real, que usa la resolución fasorial en tiempo real de la herramienta ePHASORsim de OPAL-RT y la utilización del protocolo de sincrofasores para la simulación de PMUs, las cuales se integran en el sistema WAMS de CENACE (WAProtector), que junto con las funcionalidades de programación ymanejo de protocolospara el envío yrecepción de datos y señales de disparo, permiten ejecutar una simulación tipo Software in the loop (SIL) orientada a realizar un seccionamiento adaptativo de cargaen tiempo real, la cual se dispara cuando se cumple la condición del indicador calculado por el regresor previamente entrenado con resultados de simulación obtenidos de PowerFactory. Figura 3.7 Met odología de implement ación del esquema de seccionamient o de carga Informe Anual 2020 Página 117 de 209

 PLATAFORMA DE SIMULACIÓN EN TIEMPO REAL PARA ENTRENAMIENTO ANTE FENÓMENOS DINÁMICOS Antecedentes: Los nuevos sistemas de monitoreo, control y protección en tiempo real, utilizan tecnologías que incorporanel uso de una infraestructuraavanzada de medición, trasmisión de datos y análisis en tiempo real de las condiciones dinámicas del sistema, es así como el Sistema de Monitoreo de Área Extendida - WAMS de CENACE, constituye un sistema de misión crítica para la operación del Sistema Nacional Interconectado, permitiendo el seguimiento de las condiciones de seguridad del sistema y el monitoreo de fenómenos dinámicos que pueden evolucionar y degradar esta condiciones de seguridad poniendo en riesgo el normal suministro de la energía eléctrica. Beneficios: Este sistema permite obtener alertas tempranas que permiten ejecutar a los operadores del sistema acciones de control, mitigando los fenómenos o condiciones no seguras detectadas en la operación antes que se produzca una desconexión y posibles eventos en cascada. La incorporación de esta tecnología plantea nuevos retos de adaptación y conocimiento especializado para los operadores de CENACE, para interpretar estos fenómenos dinámicos y tener una respuesta adecuada en la ejecución de las acciones de control. En este sentido es fundamental contar con un ambiente de entrenamiento que permita al operador adaptarse a nuevas tecnologías y a los fenómenos dinámicos que aparecen en sistemas cada vez más complejos o a consecuencia de elementos o controladores de las unidades de generación mal parametrizados. Resultados: En junio de 2020 se finalizó la implementación de una metodología para disponer de una plataforma de simulación digital en tiempo real para entrenamiento de operadores, ante fenómenos dinámicos. Esta plataforma está compuesta por la integración de la Simulación Digital en Tiempo Real, con el sistema WAMS y sus herramientas de análisis de estabilidad en tiempo real. Se desarrolló el modelado de una red reducida del S.N.I. en la herramienta de resolución fasorial en tiempo real ePHASORsim de OPAL-RT y con la utilización de los módulos y protocolo de sincrofasores para la simulación de PMUs se realiza la integración de esta información en el sistema WAMS de CENACE (WAProtector), como si se tratara de PMUs reales; utilizando los módulos de análisis de estabilidad oscilatoria, voltaje y diferencia angular disponible en el sistema WAMS, se genera la información e indicadores de estabilidad que se presentan al operador en tiempo real, a través de la interfaz gráfica del sistema WAMS. Los escenarios que generan condiciones de inestabilidad son analizados previamente en PowerFactory de DIgSILENT y son reproducidos en la simulación en tiempo real. El trabajo realizado ha permitido el desarrollo de un ambiente de entrenamiento para operadores ante fenómenos dinámicos que permitirá un mejor manejo e interpretación de la información que presentan los diferentes módulos de análisis de WAProtector y analizar las acciones que debe ejecutar en tiempo real para mitigar las condiciones de inestabilidad. Esto permitirá mejorar las competencias de los operadores, e incrementar la seguridad del suministro de energía eléctrica. Informe Anual 2020 Página 118 de 209

Figura 3.8 Plat aforma de ent renamient o de operadores. SINTONIZACIÓN DE LOS REGULADORES DE VELOCIDAD (GOBERNADORES) Antecedentes: La regulación de frecuencia busca, a través de mecanismos de control y reservas de generación disponible, responder en formaadecuada a las exigenciasdel sistema y corregir así, las variaciones de frecuencias que surgen como producto de este desbalance. Por lo tanto, la capacidad de regular esta frecuencia y mantenerla dentro de ciertos límites otorga mayor seguridad, rigidez y control sobre la operación del sistema. En el 2020 se inició un proyecto para la sintonización de los reguladores de velocidad (GOV) de las unidades de generación de la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair. Beneficios: Mejoramiento de Ia seguridad, calidad y confiablidad del sistema eléctrico ecuatoriano, que permita responder a estos controladores, en forma adecuada a las exigencias del sistema y corregir así, las variaciones de frecuencias que surgen como producto de eventos, otorgando mayor seguridad, rigidez y control sobre la operación del sistema eléctrico y asegurando el abastecimiento de energía eléctrica a los ecuatorianos. Resultados: El proyecto permitió estructurar un protocolo de pruebas para evaluar Ia respuesta de los reguladores de velocidad (GOV) de las unidades de generación, desarrollar metodologías y estudios de sintonización y parametrización teórica de los GOV, actividades ejecutadas hasta el momento y que no requirieron la movilización de personal a la Central. Como hitos importantes del proyecto se resumen las siguientes actividades:  Análisis de la participación de unidades del S.N.I. en regulación primaria de frecuencia, definida en un análisis mediante datos históricos registrados por WAMS y/o SCADA/EMS.  Desarrollo del protocolo de pruebas estructurado para evaluar la respuesta de los reguladores de velocidad de las unidades de generación del S.N.l.  Basado en la documentación de manuales técnicos proporcionados por la Unidad de Negocio Coca Coda Sinclair, se procedió a estructurar el sistema de control en el programa de estudios eléctricos DigSILENT PowerFactory. Para la implementación de dicho sistema de control, se utilizó el lenguaje de programación DSL (DIgSILENT Simulation Language) de PowerFactory. Informe Anual 2020 Página 119 de 209

 Adicionalmente, se realizaron los procesos de: Identificación de parámetros del sistema de control regulador de velocidad; Análisis de sensibilidad de parámetros; Desempeño del regulador de velocidad con parámetros seleccionados  Luego de la obtención y validación del sistema de control del regulador de velocidad de la central CCS, se procedió a realizar la sintonización teórica, considerando un análisis de sensibilidad con el objetivo de determinar un correcto desempeño del regulador tanto en la regulación primaria de frecuencia como en la estabilidad oscilatoria del sistema.  Ejecución del análisis de sensibilidad de parámetros y la verificación del desempeño del regulador de velocidad con parámetros sintonización teórica. 1260.00 3.230 s 354.712 s 1230.00 1120.000 MW 1200.534 MW 1200.00 1170.00 71.92 143.9 216.0 288.0 [s] 360.0 1140.00 216.0 1110.00 355.632 s 59.966 Hz -0.100 288.0 [s] 360.0 G_HPAS_CCS_U1: P (MW) - Kp2 = 0.5 G_HPAS_CCS_U1: P (MW) - Kp2 = 1.0 G_HPAS_CCS_U1: P (MW) - Kp2 = 1.5 G_HPAS_CCS_U1: P (MW) - Kp2 = 2.0 60.40 27.822 s 60.20 59.811 Hz 60.00 26.922 s 59.768 Hz 59.80 30.432 s 59.686 Hz 59.60 36.752 s 59.40 59.492 Hz -0.100 71.92 143.9 G_HPAS_CCS_U1: f (Hz) - Kp2 = 0.5 G_HPAS_CCS_U1: f (Hz) - Kp2 = 1.0 G_HPAS_CCS_U1: f (Hz) - Kp2 = 1.5 G_HPAS_CCS_U1: f (Hz) - Kp2 = 2.0 Figura 3.9 Regulación Primaria para diferentes valores de Kp2. Las siguientes actividades a desarrollarse en el 2021, dentro del proyecto son:  Validación, revisión de metodologías.  Pruebas y análisis del comportamiento de los reguladores de velocidad en operación aislada de Colombia.  Tareas, en sitio, de intervención y procesos de sintonización y parametrización de los sistemas de control de las unidades de generación de la Central CocaCodo Sinclair. IMPACTO DEL METRO DE QUITO EN LA RED ELÉCTRICA Antecedentes: La modelación del sistema del Metro de Quito por parte de CENACE inició en marzo de 2018; a partir de esta fecha, se ha desarrollado en PowerFactory de DIgSILENT el modelo completo del sistema eléctrico, donde se vinculan las bases de datos de los sistemas eléctricos del Metro de Quito, EEQ y el S.N.I. Adicionalmente, mediante la programación en Python, se desarrolló una metodología para la evaluación estocástica de sistemas eléctricos de movilidad para análisis en estado estacionario y dinámico. Por último, se modelaron los sistemas de control de los motores de tracción en Simscape Electrical de Matlab y una interfaz con PowerFactory para analizar el impacto del comportamiento transitorio de arranque y frenado de los trenes eléctricos. Beneficios: Las metodologías desarrolladas utilizando herramientas informáticas especializadas en sistemas eléctricos de potencia y control permiten verificar y evaluar Informe Anual 2020 Página 120 de 209

el impacto del Metro de Quito sobre las redes de distribución y subtransmisión de la EEQ. Además, desde el punto de vista operativo permiten: evaluar riesgos, tomar acciones de control y operación de la red, y planificar estrategias de operación. Resultados: A corto plazo se espera el inicio de la operación del Metro de Quito, lo cual permitirá la validación de la metodología propuesta con datos reales del consumo de trenes, validación de las matrices de consumo, análisis de los escenarios de mínima, media y máxima demanda asi como los datos de torque mecánico y momento de inercia de motores de tracción. Adicionalmente, con el fin de contar con mayor información y analisis de su efecto en la red, se está gestionando la instalación de PMUs en las subestaciones que alimentan este sistema de transporte. INCORPORACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES AL SCADA/EMS PARA SUPERVISIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL Antecedentes: El SCADA/EMS versión NM9.2 provisto por ABB Inc, permite el control, monitoreo y operación en tiempo real de las instalaciones que conforman el S.N.I. y las TIE, permitiendo alcanzar los objetivos de calidad, seguridad y economía. Beneficios: Para que el SCADA/EMS pueda ser utilizado en la operación en tiempo real del S.N.I. debe estar actualizado con todas las instalaciones que ingresan al S.N.I. Resultados: Coordinación con los participantes del sector eléctrico ecuatoriano, la incorporación de sus instalaciones en la base de datos del SCADA/EMS. Los principales hitos de esta actividad comprenden: la modelación eléctrica, verificación de parámetros eléctricos y elaboración de despliegues asociados. A continuación, se incluye una tablaque resume las nuevas instalaciones yla actualizaciónde instalaciones actuales que fueron modeladas en el sistema NM9.2 en el período 2020. Tabla 3.6 Nuevas inst alaciones y las act ualizaciones de inst alaciones CENTRALES DE GENERACIÓN N UEVA AÑ O San José de Minas Si 2020 Due – Unidad 3 Si 2020 SUBESTACIONES Y BAHÍAS AÑ O La Concordia N UEVA 2020 Vicentina 138 kV Si 2020 Dos Cerritos 69 kV No 2020 Pomasqui 138 kV No 2020 Nuev a Prosperina 230 kV No 2020 Pedernales No 2020 Conocoto – Transformador T2 Si 2020 Gualo – Transformador T2 Si 2020 San Juan de Manta Si 2020 San Gregorio 69 kV Si 2020 Cuenca – Transformador ATR Si 2020 Si Informe Anual 2020 Página 121 de 209

IMPLEMENTACIÓN DE MEJORAS EN LOS DESPLIEGUES DEL SISTEMA NM9.2 APLICANDO CRITERIOS DE CONSCIENCIA SITUACIONAL Antecedentes: Los problemas de conciencia situacional, entendida como la percepción del personal que opera un sistema eléctrico, respecto a la comprensión de su entorno o posibles amenazas y su proyección hacia el futuro cercano para la toma de decisiones, han sido señalados como una de las causas de los apagones acontecidos a nivel mundial. Beneficios: Como parte de la mejora continua en las herramientas utilizadas para la coordinación y supervisión de la operación del S.N.I., se desarrolló un nuevo despliegue en el sistema NM9.2, que incluye las subestaciones de 500 kV y las principales subestaciones de 230 kV. Resultados: El nuevo diseño del despliegue del S.N.I. contiene varios criterios de conciencia situacional, como son: reducción de carga visual, eliminación de elementos innecesarios, eliminación de duplicación de información, generación de conocimiento, enfoque en porciones definidas del despliegue, ubicación espacial adecuada de elementos, y creación de convenciones de fácil asimilación. Para aplicar los criterios mencionados, fue necesario el desarrollo de aplicaciones adicionales como:  Asociación dinámica de alarmas de subestaciones  Coloreo dinámico para límites de capacidad de líneas de transmisión  Coloreo dinámico para el caso de desconexión de uno de los extremos de las líneas de transmisión  Cálculo de diferencias angulares basadas en los ángulos obtenidos por el estimador de estado  Implementación de cálculos inteligentes en MATLAB  Implementación de vistas dinámicas del despliegue por nivel de voltaje ESTRUCTURACIÓN DE MANUALES OPERATIVOS CON LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO Antecedentes: La Regulación No. CONELEC 006/00 establece que, dentro de las pruebas operativas de equipos dentro de las normas y requisitos técnicos para incorporación de nuevas instalaciones, el CENACE procederá a aprobar el Manual de Operaciones en Tiempo Real para esas instalaciones y será el documento referencial que utilice el CENACE para coordinar maniobras operativas en el sistema. Beneficios: Los Manuales de Operación permiten tener las actividades que se desarrollan en cada uno de los puestos de trabajo, mismos que sirven como guías de la operación que se debe ejecutar, los cuales proporcionan a las empresas que se incorporan a la operación, una visión más integral del sistema. Resultados: Con el objetivo de establecer procedimientos específicos en la coordinación operativa entre el Centro de Control del CENACE ylas diferentes empresas del sector eléctrico, durante el 2020 se desarrollaron Manuales Operativos con las empresas: CELEC EP TRANSELECTRIC, HIDROALTO Generación de Energía S.A, CBSENERGY S.A, Hidroeléctrica Perlabí S.A, Hidroeléctrica San José De Minas S.A. Informe Anual 2020 Página 122 de 209

COORDINACIÓN EJECUCIÓN PRUEBAS EN ETAPA DE OPERACIÓN EXPERIMENTAL EN EL INGRESO DE NUEVOS GENERADORES Antecedentes: La Regulación No. ARCONEL 002/16 establece los requisitos y el procedimiento que deben seguir tanto los nuevos generadores como el CENACE, para dar inicio a la etapa de operación experimental, previo a su declaración en operación comercial. Beneficios: Permite al CENACE determinar las pruebas que debe realizar, verificar que la unidad de generación pueda cumplir en la operación con los parámetros que declara, verificar el cumplimiento de las necesidades para el monitoreo y control en tiempo real de las nuevas instalaciones oficializados por parte del CENACE, y conocer particularidades de la operación para que sean incluidos en el Manual de Operación. Resultados: En el 2020 se coordinó la ejecución de pruebas, previas al ingreso a operación comercial de los generadores: Unidad 3 de la central Due de Hidroalto Generación de Energía S.A, Centrales hidroeléctricas El Laurel de CBSENERGY S.A, Perlabí, San José de Minas y Vindobona de Vicunha Ecuador S.A. ANÁLISIS DE ESTABILIDAD OSCILATORIA DIARIO Antecedentes: En el 2020, el Ecuador con laOperaciónde la Central CocaCodo Sinclair realizó un máximo en capacidad en las exportaciones hacia los países de Colombia y Perú, la capacidad de exportación a través de la Interconexión con Colombia a nivel de 230 kV, está relacionada con el estado de mantener la seguridad y estabilidad oscilatoria entre los países de Ecuador y Colombia, ante esta necesidad se desarrolló una metodología de análisis de estabilidad oscilatoria basada en el análisis estadístico de las variables modo, amplitud y coeficiente de amortiguamiento; variables que se obtienen a través del sistema WAMs. Beneficios: Garantizar las condiciones de seguridad y confiabilidad en el servicio de abastecimiento del servicio de energía eléctrica al país, especialmente bajo el escenario de exportación a Colombia. También permite maximizar las exportaciones a través de la interconexión eléctrica entre los países de Ecuador y Colombia, estableciendo márgenes de operación en la exportación seguros y confiables ante la presencia de oscilaciones entre ambos países. Resultados: La aplicación de esta metodología se implementó como proceso diario y retroalimentación a la operación y de manera especial en los escenarios en los que el Ecuador exporta al sistema colombiano. Informe Anual 2020 Página 123 de 209

Figura 3.10 Análisis de Est abilidad Oscilatoria SEGUIMIENTO DEL COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA Y SU AFECTACIÓN DEBIDO A LA DECLARACIÓN DE ESTADO DE EXCEPCIÓN Y EMERGENCIA SANITARIA Antecedentes: El CENACE dentro de sus procesos, tiene como responsabilidad realizar el pronóstico de la demanda y por otra parte, el abastecimiento de la demanda bajo los diferentes escenarios, en el 2020 con motivo del aparecimiento de la pandemia por el COVID 19, se establecieron medidas de confinamiento y afectación debido a la declaración de estado de excepción y emergencia sanitaria; esta situación en particular afectó las curvas de demanda y los patrones de comportamiento de la misma, en ese sentido se realizó el seguimiento diario de la demanda, así como, la recuperación de la misma durante el 2020. Beneficios: Establecer el comportamiento de la demanda con referencia al escenario normal previo a la Pandemia, este seguimiento permite identificar en el largo plazo cómo la situación relacionada al consumo de energía se va normalizando con el paso del tiempo, directamente relacionado con las actividades industriales, comerciales y residenciales. Resultados: A partir del inicio de la declaración de confinamiento y estado de emergencia sanitaria, se pudo observar que la demanda mínima histórica se registró en el mes de abril; sin embargo, con el cambio de las disposiciones de confinamiento y restricción de movilización, la demanda empezó a recuperarse, identificándose como inicio de esta recuperación el cambio de estado de emergencia sanitaria en la semaforización de cantones del País de rojo a amarillo. Esta recuperación es continua y se evidencia que alcanza valores normales, a partir de los meses de noviembre y diciembre. Informe Anual 2020 Página 124 de 209

Figura 3.11 Afect ación de la demanda por COVID 19 El CENACE dentro de sus procesos tiene como responsabilidad, realizar el pronóstico de la demanda y por otra parte el abastecimiento de la demanda bajo los diferentes escenarios, en el 2020 con motivo del aparecimiento de la pandemia por el COVID 19, se establecieron las medidas de confinamiento y afectación debido a la declaración de estado de excepción y emergencia sanitaria; esta situación en particular afecto las curvas de demanda y los patrones de comportamiento de la misma en ese sentido se realizó el seguimiento diario de la demanda, así como, la recuperación de la misma. INCORPORACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES AL SCADA/EMS PARA SUPERVISIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL Antecedentes: El CENACE en cumplimiento de la Regulación ARCONEL 003/16, ha coordinado con los participantes del sector eléctrico ecuatoriano, la implementación de los aspectos relacionados con la supervisión y control en tiempo real de las nuevas instalaciones del sector eléctrico ecuatoriano. CENACE realizó las gestiones correspondientes con las empresas del sector eléctrico para la definición de señales, implementación en la base de datos SCADA, configuración y habilitación del canal de comunicaciones, configuración de red y seguridades de red; y la ejecución de las pruebas objeto y primarias para la supervisión y control en tiempo real mediante el SCADA/EMS de nuevas instalaciones que se incorporaron al S.N.I. Beneficios: El SCADA/EMS es una de las herramientas fundamentales para cumplir con la misión del CENACE, que opera y administra el funcionamiento técnico y comercial del Sistema Nacional Interconectado y de las interconexiones internacionales, con criterios de seguridad, calidad y al mínimo costo posible. El correcto funcionamiento del SCADA/EMS permite controlar el balance oferta demanda de energía eléctrica y las acciones a realizarse en condiciones de emergencia, lo que redunda en el abastecimiento del servicio público de energía eléctrica, con los correspondientes beneficios económicos y sociales para el país. Informe Anual 2020 Página 125 de 209

Resultados: Como principales resultados se han obtenido:  Mantener actualizadala información necesariaparasupervisión ycontrol en tiempo real del S.N.I.  Disponer de manera segura, confiable y con altos índices de disponibilidad, la información en tiempo real necesaria para la operación del Sistema Nacional Interconectado.  Verificar el cumplimiento de los parámetros de precisión de las medicionesytiempos de respuesta indicados en la Regulación ARCONEL 003/16. En el período de análisis se realizó la implementación en la base de datos SCADA, configuración en los concentradores de datos, configuración y pruebas de los canales de comunicaciones y ejecución de las pruebas objeto y primarias, de 7 subestaciones nuevas de transmisión, 6 centrales nuevas de generación. INCORPORACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES AL SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL Antecedentes: El CENACE en cumplimiento de la Regulación ARCONEL 001/16 ha realizado la oportuna y adecuada coordinación con los participantes del sector eléctrico ecuatoriano para la implementación de los aspectos relacionados con la medición comercial de las nuevas instalaciones del sector eléctrico ecuatoriano. La incorporación de nuevas instalaciones implica la disponibilidad de los sistemas de medicióncomercial en los puntos de intercambio de la nuevainstalacióncon el Sistema Nacional Interconectado o Sistema de Distribución, según corresponda para cada instalación. Beneficios: Disponer de la información energética y de calidad en los puntos de intercambio entre los diversos participantes mayoristas del sector eléctrico ecuatoriano, para su utilización en la liquidación de las transacciones comerciales Internacionales y Nacionales. Disponer de un sistema de registro de la información transaccional, con una base histórica que inicia en el 2003 y con niveles de precisión y resolución cuarto-horaria, que es parte de la información transaccional yque ademáspuede ser utilizada en los análisis y estudios de parte de los propietarios de los sistemas. Resultados: Durante el 2020, pese a las limitaciones establecidas por la declaratoria de emergencia por el COVID 19, el área de administración de los sistemas de medición comercial ejecutó las siguientes actividades: Calibración de 115 medidores de energía y Oficialización de 36 sistemas de medición comercial de los PMSE. Estas actividades permitieron la participación de 22 nuevos auto -consumidores de energía, la incorporación de 2 generadores hidroeléctricos del sector privado y la incorporación de 11 nuevos puntos de intercambio de las distribuidoras con el Sistema Nacional Interconectado. Además de asesorar a los PMSE, sobre el buen uso de los sistemas de medición y gestión de los cambios que, por diversos aspectos técnicos, es necesario efectuar los cambios en la estructura del sistema yde programaciónfuncional de los medidores. Informe Anual 2020 Página 126 de 209

3.4. INCREMENTAR LA EFICIENCIA ADMINISTRATIVA DE LAS TRANSACCIONES ENERGÉTICAS EN BLOQUE ANÁLISIS REGULATORIO APLICADO A LA GESTIÓN DE LAS TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN BLOQUE Antecedentes: Con el propósito de incrementar la eficiencia y eficacia en la ejecución de los procesos comerciales, se mantiene un continuo proceso de análisis de las disposiciones normativas, regulaciones y resoluciones emitidas por el ente regulador. Beneficios: En los casos que apliquen, se solicita el esclarecimiento de las inquietudes que surjan del análisis, tal como, el establecimiento de propuestas del tratamiento comercial de las transacciones de energía en bloque e interconexiones internacionales. Resultados: En 2020 se realizaron los siguientes análisis regulatorios:  Análisis y comentarios al Marco Normativo para la participación de la generación distribuida.  Análisis, observaciones y recomendaciones a la Regulación de la Planificación Operativa, Despacho del Sistema Eléctrico de Potencia asociada al Reglamento de la LOSPEE.  Análisis, observaciones y recomendaciones al régimen de las transacciones comerciales del sector eléctrico ecuatoriano.  Análisis y comentarios al Marco Normativo de Calificación, habilitación y participación de los grandes consumidores en el sector eléctrico ecuatoriano.  Análisis y comentarios al Marco Normativo para la elaboración y difusión de proyectos de normativas del sector eléctrico.  Desarrollo del procedimiento de aplicación para el cálculo del costo horario de la energía ex post OPTIMIZACIÓN DE LOS PROCESOS Y ADMINISTRACIÓN DE APLICACIONES COMERCIALES Antecedentes: Para alcanzar la optimización de los procesos y administración de aplicaciones comerciales, durante 2020, se desarrollaron las siguientes actividades:  Incorporación de los participantes del sector eléctrico y de las interconexiones internacionales en el sistema de información transaccional, se han modelado 3 centrales de generación y una unidad de generación incluidos los proyectos hidroeléctricos como Central Perlabí, Central Laurel, Centra San José de Minas y la unidad U3 de la Central Due, 22 nuevos puntos de consumos propios de Autoproductores, 15 cambios de condición de consumos propios a clientes regulados y 5 nuevos puntos de entrega.  Sanción de precios ex-post de la energía. La determinación del costo horario de la energía se realiza con base en la operación real de las unidades de generación, la configuración de la red de transmisión, las transacciones internacionales de electricidad y la asignación de unidades fuera de mérito, conforme a la normativa vigente.  Valoración de los consumos y generación aplicables a los procesos de liquidación comercial de las transacciones del sistema eléctrico e interconexiones internacionales: como parte del proceso de Consolidación de Mediciones (CON.MED) de los participantes del sector eléctrico en el ámbito mayorista, Informe Anual 2020 Página 127 de 209

considerando la normativa vigente aplicable y procurando la calidad del producto liberado.  Evaluación de los resultados de la operación del sistema eléctrico de potencia que inciden en la liquidación de las transacciones comerciales de los participantes del sector eléctrico, importación y exportación: El pro ceso de Consolidación de Información Operativa (CON.INO) para manejo de la información de los eventos de generación, transmisión y fallas en el Sistema Nacional Interconectado conforme a los datos referentes a la generación y demanda del S.N.I. provenientes de fuentes externas (Sistema de Tiempo Real y la información operativa remitida por los Participantes). Beneficios: Permite garantizar que los resultados técnicos comerciales que reciben las empresas participantes sobre la liquidación comercial sean los valores definitivos a ser utilizados a su vez en procesos individuales, mejorando los índices sobre atención al cliente externo. Resultados: Se registraron 69 solicitudes de atención de requerimientos por parte de las empresas participantes. Del total, el 80% corresponde al proceso de Consolidación de Mediciones, el resto 20% al proceso de Consolidación de Información Operativa. El tiempo promedio de atencióna los requerimientos fue de 0,87 días. En la siguiente figura se puede observar una reducción en el tiempo de atención a las observaciones de los productos relacionados con las transacciones comerciales. 8,00 Histórico Tiempo Atención Requerimientos[Días] 2,91 2,33 Máx Promedio 2017 2,00 Mensual Promedio 3,00 Anual 1,44 0,87 1,08 2018 2019 2020 Figura 3.12 Tiempo de at ención de requerimient os 3.5. TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y ECONÓMICAS EN CONTRATOS INCORPORACIÓN DE NUEVOS RECUSOS DE GENERACIÓN En 2020, se han incorporado comercialmente al sector eléctrico las centrales que se detallan a continuación: Tabla 3.7 Incorporación comercial de nuevas cent rales y unidad de generación en 2020 CEN TR AL TIPO DE MES DE Perlabí GEN ER ACIÓN IN COR P OR ACIÓN Hidráulica Febrero Informe Anual 2020 Página 128 de 209

CEN TR AL TIPO DE MES DE San José de Minas GEN ER ACIÓN IN COR P OR ACIÓN Hidráulica Junio U3 Due* * Hidráulica Octubre Laurel* Hidráulica Nov iembre * Cumple con lo est ablecido en la LOSPEE en lo relat ivo al fomento de las energías renovables no convencionales. ** Cumple con lo est ablecido en la LOSPEE en lo relativo a la administración comercial del sector eléctrico y las transacciones int ernacionales de electricidad. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN CONTRATOS REGULADOS  REGISTRO DE CONTRATOS DE EMPRESAS PRIVADAS Antecedentes: De conformidad con el artículo 46 de la LOSPEE, las transacciones de bloques de energía podrán celebrarse únicamente por compras y ventas de energía a través de contratos suscritos por los participantes. Se liquidarán comercialmente por el CENACE en función de los precios pactados en los contratos. El artículo 50 de la citada Ley, se refiere a los Contratos Regulados, al respecto indica que, las personas jurídicas dedicadas a la actividad de generación tienen la obligación de suscribir contratos regulados con las personas jurídicas dedicadas a la actividad de distribución y comercialización, en forma proporcional a su demanda regulada. Beneficios: Acorde con lo señalado, se han incluido en los sistemas respectivos del CENACE, las disposiciones emitidas por la Subsecretaría de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica del MERNNR, respecto a las prórrogas de los contratos regulados entre los generadores y autogeneradores de capital privado con las empresas eléctricas de distribución. Resultados: Se registraron y liquidaron los contratos suscritos por los autogeneradores Ecoluz, Enermax S.A. y Empresa Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento de Quito EPMAPS, y los generadores Ecoluz, Rocafuerte S.A., Generoca, Hidalgo & Hidalgo, Hidroabanico S. A., UNACEM S.A. y HIDROPERLABÍ S.A., con todas las empresas de distribución. 3.6. ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA DEL CENACE ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DE MONITOREO DE ÁREA EXTENDIDA WAMS Antecedentes: El sistema de Monitoreo de Área Extendida WAMS del Ecuador, cuyo nombre comercial se denomina WAProtector, forma parte de los sistemas críticos para la operación del Sistema Eléctrico Ecuatoriano con alta disponibilidad y operación 24/7, y constituye una herramienta fundamental que brinda una mayor perspectiva de la seguridad del sistema, con lo cual se mejorarán las acciones de control y por ende la continuidad del servicio eléctrico. Objetivo: Mantener actualizada la infraestructura tecnológica del sistema WAMS a través del despliegue periódico de versiones y la garantía permanente que incluya el mantenimiento y soporte del sistema. Adicionalmente, con el propósito de viabilizar estudios avanzados y la estructuración de aplicaciones y esquemas de control y protección, parte fundamental de la actualización permanente es incorporar las herramientas y módulos necesarios que permitan probar los esquemas desarrollados e implementarlos a nivel de laboratorio antes de gestionar su implementación definitiva en el S.N.I. Esto permitirá mejorar la seguridad del sistema eléctrico y los procesos operativos de CENACE, y consecuentemente garantizar el abastecimiento eléctrico con calidad, seguridad y confiabilidad. Informe Anual 2020 Página 129 de 209

Alcance: La capacidad de monitoreo de puntos críticos del S.N.I. del sistema actual contempla además de las 30 PMUs de propiedad de CENACE, 29 PMUs adicionales son propiedad de los Actores del Sector Eléctrico, integrados en el sistema regulatoriamente, adicionalmente se integra el PDC de XM (Operador Colombiano) con el cual se obtiene información sincrofasorial de los 4 circuitos de la Línea de Transmisión de la interconexión. Figura 3.13 Int erfaz del sist ema WAMS La perspectiva de expansión del sistema contempla la integración de al menos 30 PMUs para el monitoreo dinámico de la red de 500kV del sistema eléctrico ecuatoriano y el intercambio de información de los puntos relevantes del sistema colombiano. Beneficios: Los módulo incluidos en la actualización, como el módulo Frequency Response detector permite evaluar la respuesta de las unidades de generación ante eventos de frecuencia en el sistema eléctrico adicionalmente el módulo de publicación Web (Web server), permite disponer de información im portante en tiempo real sin necesidad de acceso al sistema principal ya través de herramientas modernas tipo Web Scraping, que tiene la potencialidad alimentar otros sistemas y software de análisis, mismos que, permitirán desarrollar herramientas de supervisión a la medida para el operador y el análisis post operativo. Resultados: La actualización del Sistema de Monitoreo de Área Extendida que dispone CENACE, contempló en el 2020 la actualización del sistema WAProtector en su última versión, la activación del módulo Web server incluido Web pages y del módulo Frequency Response detector con Frequency Response Collector module, y una garantía técnica que incluye soporte y mantenimiento gratuito del sistema WAMS con vigencia hasta octubre de 2021. COMPLEMENTACIÓN DEL ESQUEMA DE CONEXIÓN DE PROTOCOLOS TCP/IP EN SISTEMAS OPERACIONALES DE CENACE Antecedentes: El avance tecnológico de las comunicaciones y las redes en los diferentes sistemas operacionales e industriales incluye hoy en día el uso de tecnologías y protocolos TCP/IP para la conexión con los centros de control; las cuales, si bien presentan ventajas como la flexibilidad de acceso y conectividad, rapidez y esquemas escalables y coherentes con el avance de la industria; también presentan retos de ciberseguridad Informe Anual 2020 Página 130 de 209

para las empresas, pues la seguridad de la información y de los sistemas constituye en la actualidad un tema de alta importancia. Tiene como objetivo, la complementación del esquema de conexión con alta redundancia y disponibilidad (dos firewalls y dos switches) de protocolos TCP/IP para sistemas operacionales de CENACE. Su alcance es la implementación de switches de borde redundantes para la conexión TCP/IP de nuevas RTUs, enlaces ICCP en el SCADA/EMS y PMUs en el WAMS, a fin de soportar de forma adecuada los ingresos de conexión de nuevas instalaciones (subestaciones y centrales de generación), y PMUs o conexiones ICCP o PDC con otros centros de control nacionales e internacionales. Beneficios: A continuación, se presentan los beneficios a ser obtenidos:  Implementación de esquema redundante y de alta disponibilidad para las conexiones de RTUs TCP/IP y PMUs.  Conexiones redundantes con multiplexores de red SDH de CELEC EP TRANSELECTRIC.  Complementación de arquitectura de red y seguridad con alta disponibilidad.  Factibilidad de establecer una conexión redundante con la red MPLS de CELEC EP TRANSELECTRIC.  Este esquema permitirá afrontar técnicamente de forma adecuada los requerimientos de adquisición de datos de los sistemas SCADA/EMS y WAMS para la inclusión de nuevas instalaciones con un horizonte de al menos 2 años, así como el cumplimiento de las Regulaciones locales y de los desafíos de la Coordinación Regional con los pares de Colombia y Perú.  Manejo de conexiones de hasta 1 Gbps (con el switch antiguo estaba limitado a 100 Mbps). Resultados: Entre los resultados se pueden mencionar los siguientes:  Implementación y configuración de los equipos.  Instalación de equipamiento en el centro de datos de CENACE.  Configuración de equipos en esquema redundante, conexión a la red interna de CENACE y conectividad hacia la plataforma de comunicaciones de CELEC EP - TRANSELECTRIC.  Pruebas de funcionamiento de los equipos firewalls y switches.  Migración de conexiones de los Sistemas SCADA/EMS y PMUs. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE GESTIÓN DE LOS SERVICIOS DE ENERGÍA Y CLIMATIZACIÓN DEL EDIFICIO DE CENACE (SIGESEC) Antecedentes: A finales del 2019, CENACE ejecutó un proyecto para la modernización del Sistema Eléctrico del CENACE, con un alcance que incluyó desde el sistema de alimentación eléctrica en media tensión, Sistemas de generación de emergencia a diésel, Tableros eléctricos principales de distribución en baja tensión y un Sistema de monitoreo y supervisión para la gestión de toda la infraestructura eléctrica. Se ha planteado como objetivo desarrollar una herramienta informática basada en los criterios BAS (Building Automation System) que permita gestionar las facilidades internas del edificio de manera integrada, de manera que complemente al monitoreo y control de estos sistemas. Informe Anual 2020 Página 131 de 209

EL objetivo es mitigar posibles eventualidades en contra de los sistemas base de CENACE, mediante el monitoreo continuo e integral de los subsistemas auxiliares de los edificios de CENACE. Esto implica el monitoreo de:  Sistema principal de suministro eléctrico de los edificios  Sistemas de Generación de Emergencia a Diésel  Sistemas de climatización del centro de datos, sala de comunicaciones y sala de tableros eléctricos y UPS  Sistemas de suministro eléctrico renovables (Fotovoltaico y Eólico) Eventualidades sobre los sistemas mencionados provocarían un impacto muy grave en la seguridad de la operación del S.N.I. y las interconexiones. El sistema SIGESEC es un componente de un sistema de gestión BAS (Building Automation System), su alcance comprende el monitoreo y control de los sistemas de suministro eléctrico y climatización de las instalaciones de CENACE. Su nivel de integración sigue los lineamientos de los sistemas BAS. Beneficios:  Proveer al CENACE de una herramienta informática que permita realizar la gestión de las instalaciones de CENACE, en lo referente a los sistemas de suministro eléctrico y climatización.  Desarrollar y disponer de componentes de software que permitan la administración del SIGESEC en CENACE, basado en la filosofía de los sistemas BAS de manera que facilite la integración y administración de subsistemas de CENACE.  Mejorar la visibilidad, monitoreo y por lo tanto la disponibilidad de los diferentes subsistemas del edificio de CENACE: sistemas de alimentación eléctrica, ventilación, y monitoreo de temperatura/humedad de los servidores de la sala de control y sala de comunicaciones.  Disponer de una visualización global del estado de los sistemas auxiliares SSAA de los edificios de CENACE, y que permita una rápida inspección de los mismos. Además, disponer de una interfaz web con las respectivas seguridades de ingreso. Resultados: En diciembre del 2020 se finaliza laimplementación del sistemaSIGESEC para el monitoreo y notificaciones automáticas. La plataforma web implementada permite el despliegue de cuadros de mando operativos, configuraciones de usuarios y grupos, y configuraciones de alarmas. El sistema permite la integración y la automatización del proceso de análisis diario de las variables más importantes de los subsistemas de sistemas auxiliares. Las notificaciones son enviadas en el momento de la ocurrenciade un evento, mientras que el reporte de supervisión diaria es entregado cada día a los responsables del proceso de supervisión. Las actividades más relevantes de este proyecto se enmarcan en los siguientes puntos:  Diseño de la arquitectura de red para la integración de la información  Diseño conceptual de la arquitectura de software  Implementación de los componentes de software  Pruebas de integración de los diferentes equipos integrados  Historización y visualización de los datos integrados  Configuración e instalación de la plataforma web  Configuración de alarmas y notificaciones Informe Anual 2020 Página 132 de 209

 Configuración de grupos y usuarios Figura 3.14 Sist ema de gest ión de los servicios de energía y climat ización del edificio de CENACE DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CÁLCULO DE DISPONIBILIDAD DE SCADA/EMS Antecedentes: La regulación ARCONEL 003/16 establece los requerimientos que deben cumplir los participantes del sector eléctrico ecuatoriano en lo referente a la supervisión y control en tiempo real del Sistema Nacional Interconectado S.N.I., que realiza el CENACE. En su capítulo IV: Responsabilidades de los participantes del sector eléctrico y del CENACE, se menciona que una de las responsabilidades de CENACE es la de mantener una alta disponibilidad de la información recolectada de lo s diferentes participantes del sector eléctrico, a fin de garantizar una correcta operación del S.N.I. El Anexo 4 de la Regulación ARCONEL 003/16 especifica el cálculo de disponibilidad mensual de las señales de los participantes del sector eléctrico. Actualmente, se realiza el cálculo de disponibilidad mensual de señales en tiempo real de cada participante de sector eléctrico de manera manual y con tecnologías básicas de procesamiento de información. Sin embargo, debido al crecimiento del número de participantes y el volumen de datos que se maneja en el sistema SCADA/EMS, se ha diseñado y está implementando un sistema que permita de manera automática: optimizar, gestionar y publicar el cálculo de disponibilidad de los diferentes participantes del sistema eléctrico ecuatoriano. El objetivo es diseñar e implementar un sistema de cálculo de disponibilidad del sistema SCADA/EMS de acuerdo a lo estipulado en la regulación ARCONEL 003/16 que permita dar seguimiento a la disponibilidad por señal de cada uno de los participantes del Sistema Eléctrico Ecuatoriano. Publicar a través de un portal web la información del cálculo de disponibilidad de los diferentes participantes del Sistema Eléctrico Ecuatoriano. El alcance actual del proyecto comprende la integración de los datos provenientes del SCADA/EMS, e ingreso manual de datos para ciertos componentes del sistema. La plataforma que está siendo implementada permitirá mediante una interfaz web la presentaciónde reportes de disponibilidadde informaciónen tiempo real por cadauno de los participantes del Sistema Eléctrico Ecuatoriano. Informe Anual 2020 Página 133 de 209

Beneficios:  Proveer al CENACE de una herramienta informática que permitirá verificar el cumplimiento de la regulación ARCONEL 003/16.  Permitirá desarrollar una nueva metodología para evaluación de disponibilidad de la información para supervisión y control en tiempo real en cum plimiento de la regulación ARCONEL 003/16.  Evaluar la disponibilidad mensual de señales de cada subestación o central implementada en el SCADA/EMS de manera automática permitiendo dar cumplimiento a la regulación ARCONEL 003/16 de forma más precisa.  Calcular la disponibilidad mensual del centro de control de CENACE, de manera automática en cumplimiento de la regulación ARCONEL 003/16.  Visualizar de forma Geo localizada los lugares donde se tiene mayor indisponibilidad de información para supervisión y control en tiempo real, con la finalidad de determinar los lugares de mayor vulnerabilidad.  Publicar de forma periódica la disponibilidad de los sistemas de tiempo real de los participantes del SEE con el fin de que estos tomen las medidas correctivas que correspondan.  A futuro realizar el análisis de los datos de disponibilidad históricos, a fin de elaborar modelos de pronóstico de fallas a fin de realizar yelaborar planes de mantenimiento preventivos basados en la condición. Resultados: Hasta diciembre del 2020, se finalizó la implementación del motor de cálculo, la plataforma de modelamiento de sistema remoto (disponibilidad de señales por UTR), la interfaz de ingreso de consignaciones y la interfaz de administración de cálculos de sistema remoto. Para el siguiente año 2021, se prevé finalizar las interfaces de reporte, la plataforma de modelamiento del SCADA/EMS con todos sus componentes, y el sitio web para presentación de los reportes por cada participante del sistema eléctrico ecuatoriano. Las actividades más relevantes de este proyecto se enmarcan en los siguientes puntos:  Diseño e implementación del motor de cálculo de disponibilidad a nivel de sistema remoto (disponibilidad de señales por UTR).  Diseño e implementación de la plataforma de modelamiento de sistema remoto, para gestión de los participantes del SEE.  Interfaces web para el ingreso de consignaciones, manejo del cálculo de disponibilidad por cada UTR de acuerdo a la plataforma de modelamiento de sistema remoto  Pruebas de integración de los datos provenientes del sistema SCADA/EMS. Informe Anual 2020 Página 134 de 209

Figura 3.15 Sist ema de cálculo de disponibilidad de adquisición de dat os del sist ema SCADA/EMS ACTUALIZACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE VIRTUALIZACIÓN VMWARE Antecedentes: Durante el primer trimestre de 2020 se planificó la actualización de 11 servidores físicos VMware ESXi de la versión 6.0 a 6.5, así como el aumento de memoria RAM de 9 servidores ESXi, y se realizó el análisis de configuraciones necesarias para conectar el nuevo almacenamiento HPE 3PAR adquirido en 2019. El objetivo es ampliar la capacidad de procesamiento en cada uno de los servidores ESXi para su utilización en los servidores virtuales de los sistemas: SIMEC, SIMEM y NOC; adicionalmente, disponer de la última versión soportada de VMware ESXi 6.5. Tiene como alcance la actualización de 11 servidores VMware ESXi a la versión 6.5, la cual es la versión máxima soportada por el Hardware HPE, según las recomendaciones del fabricante VMware. Aumento de la memoria RAM a 9 servidores ESXi, utilizando las 16 ranuras de memoria con módulos de 16GB cada uno, con lo que se dispondrá de 256GB de memoria RAM total. Beneficios:  Contar con una versión mejorada de VMware ESXi, la cual tiene mejores funciones y rendimiento.  Disponer de la última versión de VMware Vcenter 6.7, la cual utiliza una interfaz gráfica basada en HTML5, mas intuitiva, amigable y administrable; y principalmente dejar de utilizar el componente adobe flashplayer, mismo que en diciembre de 2020 dejaría de ser soportado por varios navegadores Web, y que es utilizado en las versiones anteriores de Vmware Vcenter.  La nueva versión de VMware VCenter ha permitido realizar adecuaciones en las configuraciones de cluster de servidores, de red, almacenamiento y acceso a usuarios del sistema, permitiendo tener una administración más adecuada y controlada del ambiente de virtualización.  Contar con más memoria RAM en cada uno de los 9 servidores físicos Vmware ESXi, pasando de 192GB a 256GB. Informe Anual 2020 Página 135 de 209

 Con el aumento de memoria RAM en los servidores físicos se puede disponer de memoria RAM para los servidores virtuales de SIMEC, SIMEM, NOC, entre otros, permitiendo mejorar el rendimiento de dichos servidores y eliminar las alertas constantes por falta de memoria cuando se ejecutaba el antivirus para el caso de los servidores Windows. Resultados: La infraestructura de virtualización VMware ESXi se encuentra actualizada en la versión 6.5, y la administración central por VMware Vcenter 6.7, mismo que cuenta con los recursos de procesamiento para los servidores virtuales actuales y para nuevos proyectos, como se observa en la figura 3.16 Figura 3.16 Virt ualizador VMware Entre las actividades realizadas se pueden mencionar:  Levantamiento de información de servidores VMware ESXi.  Revisión y análisis de características de los módulos de memoria RAM de cada uno de los servidores.  Elaboración del plan de aumento y reacomodación de módulos de memoria RAM en cada uno de los servidores VMware ESXi.  Ejecución del plan de aumento y reacomodación de módulos de memoria.  Elaboración del plan de actualización de versiones de Vmware ESXi de 6.0 a 6.5.  Ejecución del plan de actualización de versiones de VMware ESXi a 6.5.  Actualización del administrador del ambiente de virtualización VMware vCenter de la versión 6.5 a la versión 6.7.  Ajustes y configuraciones en Vcenter.  Despliegue a producción. MIGRACIÓN DE SERVIDORES VIRTUALES DE VMWARE Y BASES DE DATOS ORACLE AL NUEVO ALMACENAMIENTO 3PAR Antecedentes: En diciembre de 2019 se realizó el proceso de adquisición de un nuevo almacenamiento HPE 3PAR, mismo que fue configurado para su utilizaciónen la red SAN y con los diferentes sistemas de CENACE. Adicionalmente, durante el segundo trimestre del 2020 se realizó el análisis respectivo de espacio requerido parala migraciónde cada uno de los servidores virtuales de VMware y Bases de Datos Oracle del almacenamiento Informe Anual 2020 Página 136 de 209

EVA al 3PAR. Tiene como objetivo la migración de los servidores virtuales y bases de datos Oracle del almacenamiento EVA actual, al nuevo sistema de almacenamiento institucional HPE 3PAR. Los servidores virtuales de los sistemas de misión crítica: SIMEC, SIMEM, NOC, SAMWEB, entre otros, que se encuentran en la plataforma Vmware y que están en el almacenamiento EVA; se migrarán a las LUNs configuradas en el nuevo sistema de almacenamiento institucional HPE 3PAR de acuerdo al esquema de redundancia de cada sistema. Beneficios:  Garantizar y mantener altos niveles de disponibilidad de los sistemas mi sionales de CENACE.  Contar conuna mejortecnología de almacenamiento, confiabilidadysoporte para los servidores virtuales de VMware y para las Bases de Datos de los sistemas SIMEC y SIMEM.  Disponer de mayor espacio para el crecimiento de las bases de datos Oracle de SIMEC y SIMEM, tanto para los entornos de producción, pruebas e histórico.  Mayor control, optimización y administración del espacio destinado a los servidores virtuales de la infraestructura de virtualización VMware.  Disponer de espacio para nuevos proyectos de tecnología, y/o para actualización de versiones de los sistemas de misión crítica de CENACE. Resultados: Los servidores virtuales y bases de datos de SIMEC, SIMEM, EPSR y servidores virtuales de VMware como: SAMWEB, NOC, Telecomunicaciones, entre otros, se encuentran migrados al nuevo almacenamiento HPE 3PAR, en el cual ya se encuentran sistemas como: SIRIO, PI Institucional, y algunos servidores virtuales de la plataforma de base, dando una ocupación total de 48%, tal como se observa en la figura 3.17. Figura 3.17 Nuevo almacenamient o HPE 3PAR Resultados:  Levantamiento de información de LUNs y servidores virtuales que se encuentran en LUNs del almacenamiento EVA. Informe Anual 2020 Página 137 de 209

 Configuración de nuevas LUNs en el nuevo almacenamiento HPE 3PAR, de acuerdo a los servidores virtuales de cada uno de los sistemas SIMEC, SIMEM, NOC, SAMWEB, ESB, entre otros.  Presentación y configuración de nuevas LUNs del almacenamiento HPE 3PAR en el ambiente de virtualización VMware.  Migración de los servidores virtuales de cada uno los sistemas a sus correspondientes LUNs.  Pruebas finales y despliegue a producción. IMPLEMENTACIÓN DE SOLUCIONES DE RESPALDOS DE SERVIDORES VIRTUALES Y BASES DE DATOS ORACLE Antecedentes: En diciembre de 2019 se realizó el proceso de adquisición de una solución de respaldos HPE StoreOnce, mismo que fue configurado parasu utilización con los diferentes sistemas de CENACE. Adicionalmente, se planificó la habilitación y configuración de los sistemas de respaldos Dataprotector yAcronis con StoreOnce, para el respaldo de la base de datos Oracle y servidores virtuales de VMware, respectivamente. Su objetivo es la implementación y configuración de la solución de respaldos HPE StoreOnce con los sistemas de respaldos Dataprotector y Acronis, para obtener respaldos de servidores virtuales de VMware y de bases de datos Oracle. HPE StoreOnce permitirá guardar el respaldo de servidores virtuales y bases de datos Oracle con información de 3 meses de retención utilizando las herramientas Acronis y Dataprotector. Beneficios:  Contar con una solución de respaldos de mejor tecnología, disponibilidad, confiabilidad y soporte para los servidores virtuales de VMware y para las Bases de Datos de los sistemas SIMEC, SIMEM y ePSR.  Contar con respaldos de servidores virtuales del ambiente de virtualización VMware con la herramienta Acronis y con la solución de respaldos HPE StoreOnce.  Disponer de respaldos de Base de Datos Oracle tipo export y rman de los sistemas SIMEM, SIMEC y ePSR, tanto en el ambiente de producción, pruebas e histórico con la herramienta Dataprotector y con la solución de respaldos HPE StoreOnce.  Disponer de mayor tiempo de retención de respaldos de las bases de datos Oracle de SIMEC, SIMEM y ePSR tanto en el entorno de producción como histórico.  Mayor control, optimización y administración del espacio destinado a los respaldos de información tipo export y rman de las Bases de Datos Oracle de SIMEM y SIMEC. Resultados: Los respaldos de los servidores virtuales del ambiente de Virtualización VMware y las Bases de Datos de SIMEC, SIMEM y ePSR, se encuentran alojadas en la solución HPE StoreOnce, con tiempos de retención de tres meses, permitiendo disponer de los mismos en caso de mantenimientos programados o de eventos emergentes en la infraestructura tecnológica, en la figura 3.18 se muestra el estado actual de uso del HPE StoreOnce y su nivel de compresión. Informe Anual 2020 Página 138 de 209

Figura 3.18 Uso del HPE St oreOnce SOPORTE Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PLANEAMIENTO OPERATIVO ENERGÉTICO - ePSR Antecedentes: Con fecha 5 de octubre de 2020, se suscribió el Contrato Internacional para prestación de los servicios de mantenimiento y soporte para el Sistema de Planeamiento Operativo Energético – EPSR, celebrado entre el Operador Nacional de Electricidad CENACE y la empresa PSR Soluções e Consultoria em Energia Ltda., cuyo objeto es proveer los servicios de soporte y mantenimiento para todos los componentes del sistema EPSR compuesto de los modelos SDDP, NCP, OPTGEN, e-PSR y Monalisa por 90 días. Tiene como objetivo, el disponer de la plataformatecnológica soportada paraefectuar la planificación operativa de corto, mediano y largo plazos, y otros para el abastecimiento de energía al mínimo costo posible, optimizando las transacciones de electricidad en los ámbitos nacional e internacional, aspecto que tiene relevancia estratégica a nivel del sector eléctrico ecuatoriano. Los servicios de mantenimiento y soporte con el proveedor se aplican para los modelos que se describen a continuación:  SDDP (Despacho Hidrotérmico Estocástico con Restricciones de Red)  NCP (Módulo de planeamiento de corto plazo)  ePSR Corporativa (Sistema corporativo para la gestión de estudios energéticos)  OPTGEN (Modelo de planificación de la expansión de generación y de interconexiones regionales)  MONALISA (Modelo para determinación la energía firme de un conjunto de plantas hidroeléctricas) El CENACE cuenta con las siguientes modelos de software en cantidad licencias de aplicación: SDDP 5, NCP 5, e-PSR 1, OPTGEN 2 y Monalisa, cuya vigencia para acceder a los servicios de soporte y mantenimiento se habilita de acuerdo al plazo de contratación. Informe Anual 2020 Página 139 de 209

Beneficios:  Disponer de los servicios de mantenimiento y soporte técnico de los modelos SDDP, NCP, e-PSR, OPTGEN y Monalisa, impidiendo que, frente a la ocurrencia de una contingencia técnica en alguno de ellos, no se disponga de la asesoría de especialistas para solventarlos, afectando directamente a los procesos de CENACE y de planeamiento energético operativo del S.N.I.  Disponer de la actualización de versiones y/o componentes de software (parches) que normalmente son liberados para los clientes autorizados y que permiten, por ejemplo, anticipar y solucionar la ocurrencia de problemas funcionales, de optimización, incorporación de nuevas librerías o acceso a mejoras implementadas sobre los modelos antes mencionados.  Coordinar y disponer de los servicios de mantenimiento y soporte durante los procesos de migración de versiones de los modelos SDDP, NCP, e-PSR, OPTGEN y Monalisa utilizados en la plataforma de CENACE.  Las solicitudes de mantenimiento y soporte son de acceso indefinido durante la vigencia del contrato. Resultados: Se ha dado cumplimiento al soporte y mantenimiento del sist ema de planeamiento operativo EPSR de CENACE para acorde lo contratado para el año 2020, para lo cual se describe algunas de las actividades ejecutadas:  Atención solicitudes de soporte y consultas técnicas, así como funcionales  Seguimiento y soporte durante el proceso de actualización de versiones  Acompañamiento y solución de problemas durante el cambio de versiones de softw are  Atención a consultas funcionales mediante video conferencia ACTUALIZACIÓN DE LA PLATAFORMA DE SERVIDORES Y SOFTWARE DEL SISTEMA DE PLANEAMIENTO OPERATIVO ENERGÉTICO – ePSR Antecedentes: Una vez que CENACE cuenta con una nueva plataforma de hardware de procesamiento y almacenamiento entre los servidores planificados en migración a esta plataforma se encontraba el sistema EPSR de CENACE donde se realizan los procesos de Planificación Operativa. De forma adicional se incluyeron los incrementos de capacidades tanto de procesamiento como de espacio en cada servidor virtual. Una vez finalizado el proceso de actualización de hardware de procesamiento y almacenamiento se llevó a cabo el proceso de actualización de software, que permite aprovechar las últimas mejoras y nuevas funcionalidades del software que son desarrollados por el proveedor, a las que CENACE tiene acceso a través del Contrato de Mantenimiento ySoporte. Dentro del alcance se presentan las siguientes actividades:  Migración de los servidores del sistema EPSR a una nueva plataforma de hardware de procesamiento y almacenamiento.  Actualización del software especializado del sistema EPSR a las últimas versiones disponibles al mes de diciembre de 2020. Beneficios:  Garantizar una mejora en la disponibilidad del sistema al utilizar nueva plataforma y separar los componentes de aplicación y base de datos en diferentes servidores. Informe Anual 2020 Página 140 de 209

 Disminuir los tiempos de respuesta de los aplicativos especializados para mejorar los tiempos de los procesos en las gerencias usuarias del sistema en CENACE.  Disponer de una plataforma de respaldos más actualizada y especializada que permitirá restauraciones en mucho menor tiempo en caso de ser requeridas. Resultados: Durante el 2020 se realizaron las siguientes actividades:  El sistema EPSR se encuentra migrado a su nueva plataforma de hardware de procesamiento y almacenamiento acorde lo planificado.  El sistema EPSR cuenta con su software especializado actualizado a las últimas versiones liberadas por el fabricante a diciembre de 2020. DESARROLLO DE SISTEMA DE MONITOREO DE CONDICIONES CLIMÁTICAS AL SISTEMA DE GESTIÓN DE ENERGÍA NACIONAL Antecedentes: Históricamente la adquisición de datos en tiempo real de mediciones de temperatura ambiente de varias subestaciones del SEP se realizaba por medio de sensores de temperatura ubicados en los patios de la subestación, que a través de un transductor a 4-20mA eran leídos por las RTUs ABB400 y transmitían dicha información al SCADA/EMS del Centro de Control. Dado que estos sensores de temperatura fueron cumpliendo su tiempo de vida útil y ya no cumplían con su función para el envío de información en tiempo real, se implementó un mecanismo alternativo, que permite recuperar esta información, generando un valor agregado sobre las condiciones climáticas en diferentes sectores del país donde se encuentran instalaciones que forman parte del S.N.I. Esta información será de utilidad para la operación en tiempo real y permitirá mejorar la consciencia situacional para la toma de decisiones. Tiene como objetivo, brindar solución a eventos de mediciones de temperatura, la cual es utilizada durante la operación en tiempo real; la captura de dicha información se realizó mediante una nueva metodología para la adquisición de datos e integración al sistema SCADA, rompiendo el paradigma del uso de sensores físicos y canales de comunicación dedicados, por información disponible en sitios Web confiables con la finalidad de incrementar la conciencia situacional en la operación del SIN. Su alcance se centra en desarrollar un sistema para la adquisición de datos en tiempo real de la variable meteorológica de temperatura ambiente y condiciones climáticas; y su integración con el Sistema de Gestión de Energía - EMS de CENACE. Las variables meteorológicas adquiridas servirán para la toma de decisiones en la operación en tiempo real del S.N.I. Beneficios:  Con la implementación se logró solventar eventos en el sistema de adquisición de datos sobre información de temperatura.  Este proyecto será propuesto como un servicio de capacitación para otras empresas del sector eléctrico que requieran incluir en su sistema SCADA información de condiciones climáticas.  Se presenta la necesidad de nuevos perfiles profesionales especializados en adquisición de datos de forma disruptiva, analítica de datos y Big data, con lo que se apoya el crecimiento profesional del personal de CENACE. Resultados: Durante el 2020, se realizó la implementación del sistema, mismo que cubre la información de 17 ciudades del país, esta información es adquirida, historiada y Informe Anual 2020 Página 141 de 209

visualizada en el sistema EMS de CENACE a través de la herramienta de Contoneo dinámico. Entre las actividades más relevantes de este proyecto se enmarcan las siguientes:  Investigación del uso de un Web Service para lectura de datos de una página Web  Desarrollo de programa para integración del Web Service a una UTR la cual se encuentra integrada al sistema EMS.  Elaboración de despliegue mediante la herramienta de contoneo dinámico para presentación al operador de la Sala de control. Figura 3.19 Sist ema de Monit oreo de Condiciones Climát icas al Sistema de Gest ión de Energía Nacional SOPORTE Y MANTENIMIENTO DEL SCADA/EMS DE CENACE Antecedentes: Con fecha 31 de octubre de 2019, se suscribió el Contrato de Régimen Especial Proveedor Único para la contratación de los servicios de mantenimiento y soporte para el sistema EMS RE-CEN-GDT-007-2019, celebrado entre el CENACE y la empresa ABB ECUADOR S.A., cuyo objeto es proveer los servicios de soporte y mantenimiento para todos los componentes de los subsistemas especializados que integran el SCADA/EMS del CENACE durante los años 2019 y 2020. Tiene como objetivo, disponer de los servicios de soporte y mantenimiento para todos los componentes de los subsistemas especializados que integran el SCADA/EMS del CENACE, para garantizar la disponibilidad del sistema, que constituye la herramienta fundamental para la operación del S.N.I., a fin de garantizar un adecuado abastecimiento del suministro eléctrico en el país. El alcance se muestra de acuerdo al siguiente detalle: Informe Anual 2020 Página 142 de 209

Tabla 3.8 Servicios para el año 2020 TIPO DE MANTENIMIENTO ITEM IDEN TIF ICACIÓN DESCR IP CIÓN CAN TIDAD UN IDAD 1 M a ntenimiento M a ntenimiento Mantenimiento del software 250 prev entiv o especializado del Subsistema de 1 Subsistema de Horas Adquisición de Datos del Adquisición de datos S CADA/EM S Soporte Técnico Horas de soporte técnico remot o 2 Remoto para la atención de del S CADA/EM S ev entos/incidencias ocurridos en el SCADA/EMS. Beneficios:  Permite a CENACE cumplir con las atribuciones y deberes reglamentados en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía: o Abastecimiento continuo de energía eléctrica al mínimo costo posible. o Resguardar las condiciones de seguridad y calidad de la operación del Sistema Nacional Interconectado. o Cumplir las regulaciones vigentes expedidas por ARCONEL: Regulación ARCONEL 003/16.  Mantener la disponibilidad del sistema para supervisión y control en tiempo real, que pueda responder a los nuevos retos del sector eléctrico ecuatoriano: crecimiento y diversificación de la demanda, integración de nuevas tecnologías de generación eléctrica, integración de tecnologías y equipos nuevos a las redes de transmisión y distribución, evolución de la industria de los sistemas de adquisición de datos de las centrales de generación y subestaciones, entre otros. Resultados: Se ha dado cumplimiento al soporte y mantenimiento de los subsistemas del SCADA/EMS en los plazos establecidos dentro del contrato, para los años 2019 y 2020; para lo cual, se han realizado las siguientes actividades:  Mantenimiento Subsistema Histórico  Dos mantenimientos del Subsistema de Adquisición de Datos  Mantenimiento Evolutivo de las interfaces de información operativa del SCADA/EMS  Soporte Técnico Remoto del SCADA/EMS SOPORTE Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN DE MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA - SIMEM Antecedentes: El Sistema de Información del Mercado Eléctrico Mayorista (SIMEM) es una solución tecnológica que soporta los procesos de administración comercial del sistema eléctrico ecuatoriano e interconexiones internacionales. Tiene como objetivo, contar con los servicios de mantenimiento preventivo y mejora en el ámbito funcional y técnico para el correcto funcionamiento del Sistema de Información del Mercado Eléctrico Mayorista – SIMEM de CENACE, así como también, asegurar el soporte técnico y funcional especializado para el sistema SIMEM con el propósito de garantizar altos niveles de disponibilidad. Informe Anual 2020 Página 143 de 209

El mantenimiento ysoporte del SIMEMcontempla la ejecuciónde los siguientes servicios: Atención a consultas/soporte técnico y funcional (24x7), Mantenimiento Preventivo, Mantenimiento Mejora, Entornos de Desarrollo y la respectiva Gestión del Contrato. Beneficios: Sus funcionalidades permiten efectuar las siguientes actividades principales:  Análisis ex post de la operación del S.N.I., en lo que tiene relación con las novedades de generación, transmisión y demanda.  Consolidación de los datos cuarto horarios de mediciones provenientes del SIMEC, para la obtención de la producción energética horaria de generadores, autoproductores yla demanda de distribuidoras, grandes consumidores yconsumos propios; a más de la cuantificación energética de las importaciones yexportaciones de electricidad del Ecuador desde o hacia Colombia y Perú.  Ejecución de los procesos de liquidación diaria y mensual de las transacciones en bloque de energía.  Liquidación de peajes de distribución.  Gestión de las garantías de importación y exportación de energía eléctrica.  Control de los cobros y pagos de los generadores, autoproductores, grandes consumidores, consumos propios de autoproductores, distribuidores y demás actores en las transacciones del mercado eléctrico mayorista.  Declaración por parte de las empresas de generación de los costos variables de producción y de IVA de combustibles aplicables al sector eléctrico. Resultados: En el 2020, se realizó el proceso de mantenimiento y soporte que permitió la solución de incidencias, atención de consultas, mantenimiento preventivo y mejora, asegurando adecuados niveles de servicio para los clientes internos y externos del sistema SIMEM; así como, la implementación de cambios funcionales conforme los cambios regulatorios expedidos por la ARCERNNR. IMPLEMENTACIÓN DEL DESPACHO REAL DIGITAL Antecedentes: Como resultado del proceso del Despacho Real, dentro de los objetivos del CENACE está planificado levantar los productos considerando la digitalización de los mismos, en ese sentido a partir del mes de octubre, se encuentra disponible el Despacho Real Digitalizado mismo que puede ser obtenido a través de la Plataforma del Sistema Integrado de Registro Información Operativa y su módulo del BOS.N.I. NET. El Despacho Real Digital, representa al documento digitalizado que puede ser descargado a través del sistemaBOS.N.I. NET ytambién se encuentra disponible a través de un servicio web listo para ser consumido por las Empresas que son usuarios finales de este Producto de la Subgerencia Nacional de Análisis de la Operación. Beneficios: El Despacho Real se encuentra en la plataforma BOS.N.I. NET como alternativa de descarga diferente a la que se encuentra disponible en el sistema SIMEM, a futuro, debido a la facilidad de acceso a través de este medio se dispondrá como el acceso principal. Resultados: El Despacho Real Digital, es el primero de los productos digitales que ofrece el CENACE, de acuerdo a la figura 3.20. Informe Anual 2020 Página 144 de 209

Figura 3.20: Proceso de Digit alización 2020 IMPLEMENTACIÓN DE LA PLATAFORMA DE PROCESAMIENTO Y ALMACENAMIENTO Antecedentes: CENACE desde el 2019 ha venido realizando la modernización de la infraestructuratecnológicaque contempla varias actividades, yque tiene como objetivo, disponer de una infraestructura tecnológica y de comunicaciones moderna, escalable, flexible, integrada y en alta disponibilidad, que permita garantizar la operación, funcionamiento y expansión de los sistemas de base, sistemas de misión crítica, y nuevas iniciativas institucionales. Beneficios: Los principales beneficios de ejecutar este proyecto son los siguientes:  Contar con una infraestructura moderna y con la suficiente capacidad, tanto para procesamiento como para almacenamiento, que permita efectuar el crecimiento de los servicios de información proporcionados por CENACE.  Mitigar el riesgo de indisponibilidad de sistemas de base y sistemas de misión crítica, gracias a la disponibilidad de una infraestructura moderna con niveles de soporte adecuados, reduciendo riesgos de interrupción en los servicios proporcionados tanto a usuarios internos como a usuarios del Sector Eléctrico.  Proveer de infraestructura de procesamiento y almacenamiento para nuevos proyectos y modernización: Proyecto SIRIO (GOP), Modernización ePSR (GPL), Funcionamiento Software Power Factory (GPL), Modernización SICOMB (GOP), Servicios institucionales como: Correo Electrónico, Directorio Activo, entre otros. Resultados: Con la implementación de la nueva infraestructura de procesamiento, almacenamiento, virtualización y respaldos se obtendrán los siguientes beneficios:  Reemplazo del equipamiento que superó su vida útil, por equipamiento moderno con vigencia tecnológica y soporte del fabricante.  Almacenamiento para el crecimiento anual de los sistemas de cadena de valor de CENACE.  Expansión, migración y habilitación de nuevas funcionalidades; así como, los servicios para su despliegue. Informe Anual 2020 Página 145 de 209

 La solución permitirá soportar los sistemas y servicios que son parte tanto de la cadena de valor como de la plataforma base de CENACE. Figura 3.21 Arquit ectura solución de procesamient o y almacenamient o. ADQUISICIÓN DE EQUIPAMIENTO INFORMÁTICO Antecedentes: CENACE cuenta con un inventario tecnológico de 180 equipos entre desktops (workstation) y laptops. El parque informático institucional fue renovado entre los años 2011 y 2013, cuando CENACE era una entidad privada, y como entidad pública en el 2017 se realizó una renovación de una parte del equipamiento (5 workstations y 7 laptops), correspondiente al 6.6% del total de equipos adquiridos en años anteriores. Por otra parte el Sistema Especializado de Administración de Energía SCADA/EMS (Energy Managment System), es un sistema completamente aislado e independiente de la red institucional que fue actualizado en el 2014, mismo que se compone de 23 equipos Workstation, monitores, sistema operativo y software especializado para cada equipo, el cual permite recolectar datos en tiempo real, de la información de parámetros eléctricos a nivel nacional de las diferentes Centrales y Subestaciones Eléctricas del país para monitorear y controlar en tiempo real el estado del sistema eléctrico ecuatoriano e interconexiones internacionales de electricidad, garantizando la toma de decisiones que aseguren el normal abastecimiento de electricidad en el país. Este proyecto tuvo como objetivo, disponer de equipamiento tecnológico de alto rendimiento para usuarios finales, que permita garantizar la operación, funcionamiento y seguridad de los sistemas institucionales de CENACE. El parque informático de CENACE en un 90% presentaba problemas de rendimiento reportados por los usuarios en la ejecución de sus procesos y actividades, inconvenientes de obsolescencia y falta de vigencia tecnológica, niveles de capacidad de procesamiento insuficientes, períodos de garantía vencidos, dificultando la atención de los actuales requerimientos tecnológicos de los usuarios, por lo que se precisó su modernización. Informe Anual 2020 Página 146 de 209

Beneficios: Contar con una infraestructura tecnológica robusta que permita cubrir los requerimientos institucionales a nivel de usuarios para la ejecución de procesos de las diferentes áreas. Resultados: Durante el 2020, se ha logrado reemplazar un 20% del total de máquinas de la red del sistema de información de gestión del CENACE y renovar 15 máquinas destinadas para el sistema SCADA/EMS, a fin de mejorar la ejecución de los procesos, optimizando el tiempo de entrega de los productos y servicios dirigidos las empresas del sector eléctrico. ACTUALIZACIÓN DE LA PLATAFORMA DE TELEFONÍA Antecedentes: CENACE en el 2019 realizó la actualización de la plataforma y servicio de telefonía y grabación de voz institucional. El proyecto tiene como objetivo, disponer de una la solución de comunicaciones moderna, escalable, flexible, integrada y de alta disponibilidad, que colabore y garantice la operación, funcionamiento y expansión de los sistemas institucionales de CENACE. El proyecto contempla los siguientes componentes:  PLATAFORMA Y SERVICIO DE TELEFONÍA: o Modernizar el sistema de telefonía (Servidor de Telefonía y Media Gateway) a la versión más reciente de la propuesta realizada, por medio de protocolos para telefonía IP y analógica, con una densidad media de dispositivos, que permita incrementar la cobertura y disponibilidad de la red de telefonía privada actual del Operador Nacional de Electricidad. o Los componentes de la solución de telefonía, serán instalados en la sala de comunicaciones del CENACE, su instalación y conexión deberán cumplir con los lineamientos técnicos que serán otorgados por el Administrador del contrato de CENACE. o La solución adquirida, debe contar con un sistema de respaldo, para que, en caso de caída del servidor principal, el sistema siga funcionando de forma transparente, permitiendo a los funcionarios realizar llamadas, tanto internas como externas. o Adquisición de ocho equipos telefónicos IP que cubran las necesidades funcionales que requiera el personal de la Sala de Control de CENACE, puesto que se tienen 8 consolas para el desarrollo de sus actividades, siete en la nueva Sala de Control y una en la antigua.  PLATAFORMA Y SERVICIO DE GRABACIÓN DE VOZ: T o Tener la capacidad de grabación de canales de voz, sean tradicionales (análogos) e IP. o La solución debe contar con licenciamiento para almacenamiento de información NAS/SAN. o Modernizar el sistema de grabación de voz a la versión más reciente de la propuesta realizada. o Los componentes de la solución, serán instalados en el Data Center del Operador Nacional de Electricidad, su instalación y conexión deberán cumplir con los lineamientos técnicos que serán otorgados por el Administrador del contrato de CENACE. Informe Anual 2020 Página 147 de 209

Beneficios: Se cuenta con una la solución de telefonía y grabación de voz moderna, escalable, flexible, integrada y de alta disponibilidad, misma que colabora y garantiza la operación, funcionamiento y expansión de los sistemas institucionales de CENACE. Resultados: Se ha migrado aproximadamente el 95% de los teléfonos IP Polycom asignados a los funcionarios de CENACE. Respecto a Sala de Control específicamente, se tienen habilitados teléfonos IP CISCO en todas las consolas, incluida la del líder, tanto para las extensiones telefónicas urbanas, como para las líneas de comunicación directa (hotlines). RENOVACIÓN DE LICENCIAS DE ANTIVIRUS NORTON Antecedentes: CENACE en 2014 ejecutó la implementación del Sistema de Protección Sistémica (SPS) para el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador con el propósito de apoyar una operación segura del sistema eléctrico ecuatoriano, como parte de este sistema se entregaron 5 licencias del antivirus Norton las cuales se encuentran instaladas en 3 computadores de usuario final en CENACE y las restantes en COT de TRANSELECTRIC. Por la importancia que tiene para el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador el Sistema de Protección Sistémica (SPS), se consideró necesario y conveniente renovar a las licencias de antivirus Norton, a fin de evitar el ingreso de virus y amenazas informáticas que podrían deteriorar o eliminar la información. Beneficios: Mantener actualizados los sistemas de protección de virus y otras amenazas informáticas, a fin de garantizar la correcta ejecución de los procesos que se realizan, así como también se resguarda la integridad de la información generada, misma que se constituye en uno de los activos más importantes que tiene una entidad. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE GESTIÓN DOCUMENTAL - SOPORTE LOTUS El CENACE para el cumplimiento de sus objetivos y funciones en el ámbito documental tiene en operación desde el 2004, el Sistema de Gestión Documental (SGD), basado en la plataformaLotus Domino 6.5.5 yLotus Document Manager 6.5.1, que en conjunto con el Sistema de Gestión Documental Quipux (SGDQ), servicio de información que la Subsecretaría de Gobierno Electrónico pone a disposición de entidades o i nstituciones públicas y ciudadanos, permiten soportar la operatividad. Adicionalmente, Actualmente se dispone de soporte técnico especializado para el mantenimiento preventivo, correctivo y evolutivo en la plataforma Lotus del CENACE, en la que residen el Sistema de Gestión Documental (SGD) y el Sistema de Gestión de la Calidad (SGC). ACTUALIZACIÓN PLATAFORMA DE RED DE USUARIOS Antecedentes: El 14 de mayo de 2020 se suscribió el Convenio Específico de Cooperación Interinstitucional entre el Operador Nacional de Electricidad - CENACE, y la Corporación Eléctrica del Ecuador - CELEC EP, para propender a fortalecer los procesos de la administración técnica y comercial a cargo del CENACE, incluyendo su rol de coordinador del Mercado Andino Eléctrico Regional. El programa de ejecución del Convenio se basa en 4 proyectos. El proyecto 2 corresponde a la “Actualización de la infraestructura de red de usuarios”. Tiene como objetivo, disponer de una arquitectura de red de datos moderna que soporte la evolución y transformación en función de las actuales tendencias de la Informe Anual 2020 Página 148 de 209

industria, que permita soportar la evolución de los sistemas críticos (SCADA/EMS, WAMS, SIMEM, SMEC, SICOMB), de la red de usuarios, así como contar con capacidades actuales de velocidad, procesamiento, seguridad y vigencia tecnológica con soporte técnico del fabricante para los próximos 10 años. Beneficios:  Con la modernización de los componentes de la red de usuarios, se logrará desplegar un servicio de conectividad moderno en las diferentes Gerencias y Subgerencias que conforman el CENACE.  Con el sistema de monitoreo de equipos de conectividad, se mejorará la administración de la red corporativa de CENACE.  Con la adquisición de licenciamiento para videoconferencia con acceso web, se podrá continuar poniendo a disposición de los funcionarios de la institución herramientas de comunicación modernas y que son muy necesarios por la emergencia sanitaria a nivel mundial.  Actualizar la plataforma para configuración de conexiones privadas virtuales (VPN) seguras.  Se dispondrá de soporte técnico especializado en equipamiento de red, para asistencia remota o presencial para configuraciones de red especializadas en el esquema de red disponible de CENACE, asistencias correctivas ante eventos o indisponibilidades de los servicios y/o funcionalidades implementadas Resultados: En el 2020, se planteó el proyecto al personal técnico asignado por parte de CELEC EP – TRANSELECTRIC, con lo cual, se han venido realizando varias revisiones en conjunto, con el objetivo de llegar a una versión final de la documentación y plantear el proyecto a las diferentes áreas que sean necesarias. COMPLEMENTACIÓN DE LA ARQUITECTURA DE LA RED DE USUARIOS DEL NUEVO EDIFICIO DE OPERACIONES Antecedentes: En el 2019 se realizó la entrega del Nuevo Edificio de Operaciones a los colaboradores que desarrollan sus actividades, para lo cual, se procedió a la habilitación de la red de usuarios, para que cuenten con los servicios institucionales de base, como son: red física e inalámbrica, servicio de telefonía, videoconferencia, servicio de impresión, etc. Este proyecto tiene como objetivo, realizar el levantamiento de la arquitectura del servicio de red y comunicaciones, para que se garantice la disponibilidad de los diferentes servicios de red de usuarios en el nuevo edificio de la Gerencia de Operaciones. Beneficios: Que el personal que desempeña sus labores diarias en el Nuevo Edificio de Operaciones, pueda disponer de una red y un sistema de comunicaciones confiable y acorde a sus necesidades, en base al levantamiento de la arquitectura y puntos de red. Resultados: En base al cronograma realizado y los hitos aprobados, en el transcurso del 2020 se ejecutaron en su totalidad los hitos planificados sin mayores novedades. IMPLEMENTACIÓN FIRMA ELECTRÓNICA “CERO PAPELES” Antecedentes: Decreto Ejecutivo No. 149 del de 20 de noviembre de 2013 de la Implementación del Gobierno Electrónico en la Administración Pública Central, Informe Anual 2020 Página 149 de 209