CORPORACIN NACIONAL DE ELECTRICIDAD S A REGIONAL EL

CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD S. A. REGIONAL - EL ORO Hacia un Desarrollo Sostenible

Area de Concesión Área: 6. 745 Km² Empresa del Futuro El Área de Concesión contempla los 14 cantones de la provincia de El Oro, los cantones Pucará y Ponce Enríquez de la provincia del Azuay, así como el cantón Balao y la parroquia Tenguel (cantón Guayaquil) de la provincia del Guayas A la presente fecha el número de clientes es de 192 813 …. por un nuevo modelo energético…. Geográficamente existen 2 zonas denominadas alta y baja La actividad principal de la parte Alta es la minería y de la baja es la camaronera, bananera; y, otras vinculadas a ellas

Area de Concesión Empresa del Futuro La Demanda Máxima en el 2010 fue de 113, 55 MW La Capacidad Instalada en Subestaciones de distribución es de 157, 25 MVA en OA y 182, 5 MVA en FA Se estima una Energía disponible para el año 2010 de 670 251 Mw-h …. por un nuevo modelo energético…. Las Pérdidas Técnicas Energía para el año 2010 son de 9, 58 % Las Pérdidas No Técnicas Energía para el año 2010 son de 8, 68 %

REQUERIMIENTOS DE POTENCIA Y ENERGÍA El Sistema Eléctrico de CNEL Regional El Oro es alimentado a través de la S/E Machala (Transelectic) en la que existen dos fuentes de alimentación y se encuentra en construcción una tercera : 1. Línea a 138 Kv Milagro – San Idelfonso – Machala (SNT) 2. Línea a 230 Kv Zorritos – Machala (Interconexión con El Perú) 3. Línea a 230 Kv Milagro – Machala (SNT) Además se puede considerar a Machala Power ya que está interconectada a la línea de 138 Kv

REQUERIMIENTOS DE POTENCIA Y ENERGÍA AÑOS 2011 - 2020 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA AÑO 2011 - 2020 180, 000 160, 000 140, 000 120, 000 100, 000 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 0 2012 REQUERIMIENTOS DE ENERGÍA AÑO 2011 - 2020 1, 200, 000 1, 000 800, 000 600, 000 400, 000 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 0 2013 628, 284 670, 251 711, 541 750, 017 788, 413 828, 788 871, 246 915, 894 962, 846 1, 012, 222 1, 064, 148 1, 118, 756 10, 322, 405 2012 105, 538 113, 547 117, 659 120, 706 124, 826 129, 088 133, 495 138, 053 142, 766 147, 640 152, 680 155, 928 40, 000 2011 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 60, 000 2011 (MWh) 2010 (KW) 2010 Año 80, 000 2009 Demanda de Energía 2009 TOTAL Demanda de Potencia

REQUERIMIENTOS DE POTENCIA Y ENERGÍA AÑOS 2010 - 2011 140, 000 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA AÑOS 2010 - 2011 8. 00% 7. 00% 120, 000 6. 00% 100, 000 5. 00% 80, 000 4. 00% 60, 000 Demanda de Potencia Mes Año 2010 Año 2011 Variación (KW) (%) Demanda de Energía Año 2010 Año 2011 Variación (MWh) (%) ENE 105, 444 108, 904 3. 28% 55, 098 58, 341 5. 88% FEB 108, 389 112, 609 3. 89% 52, 723 55, 124 4. 55% MAR 111, 141 115, 510 3. 93% 61, 017 64, 152 5. 14% ABR 113, 547 117, 659 3. 62% 57, 798 60, 767 5. 14% MAY 112, 463 116, 883 3. 93% 61, 090 63, 817 4. 46% JUN 106, 327 111, 111 4. 50% 55, 449 59, 433 7. 18% JUL 102, 461 110, 159 7. 51% 55, 287 58, 578 5. 95% AGO 103, 650 109, 192 5. 35% 53, 975 56, 807 5. 25% SEP 103, 945 108, 893 4. 76% 52, 848 57, 292 8. 41% OCT 104, 368 108, 471 3. 93% 54, 706 57, 654 5. 39% NOV 104, 827 108, 962 3. 94% 53, 402 58, 189 8. 96% DIC 106, 787 109, 722 2. 75% 56, 858 61, 387 7. 97% TOTAL 113, 547 117, 659 3. 62% 670, 251 711, 541 6. 16% 3. 00% 40, 000 2. 00% 20, 000 1. 00% 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Año 2010 (KW) 105, 444 108, 389 111, 141 113, 547 112, 463 106, 327 102, 461 103, 650 103, 945 104, 368 104, 827 106, 787 Año 2011 (KW) 108, 904 112, 609 115, 510 117, 659 116, 883 111, 111 110, 159 109, 192 108, 893 108, 471 108, 962 109, 722 Variación (%) 3. 28% 3. 89% 3. 93% 3. 62% 3. 93% 4. 50% 7. 51% 5. 35% 4. 76% 3. 93% 3. 94% 2. 75% 70, 000 REQUERIMIENTOS DE ENERGÍA AÑOS 2010 - 2011 0. 00% 10. 00% 9. 00% 60, 000 8. 00% 50, 000 7. 00% 40, 000 6. 00% 30, 000 4. 00% 5. 00% 3. 00% 20, 000 2. 00% 10, 000 0 ENE FEB MAR ABR Año 2010 (MWh) 55, 098 52, 723 61, 017 57, 798 Año 2011 (MWh) 58, 341 55, 124 64, 152 60, 767 Variación (%) 5. 88% 4. 55% 5. 14% 1. 00% MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 61, 090 55, 449 55, 287 53, 975 52, 848 54, 706 53, 402 56, 858 63, 817 59, 433 58, 578 56, 807 57, 292 57, 654 58, 189 61, 387 4. 46% 7. 18% 5. 95% 5. 25% 8. 41% 5. 39% 8. 96% 7. 97% 0. 00%

Clientes y Consumo Tipo de Cliente y Consumo 180, 000 Clientes Tipo de Clientes y Consumo Incidencia Consumo Número (%) (MWh) 160, 000 Incidencia (%) 140, 000 120, 000 169, 763 88. 05% 18, 454 41. 77% Comercial 18, 493 9. 59% 7, 083 16. 03% Industrial 1, 629 0. 84% 9, 687 21. 93% 65 0. 03% 4, 308 9. 75% 60, 000 2, 863 1. 48% 4, 647 10. 52% 40, 000 192, 813 100. 00% 44, 179 100. 00% 20, 000 Alum. Público Otros. Total Axis Title Residencial 100, 000 80, 000 0 Número Consumo en MWh Residencial 169, 763 18, 454. 00 Comercial 18, 493 7, 083. 00 Industrial 1, 629 9, 687. 00 Alum. Público 65 4, 308. 00 Otros. 2, 863 4, 647. 00

Clientes con Mayor Incidencia en el Consumo de Energía En la actualidad existen 4 cargas importantes: Autoridad Portuaria , Centro Comercial Paseo Shopping , Industrial Cartonera y Procesadora Minera ELIPE y la correspondiente a Urbanización Puerta del Sol que se incorporará en el futuro próximo Nombre Capacidad Instalada (MVA) 10/12. 5 Demanda (MVA) 8 5/6. 25 2 2 3, 75 1 5/6. 25 7. 5 2. 8 0. 8 4. 5 5 Autoridad Portuaria Paseo Shopping Industria Cartonera (INCARPAL) Urbanización Puerta del Sol Procesadora Minera ELIPE Observación Se otorgó Factibilidad Alimentado a 13. 8 KV, en operación En operación Se otorgó Factibilidad Proyecto En operación

Plan de Reducción de Pérdidas de Energía En el año 2006 se inicia una serie de proyectos de alta eficiencia encaminados a lograr la reducción de Pérdidas de Energía, es así como del 30, 03% de pérdidas registradas en abril de 2006 se reducen a 19, 22% en septiembre de 2010, manteniéndose en la actualidad el indicador de pérdidas con tendencia decreciente, como se puede observar en la gráfica siguiente:

PORCENTAJE (%) Inicio de Plan de Reducción de Pérdidas 30. 00% 28. 00% 26. 00% 24. 00% Transición al nuevo Sistema Comercial SICO 22. 00% 20. 00% 18. 00% Jan-06 30. 66% Feb-06 30. 75% 30. 89% Mar-06 Apr-06 31. 03% May-06 30. 96% Jun-06 30. 81% Jul-06 30. 64% Aug-06 30. 51% Sep-06 29. 91% Oct-06 29. 69% Nov-06 29. 21% 28. 90% Dec-06 28. 37% Jan-07 Feb-07 28. 11% Mar-07 27. 76% Apr-07 27. 29% May-07 27. 01% 26. 78% Jun-07 Jul-07 26. 55% Aug-07 26. 30% Sep-07 26. 39% Oct-07 26. 26% Nov-07 26. 19% Dec-07 26. 14% Jan-08 25. 95% Feb-08 25. 78% Mar-08 25. 67% Apr-08 25. 21% 24. 98% May-08 24. 65% Jun-08 24. 34% Jul-08 Aug-08 24. 15% Sep-08 23. 79% Oct-08 23. 46% Nov-08 23. 23% Dec-08 22. 91% Jan-09 22. 66% 22. 20% Feb-09 22. 02% Mar-09 21. 76% Apr-09 May-09 21. 64% Jun-09 21. 53% Jul-09 21. 37% Aug-09 21. 11% Sep-09 20. 88% Oct-09 20. 79% Nov-09 20. 03% Dec-09 20. 49% Jan-10 20. 38% Feb-10 20. 38% Mar-10 20. 24% Apr-10 19. 85% May-10 19. 68% Jun-10 19. 51% Jul-10 19. 37% Aug-10 19. 25% Sep-10 19. 22% Plan de Reducción de Pérdidas de Energía EVOLUCION PORCENTUAL DE LAS PERDIDAS AÑO MOVIL ENERO 2006 - SEPTIEMBRE 2010

Principales Gestiones para Reducir Pérdidas de Energía Se han realizado varios proyectos encaminados a la reducción de pérdidas de energía entre los que se mencionan: • Sustitución de redes convencionales por prensambladas • Regularización de abonados • Plan de Reducción para eliminar conexiones clandestinas • Repotenciación de las Subestaciones Santa Rosa y Arenillas (Transformadores de bajas pérdidas) • Sustitución de 23 000 luminarias de 175 W de Mercurio por luminarias de 150 W de Sodio. • Montaje de Bancos de capacitores en alimentadores • Reubicación de Transformadores sobrecargados. • Balanceo de alimentadores. • Además se han realizado otros proyectos entre los que se destaca el Sistema de telemetría para clientes especiales (Alto Consumo)

Telemetría El sistema de Telemetría Alternativa tecnológica para clientes especiales, permite el control automático de la toma de lecturas remota y posterior proceso de facturación, a fin de reducir de manera significativa las pérdidas no técnicas de energía en éstos clientes. En la actualidad se cuenta con 200 medidores con telemetría.

Sistema de Subtransmisión

Sistema de Subtransmisión DIAGRAMA UNIFILAR ACTUAL Infraestructura Actual SUBESTACIONES ELÉCTRICAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN

Diagrama Unifilar Actual El Sistema Eléctrico de CNEL El Oro está constituido por: 15 Subestaciones Eléctricas Reductoras (69/13, 8 Kv) 1 Subestación Eléctrica de Seccionamiento 15 Líneas de Subtransmisión (69/13, 8 Kv) con una longitud total de 209, 38 Km 55 Alimentadores Primarios

Subestaciones Eléctricas Còdigo Subestaciones Eléctricas Nombre AT S 01 S 02 S 03 S 04 S 05 S 06 S 07 S 08 S 09 S 10 S 11 S 12 PEAÑA LA IBERIA BARBONES T 1 BARBONES T 2 PAGUA T 2 BALAO T 1 BALAO T 2 POROTILLO CAMBIO T 1 CAMBIO T 2 CAMBIO T 3 MACHALA T 1 69 69 67 67 13. 8 67 S 13 S 14 S 15 S 16 S 17 S 18 S 19 S 20 S 21 S 22 S 23 S 24 S 25 MACHALA T 2 CENTRO T 1 CENTRO T 2 PINOS STA. ROSA T 1 ARENILLAS T 1 HUAQUILLAS T 2 SARACAY PORTOVELO CENTRAL 1(GEN. T 1) CENTRAL 1(GEN. T 2) 67 69 69 67 67 69 69 4. 16 Voltaje k. V BT Terceario 13. 8 13. 2 13. 8 13. 2 4. 67 13. 2 13. 8 13. 2 13. 8 4. 67 OA Capacidad m. VA FA FOA 10 12. 5 5 6. 25 2. 5 10 10 10 3. 75 16 10 10 2. 5 5 5 10 5 6 6 12. 5 20 12. 5 6. 25 12. 5 6. 25 Tipo de Conexión BT Delta Estrella neutro a tierra Delta Estrella neutro a tierra Delta Estrella neutro a tierra Estrella Terceario Delta Estrella neutro a tierra Delta Delta Delta Delta AT Estrella neutro a tierra Estrella neutro a tierra Estrella neutro a tierra Estrella

Líneas de Subtransmisión Còdigo Líneas de Subtransmisión LST 01 LST 02 LST 03 LST 04 Nombre LA PEAÑA - LA IBERIA - BARBONES - PAGUA - BALAO LA PEAÑA - EL CAMBIO - MACHALA CENTRO MACHALA - NODO 1 - PASEO SHOPPING NODO 1 - LOS PINOS LA PEAÑA - SANTA ROSA - LA AVANZADA - SARACAY - PORTOVELO LA AVANZADA - ARENILLAS - HUAQUILLAS LA PEAÑA - POROTILLO Salida 1 3 5 8 1 14 17 17 40 40 1 24 26 32 26 27 1 Tramo Llegada 3 5 8 10 14 17 19 40 41 22 24 26 32 34 27 29 12 Conductor fases Conductor neutro Longitud (k. M) Voltaje (k. V) Tipo de estructura 336. 4 ACSR 266. 8 ACSR 336. 4 ACSR 266. 8 ACSR 3/8" acero 3/8" acero 3/8" acero 3/8" acero 3/8" acero 4. 17 7. 23 17. 77 21. 29 4. 40 4. 78 2. 28 1. 35 1. 20 6. 21 21. 51 8. 14 20. 10 27. 76 12. 22 18. 22 30. 75 69. 00 69. 00 R R R U U U R R R

Sistema de Subtransmisión Proyectado DIAGRAMA UNIFILAR PROYECTADO Infraestructura Proyectada SUBESTACIONES ELÉCTRICAS PROYECTADAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN PROYECTADAS

Diagrama Unifilar Proyectado Obras Planificadas Subestaciones: Repotenciación de las Subestaciones: Huaquillas (10/12, 5 MVA), Peaña (16/20 MVA), El Pache(16/20 MVA) Puesta en funcionamiento de la S/E La Primavera (20/24 MVA) Líneas de Subtransmisión: Construcción de Líneas de Subtransmisión Peaña. Machala y Peaña–La Avanzada aisladas a 138 Kv, doble terna y Línea la Iberia –La Primavera

Sistemas Integrados de Información Operación del sistema de información geográfico (SIG). Con el objetivo de contar con un sistema de control y administración de la red de distribución como una herramienta necesaria en la gestión del sistema de distribución y especialmente en el control de la calidad del servicio, y para lograr el planeamiento, atención de reclamos, entre otras aplicaciones

Sistemas Integrados de Información Finalidad

Responsabilidad Social Empresarial “Responsabilidad social empresarial es una forma de gestión que se define por la relación ética de la empresa con todos los públicos con los cuales ella se relaciona, y por el establecimiento de metas empresariales compatibles con el desarrollo sustentable de la sociedad; preservando recursos ambientales y culturales para las generaciones futuras, respetando la diversidad y promoviendo la reducción de las desigualdades sociales”.

Responsabilidad Social Empresarial: INTERNAS 1. Cumplimiento de Leyes Tributarias, Laborales, Ambientales. 2. Ética y Transparencia Código de mejores prácticas, evitar corrupción y mejorar gobernanza. 3. Desarrollo de Talento Humano Capacitación, Formación y Promoción Humana Global. 4. Mitigación de Impactos Negativos Disminución al máximo los impactos adversos de la operación y/o construcción.

Responsabilidad Social Empresarial: EXTERNAS 5. Beneficios de Colaboradores Promoción Integral del Ser Humano, incluyendo salud, e integración intelectual y cultural. 6. Proyección a Familias 7. Proyección a la Comunidad 8. Proyección en el ámbito nacional o regional Beneficios deben conducir a una mejor interrelación intrafamiliar. Debemos volver a nuestras comunidades (honrados trabajadores, mejores ciudadanos). Promover y contribuir a la generación de nuevo y mejor empleo. Salir de la pequeña aldea a la sociedad regional y nacional potenciando el crecimiento económico de nuestras sociedades.

GRACIAS POR SU ATENCIÓN REGIONAL - EL ORO Hacia un Desarrollo Sostenible