NUEVO ESQUEMA REGULATORIO

1. NUEVO ESQUEMA REGULATORIO

2. ANTECEDENTES Al cabo de más de 10 años de la aprobación de esta la L.R.S.E, no se obtuvieron los resultados esperados, debidos a factores como las características propias del modelo de costos marginales, que no permitieron la aplicación correcta de dicho modelo, y al contrario se ha incurrido en múltiples problemas, entre los que se encuentran principalmente:

3. Deudas crecientes e iliquidez del todo el sector; • Tarifas que no cubren los costos reales; • Política indiscriminada de subsidios; • Inversiones casi nulas en generación; • Administración con problemas; • Pérdidas excesivas de energía.

4. RESTRUCTURA DEL SECTOR • El Estado a través de la Asamblea Constituyente del año 2008 emitió el Mandato Constituyente No. 15 y publicado en el Registro Oficial número 393 del 31 de julio de 2008. • El Mandato 15 es jerárquicamente superior a cualquier otra norma de orden jurídico que se oponga (LRSE)

5. El Mandato Constituyente le dispuso al CONELEC aprobar un nuevo pliego tarifario para establecer una tarifa única y le facultó “… sin limitación alguna, a establecer nuevos parámetros regulatorios específicos que se requieran, incluyendo el ajuste automático de los contratos de compra venta de energía vigentes.”

6. En cumplimiento del mandato 15 el CONELEC emite Regulaciones: • Regulación No. CONELEC – 006/08 “Aplicación del Mandato Constituyente No.15 “ • Regulación No. CONELEC – 013/08 “Regulación complementaria No. 1 para la aplicación del mandato constituyente No.15” Tarifa única y ajuste de contratos de compraventa de energía

7. LIQUIDACIÓN DEFINITIVA DE LOS CONTRATOS Mandato 15 y Regulación No. 006/08 Ajuste automático de los contratos debe hacérselo desde el 13 de agosto de 2008 CENACE Liquidación definitiva de las transacciones del mercado, desde esa fecha

8. PRECIOS DE CONTRATO • CONELEC aprobó el Documento “Análisis de Costos para las Empresas Eléctricas sujetas a Regulación de Precios en aplicación del Mandato No.15 (Agosto-Diciembre 2008)” • Los Costos fijos deben ser incluidos en los Contratos regulados que deben suscribir los generadores con capital público • De igual forma se aprobó el Documento “Análisis de Costos para las Empresas Eléctricas sujetas a Regulación de Precios en aplicación del Mandato No.15 (Enero-Diciembre 2009)”

9. CREACIÓN DE CORPORACIONES

10. CORPORACION ELÉCTRICA DEL ECUADOR CELEC S.A. Regularizó su funcionamiento a través de la Superintendencia de Compañías el 13 de febrero del 2009, que se constituyó por la fusión de las empresas generadoras, convirtiéndolas en Unidades de Negocio.

11. CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN CNEL S.A. • 10 de marzo de 2009 la CNEL S.A. tiene los plenos derechos y obligaciones para operar en el sector eléctrico nacional como empresa distribuidora de electricidad, luego de suscribir un contrato de licencia con el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), en Quito. • CNEL formalizó su funcionamiento en reemplazo de varias empresas distribuidoras, propiedad del Fondo de Solidaridad, que fueron fusionadas en una sola y se presentarán por fines administrativos- como Gerencias Regionales. • El país cuenta con 19 distribuidoras eléctricas, pero no todas ingresaron a la compactación “por ser eficientes”.

12. EMPRESAS FUSIONADAS

13. TRANSACIONES ECONOMICAS CON EL NUEVO ESQUEMA DEL SECTOR • En el periodo de enero a marzo de 2009 las transacciones en el Mercado Contratos “antiguos” aun estaban vigentes. Desde el 1 de abril de 2009, entran en vigencia los contratos regulados siendo el precio de contrato diferente para cada unidad de generación, es decir, a su costo variable de producción y costo fijo, tal como lo establece la Regulación No. CONELEC - 006/08

14. COSTO VARIABLE: Siguiendo el marco legal vigente para el caculo del cargo variable se lo realiza conforme a la energía comercializada por parte de los generadores que tienen contratos regulados, debe ser vendida a todas las empresas distribuidoras en proporción a su demanda real media, para el caso de los generadores termoeléctricos, esta energía deberá ser valorada a costo variable de producción correspondiente, dependiendo del costo variable respectivo a la potencia de despacho.

15. COSTO FIJO (1abril-09 al 30 julio-09): La metodología de cálculo del Costo Fijo, toma como base: a) El Costo Fijo teórico (obtenido como un promedio mensual del Costo Fijo Anual declarado al CONELEC) b) La potencia efectiva de cada central de generación en el mes c) La Potencia Disponible en el mes de cada central (obtenida como la suma de los promedios diarios de cada unidad de generación que conforman cada central). La liquidación del Costo Fijo, el cual es el producto del costo fijo teórico por la relación entre la potencia disponible y la potencia efectiva para cada central de generación.

16. REGULACIÓN No. CONELEC 004/09 “Regulación complementaria No. 2 para la aplicación del mandato constituyente No.15” fue aprobada el 6 de agosto de 2009, tiene como objetivo: - Establecer principios y parámetros regulatorios. - Análisis de costos para la determinación de tarifas, considerando la participación de las nuevas empresas y los principios establecidos en las regulaciones Nos. 006/08 y 013/08.

17. REGULACIÓN CONELEC 004/09 • Desde el mes de agosto de 2009 se aplica los contratos regulados siguiendo lo establecido en la Regulación No. CONELEC 004/09. donde se indica: • La energía comercializada debe ser vendida a todas las empresas distribuidoras en proporción a su demanda regulada, para el caso de los generadores termoeléctricos, esta energía deberá ser valorada a costo variable de producción.

18.  Remuneración por Costo Fijo, toma en cuenta la disponibilidad histórica de los últimos doce meses, PMPD, (incluido el mes de liquidación) de cada central de generación y estará basado en la declaración anual de Costos Fijos realizado al CONELEC y la Regulación No. CONELEC 004/09

19. METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN POR CARGO FIJO • Esta metodología considera: • Anualidad corregida • Factor de disponibilidad anual resultante de promediar los últimos doce meses incluido el mes de liquidación es decir: Donde: At’: Anualidad corregida del generador AT: Anualidad Calculada por el CONELEC fdp: Factor de disponibilidad previsto At’ = (AT / fdp)

20. MA= (At’ /12) * fdr Donde: MA: Monto mensual correspondiente a la anualidad Fdr: Factor de disponibilidad remunerable Donde: Fdmin: Factor de disponibilidad mínimo previsto Fdm: disponibilidad mensual promedio de los últimos 12 meses, incluido el mes de análisis para remunerar

21. El factor de disponibilidad previsto anual esta en función del tipo de tecnología de las unidades generadoras.

23. GRACIAS POR SU ATENCIÓN